JP2007186659A

JP2007186659A - 油回収装置及び方法

Info

Publication number: JP2007186659A
Application number: JP2006007961A
Authority: JP
Inventors: Atsuhiro Yukimoto; 敦弘行本; Yoshio Seiki; 義夫清木; Hiroyuki Ozora; 弘幸大空; Tomoaki Omura; 友章大村
Original assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 2006-01-16
Filing date: 2006-01-16
Publication date: 2007-07-26

Abstract

【課題】水蒸気の使用量を低減すると共に、産油効率を向上させることができる油回収装置及び方法を提供することを課題を提供する。
【解決手段】高圧の水蒸気１１を発生させる水蒸気発生装置１２と、発生させた高圧の水蒸気１１を地中下部の超重質油分１５を含む層（例えばオイルサンド層）１３に注入する水蒸気注入パイプ１４と、前記超重質油分１５を含む層から超重質油分１５と水１６とガス成分１７とからなる混合成分１８を抽出する抽出パイプ１９と、抽出した超重質油分１５と水１６とガス成分１７とを分離する気水油分離槽２０と、該気水油分離槽２０で分離されたガス成分１７を昇圧する昇圧装置３０と、昇圧後の昇圧ガス３１を水蒸気注入パイプ１４により地中に注入してなるものである。
【選択図】図１

Description

本発明は、例えば地中下部に埋蔵されているオイルサンド等の超重質油分を含む層から効率的に超重質油を採取する油回収装置及び方法に関する。

近年、地中下部の３００ｍ程度に埋蔵されている超重質油を含む層（例えばオイルサンド層、オイルシェール層等）から超重質油をスチームにより取り出すことが提案されている（特許文献１、非特許文献１、２）。
例えばＳＡＧＤ（ＳｔｅａｍＡｓｓｉｓｔｅｄＧｒａｖｉｔｙＤｒａｉｎａｇｅ）法は、オイルサンド層に上下所定間隔（例えば５ｍ）で掘削した２本の水平井を用いて、水蒸気を供給して超重質油を加熱し、流動性を持たせて、水蒸気と超重質油との比重さを利用して超重質油を生産する手法である。

このＳＡＧＤ法を実施する装置の一例を図７に示す。
図７に示すように、従来の油回収装置１０は、図示しない給水装置からの給水１２ａを用いて高圧の水蒸気１１を発生させる水蒸気発生装置１２と、発生させた高圧の水蒸気１１を地中下部の超重質油分を含む層（例えばオイルサンド層等）１３に注入する水蒸気注入パイプ１４と、前記超重質油分を含む層１３から超重質油分１５と水１６とガス成分１７とを含む混合成分１８を抽出する抽出パイプ１９と、抽出した超重質油分１５と水１６とガス成分１７とを分離する気水油分離槽２０とから構成されている。
前記気水油分離槽２０から分離された超重質油１５は所定以下の水分量とした後に、貯油タンク２２で貯油されている。また、分離された水１６は所定の処理をした後に給水１２ａとして再利用されている。
なお、図中符号２１は地表である。また、前記水蒸気注入パイプ１４を圧入井とし、前記抽出パイプ１９を生産井として、両者をオイルサンド層１３内で水平井としている。

ここで、ＳＡＧＤ法の概要について図８を用いて説明する。なお、図８において、図面上方側が地表面側であり、図面下方側が地中底部側である。
図８に示すように、初期段階では、水蒸気注入パイプ１４から水蒸気１１がオイルサンド層１３に浸み込むように供給され、加熱領域２５が形成される。
中期段階では、水蒸気領域２６が形成される。そして、この中期段階において、下方へ流動した超重質油１５と水１６との流れが抽出パイプ１９に到達し、超重質油１５と水１６とガス成分１７を含む混合成分１８が抽出パイプ１９を介して抽出されている。その後、混合成分１８は気水油分離槽２０に送られ、ここで気液油の分離がなされ、分離された超重質油分１５は貯油タンク２２で保管されて、必要に応じてパイプライン、タンクローリ車で精製設備に送られ、精製されている。なお、貯油タンク２２の近傍にて精製される場合もある。

