[go: up one dir, main page]

CN110337527A - 甲烷气回收方法和二氧化碳低排放发电方法以及甲烷气回收系统和二氧化碳低排放发电系统 - Google Patents

甲烷气回收方法和二氧化碳低排放发电方法以及甲烷气回收系统和二氧化碳低排放发电系统 Download PDF

Info

Publication number
CN110337527A
CN110337527A CN201880014174.XA CN201880014174A CN110337527A CN 110337527 A CN110337527 A CN 110337527A CN 201880014174 A CN201880014174 A CN 201880014174A CN 110337527 A CN110337527 A CN 110337527A
Authority
CN
China
Prior art keywords
methane gas
well
methane
carbon dioxide
power generation
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201880014174.XA
Other languages
English (en)
Inventor
圆山重直
冈岛淳之介
小宫敦树
陈林
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
National University Legal Person Northeast University
Original Assignee
National University Legal Person Northeast University
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by National University Legal Person Northeast University filed Critical National University Legal Person Northeast University
Publication of CN110337527A publication Critical patent/CN110337527A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/50—Carbon dioxide
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

甲烷气回收方法，是从甲烷水合物层回收甲烷气的甲烷气回收方法，将溶解有二氧化碳并且被加热了的加热海水注入与甲烷水合物层连通的1个或多个注入井，将甲烷水合物层预热，用与甲烷水合物层连通、设置于距离注入井仅设定距离的位置的1个或多个生产井，从预热了的甲烷水合物层采用减压法回收甲烷气，经过设定期间后，将注入井作为生产井，从生产井回收甲烷气，挖掘新的注入井，将加热海水注入注入井，将甲烷水合物预热。

