JP2015121093A - 利用可能な廃熱を用いてハイドレート貯留層から炭化水素を生産する方法及びシステム - Google Patents

Abstract

【課題】炭化水素含有地下ハイドレート貯留層から炭化水素を生産する方法及びシステムを開示する。
【解決手段】廃熱を回収し、炭化水素含有ハイドレート地層に移動させて、ハイドレートを天然ガスと水に解離させる。廃熱は、ガス液化油（ＧＴＬ）プラント、液化天然ガス（ＬＮＧ）プラント、電気又は動力発生プラント及び地下貯留層から他の従来型又は非従来型炭化水素を生産する陸上又は沖合施設などの地表施設から発生する熱でありうる。或いは、廃熱は、炭化水素含有生産井及び加熱された水を生産する地熱井などの地下貯留層から得ることができる。
【選択図】図１

Description

本発明は、地下炭化水素含有ハイドレート貯留層からの炭化水素の生産に関する。

天然ガスハイドレート（ＮＧＨ又は天然ガスのクラスレートハイドレート）は、水及び特定のガス分子が比較的高圧及び低温の適切な条件下で結合する場合に形成される。これらの条件下で、「ホスト」水分子が「ゲスト」ガス分子を内部に捕捉するケージ又は格子構造を形成する。このメカニズムにより、大量のガスが密に詰まっている。例えば、１立方メートルのメタンハイドレートは、０．８立方メートルの水及び一般的には１６４立方メートルであるが、最大１７２立方メートルのメタンガスを含む。地球上で最も一般的な天然に存在するクラスレートはメタンハイドレートであるが、エタン及びプロパンなどの炭化水素ガス並びに二酸化炭素（ＣＯ_２）及び硫化水素（Ｈ_２Ｓ）などの非炭化水素ガスを含む他のガスもハイドレートを形成する。

ＮＧＨは、天然に存在し、北極圏及び高山環境における深部永久凍土に伴う、並びに一般的に中から低緯度では５００メートル（１６００フィート）を超え、且つ、高緯度では１５０〜２００メートル（５００〜６５０フィート）を超える水深の大陸縁辺における、堆積物中に広く見出される。ハイドレート安定区域の厚さは、温度、圧力、ハイドレート形成ガスの組成、基礎をなす地質的条件、水深及び他の要因によって異なる。

メタンハイドレートの天然ガス資源の世界の推定量は、７０００００兆立方フィートにほぼ等しく、これは、世界の現在証明されているガス埋蔵量をなす５５００兆立方フィートと比較して驚くほど大きい値である。

現在までのメタンハイドレート研究の大部分は、基礎研究並びにハイドレート堆積物の検出及び特性評価に焦点を合わせたものであった。商業的に実現可能であり環境的に受容できる抽出方法は、まだ開発の初期段階にある。メタンハイドレートを生産する安全且つ費用対効果の高い方法を開発することは、依然としてハイドレート堆積物の開発における重要な技術的及び経済的課題である。

ハイドレートの解離（ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ）は、高度の吸熱過程である（すなわち、起こるために、ハイドレートは周囲環境から熱を吸収しなければならない）。周囲の地層からの利用可能な熱量はしばしば限られており、熱流の速度はしばしば遅い。ハイドレートの生産に関する初期の考え方は、吸熱性解離過程を持続させるための熱源を用意し、結果として炭化水素のより高い生産速度を得るためにハイドレート貯留層に熱（例えば、熱水又は水蒸気）を注入するための専用外部熱源（例えば、蒸気ボイラー）を設けることであった。これは、一般的に熱刺激と呼ばれている。当時の経済分析は、専用の機械装置で水蒸気又は熱水を発生させる費用に基づくものであり、この技術が不経済であることが示された。それ以後の研究は、減圧（地球自体によりもたらされる吸熱を伴う）を用いたハイドレート貯留層の生産に変わった。これは、熱の流入が前述の地層学的制限を受けるため、直接加熱（熱刺激）によって得ることができるものより当然のことながら低い生産速度をもたらす。

炭化水素含有地下ハイドレート貯留層から炭化水素を生産する方法を開示する。物理的に隣接しているが、他の点では無関係の施設又は装置からの廃熱を回収し、流体に移して、加熱された流体を作る。加熱された流体を炭化水素含有ハイドレート地層に移送し、熱をハイドレート貯留層に含まれるハイドレートに移動させて、ハイドレートを天然ガスと水に解離させる。解離した天然ガス及び水を、天然ガスを処理する生産施設に輸送する。ハイドレート地層に注入することができる加熱された流体の例は、例として、また限定する趣旨ではないが、熱淡水若しくは塩水、水蒸気、熱炭化水素ガス若しくは液体、ＣＯ_２、又は窒素などである。

