JP5706713B2 - Recovering crude oil from oil and gas fields - Google Patents
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Description
本発明は、油ガス田からの残留原油回収方法に関する。さらに詳述すると、本発明は、油ガス田の油層の孔隙に残留する残留原油をメタンガスに変換して回収する方法に関する。 The present invention relates to a method for recovering residual crude oil from an oil and gas field. More specifically, the present invention relates to a method for converting residual crude oil remaining in the pores of an oil reservoir of an oil and gas field into methane gas and recovering it.
油ガス田の油層からの原油の回収方法は、一次回収法、二次回収法、増進回収法（三次回収法）に分類される。 Crude oil recovery methods from oil and gas reservoirs are classified into primary recovery methods, secondary recovery methods, and enhanced recovery methods (tertiary recovery methods).
＜一次回収法＞
一次回収法とは、自然の排油エネルギーを利用して原油を回収する方法である。具体的には、自噴採油法、ポンプやガスリフト等を利用した人工採油法が挙げられる。
<Primary recovery method>
The primary recovery method is a method of recovering crude oil using natural waste oil energy. Specifically, the self-injection oil collection method and the artificial oil collection method using a pump, a gas lift, etc. are mentioned.
＜二次回収法＞
二次回収法とは、油層に人工的に排油エネルギーを付与することによって原油を回収する方法である。つまり、油層圧力の経時的な衰退による排油力の減退を、人工的に排油エネルギーを付与することでカバーするものである。最も一般的な方法としては、一次回収法による採油量が減退した後、油層に外部から水や海水を注入して油層圧の回復を図り、採油量を増加させる水攻法が挙げられる。その他にも、一次回収法による採油量の減退が起こる前に水や海水、天然ガスを外部から油層に注入し始めて油層圧を維持する油層圧維持法が挙げられる。
<Secondary recovery method>
The secondary recovery method is a method of recovering crude oil by artificially imparting oil drainage energy to the oil reservoir. That is, the decrease in the oil drainage force due to the gradual decline of the oil reservoir pressure is covered by artificially applying the oil drainage energy. As the most common method, there is a water flooding method in which after the amount of oil collected by the primary recovery method is reduced, water or seawater is injected into the oil layer from the outside to recover the oil layer pressure, thereby increasing the amount of oil collected. In addition, there is an oil reservoir pressure maintaining method in which water, seawater, and natural gas are injected from the outside into the oil reservoir before the oil recovery amount decreases by the primary recovery method, and the oil reservoir pressure is maintained.
＜増進回収法（三次回収法）＞
増進回収法（ＥＯＲ：Ｅｎｈａｎｃｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ）とは、二次回収法を実施した後に適用される回収法であり、「通常のガス圧入法や水攻法で得られるより高い置換効率を目的とした回収法」と定義される。つまり、水と原油間の界面張力が高いことや、水に比較して原油の粘性が高いこと、油層の構造が不均一であること等に起因する石油回収の制限要因を排除することで、原油の回収率を向上させるものである。具体的には、熱攻法、ケミカル攻法、ミシブル攻法、水圧破砕法等が挙げられる。
<Enhanced recovery method (tertiary recovery method)>
Enhanced recovery method (EOR: Enhanced Oil Recovery) is a recovery method that is applied after the secondary recovery method is implemented. Defined as "recovery method". In other words, by eliminating the limiting factors of oil recovery due to the high interfacial tension between water and crude oil, the higher viscosity of crude oil compared to water, the non-uniform structure of the oil layer, It improves the recovery rate of crude oil. Specific examples include a thermal attack method, a chemical attack method, a miscible attack method, and a hydraulic fracturing method.
熱攻法は、油層に外部から熱を注入して原油の粘性を低下させて原油を回収する方法の総称である。例えば、熱攻法に分類される水蒸気攻法は、油層に外部から水蒸気を注入して、水蒸気によって油層の孔隙に沈積した粘性の高い原油を温め溶かし、原油を凝結した水と共に流動化させて原油回収率を高めるものである。また、熱攻法としては、他にも、熱水攻法や油層内燃焼法等が知られている。 Thermal attack is a general term for methods of recovering crude oil by injecting heat into the oil reservoir from the outside to lower the viscosity of the crude oil. For example, steam flooding, which is categorized as thermal flooding, injects steam from the outside into the oil layer, warms and dissolves the viscous crude oil deposited in the pores of the oil layer, and fluidizes the crude oil together with condensed water. It increases the oil recovery rate. In addition, as a thermal attack method, a hot water attack method, an oil reservoir combustion method, and the like are also known.
ケミカル攻法は、油層に外部から化学薬剤等を注入して原油の回収率を高める方法の総称である。例えば、ケミカル攻法に分類される界面活性剤攻法は、油層に外部から界面活性剤を水に溶解させた界面活性剤溶液を注入して、水と原油の間に作用する界面張力を解消ないしは低下させ、原油を界面活性剤溶液と共に流動化させて原油回収率を高めるものである。また、ケミカル攻法としては、他にも、アルカリ攻法、ポリマー攻法、Ａ−Ｓ−Ｐ攻法等が知られている。 Chemical attack is a general term for methods for increasing the recovery rate of crude oil by injecting chemical agents and the like into the oil reservoir from the outside. For example, in the surfactant attack method, which is classified as a chemical attack method, a surfactant solution in which a surfactant is dissolved in water is injected into the oil layer from the outside, and the interfacial tension acting between water and crude oil is eliminated. In other words, the crude oil is fluidized together with the surfactant solution to increase the crude oil recovery rate. In addition, as the chemical attack method, an alkali attack method, a polymer attack method, an ASP attack method, and the like are also known.
