JP2021152257A

JP2021152257A - 石油掘削随伴水の処理方法

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Publication number: JP2021152257A
Application number: JP2020052549A
Authority: JP
Inventors: 清次中塚; seiji Nakatsuka; 尊信立川; Takanobu TACHIKAWA; 義浩藤原; Yoshihiro Fujiwara; 智裕井上; Tomohiro Inoue
Original assignee: Sasakura Engineering Co Ltd; Dowa Eco Systems Co Ltd; Dowa Technology KK
Current assignee: Sasakura Engineering Co Ltd; Dowa Eco Systems Co Ltd; Dowa Technology KK
Priority date: 2020-03-24
Filing date: 2020-03-24
Publication date: 2021-09-30
Anticipated expiration: 2040-03-24
Also published as: CN115298142A; WO2021192763A1; JP7450215B2

Abstract

【課題】油分等でより汚染された石油掘削随伴水であっても、低コストで、油分等を濃縮しかつ放流可能なレベルにまで浄化する処理方法を提供する。【解決手段】石油掘削随伴水に凝集沈殿処理を行い、清澄水及び沈殿物に分離する工程と、前記清澄水に蒸発濃縮処理を行い、放流可能な凝縮水及び油分等が濃縮された濃縮水を得る工程とを有する、石油掘削随伴水の処理方法を提供する。【選択図】図１

Description

本発明は石油掘削随伴水の処理方法に関する。

石油掘削サイトにおける石油の掘削では、地下水が石油と共に汲み上げられる。このように汲み上げられた石油掘削随伴水（本発明において「随伴水」と記載する場合がある。）には油分をはじめとするＣＯＤ成分や、土壌由来の懸濁物（泥）や無機塩類が含まれている。その上、随伴水の発生量は多量であり、汲み上げられる石油の数倍以上ともいわれており、処理の困難な廃棄物である。なお掘削ドリルの保護などの目的のため、掘削しているドリルに対しては掘削泥水が供給されている。この掘削泥水も随伴水に混入して随伴水の一部を構成することになる。

現在石油掘削サイトの多くはインフラの整備されていない僻地に存在するが、随伴水を適切に処理する方法として、随伴水を適切な廃水処理設備を有する工場に輸送してそこで処理する方法や、そのような廃水処理設備をオンサイトに設け、その場で処理する方法が考えられる。しかし、前者は輸送コストの観点から現実的でない。

また、処理され清浄となった水は河川へ放流されるなどするが、処理の結果生まれる残留物については、固形化、埋め立てなど更なる処理プロセスが必要である。そのためいかに残留物の発生量を少なくする（濃縮する）かも、随伴水の処理における重要な要素である。

なお、上記のオンサイトで随伴水を処理する（し得る）方法について、特許文献１および２は、随伴水に対して（事前の精密膜ろ過をしたうえで）逆浸透膜処理し、続いて得られた濃縮水を蒸発濃縮する方法について開示している。

ＷＯ２０１３／１５３５８７号公報ＷＯ２０１２／００８０１３号公報

しかし本発明者らの検討によると、特許文献１および２にて提案された、随伴水に対して逆浸透膜を用いて分離処理を実行する方法には、以下の問題がある。まず、随伴水は特に油分について組成変動が大きい。すなわち、掘削ドリルが水層を掘削しているときには、随伴水は比較的清浄であり油分は非常に少ない。一方掘削ドリルが油層に近づいたときには、随伴水は多量の油分を含んでいる。また、そのいずれでもなく掘削ドリルがただ土壌を掘削しているときもある。更に随伴水は、土壌由来の物質や掘削泥水由来の成分も含んでおり、複雑な組成の混合物である。

特許文献１等の方法で使用される逆浸透膜は分離性能が非常に優れている為、随伴水の浄化性能には優れるものの、随伴水は前記の通り複雑な組成の混合物であることから、膜にかかる負荷が高くすぐに当該膜が使用不能になる。この為、石油掘削随伴水処理の実操業においては膜の交換頻度が高く、随伴水の発生量を考えたとき、随伴水の処理コストが膨大になる。随伴水中の油分やその他の成分（特に膜を閉塞させうる泥や掘削泥水由来の保護剤（グアーガム等の多糖類などの高分子化合物））が多い場合にはこの問題が特に顕著になる。