Description

甲烷气回收方法和二氧化碳低排放发电方法以及甲烷气回收 系统和二氧化碳低排放发电系统
技术领域
本发明涉及利用海洋甲烷水合物的甲烷气回收方法和二氧化碳低排放发电方法以及甲烷气回收系统和二氧化碳低排放发电系统。
背景技术
近年来，作为替代现有的化石燃料的能源，甲烷水合物(Methane Hydrate：MH)受到关注。特别是，在日本近海的海底存在甲烷水合物层(以下酌情称为“MH层”)，期待从该MH层回收甲烷气来作为纯国产能源有效利用。
从MH层回收甲烷气时，例如，在海底挖掘用于回收甲烷气的生产井，来自MH层的甲烷气与油田或气田等不同，不会自喷。因此，最近，提出了用于从MH层回收甲烷气的各种方法。
甲烷水合物一般在低温且高压的环境下存在，通过提高温度或者降低压力，甲烷气解离。因此，作为用于回收甲烷气的方法，例如提出了大致分为以下两种的方法：通过将MH层加热使甲烷气从甲烷水合物解离的加热法，和通过将MH层减压使甲烷气解离的减压法。
采用加热法的甲烷气的回收方法例如记载于专利文献1。在专利文献1记载的方法中，使用如下的作为加热法的一种的热水压入法回收甲烷气，挖掘相对于MH层成为平行井的注入井和生产井、将利用压入注入井的热水的热而从甲烷水合物中解离的甲烷气从生产井回收。
另一方面，对于采用减压法的甲烷气回收方法而言，由于能够生产出甲烷气回收涉及的能量消耗量的数十倍的能量，因此与使用了加热法的情形相比，能量产出比高。
现有技术文献
专利文献
专利文献1：日本特开2016-223064号公报
发明内容
发明要解决的课题
但是，在使用加热法回收甲烷气的情况下，有可能为了加热水而消耗的能量多于利用所回收的甲烷气生产的能量，因此存在能量产出比差的课题。
另外，如专利文献1中记载的方法那样，在将热水压入注入井时，发生在MH层中的注入井周围产生龟裂的压裂，形成由于热而解离的甲烷气的流路。但是，在注入井与生产井的距离近的情况下，产生将注入井与生产井连接的沟道。如果在注入井与生产井之间产生沟道，则从注入井压入的热水直接流入生产井，因此存在可能无法将甲烷气有效率地回收的课题。进而，与垂直井相比，平行井的设置成本高。
另一方面，使用减压法回收甲烷气时，甲烷气从甲烷水合物解离时发生吸热反应，因此MH层的温度降低从而冻结。由此，甲烷气的流路阻塞等，因此与使用加热法的情形相比，存在无法有效率地回收甲烷气的课题。
另外，现在提出的各种甲烷气回收方法中，甲烷气的总生产量以及每单位时间的生产量即生产速度低，经济上难以实现将从甲烷水合物回收的甲烷气作为能量。
因此，本发明鉴于上述现有技术中的课题而完成，目的在于提供能够提高甲烷气的总生产量和生产速度、并且有效率地回收甲烷气的甲烷气回收方法和二氧化碳低排放发电方法以及甲烷气回收系统和二氧化碳低排放发电系统。
用于解决课题的手段
本发明涉及的甲烷气回收方法是从甲烷水合物层回收甲烷气的甲烷气回收方法，具有：将溶解有二氧化碳并且被加热了的加热海水注入与上述甲烷水合物层连通的1个或多个注入井，将上述甲烷水合物层预热的步骤，和从与上述甲烷水合物层连通、设置于距离上述注入井仅设定距离的位置的1个或多个生产井采用减压法回收甲烷气的步骤；经过设定期间后，将上述注入井作为生产井，用该生产井从预热了的上述甲烷水合物层回收甲烷气，挖掘新的注入井，将上述加热海水注入该注入井，将上述甲烷水合物层预热。
本发明涉及的二氧化碳低排放发电方法具有：将甲烷气作为燃料进行发电的步骤、从上述发电时产生的排气中回收二氧化碳的步骤，获得海水，使回收的上述二氧化碳溶解于上述海水的步骤，使用上述发电时产生的排热将溶解了上述二氧化碳的上述海水加热，生成加热海水的步骤，将上述加热海水注入与甲烷水合物层连通的1个或多个注入井，将上述甲烷水合物层预热的步骤，从与上述甲烷水合物层连通、设置于距离上述注入井仅设定距离的位置的1个或多个生产井采用减压法回收甲烷气的步骤，和将回收的上述甲烷气作为发电的燃料供给的步骤；经过设定期间后，将上述注入井作为生产井，用该生产井从预热了的上述甲烷水合物层回收甲烷气，挖掘新的注入井，将上述加热海水注入该注入井，将上述甲烷水合物层预热。
本发明涉及的甲烷气回收系统是从甲烷水合物层回收甲烷气的甲烷气回收系统，具有：与上述甲烷水合物层连通、将溶解有二氧化碳并且被加热了的加热海水注入1个或多个注入井的各个井的1个或多个注入管、和从与上述甲烷水合物层连通、设置于距离上述注入井仅设定距离的位置的1个或多个生产井的各个井采用减压法回收甲烷气的1个或多个回收管；经过设定期间后，使上述注入井作为生产井发挥功能，用该生产井从上述甲烷水合物层回收甲烷气，在新挖掘的注入井中配置新的注入管，注入上述加热海水。
本发明涉及的二氧化碳低排放发电系统是具有进行发电的发电系统和从甲烷水合物层回收甲烷气的甲烷气回收系统的二氧化碳低排放发电系统，上述发电系统具有：将甲烷气作为燃料进行发电的发电装置、和从上述发电时产生的排气中回收二氧化碳的二氧化碳回收装置；上述二氧化碳回收装置获取海水，使回收的上述二氧化碳溶解于上述海水，利用上述发电时产生的排热将溶解了上述二氧化碳的上述海水加热，生成加热海水；上述甲烷气回收系统具有：与上述甲烷水合物层连通、注入上述加热海水的1个或多个注入井，和与上述甲烷水合物层连通、设置于距离上述注入井仅设定距离的位置、采用减压法回收甲烷气的1个或多个生产井；将回收的上述甲烷气作为发电的燃料供给至上述发电系统；经过设定期间后，使上述注入井作为生产井发挥功能，用该生产井从上述甲烷水合物层回收甲烷气，在新挖掘的注入井中配置新的注入管，注入上述加热海水。
发明效果
如上所述，根据本发明，每经过设定期间就使注入井作为生产井发挥功能，从被注入加热海水而被预热了的甲烷水合物层回收甲烷气，从而能够提高甲烷气的总生产量和生产速度，并且能够有效率地回收甲烷气。