ミシブル攻法は、油層に外部から注入したガスと原油との混合物をミシブル状態とし、原油の粘性を低下させて原油を回収する方法であり、例えば、ＣＯ２−ＥＯＲ法が知られている（例えば、非特許文献１〜３を参照）。この方法は、油層に外部からＣＯ２を注入し、油層にて超臨界状態となったＣＯ２を油層の孔隙に沈積した粘性の高い原油と接触させてミシブル状態とすることで、原油の粘性を低下させて流動化させやすくして原油回収率を高めるものである。また、ケミカル攻法としては、他にも、ハイドロカーボン攻法等が知られている。 The miscible attack method is a method in which a mixture of gas and crude oil injected from the outside into the oil reservoir is made into a miscible state, and the crude oil is recovered by reducing the viscosity of the crude oil. For example, the CO 2 -EOR method is known ( For example, see Non-Patent Documents 1 to 3). This method, the CO 2 is injected from the outside into the oil layer, the CO 2 that a supercritical state at the oil layer in contact with the high oil viscosity that is deposited in the pores of the oil layer by a Mishiburu state, oil viscosity This makes it easier to fluidize and improve the crude oil recovery rate. In addition, as a chemical attack method, a hydrocarbon attack method and the like are also known.
水圧破砕法は、水圧により油層内に物理的に亀裂・割れ目（フラクチャー）を作り、その中に砂などの支持材を充填することによりその閉塞を防ぎ、油層内に浸透性の高い通路を形成することによって、原油の採油量回復や低浸透率油層の流動性改善による採油量の向上を図るものである。 The hydraulic fracturing method physically creates cracks / fractures (fractures) in the oil layer due to water pressure, and fills it with a support material such as sand to prevent clogging and form a highly permeable passage in the oil layer. By doing so, the oil yield is improved by recovering the crude oil yield and improving the fluidity of the low permeability oil layer.
上記のように、現在に至るまでに、様々な原油回収法が提案・実施されているわけであるが、上記方法を採用しても、経済的に回収可能な原油量は、油層中に埋蔵されている原油のおよそ１０〜２０％程度に過ぎず、残り８０〜９０％は技術的な面とコスト的な面から考えると回収不可能な状況にある。したがって、油ガス田の油層中には未だかなりの量の原油が残留していることになる。 As described above, various crude oil recovery methods have been proposed and implemented to date, but the amount of crude oil that can be recovered economically even if this method is adopted is embedded in the oil reservoir. Only about 10 to 20% of the crude oil being produced, and the remaining 80 to 90% is unrecoverable in terms of technical and cost aspects. Therefore, a considerable amount of crude oil still remains in the reservoir of the oil and gas field.
ところで、近年、微生物を利用した増進回収法（Ｍｉｃｒｏｂｉａｌ Ｅｎｈａｎｃｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ：以下、Ｍ−ＥＯＲと呼ぶ）の研究開発が進められつつある。この方法は、水と原油間の界面張力が高いことや、水に比較して原油の粘性が高いこと、油層の構造が不均一であること等に起因する石油回収の制限要因を、微生物の機能を利用して解消しようとするものである。Ｍ−ＥＯＲは、微生物の機能を利用したものであるから、環境にも優しく、またコストを抑制できる可能性も高いことから、増進回収法の中でも特に重要な技術として位置づけられつつある。 By the way, in recent years, research and development of an enhanced recovery method (microbiological enhanced oil recovery: hereinafter referred to as M-EOR) using microorganisms is being promoted. In this method, limiting the oil recovery due to high interfacial tension between water and crude oil, high viscosity of crude oil compared to water, non-uniform oil layer structure, etc. This is to be solved by using the function. Since M-EOR uses the function of microorganisms, it is environmentally friendly and has a high possibility of being able to control costs. Therefore, M-EOR is being positioned as an especially important technique in the enhanced recovery method.
また、最近では、Ｍ−ＥＯＲの応用技術として、二酸化炭素の地中への隔離技術（Ｃａｒｂｏｎ Ｄｉｏｘｉｄｅ Ｃａｐｔｕｒｅ ａｎｄ Ｓｔｏｒａｇｅ：以下、ＣＣＳと呼ぶ）をＭ−ＥＯＲと組み合わせることにより、油層の孔隙に残留している残留原油をメタンガスに変換して回収する方法が提案されている。具体的には、油層内に棲息する原油成分分解水素生成菌群によって原油を基質として産生される水素と地中への隔離のために地上から供給される二酸化炭素とを利用して、油層内のメタン生成菌群にメタンガスを産生させ、これを地上に回収する手法であり、八橋油田の油層から採取したサンプルを用いた実証試験も実施されている（例えば、非特許文献４及び５を参照）。この方法は、温暖化ガスである二酸化炭素を地中に隔離するだけに留まらず、この二酸化炭素と油層中の残留原油とをエネルギー資源として有用なメタンガスに変換して回収することができ、ＣＣＳにより隔離された二酸化炭素の資源化と油層中の残留原油の回収とを同時に達成できる極めて優れた技術であると言える。 Recently, as an application technology of M-EOR, carbon dioxide sequestration technology (Carbon Dioxide Capture and Storage: hereinafter referred to as CCS) is combined with M-EOR to remain in the pores of the oil layer. A method for recovering residual crude oil by converting it to methane gas has been proposed. Specifically, by using the hydrogen produced by crude oil-decomposing hydrogen-producing bacteria that inhabit the oil reservoir as a substrate and carbon dioxide supplied from the ground for sequestration into the ground, This is a technique for producing methane gas in a group of methane-producing bacteria and recovering it on the ground, and a verification test using a sample collected from the oil reservoir of the Yahashi Oil Field has also been carried out (for example, see Non-Patent Documents 4 and 5). ). This method is not limited to sequestering carbon dioxide, which is a warming gas, in the ground, but can be recovered by converting this carbon dioxide and residual crude oil in the oil reservoir into methane gas that is useful as an energy resource. It can be said that this is an extremely excellent technology that can simultaneously achieve the resource recovery of carbon dioxide isolated by oil and the recovery of residual crude oil in the oil reservoir.