本発明は当該状況の下で為されたものであり、その解決しようとする課題は、油分等でより汚染された随伴水であっても、低コストで、油分等を濃縮しかつ放流可能なレベルにまで浄化する処理方法を提供することである。

上述の課題を解決する為、本発明者らは鋭意研究を行った結果、汚染された随伴水へ凝集沈殿処理を行い、得られた清澄水に対して蒸発濃縮処理を行えば、低コストで、放流可能なレベルまで浄化された凝縮水と、適宜処理可能な濃縮水とが得られることを見出し、本発明を完成した。

即ち、課題を解決するための第１の発明は、
石油掘削随伴水の処理方法であって、
前記石油掘削随伴水に凝集沈殿処理を行い、清澄水及び沈殿物に分離する工程と、
前記清澄水に蒸発濃縮処理を行い、凝縮水及び濃縮水を得る工程と
を有する、石油掘削随伴水の処理方法である。
第２の発明は、
前記石油掘削随伴水中の油分濃度が１００〜５０００ｐｐｍであり、ＣＯＤが１０〜２０，０００ｐｐｍであり、無機塩類の濃度がＴＤＳとして２００〜３５，０００ｐｐｍである、第１の発明に記載の石油掘削随伴水の処理方法である。
第３の発明は、
さらに、前記凝縮水中の油分濃度を測定し、所定値を超えることが判明した場合は、油分分離膜を用いて前記凝縮水から油分の除去処理を行う工程を有する、第１または第２の発明に記載の石油掘削随伴水の処理方法である。
第４の発明は、
さらに、前記凝縮水中の窒素分濃度を測定し、所定値を超えることが判明した場合は、前記凝縮水から窒素分の除去処理を行う工程を有する、第１〜第３の発明のいずれかに記載の石油掘削随伴水の処理方法である。
第５の発明は、
前記清澄水中の油分濃度が５〜１０００ｐｐｍである、第１〜第４の発明のいずれかに記載の石油掘削随伴水の処理方法である。
第６の発明は、
前記凝縮水中の油分濃度が５〜１００ｐｐｍであり、ＣＯＤが５〜２００ｐｐｍであり、無機塩類の濃度がＴＤＳとして１０〜１００ｐｐｍである、第１〜第５の発明のいずれかに記載の石油掘削随伴水の処理方法である。
第７の発明は、
前記蒸発濃縮処理を、車両にて運搬可能な蒸発濃縮装置、又は、車両にて運搬可能な２〜４のユニットに分離可能な蒸発濃縮装置を用いて実施する、第１〜第６の発明のいずれかに記載の石油掘削随伴水の処理方法である。
第８の発明は、
前記凝集沈殿処理の前に、前記石油掘削随伴水中の有機成分の除去処理を行う、第１〜第７の発明のいずれかに記載の石油掘削随伴水の処理方法である。

本発明によれば、より汚染された随伴水であっても、低コストで、油分等を濃縮しかつ放流可能なレベルにまで浄化することが出来る。

本発明に係る石油掘削随伴水の処理方法の操作フローと処理装置例とを示す図である。

上述したように本発明は、石油掘削サイトにおける石油の掘削において、地下水が石油と共に汲み上げられたものであって、油分をはじめとして、ＣＯＤ成分や土壌由来の懸濁物（泥）や無機塩類を含む随伴水（掘削泥水も混入している）を、低コストで、濃縮しかつ放流可能なレベルにまで浄化する処理方法である。

本発明に係る石油掘削随伴水の処理方法は、随伴水に凝集沈殿処理を行い、清澄水と沈殿に分離する凝集沈殿処理工程と、前記清澄水に蒸発濃縮処理を行い、凝縮水及び濃縮水を得る蒸発濃縮処理工程とを有する。また、本発明に係る石油掘削随伴水の処理方法においては、所望により前記凝縮水から油分を除去処理する油分除去工程や、所望により前記凝縮水から窒素分を除去処理する脱窒処理工程を設ける場合がある。さらに所望により、前記凝集沈殿処理工程の前に有機成分除去工程を設ける場合がある。