另外，与将所回收的甲烷气直接作为能量输送到地上相比，通过将该甲烷气转换为电能而输送到地上，能够带有附加值地供给能量。进而，通过将转换为电能时所释放的热能在甲烷气的回收中利用，能够作为更有效率且对环境友好的系统运用。此外，对于将甲烷气转换为能量时所排出的二氧化碳，由于与热能一起混入海水中，由注入井注入地下，即，对二氧化碳进行海底隔离，因此也可获得能够防止能量转换时的二氧化碳向大气中释放的显著效果。
附图说明
图1为示出实施方式涉及的二氧化碳低排放发电系统的构成的一例的概略图。
图2为示出实施方式涉及的二氧化碳低排放发电系统的构成的一例的方块图。
图3为用于对MH层中的甲烷气的回收效率进行说明的坐标图。
图4为用于对使用图1的二氧化碳低排放发电系统回收甲烷气时的、对应于层温度的总生产量进行说明的坐标图。
图5为用于对使用图1的二氧化碳低排放发电系统回收甲烷气时的、对应于层温度的生产速度进行说明的坐标图。
图6为示出在进行对应于热水压入期间的模拟时所使用的解析模型的一例的概略图。
图7为示出图6的解析模型的热水压入期间与温度的关系的一例的温度分布图。
图8为用于对对应于热水压入期间的甲烷气的生产速度进行说明的坐标图。
图9为用于对对应于有无裂缝的甲烷气的生产速度进行说明的坐标图。
图10为用于对对应于热水压入期间的甲烷气的总生产量进行说明的坐标图。
图11为用于对对应于有无裂缝的甲烷气的总生产量进行说明的坐标图。
图12为示出甲烷气的流量与输出电力和热效率的关系的坐标图。
图13为示出图1的发电系统中的能量的状态的概略图。
图14为示出甲烷气的流量与气体价格的关系的坐标图。
图15为示出甲烷气的流量与电价格的关系的坐标图。
具体实施方式
实施方式
以下对于本发明的实施方式涉及的二氧化碳低排放发电系统进行说明。概略地说，本实施方式涉及的二氧化碳低排放发电系统使用从MH层(甲烷水合物层)回收的甲烷气进行发电，利用发电时产生的二氧化碳和排热，使二氧化碳溶解于海水并且将海水加热。而且，将加热了的海水注入挖掘的注入井，进行MH层的预热和压裂，与其平行地，从距离注入井预先设定的距离的位置的生产井回收甲烷气。
另外，从甲烷气的回收开始，每经过预先设定的期间，使注入井作为生产井发挥功能，回收甲烷气，并且将加热海水注入新挖掘的注入井，进行MH层的预热和压裂。
[二氧化碳低排放发电系统的构成]
图1为示出本实施方式涉及的二氧化碳低排放发电系统1的构成的一例的概略图。如图1中所示那样，二氧化碳低排放发电系统1利用在甲烷水合物富集的MH层的海上停泊的船2等来设置。二氧化碳低排放发电系统1通过连接回收甲烷气系统10和发电系统20而构成。
(甲烷气回收系统)
图2为示出本实施方式涉及的二氧化碳低排放发电系统1的构成的一例的方块图。如图1和图2中所示那样，甲烷气回收系统10具有1个或多个注入管11、和1个或多个回收管12。
注入管11例如为垂直井，以从海上大致垂直地延伸到MH层的下部的方式设置于挖掘的注入井，该注入井以到达MH层的下部的方式挖掘。将后述的溶解有二氧化碳的热水压入注入管11。注入管11在配置于MH层的内部的部分设置有用于使溶解有二氧化碳的热水喷出的多个喷出口。
回收管12例如为垂直井，以从海上大致垂直地延伸到MH层的下部的方式设置于挖掘的生产井，该生产井以到达MH层的下部的方式挖掘。回收管12在配置于MH层的内部的部分设置有用于回收从甲烷水合物解离的甲烷气的多个回收口。将所回收的甲烷气供给到发电系统20。
其中，将设置注入管11的注入井与设置回收管12的生产井以预先设定的间隔、即只相距设定距离的间隔配置。这是为了防止用注入管11将热水压入注入井时，在MH层中产生作为龟裂的压裂，由于该产生的压裂而在注入井与生产井之间产生由于称为沟道的龟裂从而相互的井连通的状态。
因此，在本实施方式中，为了防止压裂引起的注入井与生产井之间的沟道，将作为注入井与生产井的间隔来设定的设定距离设定为不产生压裂引起的沟道的程度的间隔。具体地，例如，该设定距离优选设为10m以上且500m以下左右。这是因为，在设定距离比10m小的情况下，在注入井与生产井之间产生沟道，不能将MH层内的甲烷气有效率地回收。
另一方面，作为设定距离的上限值的“500m”为例如对于考虑热水输送时的压力损失、热损失和用于构成本系统的经济的装置配置等而设置甲烷气回收系统10而言适当的距离，并且预想不产生压裂引起的沟道的足够的距离而设定。但是，该上限值是由热损失、经济上的原因得到的值，如果能够采用能够消除其原因的公知手段，例如附加加热装置、加压装置等来解决，或者在经济上能够容许，则不妨使上限值成为500m以上。
另外，在挖掘多个注入井而作为注入井群发挥功能的情况下，不必在各个注入井彼此之间设置上述这样的间隔限制。即，各个注入井彼此之间的间隔可以是产生压裂引起的沟道的间隔。如果在注入井彼此之间产生沟道，则通过形成该沟道(即，连通相互的注入井的龟裂)引起的流路，能够进行利用热水的注入的MH层的更有效率的预热。而且，在将该注入井群作为生产井群来回收甲烷气的阶段，在构成生产井群的各个生产井之间，利用沟道(即，连通相互的生产井的龟裂)引起的流路，能够将甲烷气更有效率地回收。
但是，当然，未必在注入井彼此之间或生产井彼此之间产生沟道。例如，将多个生产井形成为群时，即使没有产生沟道，仅凭此也能够有效率地充分利用预热时的热能。
在此，本实施方式中，配置有注入管11的注入井在经过预先设定的期间后，作为生产井发挥功能。即，配置于注入井的注入管11用作回收管12。而且，在将注入井用作生产井的情况下，挖掘新的注入井，在该新的注入井中配置注入管11。
因而，在本实施方式中，现在作为注入井发挥功能的井在经过设定期间后作为生产井发挥功能，此时，挖掘新的注入井。将其在每个设定期间依次反复进行。
(发电系统)