しかしながら、ＣＣＳとＭ−ＥＯＲの組み合わせによる残留原油のメタンガスへの変換・回収技術において、仮に油層内に１００％に近い液体二酸化炭素を注入したとすると、注入部（例えば注入井）の周囲の広範囲に超臨界二酸化炭素の高濃度領域が形成されてしまい、微生物群の活性の低下や死滅等によって、微生物群が充分に機能しなくなると考えられる。したがって、ＣＣＳとＭ−ＥＯＲの組み合わせによる残留原油のメタンガスへの変換・回収技術においては、油層内への二酸化炭素の注入方法を十分に考慮して、充分なメタンガス生産効率を確保することが重要であるものと考えられる。 However, in the technology for converting and recovering residual crude oil to methane gas by combining CCS and M-EOR, if nearly 100% liquid carbon dioxide is injected into the oil reservoir, a wide area around the injection section (for example, injection well) is assumed. It is considered that a high concentration region of supercritical carbon dioxide is formed in the microbial group, and the microbial group does not function sufficiently due to a decrease in the activity or death of the microbial group. Therefore, in the conversion / recovery technology of residual crude oil into methane gas by combining CCS and M-EOR, it is important to ensure sufficient methane gas production efficiency by fully considering the method of carbon dioxide injection into the oil reservoir. It is thought that it is.
そこで、本発明は、ＣＣＳとＭ−ＥＯＲの組み合わせによる残留原油のメタンガスへの変換・回収技術において、充分なメタンガス生産効率を確保することを可能とする方法を提供することを目的とする。 Therefore, an object of the present invention is to provide a method capable of ensuring sufficient methane gas production efficiency in the conversion / recovery technology of residual crude oil into methane gas by a combination of CCS and M-EOR.
かかる課題を解決するため、本発明の残留原油回収方法は、油ガス田の油層の孔隙に残留する残留原油を回収する方法であって、油層への注入液として二酸化炭素を水に溶解させた二酸化炭素溶解水または液体二酸化炭素の微粒子を水に分散させたエマルジョンを生成する注入液生成工程と、注入液を油層に注入して孔隙に浸透させる注入液注入工程と、孔隙に棲息する微生物群により注入液中の二酸化炭素と残留原油とを原料として産生されるメタンガスを回収するメタンガス回収工程とを含むようにしている。 In order to solve such a problem, the residual crude oil recovery method of the present invention is a method of recovering residual crude oil remaining in the pores of the oil layer of the oil and gas field, wherein carbon dioxide is dissolved in water as an injection liquid into the oil layer. An infusion solution generating step for producing an emulsion in which fine particles of carbon dioxide-dissolved water or liquid carbon dioxide are dispersed in water, an injecting solution injecting step of injecting the injecting solution into the oil layer and penetrating into the pores, and a group of microorganisms inhabiting the pores This includes a methane gas recovery step of recovering methane gas produced using carbon dioxide in the injected liquid and residual crude oil as raw materials.
このように、油層の孔隙に二酸化炭素を水に溶解させた二酸化炭素溶解水または液体二酸化炭素の微粒子を水に分散させたエマルジョンを注入液として浸透させることで、注入部（例えば注入井）の周囲に超臨界二酸化炭素の高濃度領域を形成することなく、メタンガス生成源としての二酸化炭素を微生物群に適した濃度で接触させることができる。したがって、微生物群の活性の低下や死滅等を抑制して、充分なメタンガス生産効率が確保される。 In this way, the carbon dioxide-dissolved water in which carbon dioxide is dissolved in water or the emulsion in which fine particles of liquid carbon dioxide are dispersed in water is infiltrated into the pores of the oil layer. Without forming a high-concentration region of supercritical carbon dioxide around, carbon dioxide as a methane gas generation source can be brought into contact with the microorganism group at a concentration suitable for the microorganism group. Therefore, a sufficient methane gas production efficiency is ensured by suppressing a decrease in the activity or death of the microorganism group.
尚、本発明における「孔隙に棲息する微生物群」とは、油層の孔隙に元々棲息している微生物群は勿論のこと、油層の孔隙に添加して人工的に棲息させた微生物群も含むものである。ここで、油層の孔隙に添加して人工的に棲息させる場合には、注入液生成工程において、微生物群を水に添加することが好ましい。この場合には、注入液注入工程において注入液を油層の孔隙に浸透させる過程で、油層の孔隙に人工的に微生物群を棲息させることができる。より具体的には、注入液生成工程において、原油成分分解水素生成菌及び水素資化性メタン生成菌のいずれか一方または双方を前記水に添加することで、これらの微生物を油層の孔隙に人工的に棲息させることができる。 In the present invention, the “microorganism group inhabiting the pore” includes not only the microorganism group originally inhabiting the pore of the oil layer but also the microorganism group artificially inhabited by adding to the pore of the oil layer. . Here, when it is added to the pores of the oil layer and artificially inhabited, it is preferable to add the microbial group to water in the injection solution generation step. In this case, in the process of injecting the injection solution into the pores of the oil layer in the injection solution injection step, the microorganism group can be artificially inhabited in the pores of the oil layer. More specifically, in the injection solution generation step, either or both of the crude oil component-decomposing hydrogen-producing bacterium and the hydrogen-assimilating methane-producing bacterium are added to the water, so that these microorganisms are artificially introduced into the pores of the oil layer. Can be inhaled.
ここで、本発明の残留原油回収方法においては、注入液注入工程において孔隙から押し出された残留原油及び／又は残留天然ガスを回収する孔隙残留物回収工程をさらに含むことが好ましい。この場合、油層の孔隙への注入液の浸透に伴って孔隙から押し出される残留原油及び／又は残留天然ガスをも回収して、油層内からのエネルギー資源回収率をさらに向上させることができる。 Here, the residual crude oil recovery method of the present invention preferably further includes a pore residue recovery step of recovering residual crude oil and / or residual natural gas extruded from the pores in the injection liquid injection step. In this case, the residual crude oil and / or residual natural gas pushed out from the pores as the injected solution penetrates into the pores of the oil layer can also be recovered, and the energy resource recovery rate from the oil layer can be further improved.