以下、本発明に係る処理方法の操作フロー及び処理装置の例を示す図１を参照しながら、本発明について説明する。

図１に示すように本発明は、必要に応じて有機成分除去工程［１´］により有機成分を除去した随伴水（１０）を受け入れ、随伴水（１０）を凝集沈殿させて、清澄水（１１）及び沈殿物（１２）を得る凝集沈殿処理工程［１］と、清澄水（１１）を受け入れ、これに蒸発濃縮処理を行い、凝縮水（２１）及び濃縮水（２２）を得る蒸発濃縮処理工程［２］を有するものである。なお、凝縮水（２１）は例えば河川や海へ放流するなどして環境へ還元し、濃縮水（２２）については処分場へ輸送して固形化するなど、適宜な処理を行う。なお図１では便宜上、有機成分除去工程［１’］に受け入れる随伴水を「随伴水（１０）」と表示している。

尤も、凝縮水（２１）に油分や窒素分が所定の基準以上に含まれていた場合、凝縮水（２１）から油分を除去する油分除去工程［３］、および／または、凝縮水（２１）から窒素分を除去する脱窒工程［４］を設けることが好ましい。

以下、［１´］有機成分除去工程、［１］凝集沈殿処理工程、［２］蒸発濃縮処理工程、［３］油分除去工程、［４］脱窒工程、［５］沈殿物および濃縮水の処理、の順で本発明について説明する。

［１´］有機成分除去工程
随伴水（１０）に有機成分が多く含有されている場合、凝集沈殿処理工程［１］を実施する前に、有機成分を除去する工程［１´］を実施してもよい。この場合、凝集沈殿処理工程［１］を実施する凝集槽（１５）の前に生物処理槽（１７）を設けることが好ましい。好気性処理／嫌気性処理により有機成分を分解するものである。生物処理槽（１７）の好ましい具体例としては、好気と嫌気の条件選択が可能であることと高い固液分離安定性よりＳＢＲ槽を挙げることが出来る。

［１］凝集沈殿処理工程
本発明においては、必要に応じて随伴水（１０）に対して有機成分除去工程［１´］を実施した後、凝集沈殿処理工程［１］を実施する。この工程にて受け入れる随伴水（１０）は、上述した通り複雑な組成の混合物であり、典型的には黒〜茶褐色である。その油分濃度は、通常１００〜５０００ｐｐｍ程度と大きな幅がある。これは上述した通り、随伴水（１０）の組成が、掘削ドリルが油層付近を掘削している時と、水層付近を掘削している時や、そのいずれでもない時などで大きく変わる為である。具体的には、掘削ドリルが油層付近を掘削している時の油分含有量は高い値を示す。随伴水のＣＯＤは、通常１０〜２００００ｐｐｍ程度であり、無機塩類の濃度はＴＤＳとして通常２００〜３５０００ｐｐｍ程度である。本発明は随伴水（１０）中の油分が高濃度であっても問題なく処理することができ、油分濃度が１２０〜５０００ｐｐｍの随伴水（１０）に対して好ましく適用可能であり、油分濃度が１５０〜５０００ｐｐｍの随伴水（１０）に対してより好ましく適用可能である。

なお、油分濃度が５０００ｐｐｍを超えるほど濃厚な場合は、随伴水表面に油分が浮いているので、それを掬い取ることで上記濃度範囲におさめてから凝集沈殿処理工程［１］を実施することが好ましい。

凝集沈殿処理工程［１］は、凝集槽（１５）を用いた凝集処理と続く沈殿処理により、随伴水（１０）中における土壌由来の懸濁物（泥）を除去して清澄水（１１）を得ることを目的とする。当該凝集沈殿処理に拠って、随伴水（１０）中におけるＣＯＤおよび油分の一部も除去できる場合が多く好ましい。