发电系统20具有发电装置21和二氧化碳回收装置(以下酌情称为“CO2回收装置”)22。发电装置21以甲烷气作为燃料进行发电，将通过发电得到的电力例如经由HVDC(HighVol tage Direct Current：高压直流)海底电缆输送到陆地上。另外，发电装置21中，产生发电时不需要的排气和排热。发电装置21将产生的排气和排热供给到CO2回收装置22。作为发电装置21，例如能够使用布雷敦循环型(ブレイトンサイクル型)的发电装置或大型的燃气发动机等。
CO2回收装置22将从发电装置21供给的排气中所含有的二氧化碳回收。另外，使用未图示的泵等将海水供给到CO2回收装置22。CO2回收装置22使回收的二氧化碳溶解于所供给的海水。例如，CO2回收装置22使用物理吸附法或化学吸收法使回收的二氧化碳在高压下溶解于海水。
另外，CO2回收装置22使用从发电装置21供给的排热，将溶解有二氧化碳的海水加热，生成二氧化碳溶解的加热海水(以下酌情称为“热水”)。而且，CO2回收装置22将该热水供给至甲烷气回收系统10的注入管11。
再有，在将热水供给至注入管11时，发电系统20对该热水施加预先设定的压力而供给。此时的压力例如为热水从注入管11喷出时能够使MH层产生压裂的程度的压力。
[二氧化碳低排放发电系统的工作]
接下来，对本实施方式涉及的二氧化碳低排放发电系统1的工作进行说明。发电系统20中的发电装置21将甲烷气作为燃料进行发电，将得到的电力经由HVDC海底电缆输送到陆地上。另外，发电装置21将由于发电而排出的排气和排热供给至CO2回收装置22。
CO2回收装置22从由发电装置21供给的排气中回收二氧化碳。另外，CO2回收装置22使回收的二氧化碳溶解于所供给的海水。进而，利用从发电装置21供给的排热，将溶解有二氧化碳的海水加热，生成溶解了二氧化碳的热水。CO2回收装置22将生成的热水供给至甲烷气回收系统10的注入管11。此时，热水在施加了压力的状态被供给至注入管11。供给至注入管11的热水到达MH层时，从注入管11的喷出口向MH层喷出。
在MH层中，利用从注入管11喷出的热水的压力，产生压裂。另外，利用压入的热水的热，注入管11周围的MH层被预热。另一方面，在回收管12中，通过使用减压法，从甲烷水合物解离的甲烷气从回收口被回收。将回收的甲烷气供给至发电系统20，作为采用发电装置21发电时的燃料来利用。
然后，经过设定期间后，配置了注入管11的注入井作为生产井发挥功能，将注入管11用作回收管12。然后，挖掘新的注入井，在该注入井中配置注入管11。以后，每个设定期间，重复上述工作。
再有，从注入管11将热水注入MH层时，根据注入的热水的量，MH层的体积增加，因此海底面隆起等，环境有可能变化。但是，在本实施方式中，从回收管12回收甲烷气时，由于使用通过将MH层内的海水汲上来而减压的减压法，因此MH层的体积减小。因此，能够抑制海底面等环境的变化。
[二氧化碳低排放发电系统产生的效果]
接下来，对于使用本实施方式涉及的二氧化碳低排放发电系统1回收甲烷气时的效果进行说明。在此，使用采用上述的二氧化碳低排放发电系统1从预先设想的MH层回收甲烷气时的模拟结果进行说明。另外，以下对于对应于MH层的层温度的结果和对应于热水压入期间的结果依次说明。
(甲烷气的回收效率)
图3为用于对MH层中的甲烷气的回收效率进行说明的坐标图。图3中，横轴表示MH层的温度，纵轴表示甲烷气的回收效率。另外，该例表示以回收管12为中心、半径50m的周围和深度35m的区域中的、来自甲烷水合物的甲烷气的回收效率。
如图3中所示那样，通常MH层的温度为3℃左右时，甲烷气的回收效率为30％左右。而通过使层温度上升8℃左右，使其成为11℃，从而甲烷气的回收效率上升到100％。由此可知，通过将MH层预热，能够从MH层中的甲烷水合物中将甲烷气有效率地回收。
(对应于层温度的甲烷气的总生产量)
首先，对于对应于MH层的层温度的模拟结果进行说明。图4为用于对使用图1的二氧化碳低排放发电系统1回收甲烷气时的、对应于层温度的总生产量进行说明的坐标图。在图4中，横轴表示自甲烷气的生产开始的天数，纵轴表示使用减压法回收甲烷气时的总生产量。另外，该图示出利用热水将MH层预热、MH层的温度为2.5℃、7.5℃和12.5℃时的甲烷气的总生产量。再有，在该例子中，示出将没有预热时的层温度设为例如2.5℃的情形。
如图4中所示那样，层温度为任一种温度时，甲烷气的总生产量都是在生产开始的初期阶段急剧地上升，然后缓和地上升。这是因为，在生产开始的初期阶段，能够回收从回收管12的周围的甲烷水合物解离的甲烷气，然后，回收从存在于远离回收管12的位置的甲烷水合物解离的甲烷气。
另一方面，将MH层预热，使层温度从通常时的2.5℃上升时，甲烷气的总生产量飞跃地提高。特别是，在从生产开始经过了100天、即3个月左右的时刻，每使MH层的温度上升5℃，甲烷气的总生产量成为10倍以上。这是因为，如使用图3说明那样，通过使MH层的温度上升，甲烷气的回收效率上升。
因而，由图4中所示的模拟结果可知，通过将MH层预热，能够提高甲烷气的总生产量。
(对应于层温度的甲烷气的生产速度)
图5为用于对使用图1的二氧化碳低排放发电系统1回收甲烷气时的、对应于层温度的生产速度进行说明的坐标图。在图5中，横轴表示自甲烷气的生产开始的天数，纵轴表示使用减压法回收甲烷气时的生产速度。另外，该图示出MH层的温度为2.5℃、7.5℃和12.5℃时的甲烷气的生产速度。再有，甲烷气的生产速度表示每单位时间的甲烷气的生产量。
如图5中所示那样，层温度为任一种温度时，甲烷气的生产速度都是在生产开始的初期阶段急剧地上升，然后，生产速度收敛于一定值。这是因为，与图4中所示的结果同样地，在生产初期的阶段，回收回收管12的周围的甲烷气，然后回收远离回收管12的位置的甲烷气。
