JP2008019644A

JP2008019644A - 石油または天然ガスの増進回収方法及びその増進回収システム

Info

Publication number: JP2008019644A
Application number: JP2006193017A
Authority: JP
Inventors: Hitoshi Koide; 出仁小; Junji Shinoda; 田淳二篠
Original assignee: Mizuho Information and Research Institute Inc
Current assignee: Mizuho Information and Research Institute Inc
Priority date: 2006-07-13
Filing date: 2006-07-13
Publication date: 2008-01-31
Also published as: WO2008007718A1

Abstract

【課題】より多くの原油または天然ガスを回収することができる増進回収方法及び増進回収システムを提供する。
【解決手段】本発明による石油または天然ガスの増進回収方法は、注入ガスを注入水の中にマイクロバブル化して混合し気液混合流体を生成する段階と、気液混合流体を圧入井から油層またはガス層に圧入して、気液混合流体の中のマイクロバブルを油層またはガス層内の微細な間隙に浸透させる段階と、マイクロバブルによって間隙から追い出された原油または天然ガスを生産井から回収する段階とを含む。また、石油または天然ガスの増進回収システムは、注入水圧入装置と、注入ガス供給装置と、マイクロバブル化装置と、原油または天然ガスの回収装置とを含む。
【選択図】図１

Description

本発明は、注入ガスをマイクロバブル化して注入水に混合し、これを油層またはガス層内の微細な間隙に浸透させることによって、油層またはガス層に含まれる原油または天然ガスを効率よく回収することができる石油または天然ガスの増進回収方法及び増進回収システムに関する。

油層から原油を採取する方法には１次〜３次の採取法がある。１次採取法は、自噴採取とポンプなどによる人工採取である。この採取法では、地下に存在する原油の２０〜３０％しか回収できない。２次採取法には水圧入攻法が知られる。１次採取法による生産減退後、油層に水を圧入して油層圧を回復し、産油量の増加を図るもので、回収率を３０〜４０％に高めることができる。

３次採取法は、２次採取後に適用される採取法であり、ケミカル攻法、熱攻法、ガス圧入攻法、微生物攻法などがある。３次採取法により回収率は５０〜６０％程度に高めることができると言われている。３次採取法は、増進回収法（ＥｎｈａｎｃｅｄＯｉｌＲｅｃｏｖｅｒｙ：以下ＥＯＲと略す）とも呼ばれる。増進回収法は“通常のガス圧入攻法や水圧入攻法で得られるより高い置換効率を目的とした採収法”である。これらは、熱や薬剤を油層内に圧入して原油の流動性を増したり、水と油間に作用する界面張力を減らしたり、圧入ガスと油との間にミシブル状態（超臨界圧下での混合状態）を作り出したりして、原油の採収率の向上を図るものである。

ガス圧入攻法は、二酸化炭素を油層に注入し、非常に高い原油回収率を可能とする方法であり、米国では１９７０年代から商業化されている。現在毎日約２０万バレルの原油増産が行われているほか、カナダ、トルコ、ハンガリーなどでも実施されている。米国では、二酸化炭素をガス田から供給しているが、二酸化炭素源が限られる地域では、工場や発電所からの排ガスから二酸化炭素を回収し、供給することも可能である。しかし、ガス圧入攻法は、注入ガスの流動性が高いので、注入ガスが油層内の大きな隙間に沿って拡散し、細かい隙間に入って行かない傾向がある。そこで、注入ガスの流動性を低下させるため、注入ガスと注入水を交互に圧入する気液交互圧入法（ＷＡＧ圧入法：ＷａｔｅｒＡｌｔｅｒｎａｔｉｎｇＧａｓ）が実用化されている。新規の油田の開発と合わせて、既存の油田の回収率をさらに向上させることが求められている。

特許文献１には、加圧した二酸化炭素を圧入井から油層に圧入して、二酸化炭素で追い出された油分を二酸化炭素に同伴させて生産井から回収し、油分を分離し、二酸化炭素は再び圧入井に循環するようにした石油採取方法が示されている。
特開平８−１５８７７４号公報

本発明の目的は、注入ガスを油層またはガス層内の微細な間隙に効率よく浸透させて、原油または天然ガスの増収を図ることができる石油または天然ガスの増進回収方法及び石油または天然ガスの増進回収システムを提供することにある。