特開２００２−３３８９６８号公報エネルギー・資源Ｖｏｌ．２１Ｎｏ．６４９−５３石油開発時報Ｎｏ．１２８（０１・０１）

しかしながら、従来の方法では、注入する水蒸気の使用量が多い、という問題がある。特に、水蒸気を得るために、天然ガスをボイラで燃やしているので、天然ガスの使用量が多大となる、という問題がある。
さらに、水蒸気発生のために多量の給水を行う場合には、場合によっては、生態系をおかす場合が想定され、水の枯渇に至るので、使用する給水量の低減化を図るという願望がある。

本発明は、前記問題に鑑み、水蒸気の使用量を低減すると共に、産油効率を向上させることができる油回収装置及び方法を提供することを課題とする。

上述した課題を解決するための本発明の第１の発明は、高圧の水蒸気を発生させる水蒸気発生装置と、発生させた高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入する水蒸気注入パイプと、前記超重質油分を含む層から超重質油分と水分とガス成分との混合成分を抽出する抽出パイプと、抽出した超重質油分とガス成分と水分とを分離する気水油分離槽と、該気水油分離槽で分離されたガス成分を昇圧する昇圧装置と、昇圧後のガス成分を地中に注入するガス成分注入パイプとを具備することを特徴とする油回収装置にある。

第２の発明は、高圧の水蒸気を発生させる水蒸気発生装置と、発生させた高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入する水蒸気注入パイプと、前記超重質油分を含む層から超重質油分と水分とガス成分の混合成分を抽出する抽出パイプと、抽出した超重質油分とガス成分と水分とを分離する気水油分離槽と、前記ガス成分からＣＯ₂を回収するＣＯ₂回収装置と、該回収されたＣＯ₂を昇圧する昇圧装置と、昇圧後のＣＯ₂を地中に注入する注入パイプとを具備することを特徴とする油回収装置にある。

第３の発明は、第１又は２の発明において、前記水蒸気発生装置から排出される排ガス、又は該排ガス中のＣＯ₂をＣＯ₂回収装置で回収したＣＯ₂を前記ガス成分と共に注入してなることを特徴とする油回収装置にある。

第４の発明は、第１乃至３のいずれか一つの発明において、前記水蒸気発生装置がボイラ又は超臨界水発生装置のいずれかであることを特徴とする油回収装置にある。

第５の発明は、第４の発明において、前記ボイラの燃料が、重質油又はコークス（又は残渣コークス）のいずれかであることを特徴とする油回収装置にある。

第６の発明は、第１乃至５のいずれか一つにおいて、油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を用いてなることを特徴とする油回収装置にある。

第７の発明は、第１乃至６のいずれか一つにおいて、前記地中下部の超重質油分を含む層がオイルサンド層又はオイルシェールであることを特徴とする油回収装置にある。

第８の発明は、高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入し、超重質油を採取する油回収方法において、水蒸気と共に、ガス成分を水蒸気と同等又は同等以上の温度・圧力条件で地中下部の超重質油分を含む層に注入し、前記超重質油分を含む層から超重質油分を採取することを特徴とする油回収方法にある。

第９の発明は、第８の発明において、前記ガス成分が地中下部の超重質油分を含む層から超重質油と共に抽出されたガス成分を分離したものであることを特徴とする油回収方法にある。

第１０の発明は、第８の発明において、前記ガス成分が、水蒸気を発生する装置から排出される排ガス又は抽出ガス成分から分離したＣＯ₂のいずれか一方又は両方であることを特徴とする油回収方法にある。

第１１の発明は、第８乃至１０のいずれか一つの発明において、前記水蒸気を発生する水蒸気発生装置が、ボイラ又は超臨界水発生装置のいずれかであることを特徴とする油回収方法にある。

第１２の発明は、第８乃至１１のいずれか一つの発明において、油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を用いることを特徴とする油回収方法にある。

第１３の発明は、第８乃至１２のいずれか一つの発明において、前記地中下部の超重質油分を含む層がオイルサンド層又はオイルシェールであることを特徴とする油回収方法にある。

本発明によれば、超重質油を採取する際に同伴されるガス成分を分離して水蒸気と共に、地中下部に注入するようにしてので、水蒸気の使用量を低減することができる。また、高温のガス成分が水蒸気と共に地中下部に注入されると超重質油の溶解速度が促進され、さらに粘度低下を促進し、産油効率を向上させることができる。

以下、この発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、この実施例によりこの発明が限定されるものではない。また、下記実施例における構成要素には、当業者が容易に想定できるもの、あるいは実質的に同一のものが含まれる。