另一方面，将MH层预热，使层温度从通常时的2.5℃上升时，甲烷气的生产速度飞跃地提高。特别是，在从生产开始经过了100天、即3个月左右的时刻，每使MH层的温度上升5℃，甲烷气的生产速度成为15倍左右。而且，之后，生产速度成为3倍左右。这是因为，如使用图3说明那样，通过使MH层的温度上升，甲烷气的回收效率上升。
因而，由图5中所示的模拟结果可知，通过将MH层预热，能够提高甲烷气的生产速度。
(关于解析模型)
接下来，对对应于MH层的热水压入期间的模拟结果进行说明。图6为表示进行对应于热水压入期间的模拟时使用的解析模型的一例的概略图。如图6中所示那样，在该解析模型中，在厚度为25m左右的下层与厚度为20m左右的上层之间形成有厚度为20m左右的MH层。而且，在该MH层中设置了直径为0.1m左右的注入管11。将热水压入注入管11，压入的热水从设置于注入管11的下部的喷出口喷出。此时，使得温度为12℃、流量为7.2×103kg/h的热水注入注入管11。另外，使得MH层的层温度为6℃且均匀。
(对应于热水压入期间的温度分布)
图7为示出图6的解析模型的热水压入期间与温度的关系的一例的温度分布图，示出使热水压入期间发生变化时和在MH层中形成了裂缝时的MH层的温度分布。情况#1表示将热水压入了30天时的温度分布。情况#2表示将热水压入了90天时的温度分布。情况#3表示将热水压入了180天时的温度分布。情况#4表示将热水压入了360天时的温度分布。裂缝情况表示在MH层中形成裂缝、将热水压入了360天时的温度分布。此时的裂缝设为间隙的高度为1m左右、直径为50m左右的裂缝。
如图7中所示那样，热水压入期间为任一种期间时，MH层的层温度都是越接近注入管11越上升。另外，热水的压入期间越长，层温度上升的范围越宽，能够从注入管11到更远处使层温度上升。
进而，将热水压入期间为360天的情况#4与裂缝情况进行比较时，裂缝情况下能够从注入管11到更远处使层温度上升。这是因为，从注入管11喷出的热水能够经由裂缝而到达远处。
因而，由图7中所示的模拟结果可知，通过延长热水压入期间，能够使MH层的层温度广泛地上升。另外，通过形成裂缝也能够使MH层的层温度广泛地上升。
(对应于热水压入期间的甲烷气的生产速度)
图8为用于对对应于热水压入期间的甲烷气的生产速度进行说明的坐标图。图9为用于对对应于有无裂缝的甲烷气的生产速度进行说明的坐标图。在图8和图9中，横轴表示自甲烷气的生产开始的天数，纵轴表示甲烷气的生产速度。另外，图8示出MH层的层温度如图7的情况#1～#4那样分布时的甲烷气的生产速度。图9示出MH层的层温度为6℃和12℃且均匀地分布时、和如图7的情况#4和裂缝情况那样分布时的甲烷气的生产速度。
再有，在图9中，MH层的层温度为6℃和12℃且均匀地分布时的坐标图是用于与情况#4和裂缝情况的情形比较的比较例。其中，6℃这样的温度是未进行压入热水等对于MH层的操作时的温度，相当于实际的MH层的温度。另外，12℃这样的温度为MH层内的MH能够全部解离为甲烷气的温度，相当于对于从MH层回收甲烷气而言理想的温度。
如图8中所示那样，层温度为任一种温度时，甲烷气的生产速度均与图5同样地，在生产开始的初期阶段急剧地上升，然后，生产速度收敛于一定值。另外，热水注入期间越长，甲烷气的生产速度越快。不过，热水压入期间越短，生产速度越快地降低。这是因为，在热水压入期间短的情况下，压入热水所产生的MH层的预热并不充分，MH没有充分地解离为甲烷气。
另一方面，如图9中所示那样，在情况#4和裂缝情况的情形下，与MH层的层温度为6℃且均匀的情形相比，甲烷气的生产速度快。这是因为，通过将热水压入MH层，MH层的温度上升，进行由MH向甲烷气的解离。进而，在裂缝情况的情形下，与情况#4相比，甲烷气的生产速度快。这是因为，通过裂缝，热水到达远处，能够使更多的MH解离为甲烷气。
另外，在裂缝情况的情形下，直至自甲烷气的生产开始的经过天数为150天左右，为与MH层的层温度为12℃且均匀的情形同等的生产速度。再有，如上所述，12℃这样的温度是MH层内的MH能够全部解离为甲烷气的温度，层温度为12℃且均匀时的生产速度相当于甲烷气的生产量成为最大的速度。这是因为，在裂缝情况下，通过裂缝，热水到达远处，更多的MH解离为甲烷气。另外，裂缝成为回收解离的甲烷气时的流路，在减压时将更多的甲烷气回收。
因而，由图8和图9中所示的模拟结果可知，通过对于MH层压入热水，与没有压入热水的情形相比，能够提高生产速度。另外，热水压入期间越长，越能够进一步提高生产速度。
进而，由图9中所示的结果，在形成了裂缝的情况下，就甲烷气的生产速度而言，至少从甲烷气的生产开始到150天左右，能够使其成为与成为最大生产量时同等的速度。
(对应于热水压入期间的甲烷气的总生产量)
图10为用于对对应于热水压入期间的甲烷气的总生产量进行说明的坐标图。图11为用于对对应于有无裂缝的甲烷气的总生产量进行说明的坐标图。在图10和图11中，横轴表示自甲烷气的生产开始的天数，纵轴表示甲烷气的总生产量。另外，图10示出MH层的层温度如图7的情况#1～#4那样分布时的甲烷气的总生产量。图11示出MH层的层温度为6℃和12℃且均匀地分布时、和如图7的情况#4和裂缝情况那样分布时的甲烷气的总生产量。
如图10中所示那样，层温度为任一种温度时，甲烷气的总生产量都如图4中所示那样，在生产开始的初期阶段中急剧地上升，然后，缓和地上升。另外，热水注入期间越长，甲烷气的总生产量越多。
自甲烷气的生产开始经过了500天后的、情况#1中的总生产量为8.7×105m3，情况#2中的总生产量为1.0×106m3。另外，情况#3中的总生产量为1.3×106m3，情况#4中的总生产量为1.7×106m3。