本発明の残留原油回収方法によれば、ＣＣＳとＭ−ＥＯＲの組み合わせによる残留原油のメタンガスへの変換・回収技術において、注入部（例えば注入井）の周囲に超臨界二酸化炭素の高濃度領域を形成することなく、メタンガス生成源としての二酸化炭素を微生物群に適した濃度で接触させることができる。しかも、油層への注入液として二酸化炭素を水に溶解させた二酸化炭素溶解水または液体二酸化炭素の微粒子を水に分散させたエマルジョンを用いることによって、１００％またはそれに近い液体二酸化炭素を油層内に注入する場合に比較して、微生物群が活動可能な水領域を拡大して、微生物群の活動領域を拡大することができる。したがって、充分なメタンガス生産効率を確保することが可能となる。 According to the residual crude oil recovery method of the present invention, in the conversion / recovery technology of residual crude oil into methane gas by the combination of CCS and M-EOR, a high-concentration region of supercritical carbon dioxide is formed around the injection section (for example, the injection well). Without forming, carbon dioxide as a methane gas generation source can be contacted at a concentration suitable for the microorganism group. Moreover, by using carbon dioxide-dissolved water in which carbon dioxide is dissolved in water or an emulsion in which fine particles of liquid carbon dioxide are dispersed in water as an injection liquid into the oil layer, 100% or near liquid carbon dioxide is contained in the oil layer. Compared with the case of injecting, the active region of the microorganism group can be expanded by expanding the water region in which the microorganism group can operate. Therefore, sufficient methane gas production efficiency can be ensured.
以下、本発明を実施するための形態について、図面に基づいて詳細に説明する。 Hereinafter, embodiments for carrying out the present invention will be described in detail with reference to the drawings.
本発明の残留原油回収方法は、油ガス田の油層の孔隙に残留する残留原油を回収する方法である。より詳細には、二酸化炭素を油層に注入して隔離しつつ、この二酸化炭素と残留原油とを原料としてメタンガスを産生する微生物群を利用することで、二酸化炭素と残留原油とをメタンガスに変換してエネルギー資源として回収するものである。 The residual crude oil recovery method of the present invention is a method of recovering residual crude oil remaining in the pores of the oil reservoir of the oil and gas field. More specifically, carbon dioxide and residual crude oil are converted into methane gas by using a microorganism group that produces methane gas using carbon dioxide and residual crude oil as raw materials while injecting carbon dioxide into the oil reservoir. Are collected as energy resources.
本発明の残留原油回収方法の工程概略図を図１に示す。本発明の残留原油回収方法は、油層への注入液として二酸化炭素を水に溶解させた二酸化炭素溶解水または液体二酸化炭素の微粒子を水に分散させたエマルジョンを生成する注入液生成工程（Ｓ１）と、注入液を油層に注入して孔隙に浸透させる注入液注入工程（Ｓ２）と、孔隙に棲息する微生物群により注入液中の二酸化炭素と残留原油とを原料として産生されるメタンガスを回収するメタンガス回収工程（Ｓ４）とを含むようにしている。そして、注入液注入工程において孔隙から押し出された残留原油及び／又は残留天然ガスを回収する孔隙残留物回収工程をさらに含む場合には、注入液注入工程（Ｓ２）とメタンガス回収工程（Ｓ４）の間に実施される（Ｓ３）。 A process schematic diagram of the residual crude oil recovery method of the present invention is shown in FIG. The method for recovering residual crude oil according to the present invention includes an injection liquid generating step (S1) for generating carbon dioxide-dissolved water in which carbon dioxide is dissolved in water or an emulsion in which fine particles of liquid carbon dioxide are dispersed in water as an injection liquid into the oil layer. And an injection liquid injection step (S2) for injecting the injection liquid into the oil layer and penetrating into the pores, and recovering methane gas produced from the carbon dioxide in the injection liquid and the residual crude oil by the microorganisms living in the pores. And a methane gas recovery step (S4). In the case of further including a pore residue recovery step of recovering residual crude oil and / or residual natural gas extruded from the pores in the injection liquid injection step, the injection liquid injection step (S2) and the methane gas recovery step (S4) (S3).
本発明の残留原油回収方法では、油層への注入液として二酸化炭素を水に溶解させた二酸化炭素溶解水または液体二酸化炭素の微粒子を水に分散させたエマルジョンを用いることによって、従来のように１００％に近い濃度の液体二酸化炭素を油層への注入液として用いた場合と比較して、微生物群によるメタンガス生産効率を大幅に向上させることができる。図２（陸域の油ガス田）及び図３（海域の油ガス田）にそのメカニズムを説明する。 In the method for recovering residual crude oil according to the present invention, as an injection liquid into the oil layer, carbon dioxide-dissolved water in which carbon dioxide is dissolved in water or an emulsion in which fine particles of liquid carbon dioxide are dispersed in water is used. Compared with the case where liquid carbon dioxide having a concentration close to% is used as an injection liquid into the oil layer, the production efficiency of methane gas by the microorganism group can be greatly improved. FIG. 2 (land oil and gas field) and FIG. 3 (sea oil and gas field) explain the mechanism.