図１は本発明にかかる第１の実施例に係る油回収装置の概略図である。図１に示すように、本発明にかかる第１の実施例に係る油回収装置１００Ａは、高圧の水蒸気１１を発生させる水蒸気発生装置１２と、発生させた高圧の水蒸気１１を地中下部の超重質油分１５を含む層（例えばオイルサンド層）１３に注入する水蒸気注入パイプ１４と、前記超重質油分１５を含む層から超重質油分１５と水１６とガス成分１７とからなる混合成分１８を抽出する抽出パイプ１９と、抽出した超重質油分１５と水１６とガス成分１７とを分離する気水油分離槽２０と、該気水油分離槽２０で分離されたガス成分１７を昇圧するガス昇圧器３０と、昇圧後の昇圧ガス３１を水蒸気注入パイプ１４により地中に注入してなるものである。
本実施例では、昇圧後の昇圧ガス３１を水蒸気注入パイプに導入しているが、本発明はこれに限定されるものではなく、水蒸気注入パイプと別に昇圧後のガス成分１７を地中に供給するガス成分供給パイプを設けるようにしてもよい。

また、図１において、Ｌ０は給水１２ａを供給する給水ライン、Ｌ１は水蒸気注入パイプ１４に水蒸気１１を供給する水蒸気供給ライン、Ｌ２は混合成分１８を気水油分離槽２０へ供給する混合成分供給ライン、Ｌ３−１はガス成分１７を煙突３４に供給する第１のガス供給ライン、Ｌ３−２はガス成分１７をガス昇圧器３０に供給する第２のガス供給ライン、Ｌ４は昇圧ガス３１を水蒸気供給ラインＬ１に供給する昇圧ガスライン、Ｌ５は気水油分離槽２０から水１６を給水ラインＬ０に循環水３７として供給する循環水ライン、Ｌ６は分離された超重質油１５を精製装置３５に供給する超重質油供給ラインを各々図示する。

本発明では、オイルサンド層から超重質油１５を抽出する際に、同伴されるガス成分１７を水蒸気１１と同等の圧力まで昇圧して供給するようにしているので、高圧のガスが超重質油１５に溶解すると共に、超重質油１５の粘性を低下させるようにしているので、流動効果が向上する。この結果、超重質油１５の産油量が増大することとなる。

また、水蒸気のみを注入する従来法においては、超重質油１５を８００ｔ／日生産する為に、水蒸気を２４００ｔ／日必要（抽出油の約３倍）としていた。これに対し、本実施例によれば、その内の８００ｔ／日の水蒸気分に相当する熱量をガス成分１７で賄うこととなるので、水蒸気量を約１／３低減することができた。

ここで、オイルサンド層から抽出し、分離されたガス成分１７としては、例えばＣＯ₂、Ｎ₂、メタン、エタン、プロパン、ブタン、炭化水素（ＨＣ）等であり、組成は上記組成が任意の分布をもって、配合されている。
このガス成分１７を所定温度及び圧力で投入することで、水蒸気単独よりも油の抽出効率が向上する。

また、高圧のガス成分からなる昇圧ガス３１が超重質油１５を含む層に供給されることとなるので、産油量が増大することとなる。この結果を図６に示す。
図６において、本実施例では、その産油量（ｔ／日）が１２００ｔ／日と従来の産油量８００ｔ／日の約１．５倍となった。

このように、従来は超７６重質油（比重：ＡＰＩ（ＡＰＩＡｍｅｒｉｃａｎＰｅｔｒｏｌｅｕｍＩｎｓｔｉｔｕｔｅが制定した比重表示方法（ボーメ度））８°）を８００ｔ／日生産する為に、水蒸気を２４００ｔ／日必要（抽出油の約３倍）としていた。これに対し、本実施例によれば、その内の８００ｔ／日の水蒸気分に相当する熱量のガスをガス成分１７で賄うこととなるので、水蒸気量を約１／３低減することができた。

また、ボイラ等の排ガスを前記ガス成分１７と同様に水蒸気に供給するようにしてもよい。
また、油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を同様にしてガス昇圧器３０に供給して、昇圧ガス３１として水蒸気と共に地中下部に注入するようにしてもよい。