凝集沈殿処理工程［１］では、随伴水（１０）を収容した凝集槽（１５）へまず凝集剤を添加し、凝集剤で捕獲可能な物質（前記の懸濁物等）を凝集させる。当該凝集剤としては、無機凝集剤（１３）及び高分子凝集剤（１４）が挙げられる。無機凝集剤（１３）として、例えばポリ硫酸鉄、ポリ塩化鉄、ポリアルミニウムクロライド、ポリ硫酸アルミニウム等を好ましく挙げることが出来る。高分子凝集剤（１４）として、例えばアニオン系凝集剤、カチオン系凝集剤、ノニオン系凝集剤を好ましく挙げることが出来る。

これら凝集剤の中でもポリ硫酸鉄は、油分除去機能に優れている、カルシウムなどスケールの要因となる成分と沈殿物を形成し除去出来る、随伴水（１０）の一連の処理においてｐＨが変動した場合であっても（特にｐＨが１０程度になった場合でも）、沈殿物が再溶解しない、といった優れた特徴がある。これらの特徴は、後工程である蒸発濃縮処理工程［２］の安定操業を維持する観点から好ましい。

凝集沈殿処理工程［１］では、以上説明した凝集により凝集物が生じた随伴水（１０）に対して、固液分離装置（１６）を使用した固液分離（具体例として、遠心分離装置による遠心分離、シックナー等による沈降分離、中空糸膜によるろ過、凝集槽からデカント等がある。）によって、清澄水（１１）と沈殿物（１２）とに分離する。そして必要に応じて、清澄水（１１）は蒸発濃縮原水槽（２０）にて、一旦貯蔵する。

凝集沈殿処理工程［１］で得られる清澄水（１１）における油分濃度は通常５〜１０００ｐｐｍ程度、ＣＯＤは通常１０〜５０００ｐｐｍ程度であり、スタートの随伴水（１０）に比べて低減される場合が多い。無機塩類の濃度はＴＤＳとして通常２００〜３５０００ｐｐｍ程度である。また、清澄水（１１）においては随伴水（１０）に含まれていた懸濁物（泥）が顕著に除去されており、無色透明ないし白い半透明の色、あるいは本工程で使用した薬剤由来の色となっている。

［２］蒸発濃縮処理工程
蒸発濃縮処理工程［２］においては、蒸発濃縮装置（２３）を用いて、凝集沈殿処理工程［１］で得られた清澄水（１１）に対して蒸発濃縮処理を行う。当該蒸発濃縮処理により、凝縮水（２１）と濃縮水（２２）とが得られる。蒸発濃縮する対象が泥などの粗大な物質を含んでいると、これが濃縮水（２２）に移行することとなるが、蒸発濃縮装置の配管等を閉塞させるなどの問題を引き起こして、連続操業ができなくなる。すなわち、操業コスト上昇につながる。しかし本発明では、随伴水（１０）に対してまず凝集沈殿処理を施し、粗大な物質を実質的に除去しているので、前記の問題は起こらず、連続操業が可能であり、操業コストを低くおさえることができる。

蒸発濃縮処理工程［２］において使用する蒸発濃縮装置（２３）は、特に限定されるものではない。例えば、特開昭５９−２６１８４号公報に記載の水蒸気圧縮式塩水蒸留器（水平伝熱管と水蒸気圧縮機とを備えた水蒸気圧縮式塩水蒸留器）、特開平１０−５７７０２号公報に記載の自己蒸発圧縮式濃縮装置（２つの圧縮手段により２段圧縮が可能な濃縮装置）、特開２０１１−１８５１９２号公報に記載の真空蒸発装置（ルーツブロワを備えた真空蒸発装置）、等を、当該工程における蒸発濃縮装置として使用することができる。尤も、石油掘削サイトの多くが僻地に設けられていることを考慮すると、蒸発濃縮装置をオンサイトで一から建設するのでは、長い工期が必要となり建設コストも高額なものとなる。