另一方面，如图11中所示那样，在情况#4和裂缝情况的情形下，与MH层的层温度为6℃且均匀的情形相比，甲烷气的总生产量多。这是因为，通过将热水压入MH层，MH层的温度上升，进行由MH向甲烷气的解离。进而，在裂缝情况的情形下，与情况#4相比，甲烷气的总生产量多。这是因为，通过裂缝，热水到达远处，能够使更多的MH解离为甲烷气。
另外，在裂缝情况的情形下，直至自甲烷气的生产开始经过150天左右，为与层温度为12℃且均匀的情形同等的总生产量。这是因为，如图9中所示那样，直至自生产开始经过150天左右的甲烷气的生产速度是同等的。
自甲烷气的生产开始经过了500天后的、裂缝情况中的总生产量为2.9×105m3。另外，层温度为6℃且均匀的情形的总生产量为8.1×105m3，层温度为12℃且均匀的情形的总生产量为4.7×106m3。
在此，将层温度为6℃且均匀的情形的总生产量与热水压入期间比较短的情况#1的情形的总生产量进行比较，情况#1的情形的总生产量为层温度为6℃的情形的总生产量的约1.1倍。另外，将层温度为6℃且均匀的情形的总生产量与热水压入期间长并且形成了裂缝的裂缝情况的情形的总生产量进行比较，裂缝情况的情形的总生产量为层温度为6℃的情形的总生产量的约3.5倍。
因而，由图10和图11中所示的模拟结果可知，通过对于MH层压入热水，与没有压入热水的情形相比，能够使总生产量增大。另外，热水压入期间越长并且越形成裂缝，越能够进一步使总生产量增大，此时的总生产量的增大比率为1.1倍～3.5倍左右。
进而，由图11中所示的结果可知，在形成了裂缝的情况下，就甲烷气的总生产量而言，至少自甲烷气的生产开始到150天左右，能够生产与成为最大生产量的情形同等的甲烷气。
(二氧化碳低排放发电系统的热效率)
图12为示出甲烷气的流量与输出电力和热效率的关系的坐标图。
图13为示出图1的发电系统20中的能量的状态的概略图。如图12中所示那样，发电系统20中的输出电力与甲烷气的供给量大致成比例。
另外，如图13中所示那样，在发电系统20中，相对于所供给的575kg/h的甲烷气，产生3852kW的电力、3284kW的回收的排热和1680kW的废热。因此，使用甲烷气进行发电时的热效率为约44％。该热效率如图12中也示出那样，相对于甲烷气的供给量，为大致一定的值。
进而，在图13中，设想了在CO2回收装置22中采用使用胺的化学吸收法的情形。这种情况下，使胺溶液从排气中吸收二氧化碳，将二氧化碳回收时的重沸器所需的热量为2215kW，比排热的热量(3284kW)少。因此，在本实施方式中，能够利用排热使重沸器工作。
(气体价格和电价格)
图14为示出甲烷气的流量与气体价格的关系的坐标图。图15为示出甲烷气的流量与电价格的关系的坐标图。如图14中所示那样，甲烷气的气体价格随着流量增多而降低。但是，即使在例如甲烷气的流量为120000m3/天的情况下，甲烷气的价格也比现有的天然气的价格要高。
另一方面，如图15中所示那样，使用甲烷气发电时的电价格随着甲烷气的流量增多而降低。其中，现在在海洋产出试验等中确认了的甲烷气的流量为20000m3/天，这种情况下，与海上风力发电产生的电价格是同等的程度。而在例如甲烷气的流量成为了120000m3/天的情况下，电价格变得与电力公司制定的售电价格同等。
由该结果可知，通过提高甲烷气的流量、即甲烷气的生产速度，例如以120000m3/天的流量生产甲烷气，从而变得与电力公司制定的售电价格同等，能够在商业上实用化。
再有，如果假定海底下的甲烷水合物的分布均匀，生产井的周围半径120m的范围的甲烷水合物可作为甲烷气以80％的转换效率产出，则在流量为20000m3/天的情况下，甲烷气的生产期间为4年左右。由于海底下的资源量存在上限，因此在增加流量的情况下，生产井的产出期间缩短。
由以上的模拟结果可知，例如通过每2个月至4年这样的、周期性地预先设定的期间、即设定期间使进行了预热和压裂的注入井作为生产井发挥功能，回收甲烷气，从而能够提高甲烷气的总生产量和生产速度。另外，通过利用发电时的排气中所含的二氧化碳和排热来生成加热海水，从而能够抑制能量损失，维持高的热效率。
进而，从商业的观点出发，通过如上所述提高甲烷气的总生产量和生产速度，从而能够降低甲烷气的价格和将甲烷气作为燃料发电时的电价格。特别是，将甲烷气作为燃料发电时的电价格变得与电力公司制定的售电价格同等，实用化成为可能。
如上所述，本实施方式涉及的甲烷气回收方法是从甲烷水合物层回收甲烷气的甲烷气回收方法，将溶解有二氧化碳并且被加热了的加热海水注入与甲烷水合物层连通的1个或多个注入井，将甲烷水合物层预热，从与甲烷水合物层连通、设置于距离注入井仅设定距离的位置的1个或多个生产井，采用减压法回收甲烷气。而且，经过设定期间后，将注入井作为生产井，用生产井从预热了的甲烷水合物层回收甲烷气，挖掘新的注入井，将加热海水注入注入井，将甲烷水合物层预热。
如此，在本实施方式中，从利用加热海水预热了的MH层回收甲烷气，因此能够将甲烷气有效率地回收。另外，通过每经过设定期间就使注入井作为生产井发挥功能，从该生产井回收甲烷气，从而能够提高从MH层回收的甲烷气的总生产量和生产速度。
另外，本实施方式涉及的二氧化碳低排放发电方法在如上述的甲烷气回收方法中所说明的那样回收甲烷气时，将甲烷气作为燃料进行发电，从发电时产生的排气回收二氧化碳，获得海水，使回收的二氧化碳溶解于海水，使用发电时产生的排热，将溶解了二氧化碳的海水加热，生成加热海水。
如此，在本实施方式中，进而使发电装置21中产生的排气中所含的二氧化碳溶解于海水，将该海水从注入井注入地下，即，对二氧化碳进行海底隔离，因此能够抑制由于发电而产生的二氧化碳中二氧化碳向大气中排放。进而，由于能够使用发电装置21中产生的排热将海水加热，因此能够抑制能量损失。
附图标记的说明
1 二氧化碳低排放发电系统
2 船
10 甲烷气回收系统
11 注入管
12 回收管
20 发电系统
21 发电装置
22 二氧化碳回收装置。