また、図２に示すように、ガス昇圧器３０の昇圧ガス３１のラインＬ４に加熱器３７を介装するようにして、供給する熱量を向上させるようにしてもよい。

また、図３に温度と圧力のバランスを示す。
先ず、給水ラインＬ０の給水１２ａはポンプＰで昇圧され、５０〜６０ｋｇ／ｃｍ²Ｇで常温である。また、水蒸気ラインＬ１の水蒸気１１は５０〜６０ｋｇ／ｃｍ²Ｇで飽和温度以上（２５０〜３５０℃）である。また、混合成分供給ラインＬ２の混合成分１８及び気水油分離槽２０のガス成分は２０〜３０ｋｇ／ｃｍ²Ｇで飽和温度未満（２００〜２５０℃）である。また、昇圧ガスラインＬ４の昇圧ガス３１は水蒸気１１と同等の５０〜６０ｋｇ／ｃｍ²Ｇで飽和温度以上（２５０〜３５０℃）である。
また、ガス昇圧器３０はバッチ式の昇圧装置として、例えば２系統以上を切替えて使用するようにしている。

本発明によれば、水蒸気の使用量を従来の２／３とすることができるので、水蒸気発生の為のボイラ等の水蒸気発生装置を小型化できると共に、給水量を低減できることとなる。また、産油量も大幅に増大するので、例えばオイルサンド層等からの超重質油生産量の飛躍的な向上を図ることができることとなる。

本発明では、超重質油を含む層１３としては、オイルサンド層以外に超重質油が多量に埋蔵されているオイルシェール層等を例示することができる。

また、前記水蒸気発生の為のボイラ等の燃料として、従来の天然ガスの代わりに抽出された超重質油から分離された重質油又はコークス（又は残渣コークス）のいずれかを用いるようにしてもよい。

本発明は露天掘りが可能な地下５０ｍよりも深い場所の地中下部に埋蔵する超重質油を抽出する油回収装置に適用されることで、効率良く超重質油を抽出することができることとなる。

なお、本実施例では、気水油分離装置２０で分離された超重質油１５は所定以下の水分とした後に、例えば水素添加による軽質化（Ｃ₄₀⇒Ｃ₁₀）をする軽質化設備等の精製装置３５で精製されているが、本発明はこれに限定されるものではなく、例えばパイプラインを介して又はタンクローリ車を介して所定の精製設備まで送るようにしてもよい。

図４は本発明にかかる第２の実施例に係る油回収装置の概略図である。なお、図１に示す第１の実施例の装置と同一の構成部材については、同一の符号を付して重複する説明は省略する。
図４に示すように、本発明にかかる第２の実施例に係る油回収装置１００Ｂは、気水油分離装置２０とガス昇圧器３０の間の第２のガス供給ラインＬ３−２に、前記ガス成分１７からＣＯ₂を回収するＣＯ₂回収装置４０を介装したものである。このＣＯ₂回収装置４０により回収されたＣＯ₂をガス昇圧器３０で昇圧して昇圧後のＣＯ₂を水蒸気１１と共に、地中に注入するようにしている。ここで、前記ＣＯ₂回収装置４０としては、例えばアミン系のＣＯ₂吸収剤を用いた公知の回収装置を用いることができるが、これに限定されるものではない。

また、ボイラ等の排ガスからのＣＯ₂もＣＯ₂回収装置４０により回収して、同様に水蒸気に供給するようにしてもよい。

図５は本発明にかかる第３の実施例に係る油回収装置の概略図である。なお、図１に示す第１の実施例の装置と同一の構成部材については、同一の符号を付して重複する説明は省略する。
図５に示すように、本発明にかかる第３の実施例に係る油回収装置１００Ｃは、第１の実施例における水蒸気発生装置を超臨界水発生装置５０として、超臨界水５１を発生させると共に、該超臨界水５１を減圧部５２で減圧して所定圧力温度の水蒸気１１とし、該水蒸気を水蒸気供給パイプ１４で地中に供給するようにしている。

前記長臨界水発生装置５０からの高温高圧で反応性の高い超臨界水（約３７０℃、２２０ｋｇ／ｃｍ²Ｇ）により、精製装置３５へ超臨界水５１を超臨界水供給ラインＬ７により供給して、軽質化（Ｃ₄₀⇒Ｃ₁₀）を行っている。
この超臨界水を減圧部５２により、約３００℃、５０〜６０ｋｇ／ｃｍ²Ｇへ減圧して水蒸気１１とすることで、ボイラを使用せずに水蒸気１１を供給することができる。