図２及び図３において、左側の注入井５１が本発明（液体二酸化炭素の微粒子を水に分散させたエマルジョンを注入）の実施形態を示し、右側の注入井５２が従来法（液体二酸化炭素のみを注入）の実施形態を示している。また、図中、符号５０は油層であり、符号５１ａは水（さらには微生物）の注入井であり、符号５１ｂは液体二酸化炭素の注入井であり、符号１００は注入井５１ａから注入された水と注入井５１ｂから注入された液体二酸化炭素を混合してエマルジョンを生成し、油層２に注入するためのエマルジョン注入・生成装置５５である。また、符号Ａは微生物の活性領域であり、符号Ｐは液体を油層２に注入（圧入）するためのポンプである。 2 and 3, an injection well 51 on the left shows an embodiment of the present invention (injection of an emulsion in which fine particles of liquid carbon dioxide are dispersed in water), and an injection well 52 on the right shows a conventional method (only liquid carbon dioxide). The embodiment of injection) is shown. In the figure, reference numeral 50 is an oil reservoir, reference numeral 51a is an injection well for water (and microorganisms), reference numeral 51b is an injection well for liquid carbon dioxide, and reference numeral 100 is water injected from the injection well 51a. And an emulsion injection / generation device 55 for mixing the liquid carbon dioxide injected from the injection well 51 b to generate an emulsion and injecting it into the oil layer 2. Reference symbol A is an active region of microorganisms, and reference symbol P is a pump for injecting (press-fitting) a liquid into the oil layer 2.
ここで、陸域及び海域共に、油ガス田の油層は、圧力７．３８ＭＰａ以上で且つ温度３１℃以上の条件下にあり、油層２に注入された液体二酸化炭素は、超臨界流体として存在することになる。したがって、図２及び図３の右側（注入井５２）に示すように、液体二酸化炭素のみを油層２に注入すると、注入井５２の周囲の広範囲に超臨界二酸化炭素の高濃度領域が形成されてしまい、注入井５２からある程度離れて二酸化炭素が油層の孔隙水等により希釈されて薄められた領域においてのみ微生物群が活性化してメタンガスの産生が起こる（符号Ａ）。これに対し、本発明のように液体二酸化炭素の微粒子を水に分散させたエマルジョンを油層２に注入した場合には、注入井５１（エマルジョン注入・生成装置５５）の周囲に超臨界二酸化炭素の高濃度領域を形成することなく、注入井５１（エマルジョン注入・生成装置５５）の周囲全体を微生物群に適した二酸化炭素濃度として、微生物群を活性化させることができる（符号Ａ）。このように、本発明では、注入井５１（エマルジョン注入・生成装置５５）の周囲に超臨界二酸化炭素の高濃度領域を形成することなく、注入井５１（エマルジョン注入・生成装置５５）の周囲全体において、微生物群が活性化してメタンガスの産生が起こるので、注入井５１（エマルジョン注入・生成装置５５）の周囲全体を利用して微生物群によるメタンガスの産生を起こさせて、メタンガスを効率よく生産することができる。このことは、油層２への注入液として二酸化炭素を水に溶解させた二酸化炭素溶解水を用いた場合にも同様に成立する。 Here, in both the land area and the sea area, the oil reservoir of the oil and gas field is under a pressure of 7.38 MPa or more and a temperature of 31 ° C. or more, and the liquid carbon dioxide injected into the oil reservoir 2 exists as a supercritical fluid. It will be. Therefore, as shown on the right side of FIG. 2 and FIG. 3 (injection well 52), when only liquid carbon dioxide is injected into the oil layer 2, a high-concentration region of supercritical carbon dioxide is formed in a wide area around the injection well 52. Therefore, the microbial group is activated and the production of methane gas occurs only in a region where the carbon dioxide is diluted and diluted with pore water or the like in the oil layer to some extent away from the injection well 52 (reference A). On the other hand, when an emulsion in which fine particles of liquid carbon dioxide are dispersed in water is injected into the oil layer 2 as in the present invention, supercritical carbon dioxide is introduced around the injection well 51 (emulsion injection / generation device 55). Without forming a high concentration region, the microorganism group can be activated by setting the entire area around the injection well 51 (emulsion injection / generation device 55) to a carbon dioxide concentration suitable for the microorganism group (reference A). Thus, in the present invention, the entire periphery of the injection well 51 (emulsion injection / generation device 55) is formed without forming a high-concentration region of supercritical carbon dioxide around the injection well 51 (emulsion injection / generation device 55). , The microbial group is activated and the production of methane gas occurs. Therefore, the methane gas is produced by the microbial group by using the entire periphery of the injection well 51 (emulsion injection / generation device 55) to efficiently produce the methane gas. be able to. This also holds true when carbon dioxide-dissolved water in which carbon dioxide is dissolved in water is used as the injection liquid into the oil layer 2.
本発明の残留原油回収方法の適用対象となる油ガス田は、一般的に枯渇油ガス田と呼ばれる油ガス田、具体的には二次回収を終えた油ガス田であるが、少なくとも一次回収を終えた油ガス田であれば、適用対象とすることができる。例えば、一次回収を終えた後に二次回収法として実施される水攻法に利用する水に代えて、二酸化炭素を水に溶解させた二酸化炭素溶解水または液体二酸化炭素の微粒子を水に分散させたエマルジョンを油層に注入することで、即ち、一次回収を終えた油ガス田に対して、上記注入液生成工程（Ｓ１）及び上記注入液注入工程（Ｓ２）を実施することによって、孔隙残留物回収工程（Ｓ３）において油層の孔隙に残留する残留原油や残留天然ガスを水攻法と同様に回収しながらも、メタンガス回収工程（Ｓ４）によりＭ−ＥＯＲの効果も併せて生じさせることができる。したがって、水攻法のような二次回収法と比較して、油層への注入にかかる投入エネルギーに対して、より多くの産出エネルギーを回収することができる。 The oil and gas field to which the residual crude oil recovery method of the present invention is applied is an oil and gas field generally called a depleted oil and gas field, specifically an oil and gas field that has finished secondary recovery, but at least primary recovery. If it is an oil and gas field that has finished, it can be applied. For example, instead of the water used in the water flooding method implemented as the secondary recovery method after completing the primary recovery, carbon dioxide-dissolved water in which carbon dioxide is dissolved in water or fine particles of liquid carbon dioxide are dispersed in water. By injecting the emulsion into the oil layer, that is, by performing the injection solution generation step (S1) and the injection solution injection step (S2) on the oil and gas field after the primary recovery, pore residue While collecting the residual crude oil and residual natural gas remaining in the pores of the oil layer in the recovery step (S3) in the same manner as the water flooding method, the methane gas recovery step (S4) can also bring about the effect of M-EOR. . Therefore, as compared with the secondary recovery method such as the water flooding method, more output energy can be recovered with respect to the input energy required for injection into the oil reservoir.