一実施形態において、廃熱は、陸上又は水域の表面上若しくはその近くの熱発生施設で発生した熱である。例として、また限定する趣旨ではないが、そのような熱発生地表施設は、ガス液化油（ＧＴＬ）プラント、液化天然ガス（ＬＮＧ）プラント、電気又は動力発生プラント及び地下貯留層から他の従来型又は非従来型炭化水素を生産する陸上又は沖合施設などでありうる。「非従来型炭化水素」という語句は、例えば、ガスシェール、タイトガス、コールベッドメタンガス、オイルシェール及びオイルサンドを意味する。

他の選択肢において、廃熱を地下層から発生させる。例えば、廃熱は、地下地熱井により発生させることができる。他の選択肢は、炭化水素生産貯留層から生産された流体から回収される熱である廃熱を使用することである。理想的には、生産された流体からの廃熱を、ハイドレートの解離を誘発するためにハイドレート貯留層に注入される流体に移動させる。生産された流体を直接注入することもできる。

炭化水素含有地下ハイドレート貯留層から天然ガスを生産するシステムも開示する。該システムは、廃熱を発生する地表施設、廃熱により加熱されて加熱された流体を生じる流体、炭化水素含有ハイドレート貯留層、加熱された流体を炭化水素含有ハイドレート貯留層に運んでハイドレートを天然ガスと水に解離させる第１の導管、解離した天然ガス及び水を炭化水素含有ハイドレート貯留層から生産施設に運ぶための第２の導管を含む。そのような地表施設の非限定的な例は、ガス液化油（ＧＴＬ）プラント、液化天然ガス（ＬＮＧ）プラント、発電所及び地下貯留層からの他の従来型又は非従来型炭化水素を生産する陸上又は沖合施設などである。

また、地表施設ではなく地下廃熱源を含むシステムを述べる。一例として、地下廃熱源は、地熱源の加熱された岩石であってよい。他の例として、地下廃熱源は、炭化水素生産貯留層であってよく、加熱される流体は、炭化水素生産貯留層の生産された流体から熱を受け取る水である。生産された流体からの熱は、熱交換器を用いることなどにより、再注入され、ハイドレートの解離を引き起こす流体に移動させることができる。生産された流体を直接注入することもできる。

本発明のこれら及び他の目的及び利点は、以下の説明、添付の特許請求の範囲及び添付図面に関してより良く理解されるようになるであろう。

ハイドレート貯留層からの炭化水素の回収を増加させるために地表施設からの廃熱を輸送し、用いる第１の実施形態の概略図である。 ハイドレート貯留層からの炭化水素の回収を増加させるために地熱井及び地下地層からの熱を用いる第２の実施形態の概略図である。

利用可能な廃熱は、熱刺激を与えるための熱源として有利に用いることができる。この廃熱は、例えば、生産施設の発電システム、圧縮機から、又は従来型若しくは非従来型石油・ガス生産から、熱交換器を介してもたらされうる。非従来型石油・ガス生産は、例えば、ガスシェール、タイトガス、コールベッドメタン、オイルシェール及びオイルサンドを意味する。より大きい廃熱源は、例えば、併設された、発電所又はガス液化油（ＧＴＬ）若しくは液化天然ガス（ＬＮＧ）プラントなどの化学プラントによって、供給されうる。ＧＴＬ過程は、高度に発熱性であり、ＧＴＬプラントは、燃料用、及び原料としてのメタンの大量の供給を必要とするため、ＧＴＬプラントとの併設は、特に有益でありうる。ＧＴＬプラントは、大量の廃熱を発生し、これがハイドレート貯留層中に導かれ、ハイドレート貯留層が大量のメタンガスを高い速度で発生してＧＴＬプラントに供給することとなる。ハイドレート貯留層が潜在的消費者から地理的に遠隔である場合、さらなる相乗的な便益が、ＧＴＬ併設によって生ずるであろう。ＧＴＬ製品（合成液体燃料）は、天然ガスよりはるかに容易に遠隔の場所から輸送される。同じ原理がＬＮＧプラントに当てはまると思われる。