ここで本発明者らは、完成品または分離して複数のユニットとなった蒸発濃縮装置（２３）を石油掘削サイトに輸送して設置、または、最終組み立てを行って設置し、運転することが好ましいことに想到した。このような蒸発濃縮装置（２３）は、それ自体トラック等の車両にて運搬可能なサイズであるか、２〜４程度のユニットに分離可能で、分離されたユニットの各々が車両にて運搬可能なサイズである。さらに本発明者らは、特開２０１８−１２６６８０号公報に開示された蒸発濃縮装置は、装置を二つの収納容器（当該公報の請求項１における、第１収納容器と第２収納容器）に分離可能であり、各々をトラック等の車両で輸送可能であることから、本発明における蒸発濃縮処理工程［２］に使用する装置として特に好適であることにも想到した。

蒸発濃縮処理工程［２］における蒸発条件については、蒸発濃縮装置（２３）の蒸発缶内の液温は６０〜８０℃、蒸発缶内圧力は５〜５０ｋＰａ absに設定することが操業コスト低廉化の観点から好ましい。当該工程で得られる濃縮水（２２）の濃縮倍率（清澄水（１１）の濃縮水（２２）に対する体積倍率）は、２〜２０体積倍とすることが、随伴水（１０）の濃縮及び操業コスト低廉化の観点から好ましい。

蒸発濃縮処理で得られる凝縮水（２１）の品質チェックを実施した場合、油分濃度は通常５〜１００ｐｐｍ程度であり、ＣＯＤは通常５〜２００ｐｐｍ程度であり、無機塩類の含有量はＴＤＳとして通常１０〜１００ｐｐｍ程度である。凝縮水（２１）は清澄水（１１）中の揮発性成分で構成されるので、油分（揮発性油を除く）その他の成分が顕著に低減されている。当該凝縮水（２１）の油分含有量、ＣＯＤおよび無機塩類の含有量等の値が環境基準に適合するほどに低い場合は、そのまま河川等へ放流、石油掘削サイトでの用水としてのリサイクルまたは地下へ返送することができる。

以上説明した凝集沈殿処理工程［１］及び蒸発濃縮処理工程［２］の実施により、随伴水（１０）から、環境へ還元等し得る凝縮水（２１）と、適宜な方法により処理すべき沈殿物（１２）及び濃縮水（２２）とが得られる。本発明によれば、随伴水（１０）から沈殿物（１２）及び濃縮水（２２）の合計への濃縮倍率（随伴水／（沈殿物＋濃縮水））として、好ましくは３〜１５体積倍という倍率を達成することができる。しかも、凝集沈殿処理工程［１］及び蒸発濃縮処理工程［２］のいずれも、高価な薬剤や装置を使う必要がなく、しかも連続操業が可能であることから、本発明の石油掘削随伴水の処理方法は非常に低コストで実施することができる。

［３］油分除去工程
油分除去工程［３］は、上述した凝縮水（２１）についての品質チェック（油分濃度の測定）の結果、凝縮水（２１）に含有される油分が所定値を超える場合は、油分分離装置（３２）に設置された油分分離膜（３３）を用い、例えば凝縮水（２１）に対して比重分離を実施して処理水（３１）と油分（３４）とを得る工程である。なお、油分濃度の測定方法については、実施例にて後述する。また前記所定値とは、各国の、環境基準等の排水に関する基準により定まる値で、これについては、後述する脱窒工程［４］の項にてまとめて説明する。

「凝集沈殿処理工程［１］」にて説明した本発明の石油掘削随伴水の処理方法が対象とする随伴水（１０）は、一般に油分の含有量が非常に高い。この為、当該随伴水（１０）に対して特許文献１に代表される従来技術に係る、逆浸透膜等を用いる方法にて油分を分離しようとすると、逆浸透膜等への負荷が高く頻繁な交換が必要で、処理コストが高くなる。随伴水（１０）に含まれる懸濁物（泥）も逆浸透膜（あるいは逆浸透膜の前に使用される精密ろ過膜）を閉塞させ、頻繁な交換の必要性を高くする。