また、本発明の残留原油回収方法は、陸域及び海域の油ガス田のいずれにも適用することができる。 The residual crude oil recovery method of the present invention can be applied to both land and sea oil and gas fields.
ここで、陸域の油ガス田において本発明を適用する場合、二酸化炭素と水の混合（即ち、二酸化炭素溶解水の生成、エマルジョンの生成）は、図２に示すように油層２内にて実施してもよいし、地上にて二酸化炭素と水の混合を行った後に注入しても構わない。 Here, when the present invention is applied to a land oil and gas field, mixing of carbon dioxide and water (that is, generation of carbon dioxide-dissolved water and generation of emulsion) is performed in the oil layer 2 as shown in FIG. It may be carried out or may be injected after mixing carbon dioxide and water on the ground.
海域の油ガス田において本発明を適用する場合には、図３に示すように油層２内にて二酸化炭素と水の混合を行うことが好ましい。海底付近の海洋堆積層は、ＣＯ２ハイドレートが生成する温度・圧力条件となることから、地上にて二酸化炭素と水の混合を行った後に注入を行うと、海底付近の海洋堆積層の注入井内にてＣＯ２ハイドレートの生成が起こり、注入井の閉塞が生じる恐れがあるからである。但し、海底付近の海洋堆積層の注入井内の温度・圧力条件をコントロールして、ＣＯ２ハイドレートが生成しない条件とした場合には、地上にて二酸化炭素と水の混合を行った後に注入しても構わない。 When the present invention is applied to an oil and gas field in the sea area, it is preferable to mix carbon dioxide and water in the oil layer 2 as shown in FIG. The oceanic sedimentary layer near the ocean floor is subject to temperature and pressure conditions that generate CO 2 hydrate. Therefore, when the injection is performed after mixing carbon dioxide and water on the ground, the oceanic sedimentary layer near the ocean floor is injected. This is because CO 2 hydrate is generated in the well and the injection well may be blocked. However, if the temperature and pressure conditions in the injection well of the marine sedimentary layer near the sea floor are controlled so that no CO 2 hydrate is generated, injection is performed after mixing carbon dioxide and water on the ground. It doesn't matter.
以下、本発明の残留原油回収方法の実施形態の一例として、海域の油ガス田において、油層への注入液として液体二酸化炭素の微粒子を水に分散させたエマルジョンを用いた場合について説明する。 Hereinafter, as an example of an embodiment of the method for recovering residual crude oil according to the present invention, a case where an emulsion in which fine particles of liquid carbon dioxide are dispersed in water is used as an injection liquid in an oil layer in an oil and gas field in the sea area will be described.
水と液体二酸化炭素の油層への供給形態を図４〜図６に示す。図４に示すように、注入井７及び生産井８の下端は油層２まで達している。海上にはプラットホーム９が設けられており、当該プラットホーム９から注入井７及び生産井８が海底に降ろされている。油層２にて微生物群により産生されるガスは、生産井８から回収され、例えば火力発電所２６で発電に使用される。 The supply form of water and liquid carbon dioxide to the oil layer is shown in FIGS. As shown in FIG. 4, the lower ends of the injection well 7 and the production well 8 reach the oil reservoir 2. A platform 9 is provided on the sea, and an injection well 7 and a production well 8 are lowered from the platform 9 to the seabed. The gas produced by the microbial group in the oil reservoir 2 is recovered from the production well 8 and used for power generation at the thermal power plant 26, for example.
注入井７は、例えば図５に示すように、外管１０内に内管１１を配置した二重管構造を成している。内管１１の上端は液体二酸化炭素タンク１２に接続されており、内管１１内は液体二酸化炭素４が流れる通路になっている。液体二酸化炭素タンク１２に貯蔵されている液体二酸化炭素４は、例えば火力発電所２６、製鉄所、セメント工場等から排出された二酸化炭素を回収して液化したものである。 For example, as shown in FIG. 5, the injection well 7 has a double tube structure in which an inner tube 11 is arranged in an outer tube 10. The upper end of the inner pipe 11 is connected to a liquid carbon dioxide tank 12, and the inner pipe 11 serves as a passage through which the liquid carbon dioxide 4 flows. The liquid carbon dioxide 4 stored in the liquid carbon dioxide tank 12 is obtained by collecting and liquefying carbon dioxide discharged from, for example, a thermal power plant 26, an iron mill, a cement factory, or the like.
内管１１の先端には、図６に示すように、液体二酸化炭素４を微粒子２３として外管１０で囲われた流路内に噴射するスプレーノズル１３が設けられている。当該スプレーノズル１３内で液体二酸化炭素４の高速流を作り、剪断力や衝突の効果で液体二酸化炭素４を微粒化する。ノズルによって液体を微粒化する方法は霧吹きでも使用されている一般的な方法が適用可能であり、具体的には例えばスプレーノズル１３の前後の液体二酸化炭素４の圧力差を１ＭＰａ〜数１０ＭＰａにすることでスプレーノズル１３内の液体二酸化炭素４の流速を音速程度にし、これによってスプレーノズル１３から噴射させる液体二酸化炭素４の微粒子２３の粒径をμｍオーダー以下にすることが可能である。 As shown in FIG. 6, a spray nozzle 13 for injecting liquid carbon dioxide 4 as fine particles 23 into a flow passage surrounded by the outer tube 10 is provided at the tip of the inner tube 11. A high-speed flow of the liquid carbon dioxide 4 is created in the spray nozzle 13, and the liquid carbon dioxide 4 is atomized by the effect of shearing force and collision. As a method for atomizing the liquid by the nozzle, a general method used in spraying can be applied. Specifically, for example, the pressure difference between the liquid carbon dioxide 4 before and after the spray nozzle 13 is set to 1 MPa to several tens MPa. In this way, the flow rate of the liquid carbon dioxide 4 in the spray nozzle 13 can be made about the speed of sound, and thereby the particle size of the fine particles 23 of the liquid carbon dioxide 4 ejected from the spray nozzle 13 can be reduced to the order of μm or less.