さらに、ハイドレート貯留層中の「ヒートシンク」の利用可能性は、伝統的なプラント、すなわち、冷却システム（冷却搭及び／又はフィンファン熱交換器）の除去又は少なくともそのサイズの低減のため、ＧＴＬプラントの建設及び操業費用を低減することができることを意味する。

また、ハイドレートの解離時に放出され、ハイドレート生産時に地表に取り出される大量の淡水は、ＧＴＬ又はＬＮＧプラントに送られ、熱交換器用の流体として使用するために利用可能となろう。

図１にハイドレート地層２２から炭化水素を生産するためのシステム２０の第１の実施形態を示す。上を覆う地層２８は、ハイドレート地層２２の上に配置され、上部シールとしての役割を果たし、ハイドレート地層２２の吸熱性解離を持続させる限られた地熱も供給する。ハイドレート地層２２の下にはハイドレート地層２２の吸熱性解離を持続させる大部分の地熱を供給する支持地層３０が位置する。砂時計形の解離区域２６が生産井（ｐｒｏｄｕｃｅｒ ｗｅｌｌ）３６とハイドレート地層２２との間に形成される。生産井３６は、垂直（示したように）又は他の方向であってよい。生産井３６は、ハイドレート地層２２中のハイドレートが解離し掘削した穴に流入することを可能にする、生産井３６の周囲のより低い圧力の区域を提供する。ハイドレート地層２２中のハイドレートの解離を増大させるために、多数の注入井（ｉｎｊｅｃｔｏｒ ｗｅｌｌ）３４が加熱された水又は水蒸気などの加熱された流体をハイドレート地層２２に供給する。理想的には、熱がハイドレート地層２２に到達し、天然ガスハイドレート地層２２の解離による天然ガス及び水の生成をもたらす。注入井３４は、ハイドレート貯留層中で終わってよく、又は使用済み加熱された流体を含有する適切な特性を有するより深部の地層に続いていてよい。

流体は、解離区域２６から生産井３６によって通じている。生産された流体は、プラント５０、６０、７０又は８０におけるさらなる処理、貯蔵、輸送又は熱交換流体としての使用のために、理想的には分離器４０により分離され、炭化水素及び水送出管路４２及び４４に通される。

加熱された流体は、理想的には、熱を廃棄することが問題となりうる源から生ずるものであってよい。第１の例として、ガス液化油（ＧＴＬ）プラント５０からの廃熱を熱交換器及び配管（示さず）を介して利用することにより、ハイドレート地層２２への熱刺激を与えることができる。第２の具体例としての実施形態は、液化天然ガス（ＬＮＧ）プラント６０からの廃熱を熱交換器及び配管（示さず）を介して用いて、ハイドレート地層２２に熱刺激を与えることができる。第３の具体例としての実施形態は、発電プラント７０（例えば、ガス燃焼蒸気タービンプラント又はガスタービン熱電併給プラント）からの廃熱を熱交換器及び配管（示さず）を介して用いて、ハイドレート地層２２に熱刺激を与えることができる。第４の具体例としての実施形態は、油及び／又はガス生産施設或いは構造物８０から（例えば、発電システム、圧縮機又は生産されたガス及び油の冷却器から）加熱された水を介して供給された熱を熱交換器及び配管（示さず）を介して用いて、ハイドレート地層２２に熱刺激を与えることができる。

ハイドレート地層２２への加熱された流体の注入は、例えば、ポンプ４０の使用により、又は重力流により達成することができよう。

図２に炭化水素含有ハイドレート貯留層１２２に熱を供給するための他の選択肢を示す。ハイドレート貯留層１２２は、生産井１３６が通っている一般的に砂時計形の解離区域１２６に隣接している。解離区域１２６は、炭化水素及び水並びにハイドレート貯留層１２２から放出される他の成分を含む。生産井１３６は、水及び炭化水素を分離器１４０に送出する。水及び炭化水素を分離し、炭化水素及び水導管１４２及び１４４を経て送出することができる。

ハイドレート貯留層１２２の上又は下にある水の地熱源１５０は、加熱された水の源を得るために活用することができる。加熱された水は、地表に戻し、そこでポンプで下方に注入井１３４を経てハイドレート地層１２２に送り込む。水からの熱は、ハイドレート地層１２２からの炭化水素及び水の解離を促進し、解離区域１２６中に放出される。或いは、加熱された水は、地表に水を最初に戻す必要なしに補助導管１３６により井戸１３４に直接送出することができよう。或いは、加熱された水又は蒸気からの熱は、移動させるか、又は注入する流体と交換させることができる。