なお、従来技術において逆浸透膜を使用しているのは、その前の精密膜ろ過では無機塩類等のシングルナノオーダー又はそれ以下の超微細サイズの物質を除去することができないためである。これに対して本発明の場合は、蒸発濃縮処理により無機塩類等の超微細サイズの物質は実質的に除去され（サイズではなく沸点に着目した除去）、実質的に水と揮発性の油分（３４）とで構成された、その他の夾雑物が非常に少ない凝縮水（２１）が得られる。凝縮水（２１）中で油分（３４）はミクロンレベルの液滴として存在する。このような油分（３４）の除去には、孔のサイズが１ｎｍ未満と超微細な逆浸透膜は不要であり、これよりも安価な油分分離膜（３３）を用いた油分除去が可能である。さらに、当該凝縮水（２１）は、実質的に水と揮発性の油分（３４）とで構成されていることから油分分離膜（３３）への負荷も軽い為、当該油分分離膜（３３）の頻繁な交換は不要であり、処理コストは低廉なものとなる。

油分分離膜（３３）は、上記の通り逆浸透膜のような孔のサイズがシングルナノオーダー又はそれ以下のレベルといった高価なものである必要はない。本発明においては、油分分離膜（３３）として、コアレッサー方式の膜を好適に使用することができる。この方式の油分分離膜（３３）は、太さ（断面が円形であれば直径）が０．１〜１０μｍ程度の繊維で構成される膜であり、これにまず水を流して繊維を湿らせておく。続けて（所定値以上の油分を含んだ）凝縮水（２１）を膜に流すと、水は膜を透過するが、油分（３４）は湿った繊維に対して反発し、膜を透過しない。凝縮水（２１）を流し続けると、油分が繊維のところに蓄積して合体して大きくなり、水の比重との大小に従って分離される（比重分離）。このようにして、簡易で安価な方法により、凝縮水（２１）から油分を除去することができる。なお、油分に関して厳しい基準に対応する場合は、必要に応じて、更に活性炭による油分の除去処理など、高次の処理を施してもよい。このような処理もまた安価に実施可能である。

油分除去工程［３］を経て得られた処理水（３１）の品質チェックの結果、処理水（３１）に含有される油分の濃度が所定値以下の場合は、河川等への放流、リサイクルまたは地下へ返送することができる。

［４］脱窒工程
脱窒工程［４］は、凝縮水（２１）又は油分除去工程［３］で得られた処理水（３１）中の窒素分濃度を測定し、窒素分濃度が所定値を超える場合は、公知の脱窒素法で処理する工程である。凝縮水（２１）（又は処理水（３１））に含有される窒素分が多いと、環境負荷の原因ともなるからである。公知の脱窒素法としては、操業コストの安価なクロラミン脱窒素法が好ましい。なお、窒素分濃度の測定方法については、実施例にて後述する。また前記所定値とは、各国の環境基準等の排水に関する基準により定まる値で、前述した油分除去工程［３］における油分の排水基準に関する所定値とあわせて下記表１に例を示す。なお油分及び窒素分のいずれについても、所定値として、排水基準値に安全率をかけて、排水基準値の５％以上１００％未満の値を設定する場合もある。

脱窒工程［４］を経て得られた処理水（３１）の品質チェックの結果、得られた処理水（３１）に含有される窒素分濃度が所定値以下の場合は、河川等への放流、リサイクルまたは地下へ返送等することができる。なお、凝縮水（２１）について油分除去と脱窒の両方が必要となった場合は、油分除去を先に実施することが好ましい。脱窒の代表的手法であるクロラミン脱窒素法を先に行うと、凝縮水（２１）中の油分が酸化されて水溶性となり、油分除去が困難となるからである。

［５］沈殿物および濃縮水の処理
「凝集沈殿処理工程［１］」にて説明した沈殿物（１２）および「蒸発濃縮処理工程［２］」にて説明した濃縮水（２２）は、適切な処分場へ輸送して処分することが好ましい。ここで、石油掘削サイトの多くが僻地に設けられていることを考慮すると、沈殿物（１２）および濃縮水（２２）の、処分場への輸送コストは高価である。従って、これらの輸送量が少ないこと、即ち、随伴水（１０）からの濃縮率が大きいことが重要である。当該観点から、本発明に係る石油掘削随伴水の処理方法を検討してみると、上述の通り、沈殿物（１２）および濃縮水（２２）は合計で、随伴水（１０）に対して３〜１５体積倍程度に濃縮され、減容している。当該濃縮による減容は、輸送コスト低減の観点から十分な効果を発揮していると考えられる。