上記の目的を達成するため、本発明による請求項１記載の石油または天然ガスの増進回収方法は、注入ガスを注入水の中にマイクロバブル化して混合し気液混合流体を生成する段階と、前記気液混合流体を圧入井から油層またはガス層に圧入して、前記気液混合流体の中のマイクロバブルを前記油層またはガス層内の微細な間隙に浸透させる段階と、前記マイクロバブルによって前記間隙から追い出された原油または天然ガスを生産井から回収する段階とを含むことを特徴とする。

請求項２は、請求項１記載の発明であって、前記注入ガスは、炭化水素ガス、油田フレアガス、窒素ガス、二酸化炭素ガス、燃焼排ガス、またはそれらを混合したガスであることが好ましい。

請求項３は、請求項１記載の発明であって、前記注入ガスのマイクロバブル化は、圧入井の内部で行なうことが好ましい。

上記の目的を達成するため、本発明による請求項４記載の石油または天然ガスの増進回収システムは、注入水を圧入井から油層またはガス層に圧入する注入水圧入装置と、注入ガスを前記注入水に向けて送り出す注入ガス供給装置と、前記注入ガス供給装置からの注入ガスを前記注入水にマイクロバブル化して混合するマイクロバブル化装置と、前記注入水の中のマイクロバブルによって前記油層またはガス層内の微細な間隙から追い出された原油または天然ガスを生産井から回収する原油回収装置とを含むことを特徴とする。

請求項５は、請求項４記載の発明であって、前記注入水が送り込まれるケーシング管と、前記ケーシング管に挿入され前記注入ガスが送り込まれるチュービング管と、前記チュービング管を回転させる回転駆動装置とが前記圧入井に備えられ、前記マイクロバブル化装置は、前記ケーシング管の上部にあって、前記チュービング管の下端に取り付けられることが好ましい。

請求項６は、請求項４記載の発明であって、側面に前記注入ガスを斜め下方に噴射する噴射管を有し、前記チュービング管の回転によって回転する筒体で構成されることが好ましい。

本発明による請求項１記載の石油または天然ガスの増進回収法によれば、注入ガスを注入水の中でマイクロバブル（極微細気泡）化し、気液２相混合流体として油層またはガス層に圧入する手法としたから、ＷＡＧ圧入法よりも広範囲にしかも均一に拡散させることができる。また、マイクロバブルは、注入ガスを油層またはガス層内の微細な間隙によく浸透させることができる。そして微細な間隙の動けない原油の界面張力を低下させる。マイクロバブルは流動抵抗も小さくするので、原油または天然ガスを間隙から追い出すことができる。これにより、埋蔵原油または天然ガスの７０％程度までを回収できる。気液２相混合流体を圧入するものであるから、水没した油田やガス田にも適用することができる。生産量が低下している油田またはガス田に適用して、原油または天然ガスの増産に寄与できる。なお、マイクロバブルを使用するのは、径が数ミリメートルの大きさのバブルより、マイクロバブルの方が注入水の中での滞留時間が長いからである。

請求項２記載の発明によれば、注入ガスは、メタンなどの炭化水素ガス、プロパンガスなどの油田フレアガス、窒素ガス、二酸化炭素ガス、焼却炉などから排出される燃焼排ガス（主成分は窒素ガスと二酸化炭素ガス）、またはそれらを混合したガスを使用することができる。これらのガスは、溶解度が低く水に多くは溶けないから、気泡を長時間維持することができる。これにより、油田またはガス田のある現地において、最も入手しやすい注入ガスを選択することができる。

請求項３記載の発明によれば、注入ガスのマイクロバブル化は、圧入井の内部で行なうから、圧入井内で生成したマイクロバブルを含む注入水を即座に、深部地下圧入帯に圧入することができる。また、地上のタンクなどにマイクロバブルの気液混合流体を蓄積する設備が不要である。

本発明による請求項４記載の石油または天然ガスの増進回収システムによれば、請求項１の効果と同様の効果を得ることができる。

請求項５記載の発明によれば、チュービング管の下端にマイクロバブル化装置を取り付けたから、圧入井の内部でマイクロバブルを混合させた気液混合流体を生成することができる。生成したマイクロバブルは、ケーシング管の深部に移動するに従って圧力を受け、さらに小さな気泡にすることができる。チュービング管はケーシング管と同じ長さに延長しないでも済む。マイクロバブル化装置自体を高速回転するようにしたから、微細なマイクロバブルを効率よく発生できる。

請求項６記載の発明によれば、筒体の回転により注入水に旋回流が与えられ、マイクロバブルの生成効率がよい。また、噴射管は注入水の流速が速い箇所にあるから、流れが速い分だけ容易にマイクロバブル化して混合できる。