ここで、噴霧時の液体二酸化炭素の微粒子２３の平均粒径を油層２の孔隙（例えば油層２の貯留岩の孔隙）よりも小さくすることで、エマルジョン５を油層２の孔隙に十分に浸透・拡散させることができる。具体的には、液体二酸化炭素の微粒子２３の粒径は、油層２の孔隙よりも小さなものとすればよく、０．１μｍ〜１０μｍ程度とすることが特に好ましい。 Here, by making the average particle diameter of the fine particles 23 of the liquid carbon dioxide at the time of spraying smaller than the pores of the oil layer 2 (for example, pores of the reservoir rock of the oil layer 2), the emulsion 5 sufficiently penetrates into the pores of the oil layer 2. Can be diffused. Specifically, the particle diameter of the fine particles 23 of liquid carbon dioxide may be smaller than the pores of the oil layer 2, and is particularly preferably about 0.1 μm to 10 μm.
外管１０の上端は海洋３１から海水２４を汲み上げて吐出させるポンプ１４の吐出口に接続されており、外管１０と内管１１との間は海水２４が流れる通路になっている。外管１０と内管１１との間の海水２４の流れの中にノズル１３から液体二酸化炭素４の微粒子２３を噴射することで、液体二酸化炭素４を油層２の孔隙よりも小さな微粒子２３として海水２４に分散させたエマルション５を油層２に噴射する直前に作り出すことができる。海洋３１からの海水２４の汲み上げは、吸い上げ管１４ａの長さを調整することで、海底までの任意の深さから行われる。なお、外管１０は例えばドリルロッドであり、内管１１のスプレーノズル１３が装備されている先端よりも先において、生成されたエマルション５を油層２内に均等に噴出するための噴出口１０ａを周面に多数有している。 The upper end of the outer tube 10 is connected to a discharge port of a pump 14 that pumps and discharges seawater 24 from the ocean 31, and a passage through which the seawater 24 flows is provided between the outer tube 10 and the inner tube 11. By injecting the fine particles 23 of the liquid carbon dioxide 4 from the nozzle 13 into the flow of the seawater 24 between the outer tube 10 and the inner tube 11, the liquid carbon dioxide 4 is converted into fine particles 23 smaller than the pores of the oil layer 2 and the seawater. The emulsion 5 dispersed in 24 can be produced immediately before being sprayed onto the oil layer 2. The pumping of the seawater 24 from the ocean 31 is performed from an arbitrary depth up to the seabed by adjusting the length of the suction pipe 14a. The outer tube 10 is, for example, a drill rod, and has a spout 10a for evenly ejecting the generated emulsion 5 into the oil layer 2 before the tip of the inner tube 11 equipped with the spray nozzle 13. There are many on the circumference.
これによって、エマルション５の水／ＣＯ２の質量比は、油層２に注入する前に、注入井７内で、調整することができる。ここで、油層２内における一般的な温度・圧力条件（４０〜８０℃、１０〜３０ＭＰａ）においては、水への二酸化炭素の溶解度は、１．３〜７．２ｍｏｌ／ｋｇである。エマルジョン５を構成する水には、エマルジョン５を構成する液体二酸化炭素が溶解して常に飽和濃度の二酸化炭素が溶け込んだ状態となるので、油層２内において、エマルジョン５を構成する水の二酸化炭素濃度は、１．３〜７．２ｍｏｌ／ｋｇとなっている。また、油層２内は、二酸化炭素が超臨界流体となる温度・圧力条件であることから、エマルジョン５を構成する液体二酸化炭素の微粒子は超臨界状態にあることとなる。一般に、高濃度の超臨界二酸化炭素中では、微生物の活性の低下や死滅が起こり得る。したがって、油層２の孔隙に棲息する微生物群は、エマルジョン５を構成する水において活動し、二酸化炭素と残留原油から効率よくメタンガスが産生される。 Thereby, the water / CO 2 mass ratio of the emulsion 5 can be adjusted in the injection well 7 before being injected into the oil layer 2. Here, in the general temperature and pressure conditions (40-80 degreeC, 10-30 Mpa) in the oil layer 2, the solubility of the carbon dioxide to water is 1.3-7.2 mol / kg. Since the water constituting the emulsion 5 dissolves the liquid carbon dioxide constituting the emulsion 5 and the carbon dioxide having a saturated concentration is always dissolved, the carbon dioxide concentration of the water constituting the emulsion 5 in the oil layer 2 Is 1.3-7.2 mol / kg. In addition, since the oil layer 2 has temperature and pressure conditions in which carbon dioxide becomes a supercritical fluid, the fine particles of liquid carbon dioxide constituting the emulsion 5 are in a supercritical state. In general, in high-concentration supercritical carbon dioxide, the activity of microorganisms can be reduced or killed. Therefore, the microbial group living in the pores of the oil layer 2 is active in the water constituting the emulsion 5, and methane gas is efficiently produced from carbon dioxide and residual crude oil.