以下、実施例を参照しながら、本発明についてより具体的に説明する。
尚、実施例において、
油分濃度は、試料をｐＨ４にした後、ノルマルヘキサンに抽出した後、８０℃に加熱してノルマルヘキサンを蒸発させ、残留物の重量を測定することで求め、
無機塩類濃度はＴＤＳとして、Ｏｒｉｏｎ^TM ＶｅｒｓａＳｔａｒＰｒｏ^TM ｐＨ／導電率デスクトップ型マルチパラメーターメーターにより、全溶存性固体を測定し、
窒素分濃度はアンモニア態窒素（ＮＨ_３−Ｎ）の濃度として、イオン電極法（Ｏｒｉｏｎ^TM ＶｅｒｓａＳｔａｒＰｒｏ^TM，Ｔｈｅｒｍｏｆｉｓｈｅｒ製）で測定し、
ｐＨ値の測定にはＨＯＲＩＢＡ製ｐＨｍｅｔｅｒＦ−１６を使用し、測定時の試料温度が２５℃の場合は実測定値を採用し、２５℃でない場合はｐＨ測定装置内蔵の校正機能により２５℃でのｐＨ値を求め、
ＣＯＤはＪＩＳＫ０１０２：２０１３に準拠し、二クロム酸法（ＣＯＤ_Ｃｒ）により測定した。

（参考例）
ある石油掘削サイトで異なる時点で産出された石油掘削随伴水（随伴水１及び２）について油分濃度を測定したところ、随伴水１の油分濃度は３０１０ｐｐｍであり、随伴水２の油分濃度は１９８ｐｐｍであった。この結果より、石油掘削随伴水の油分濃度の変動が大きいことがわかる。なお、いずれの随伴水にも保護剤としての高分子化合物が含まれていた。以下の実施例においても同様である。

（実施例１）
ある石油掘削サイトで産出された随伴水を原水として、本発明に係る石油掘削随伴水の処理方法を実施した。
以下、１．凝集沈殿処理工程、２．蒸発濃縮処理工程、３．油分除去工程、の順に説明する。

１．凝集沈殿処理工程
産出された随伴水を原水として凝集槽へ導入し、そこへ凝集剤としてポリ硫酸鉄（登録商標：ポリテツ日鉄鉱業株式会社製）を、随伴水１Ｌに対し２ｇの割合で添加した。なお、随伴水は懸濁物（泥）を含んでおり、茶褐色であった。

そして凝集槽に付属の攪拌機を用いて０．１時間、２５０ｒｐｍで撹拌して混合した。得られたスラリーを、固液分離装置である遠心分離装置を用いて４５００ｒｐｍで遠心分離し、上澄みである清澄水と、沈殿物とに分離した。清澄水は淡橙色であった。沈殿物の量は随伴水の１〜５体積％程度であった。

２．蒸発濃縮処理工程
分離された清澄水を、一旦、蒸発濃縮原水槽に貯蔵した後、株式会社ササクラ製の蒸発濃縮装置（登録商標：モバイルエバポレーターＶＶＣＣ−４０）に導入して、蒸発濃縮処理を行った。尚、当該蒸発濃縮装置は二つのユニット（特開２０１８−１２６６８０号公報の請求項１にて開示された第１収納容器と第２収納容器）に分離可能であり、各々をトラック等で輸送可能である装置である。

蒸発濃縮装置の運転条件は、蒸発缶内の真空度は２０ｋＰａａｂｓとし、保有液の温度は６５℃以上７０℃以下とした。保有液の含有成分が濃縮されることによる沸点上昇は８℃以内で管理しながら、保有液から揮発成分を蒸発・凝縮させて凝縮水を生成し、蒸発濃縮装置から取り出した。一方、蒸発缶内の保有液の比重を監視し、比重１．１ｋｇ／Ｌとなった時点で濃縮水となったと判断して蒸発濃縮装置から排出させることで、連続的に蒸発濃縮処理を行なった。濃縮率は約３．７体積倍だった。