以下、図面を参照して本発明を詳細に説明する。

図１は本発明による石油または天然ガスの増進回収システムの構成図である。本発明による石油または天然ガスの増進回収システム１００は、注入水５５に注入ガス５６をマイクロバブル化して混合した気液混合流体５７を圧入井２５から圧入して、生産井２６からキャップロック層５１に閉じ込められた油層またはガス層５２から、原油または天然ガス５８を汲み上げるシステムである。ここで油層またはガス層５２は、原油（重質油を含む）の炭化水素、あるいは炭化水素系ガスを間隙内に含有あるいは吸着している多孔質岩石の層を指すものとする。地表面５３の圧入井２５側には、注入水５５を圧入する注入水圧入装置１５、注入ガス５６を注入水５５に向けて送り出す注入ガス供給装置２０、注入ガス供給装置２０からの注入ガス５６を注入水５５にマイクロバブル化して混合するマイクロバブル化装置３０が設けられる。マイクロバブル５９によって油層またはガス層５２内の微細な間隙から追い出した原油または天然ガス５８を回収する原油回収装置３５とを含む。注入水圧入装置１５は、注入水５５を油層またはガス層５２に圧入するものであるが、途中でマイクロバブル化された注入ガス５６が混合されるので、気液混合流体５７が油層またはガス層５２に圧入される。

注入水圧入装置１５には、注入水５５を貯蔵する集水槽１６、圧入ポンプ１７等が備えられる。注入水５５は、例えば、深部帯水層から汲み上げた塩分を多く含むかん水を使用することができる。そこで、深部帯水層に達する揚水井（図示せず）から地下水を注入水製造設備１で汲み上げ、集水槽１６に供給することができる。注入水製造設備１には、ポンプを含む汲上装置２、ろ過装置３、地下水に溶解しているガスを抜く脱気装置４、殺菌装置５が設けられる。塩分が多い注入水は、電解質イオンを多量に含むから、マイクロバブルの消滅を抑制する作用がある。そのため注入水製造設備１は、海水を汲み上げる装置として構成してもよい。なお、かん水は、海水の３０％以上の塩分濃度があり、生活に利用できないから、地域の理解が得やすい。かん水のある帯水層は、油層のある堆積盆の地層構造には広く分布している。かん水は、電解質イオンがその濃度に比例して気体の溶解度を低下させる（Ｓａｌｔｉｎｇｏｕｔ現象）から、気泡の逸散を防止してマイクロバブルを高密度に生成しやすい。

注入ガス供給装置２０は、ガス貯蔵タンク２１、高圧のコンプレッサ２２を含む。注入ガス５６は、例えば、発電プラント８から排出される二酸化炭素を使用することができる。発電プラント８には燃焼炉９があり、ここから排出される排気ガスから二酸化炭素回収装置１０で二酸化炭素を分離して回収する。この二酸化炭素は、パイプラインでガス貯蔵タンク２１まで送ることができる。タンクローリー１２で輸送してもよい。注入ガス５６としては、二酸化炭素のほか、メタンなどの炭化水素ガスでもよい。窒素ガスや燃焼排ガス（窒素ガスと二酸化炭素を主成分とするもの）でもよい。これらを混合したガスでもよい。ガス貯蔵タンク２１に貯蔵された注入ガス５６は、コンプレッサ２２で高圧にされ、圧入井２５に送り込まれる。図１では、複数の圧入井２５があるものとして図示している。

圧入井２５は、ケーシング管６と、このケーシング管６に挿入されるチュービング管７が備えられる。ケーシング管６とチュービング管７の間に、注入水５５が圧入され、チュービング管７には、注入ガス５６が圧入される。チュービング管７の下端にはマイクロバブル化装置３０が取り付けられる。チュービング管７は、地上側の回転駆動装置３１によって高速回転される。ケーシング管６の底部側面には、スリット１８が設けられる。マイクロバブル化装置３０は、圧入井２５の上部とした。圧入井２５の上部とする理由は、生成されたマイクロバブル５９が、圧入井２５底部に向かって移動する間に、水圧が高くなっていくことにより気泡体積が漸減し、マイクロバブル生成時よりも更に微細な気泡に変化させることができる。

マイクロバブル化装置３０は、チュービング管７の回転により高速回転させ、気液二相流体混合の剪断方式と高速旋回方式（例として５００〜２０００ｒｐｍ）をミックスした方式を採用している。なお、マイクロバブル５９の気泡径は通常５０μｍ以下から１０μｍ程度である。マイクロバブル５９は径が小さいから、それだけ水中で消滅せずに長い時間滞留する。マイクロバブル化装置３０から噴射された注入ガス５６は、注入水５５にマイクロバブル化して混合され、乳白色の気液混合流体５７となり、スリット１８から油層またはガス層５２に圧入される。気液混合流体５７のマイクロバブル５９は、油層またはガス層５２内に広く拡散される。マイクロバブル５９は、気泡径が小さく油層またはガス層内での微細な間隙にある原油または天然ガスを追い出す効果が大きい。