この結果、天然ガス又は重質油等を用いて水蒸気を発生するボイラを使用しないので、ＣＯ₂の発生がなく、環境に良好な油回収装置を提供できることとなる。

以上のように、本発明にかかる油回収装置は、水蒸気の供給量を削減することができると共に、従来と同等の水蒸気の熱量の供給において、超重質油の産油量を大幅に増大することができ、例えば地中３００ｍの深層部のオイルサンド層から効率的に超重質油を採油するシステム等に用いて適している。

実施形態にかかる成膜装置の概略図である。第１の実施例にかかる油回収装置の概略図である。第１の実施例にかかる油回収装置の概略図である。第２の実施例にかかる油回収装置の温度圧力バランス図である。第３の実施例にかかる油回収装置の概略図である。本実施例と従来例との産油量の差を示すグラフである。従来技術に係るＳＡＧＤ法を実施する油回収装置の概略図である。ＳＡＧＤ法概要図である。

符号の説明

１００Ａ〜１００Ｃ油回収装置
１１水蒸気
１２水蒸気発生装置
１３オイルサンド層
１４注入パイプ
１５超重質油分
１６水
１７ガス成分
１８混合成分
１９抽出パイプ
２０気水油分離槽
２１地表
３０昇圧装置
３１昇圧ガス
３７加熱器
４０ＣＯ₂回収装置
５０超臨界水発生装置
５１超臨界水

Claims

高圧の水蒸気を発生させる水蒸気発生装置と、
発生させた高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入する水蒸気注入パイプと、
前記超重質油分を含む層から超重質油分と水分とガス成分との混合成分を抽出する抽出パイプと、
抽出した超重質油分とガス成分と水分とを分離する気水油分離槽と、
該気水油分離槽で分離されたガス成分を昇圧する昇圧装置と、
昇圧後のガス成分を地中に注入するガス成分注入パイプとを具備することを特徴とする油回収装置。
高圧の水蒸気を発生させる水蒸気発生装置と、
発生させた高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入する水蒸気注入パイプと、
前記超重質油分を含む層から超重質油分と水分とガス成分の混合成分を抽出する抽出パイプと、
抽出した超重質油分とガス成分と水分とを分離する気水油分離槽と、
前記ガス成分からＣＯ₂を回収するＣＯ₂回収装置と、
該回収されたＣＯ₂を昇圧する昇圧装置と、
昇圧後のＣＯ₂を地中に注入する注入パイプとを具備することを特徴とする油回収装置。
請求項１又は２において、
前記水蒸気発生装置から排出される排ガス、又は該排ガス中のＣＯ₂をＣＯ₂回収装置で回収したＣＯ₂を前記ガス成分と共に注入してなることを特徴とする油回収装置。
請求項１乃至３のいずれか一つにおいて、
前記水蒸気発生装置がボイラ又は超臨界水発生装置のいずれかであることを特徴とする油回収装置。
請求項４において、
前記ボイラの燃料が、重質油又はコークス（又は残渣コークス）のいずれかであることを特徴とする油回収装置。
請求項１乃至５のいずれか一つにおいて、
油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を用いてなることを特徴とする油回収装置。
請求項１乃至６のいずれか一つにおいて、
前記地中下部の超重質油分を含む層がオイルサンド層又はオイルシェールであることを特徴とする油回収装置。
高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入し、超重質油を採取する油回収方法において、
水蒸気と共に、ガス成分を水蒸気と同等又は同等以上の温度・圧力条件で地中下部の超重質油分を含む層に注入し、前記超重質油分を含む層から超重質油分を採取することを特徴とする油回収方法。
請求項８において、
前記ガス成分が地中下部の超重質油分を含む層から超重質油と共に抽出されたガス成分を分離したものであることを特徴とする油回収方法。
請求項８において、
前記ガス成分が、水蒸気を発生する装置から排出される排ガス又は抽出ガス成分から分離したＣＯ₂のいずれか一方又は両方であることを特徴とする油回収方法。
請求項８乃至１０のいずれか一つにおいて、
前記水蒸気を発生する水蒸気発生装置が、ボイラ又は超臨界水発生装置のいずれかであることを特徴とする油回収方法。
請求項８乃至１１のいずれか一つにおいて、
油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を用いることを特徴とする油回収方法。
請求項８乃至１２のいずれか一つにおいて、
前記地中下部の超重質油分を含む層がオイルサンド層又はオイルシェールであることを特徴とする油回収方法。