３．油分除去工程
上述した蒸発濃縮処理工程で得られた凝縮水に含有される油分の含有量が５２ｐｐｍと高かった為、油分分離膜を備えた油分分離装置（登録商標：ユーテックＴＨ−８０旭化成製）を用いて油分除去工程を実施し、処理水を得た。なおこの油分分離装置は、コアレッサー方式の装置であり、比重分離により凝縮水から油分を除去して処理水を得た。

以上の操作における、随伴水、清澄水、凝縮水、濃縮水及び処理水のｐＨ値、無機塩類濃度（ＴＤＳとして）、アンモニア態窒素濃度、ＣＯＤ値、油分濃度の値を下記表２に示す。

得られた処理水について、更にこれを、例えば活性炭で処理することで、油分濃度を更に低減することができる。また今回の実施例では実施しなかったが、処理水に対して脱窒工程を実施すれば、アンモニア態窒素濃度を容易に１ｐｐｍ以下に低減することができる。

（実施例２）
実施例１とは異なる石油掘削サイトで産出された随伴水を原水とした。そして、実施例１と同様に、１．凝集沈殿処理工程、及び２．蒸発濃縮処理工程、を実施した。
以上の操作における係る随伴水、凝縮水および濃縮水のｐＨ値、アンモニア態窒素濃度、ＣＯＤ値、油分濃度の値を表３に示す。

なお、随伴水に対して凝集沈殿処理工程は実施せずに、蒸発濃縮処理工程を実施すると、蒸発濃縮装置の配管等が閉塞するなどし、すぐに装置が故障してしまう。

１´：有機成分除去工程
１：凝集沈殿処理工程
２：蒸発濃縮処理工程
３：油分除去工程
４：脱窒工程
１０：随伴水
１１：清澄水
１２：沈殿物
１３：無機凝集剤
１４：高分子凝集剤
１５：凝集槽
１６：固液分離装置
１７：生物処理槽（ＳＢＲ槽）
２０：蒸発濃縮原水槽
２１：凝縮水
２２：濃縮水
２３：蒸発濃縮装置
３１：処理水
３２：油分分離装置
３３：油分分離膜
３４：油分

Claims

石油掘削随伴水の処理方法であって、
前記石油掘削随伴水に凝集沈殿処理を行い、清澄水及び沈殿物に分離する工程と、
前記清澄水に蒸発濃縮処理を行い、凝縮水及び濃縮水を得る工程と
を有する、石油掘削随伴水の処理方法。
前記石油掘削随伴水中の油分濃度が１００〜５０００ｐｐｍであり、ＣＯＤが１０〜２０，０００ｐｐｍであり、無機塩類の濃度がＴＤＳとして２００〜３５，０００ｐｐｍである、請求項１に記載の石油掘削随伴水の処理方法。
さらに、前記凝縮水中の油分濃度を測定し、所定値を超えることが判明した場合は、油分分離膜を用いて前記凝縮水から油分の除去処理を行う工程を有する、請求項１または２に記載の石油掘削随伴水の処理方法。
さらに、前記凝縮水中の窒素分濃度を測定し、所定値を超えることが判明した場合は、前記凝縮水から窒素分の除去処理を行う工程を有する、請求項１から３のいずれかに記載の石油掘削随伴水の処理方法。
前記清澄水中の油分濃度が５〜１０００ｐｐｍである、請求項１から４のいずれかに記載の石油掘削随伴水の処理方法。
前記凝縮水中の油分濃度が５〜１００ｐｐｍであり、ＣＯＤが５〜２００ｐｐｍであり、無機塩類の濃度がＴＤＳとして１０〜１００ｐｐｍである、請求項１から５のいずれかに記載の石油掘削随伴水の処理方法。
前記蒸発濃縮処理を、車両にて運搬可能な蒸発濃縮装置、又は、車両にて運搬可能な２〜４のユニットに分離可能な蒸発濃縮装置を用いて実施する、請求項１から６のいずれかに記載の石油掘削随伴水の処理方法。
前記凝集沈殿処理の前に、前記石油掘削随伴水中の有機成分の除去処理を行う、請求項１から７のいずれかに記載の石油掘削随伴水の処理方法。