ハイドレート貯留層１２２に熱を供給するために利用可能な他の代替熱源として、生産炭化水素貯留層２６０が熱生成流体を生産井２６２に送出する。生成流体、すなわち、油及び天然ガスなどの炭化水素並びに生成水を、上方に、生産井２６２を経て、分離器２８０を含むプラットフォームに、移動させる。再び、生成流体を炭化水素と水に分離し、炭化水素導管２８２及び２８４を経て輸出することができる。熱交換器２８０を生産井２６２における配管の周りに作ることができる。地表で生成する、或いは海水などの別の方法で入手可能な水を熱交換器２８０の下位部分に下方に通し、その水をハイドレート貯留層１２２に沿って上方に通すことができる。生産井２６２中の生成流体からの熱は、熱交換器から通過水中に、次にハイドレート貯留層１２２中に移動する。再び、貯留層２６０から導入された「廃熱」は、ハイドレートの解離を引き起こすことによってハイドレート貯留層１２２からの生産を増加させるのに使用される。

前述の明細書において本発明をその特定の好ましい実施形態に関して述べ、例示の目的のために多くの詳細を示したが、本発明が変更を受け入れる余地があり、本明細書で述べた他の特定の詳細は、本発明の基本的原理から逸脱することなく、かなり変化しうることは、当業者には明らかであろう。

Claims (15)

1. 炭化水素含有地下貯留層から炭化水素を生産する方法であって、
   （ａ）廃熱を回収し、該廃熱を流体に移動させて、加熱された流体を生じさせること、
   （ｂ）該加熱された流体を炭化水素含有ハイドレート貯留層に輸送し、熱を該貯留層に含まれるハイドレートに移動させて、該ハイドレートを天然ガスと水に解離させること、並びに
   （ｃ）該解離した天然ガス及び水を生産施設に輸送して、該天然ガスを処理すること
   を含む、上記方法。
2. 前記廃熱の回収が熱発生地表施設で発生した熱である、請求項１に記載の方法。
3. 前記廃熱がガス液化油（ＧＴＬ）プラントにより発生する、請求項２に記載の方法。
4. 前記廃熱が液化天然ガス（ＬＮＧ）プラントにより発生する、請求項２に記載の方法。
5. 前記廃熱が発電プラントにより発生する、請求項２に記載の方法。
6. 前記廃熱が地下貯留層から他の従来型又は非従来型炭化水素を生産する陸上又は沖合施設により発生する、請求項２に記載の方法。
7. 前記廃熱が地下地層から発生する、請求項１に記載の方法。
8. 前記廃熱が地下地熱井により生ずる、請求項７に記載の方法。
9. 前記廃熱が炭化水素生産貯留層からの生成流体から回収された熱である、請求項７に記載の方法。
10. 前記生成流体からの廃熱を、前記ハイドレート貯留層に注入される水に移動させる、請求項７に記載の方法。
11. 地下貯留層から天然ガスを生産するシステムであって、
    （ａ）廃熱を発生する地表施設、
    （ｂ）加熱された流体を生成するために該廃熱により加熱される流体、
    （ｃ）炭化水素含有ハイドレート貯留層、
    （ｄ）該加熱された流体を該炭化水素含有ハイドレート貯留層に運んで、ハイドレートを天然ガスと水に解離させる第１の導管、並びに
    （ｅ）該炭化水素含有ハイドレート貯留層から該解離した天然ガス及び水を生産施設に運ぶ第２の導管
    を含む、上記システム。
12. 前記地表施設が、ガス液化油（ＧＴＬ）プラント及び液化天然ガス（ＬＮＧ）プラントのうちの１つである、請求項１１に記載のシステム。
13. 前記地表施設が発電プラントである、請求項１１に記載のシステム。
14. 前記地下廃熱源が地熱源の加熱された岩石であり、
    前記加熱される流体が地下岩石から熱を受け取る水である、
    請求項１１に記載のシステム。
15. 前記地下廃熱源が炭化水素生産貯留層から生産された流体中の熱であり、
    前記加熱される流体が前記生産された流体から熱を受け取る水である、
    請求項１１に記載のシステム。

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