Claims (18)

1.甲烷气回收方法，是从甲烷水合物层回收甲烷气的甲烷气回收方法，其特征在于，具有：
将溶解有二氧化碳并且被加热了的加热海水注入与所述甲烷水合物层连通的1个或多个注入井，将所述甲烷水合物层预热的步骤，和
从与所述甲烷水合物层连通、设置于距离所述注入井仅设定距离的位置的1个或多个生产井采用减压法回收甲烷气的步骤；
经过设定期间后，将所述注入井作为生产井，用该生产井从预热了的所述甲烷水合物层回收甲烷气，
挖掘新的注入井，将所述加热海水注入该注入井，将所述甲烷水合物层预热。
2.根据权利要求1所述的甲烷气回收方法，其特征在于，在将所述加热海水注入所述注入井的步骤中，注入施加了使所述甲烷水合物层产生压裂的压力的所述加热海水。
3.根据权利要求1或2所述的甲烷气回收方法，其特征在于，所述注入井与所述生产井之间的设定距离为10m以上。
4.根据权利要求1～3中任一项所述的甲烷气回收方法，其特征在于，所述注入井和所述生产井为垂直井。
5.根据权利要求1～4中任一项所述的甲烷气回收方法，其特征在于，所述设定期间为2个月至4年之间的周期性期间。
6.二氧化碳低排放发电方法，其特征在于，具有：
将甲烷气作为燃料进行发电的步骤，
从所述发电时产生的排气中回收二氧化碳的步骤，
获得海水，使回收的所述二氧化碳溶解于所述海水的步骤，
使用所述发电时产生的排热将溶解了所述二氧化碳的所述海水加热，生成加热海水的步骤，
将所述加热海水注入与甲烷水合物层连通的1个或多个注入井，将所述甲烷水合物层预热的步骤，
从与所述甲烷水合物层连通、设置于距离所述注入井仅设定距离的位置的1个或多个生产井采用减压法回收甲烷气的步骤，和
将回收的所述甲烷气作为发电的燃料供给的步骤；
经过设定期间后，将所述注入井作为生产井，用该生产井从预热了的所述甲烷水合物层回收甲烷气，
挖掘新的注入井，将所述加热海水注入该注入井，将所述甲烷水合物层预热。
7.根据权利要求6所述的二氧化碳低排放发电方法，其特征在于，还具有将使所述甲烷水合物层发生压裂的压力施加于所述加热海水的步骤。
8.根据权利要求6或7所述的二氧化碳低排放发电方法，其特征在于，所述注入井与所述生产井之间的设定距离为10m以上。
9.根据权利要求6～8中任一项所述的二氧化碳低排放发电方法，其特征在于，所述注入井和所述生产井为垂直井。
10.根据权利要求6～9中任一项所述的二氧化碳低排放发电方法，其特征在于，所述设定期间为2个月至4年之间的周期性期间。
11.甲烷气回收系统，是从甲烷水合物层回收甲烷气的甲烷气回收系统，其特征在于，具有：
与所述甲烷水合物层连通、将溶解有二氧化碳并且被加热了的加热海水注入1个或多个注入井的各个井的1个或多个注入管、和
从与所述甲烷水合物层连通、设置于距离所述注入井仅设定距离的位置的1个或多个生产井的各个井采用减压法回收甲烷气的1个或多个回收管；
经过设定期间后，使所述注入井作为生产井发挥功能，用该生产井从所述甲烷水合物层回收甲烷气，在新挖掘的注入井中配置新的注入管，注入所述加热海水。
12.根据权利要求11所述的甲烷气回收系统，其特征在于，将施加了使所述甲烷水合物层产生压裂的压力的所述加热海水注入所述注入管。
13.根据权利要求11或12所述的甲烷气回收系统，其特征在于，所述注入井与所述生产井之间的设定距离为10m以上。
14.根据权利要求11～13中任一项所述的甲烷气回收系统，其特征在于，所述注入井和所述生产井为垂直井。
15.二氧化碳低排放发电系统，是具有进行发电的发电系统和从甲烷水合物层回收甲烷气的甲烷气回收系统的二氧化碳低排放发电系统，其特征在于，所述发电系统具有：
将甲烷气作为燃料进行发电的发电装置、和
从所述发电时产生的排气中回收二氧化碳的二氧化碳回收装置；
所述二氧化碳回收装置获取海水，使回收的所述二氧化碳溶解于所述海水，利用所述发电时产生的排热将溶解了所述二氧化碳的所述海水加热，生成加热海水；
所述甲烷气回收系统具有：与所述甲烷水合物层连通、注入所述加热海水的1个或多个注入井，和与所述甲烷水合物层连通、设置于距离所述注入井仅设定距离的位置、采用减压法回收甲烷气的1个或多个生产井；
将回收的所述甲烷气作为发电的燃料供给至所述发电系统；
经过设定期间后，使所述注入井作为生产井发挥功能，用该生产井从所述甲烷水合物层回收甲烷气，在新挖掘的注入井中配置新的注入管，注入所述加热海水。
16.根据权利要求15所述的二氧化碳低排放发电系统，其特征在于，所述发电系统在将所述加热海水注入所述注入井时将使所述甲烷水合物层产生压裂的压力施加于所述加热海水。
17.根据权利要求15或16所述的二氧化碳低排放发电系统，其特征在于，所述注入井与所述生产井之间的设定距离为10m以上。
18.根据权利要求15～17中任一项所述的二氧化碳低排放发电系统，其特征在于，所述注入井和所述生产井为垂直井。
CN201880014174.XA 2017-02-28 2018-02-27 甲烷气回收方法和二氧化碳低排放发电方法以及甲烷气回收系统和二氧化碳低排放发电系统 Pending CN110337527A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2017037501 2017-02-28
JP2017-037501 2017-02-28
PCT/JP2018/007201 WO2018159594A1 (ja) 2017-02-28 2018-02-27 メタンガス回収方法および二酸化炭素低排出発電方法、ならびに、メタンガス回収システムおよび二酸化炭素低排出発電システム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN110337527A true CN110337527A (zh) 2019-10-15