気液混合流体５７が拡散すると、油層またはガス層５２の層圧を高める。マイクロバブル５９によって油層またはガス層５２の間隙から追い出された原油または天然ガス５８は、油層またはガス層５２に含まれるかん水、気液混合流体５７などと合わせて生産井２６から汲み上げられ、原油または天然ガスの回収装置３５に送られる。生産井２６は、ケーシング管６とチュービング管７が備えられ、チュービング管７の下端には、ハイドロリックポンプ３８が装備される。原油または天然ガスの回収装置３５には、汲上ポンプ３６、原油または天然ガスの貯蔵タンク３７が設けられる。ハイドロリックポンプ３８は、汲上ポンプ３６で地上側から送り込まれる採取した原油または天然ガス５８の液状の部分を動力媒体油として使用する。動力媒体油によってハイドロリックポンプ３８内のピストン（図示せず）が上下運動する。まず、動力媒体油がこのピストンの片側に導かれてピストンを下方に加圧する。すると、ピストンが下降して下端に達する。ここでエンジンバルブが水圧的に反転し、動力油の流れが切り替えられ、ピストンを上方に押し上げる。このような往復運動によって、かん水などとともに原油または天然ガス５８が汲み上げられ、ケーシング管６とチュービング管７の間を通って貯蔵タンク３７に蓄えられる。貯蔵タンク３７の原油または天然ガス５８は、原油または天然ガスの処理プラント３９にパイプライン等で送られ処理される。原油または天然ガス５８に含まれるプロパンなどの油田フレアガス（石油随伴ガス）は、燃やすことなく、貯蔵タンク３７からコンプレッサ２２で、注入ガス供給装置２０のガス貯蔵タンク２１に送り込み、注入ガス５６として利用することもできる。また、原油または天然ガス５８と分離された水を、原油または天然ガスの処理プラント３９から注入水製造設備１に送って、注入水として利用することもできる。

図２は、マイクロバブル化装置の断面図である。マイクロバブル化装置３０は、圧入井２５の上部に設置され、上端がチュービング管７の下端に接続される。マイクロバブル化装置３０は、筒体４０であって、筒体４０の側部には斜め下方に向けて突出する複数の噴射管４１が設けられる。筒体４０は例えば角筒にすることができる。角筒の場合、注入水５５に円筒に比較してより強力な旋回流を与えるので、気泡の生成を促すことができる。チュービング管７からの注入ガス５６は、噴射管４１から、ケーシング管６の内壁の下方に向かって噴射される。筒体４０はチュービング管７の回転により高速回転するので、噴射管４１を出た注入ガス５６は、気泡となって流速が速められた注入水５５と混合され、気液混合流体５７となる。

図３は、圧入井での注入水と注入ガスの圧力の関係を示す図である。まず、注入水５５の圧力であるが、圧入井２５底部付近のスリット１８を設けた圧入点までの水深をＬ０、Ｌ０地点での静水圧をＰ０としたとき、マイクロバブル５９を含有しない一般的な圧入では、圧入に必要な水圧はＰ０＋Ｐαとなる。ここでＰαは１０ｋｇ／ｃｍ^２以内の値を選定する。本実施例の場合、マイクロバブルを含有する気液２相混合流体の圧入であるため、圧入井２５の底部付近ではマイクロバブルによる水圧の減少がある。その圧力減少分Ｐβを加圧する必要がある。従って、スリット１８のある圧入点での圧入水圧力が、Ｐ０＋Ｐαとなるためには、圧入井２５に注入水をＰα＋Ｐβに加圧して注入する。Ｐβのおよその目安として、この圧入井２５内で消滅するマイクロバブルを除き、例えば注入水１ｍ^３の中に平均的に０．１ｍ^３のマイクロバブルが見かけ上含まれるならば、水の中に気体が１０％混入されていることになり、圧力減少分Ｐβは（Ｐ０−Ｐ１）×０．１になる。