Family

ID=63370842

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201880014174.XA Pending CN110337527A (zh) 2017-02-28 2018-02-27 甲烷气回收方法和二氧化碳低排放发电方法以及甲烷气回收系统和二氧化碳低排放发电系统

Country Status (3)

Country Link
JP (1) JP6917647B2 (zh)
CN (1) CN110337527A (zh)
WO (1) WO2018159594A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111608618A (zh) * 2020-06-01 2020-09-01 中国科学院工程热物理研究所 一种低碳化海洋水合物开采及发电利用系统

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000061293A (ja) * 1998-08-18 2000-02-29 Toshiba Corp メタンハイドレートを燃料として利用するシステム
CA2620456C (en) * 2005-08-26 2011-10-18 Central Research Institute Of Electric Power Industry Method for production, substitution, or mining of gas hydrate
KR101434226B1 (ko) * 2005-10-24 2014-08-27 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 지층으로부터 실질적으로 전기절연된 도관을 갖는 온도제한 히터
JP2008095394A (ja) * 2006-10-12 2008-04-24 General Environmental Technos Co Ltd γ線スペクトロメトリーを用いた二酸化炭素の地中浸透モニタリング方法
JP4852492B2 (ja) * 2007-07-27 2012-01-11 日本海洋掘削株式会社 メタンハイドレートの分解促進およびメタンガス採取システム
JP5366300B2 (ja) * 2009-03-10 2013-12-11 国立大学法人東北大学 二酸化炭素低排出発電方法及びシステム
US8991510B2 (en) * 2009-03-13 2015-03-31 Regents Of The University Of Minnesota Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto
JP5523737B2 (ja) * 2009-05-08 2014-06-18 一般財団法人電力中央研究所 二酸化炭素を利用したメタンハイドレート採掘方法
CA2760312A1 (en) * 2010-12-09 2012-06-09 Mgm Energy Corp. In situ process to recover methane gas from hydrates
US20110272166A1 (en) * 2011-06-09 2011-11-10 Robert Daniel Hunt Separation Under Pressure of Methane from Hot Brine Useful for Geothermal Power
WO2014045815A1 (ja) * 2012-09-20 2014-03-27 旭硝子株式会社 坑井用プロパント及び炭化水素含有地層からの炭化水素の回収方法
JP2016223064A (ja) * 2015-05-27 2016-12-28 国立大学法人東北大学 二酸化炭素低排出発電方法および二酸化炭素低排出発電システム

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111608618A (zh) * 2020-06-01 2020-09-01 中国科学院工程热物理研究所 一种低碳化海洋水合物开采及发电利用系统
CN111608618B (zh) * 2020-06-01 2022-08-23 中国科学院工程热物理研究所 一种低碳化海洋水合物开采及发电利用系统

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2018159594A1 (ja) 2020-01-09
WO2018159594A1 (ja) 2018-09-07
JP6917647B2 (ja) 2021-08-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102704894B (zh) 原位开采海底天然气水合物的装置及其方法
EP2841689B1 (en) Hydropower and geothermal energy system and methods
JP3914994B2 (ja) メタンハイドレート堆積層からの天然ガス生産設備と発電設備を具備する統合設備
US9784086B2 (en) Method and process for extracting shale oil and gas by fracturing and chemical retorting in oil shale in-situ horizontal well
RU2008148629A (ru) Способ и устройство для улавливания секвестирования двуокиси углерода и для извлечения энергоносителей из крупных континентальных массивов в процессе и после завершения извлечения углеводородных видов топлива или загрязняющих веществ с использованием электрической энергии и критических жидкостей
JP2016223064A (ja) 二酸化炭素低排出発電方法および二酸化炭素低排出発電システム
US20150344770A1 (en) System and method for producing carbon dioxide for use in hydrocarbon recovery
MX2013005748A (es) Generador termico de combustion y sistemas y metodos para mejorar la recuperacion de petroleo.
US10954758B1 (en) Device and working method for drilling hydrate micro-borehole and performing fast completion
CN105134152A (zh) 一种利用热力射流开采天然气水合物的方法及系统
WO2014205163A1 (en) Process for enhanced oil recovery using capture of carbon dioxide
CN108547600B (zh) 一种利用电磁加热方式开采天然气水合物的方法
EP4053395A1 (fr) Procédé de production d'électricité dans une plateforme pétrolière et installation de mise en oeuvre
CN118369489A (zh) 用于提供氢气(h2)组合物的反应器、系统和方法
CN100351491C (zh) 煤层气的热力开采方法
US20130036748A1 (en) System and method for producing carbon dioxide for use in hydrocarbon recovery
JP2004321952A (ja) メタンハイドレートのガス化回収システム
CN110337527A (zh) 甲烷气回收方法和二氧化碳低排放发电方法以及甲烷气回收系统和二氧化碳低排放发电系统
US10263265B2 (en) Oilfield electricity and heat generation systems and methods
CN103939072B (zh) 液氧强刺激点火空气驱高温裂解混相气体复合驱油技术
CN111894530A (zh) 一种海底可燃冰充填开采装置及其开采方法
CN113187450B (zh) 一种co2电还原埋存与采油方法
CN109779574B (zh) 一种基于风电补偿的天然气水合物开采系统及方法
RU2424427C1 (ru) Способ добычи газа из газовых гидратов
CN115126449A (zh) 一种海域天然气水合物循环热激开采的方法与系统

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20191015