次に、注入ガス５６の圧力については、マイクロバブル化装置３０の設置位置によって変化する。その設置位置については、圧入井２５内の注入水の中で、チュービング管７と一体化したマイクロバブル化装置３０を片持ち梁（上部で支持された梁状の構造物）状態で高速回転させると、その回転力、チュービング管７の動的なねじれ剛性、及びマイクロバブル化装置が受ける注入水の回転抵抗の大きさにもよるが、三次元的なねじれ回転変形が生じるので、耐久性を考慮して深度Ｌ１は５〜５０ｍが好ましい。深度Ｌ１での注入水５５の静水圧をＰ１とすれば、注入水５５のＬ１での圧力はＰ１＋Ｐα＋Ｐβとなる。この圧力に打ち勝つように注入ガス５６を注入するから、注入ガス５６の圧力はＰ１＋Ｐα＋Ｐβ＋Ｃとなる。Ｐ１＋Ｐα＋Ｐβ＜Ｐ１＋Ｐα＋Ｐβ＋Ｃの関係式が成り立つようにする。深度Ｌ１にもよるが、ここでＣを１０〜３０ｋｇ／ｃｍ^２とした。

図４は、石油または天然ガスの増進回収方法の処理手順を示すフローチャートである。Ｓ６０〜Ｓ６４が各処理段階を示す。

本発明は、注入ガスをマイクロバブル化して注入水に混合し、注入ガスの濃縮等の設備も必要ないので、低コストな石油または天然ガス増進回収システムに好適である。

本発明による石油または天然ガスの増進回収システムの構成図である。（実施例１）マイクロバブル化装置の断面図である。（実施例１）圧力井での注入水と注入ガスの圧力の関係を示す図である。（実施例１）本発明による石油または天然ガスの増進回収方法の処理手順を示すフローチャートである。（実施例１）

符号の説明

１注入水製造設備
２汲上装置
３ろ過装置
４脱気装置
５殺菌装置
６ケーシング管
７チュービング管
８発電プラント
９燃焼炉
１０二酸化炭素回収装置
１２タンクローリー
１５注入水圧入装置
１６集水槽
１７圧入ポンプ
１８スリット
２０注入ガス供給装置
２１ガス貯蔵タンク
２２コンプレッサ
２５圧入井
２６生産井
３０マイクロバブル化装置
３１回転駆動装置
３５原油または天然ガスの回収装置
３６汲上ポンプ
３７原油または天然ガスの貯蔵タンク
３８ハイドロリックポンプ
３９原油または天然ガスの処理プラント
４０筒体
４１噴射管
５１キャップロック層
５２油層またはガス層
５３地表面
５５注入水
５６注入ガス
５７気液混合流体
５８原油または天然ガス
５９マイクロバブル
１００石油または天然ガスの増進回収システム

Claims

注入ガスを注入水の中にマイクロバブル化して混合し気液混合流体を生成する段階と、前記気液混合流体を圧入井から油層またはガス層に圧入して、前記気液混合流体の中のマイクロバブルを前記油層またはガス層内の微細な間隙に浸透させる段階と、前記マイクロバブルによって前記間隙から追い出された原油または天然ガスを生産井から回収する段階とを含むことを特徴とする石油または天然ガスの増進回収方法。
前記注入ガスは、炭化水素ガス、油田フレアガス、窒素ガス、二酸化炭素ガス、燃焼排ガス、またはそれらを混合したガスであることを特徴とする請求項１に記載の石油または天然ガスの増進回収方法。
前記注入ガスのマイクロバブル化は、圧入井の内部で行なうことを特徴とする請求項１に記載の石油または天然ガスの増進回収方法。
注入水を圧入井から油層またはガス層に圧入する注入水圧入装置と、注入ガスを前記注入水に向けて送り出す注入ガス供給装置と、前記注入ガス供給装置からの注入ガスを前記注入水にマイクロバブル化して混合するマイクロバブル化装置と、前記注入水の中のマイクロバブルによって前記油層またはガス層内の微細な間隙から追い出された原油または天然ガスを生産井から回収する原油回収装置とを含むことを特徴とする石油または天然ガスの増進回収システム。
前記注入水が送り込まれるケーシング管と、前記ケーシング管に挿入され前記注入ガスが送り込まれるチュービング管と、前記チュービング管を回転させる回転駆動装置とが前記圧入井に備えられ、前記マイクロバブル化装置は、前記ケーシング管の上部にあって、前記チュービング管の下端に取り付けられることを特徴とする請求項４に記載の石油または天然ガスの増進回収システム。
前記マイクロバブル化装置は、側面に前記注入ガスを斜め下方に噴射する噴射管を有し、前記チュービング管の回転によって回転する筒体で構成されることを特徴とする請求項５に記載の石油または天然ガスの増進回収システム。