したがって、エマルジョン５を構成する二酸化炭素の比率を大きくすれば、エマルジョン５を構成する水の二酸化炭素濃度を飽和濃度付近に維持できる期間が長期化できる。一方で、この場合にはエマルジョン５を構成する水の総容積が小さくなるので、微生物群の活動領域が小さくなる。逆に、エマルジョン５を構成する二酸化炭素の比率を小さくすれば、エマルジョン５を構成する水の二酸化炭素濃度を飽和濃度付近に維持できる期間が短くなる反面、エマルジョン５を構成する水の総容積が大きくなるので、微生物群の活動領域を大きくできる。したがって、エマルション５の水／ＣＯ２の質量比は、エマルジョン５を構成する水の二酸化炭素濃度を飽和濃度付近に維持することが要求される期間と、微生物群の活動領域を確保することとを鑑みて適宜設定される。 Therefore, if the ratio of carbon dioxide constituting the emulsion 5 is increased, the period during which the carbon dioxide concentration of the water constituting the emulsion 5 can be maintained near the saturated concentration can be prolonged. On the other hand, in this case, since the total volume of water constituting the emulsion 5 is reduced, the active area of the microorganism group is reduced. On the contrary, if the ratio of carbon dioxide constituting the emulsion 5 is reduced, the period during which the carbon dioxide concentration of the water constituting the emulsion 5 can be maintained near the saturated concentration is shortened, while the total volume of water constituting the emulsion 5 is reduced. Since it becomes large, the active area of the microbial community can be enlarged. Therefore, the water / CO 2 mass ratio of the emulsion 5 is determined so that the carbon dioxide concentration of the water constituting the emulsion 5 is required to be maintained near the saturation concentration, and the active region of the microorganism group is ensured. It is set appropriately in view of the above.
以上が、注入液生成工程（Ｓ１）の詳細である。 The above is the details of the injection liquid generation step (S1).
次に、注入液注入工程（Ｓ２）について説明する。一次回収後の油層２内の圧力はほぼ静水圧である。したがって、海水２４を注入するポンプの流量を適切に制御することで、油層２の孔隙へのエマルジョン５の十分な浸透・拡散が起こる。尚、油ガス田のなかには、水攻法を行うための注入井が既に設置されている場合もある。ここで、水とＣＯ２／水エマルジョンとでは、水の方が粘性が高い。したがって、水が注入できる油層であれば、ＣＯ２／水エマルジョンを同じ注入井を利用して容易に注入することができる。したがって、水攻法が既に行われた油ガス田、または水攻法を行う予定のある油ガス田において、水を注入する注入井を利用することで、容易に本発明を実施することができ、好適である。 Next, the injection solution injection step (S2) will be described. The pressure in the oil layer 2 after the primary recovery is almost hydrostatic pressure. Therefore, by appropriately controlling the flow rate of the pump that injects the seawater 24, sufficient penetration and diffusion of the emulsion 5 into the pores of the oil layer 2 occur. In some oil and gas fields, an injection well for water flooding may already be installed. Here, the viscosity of water and CO 2 / water emulsion is higher. Therefore, if it is an oil layer into which water can be injected, the CO 2 / water emulsion can be easily injected using the same injection well. Therefore, the present invention can be easily implemented by using an injection well for injecting water in an oil and gas field where water flooding has already been performed or in an oil and gas field where water flooding is scheduled to be performed. Is preferable.
油層２の孔隙にエマルジョン５が浸透・拡散した段階で、エマルジョン５の注入を停止する。エマルジョン５の注入を停止するタイミングとしては、例えば生産井８からエマルジョン５が汲み上げられ始める時期等とすればよいが、このタイミングは特に限定されるものではない。尚、油層２の孔隙にエマルジョン５を浸透・拡散させる際に、油層２の孔隙に残留している残留原油や残留天然ガスが押し出されて生産井８から回収される（孔隙残留物回収工程（Ｓ３））。このような残留原油や残留天然ガスをも回収することによって、油ガス田に埋蔵されている資源を無駄なく回収することができる。 When the emulsion 5 has permeated and diffused into the pores of the oil layer 2, the injection of the emulsion 5 is stopped. The timing of stopping the injection of the emulsion 5 may be, for example, a timing when the emulsion 5 starts to be pumped up from the production well 8, but this timing is not particularly limited. In addition, when the emulsion 5 penetrates and diffuses into the pores of the oil layer 2, residual crude oil and residual natural gas remaining in the pores of the oil layer 2 are pushed out and collected from the production well 8 (pore residue collection step ( S3)). By recovering such residual crude oil and residual natural gas, resources embedded in the oil and gas field can be recovered without waste.
油層２の孔隙に棲息する微生物群にエマルジョン５から二酸化炭素が供給されると、孔隙に残留している残留原油と、供給された二酸化炭素とを原料として、メタンガスを産生し始める。つまり、孔隙に付着していて回収し難い残留原油を空気より軽いメタンガスに変換して、地上に上昇させて回収することができる（メタンガス回収工程（Ｓ４））。 When carbon dioxide is supplied from the emulsion 5 to the microorganism group living in the pores of the oil layer 2, methane gas starts to be produced using the residual crude oil remaining in the pores and the supplied carbon dioxide as raw materials. That is, the residual crude oil that is attached to the pores and is difficult to recover can be converted into methane gas that is lighter than air and then raised to the ground for recovery (methane gas recovery step (S4)).
ここで、油ガス田の油層２においては、原油の他にも天然ガスが埋蔵されていたことからすれば、メタンガスを産生することのできる条件はある程度整っていると言える。例えば、非特許文献１（Jornal of the Japan Petroleum Institute, 52, (6), 297-306(2009)）においては、八橋油田から採取した油層水から水素生成菌(Clostridiaceae str.PB, Thermacetogenium sp.の近縁種)とメタン生成菌(Methanocalculs Halotolerans)が検出され、この油層水と採取した原油に二酸化炭素を供給して、５０℃で培養を行った結果、メタンガスの生産が見られることが確認されている。したがって、油ガス田においては、残留原油と二酸化炭素を原料としてメタンガスを産生する微生物群が棲息しており、本発明によりエマルジョン５を油層２に注入することで、油層２の孔隙に棲息する微生物群が機能して、メタンガスの産生が始まるものと考えられる。 Here, in the oil reservoir 2 of the oil and gas field, it can be said that the conditions under which methane gas can be produced are prepared to some extent, because natural gas is buried in addition to crude oil. For example, in Non-Patent Document 1 (Jornal of the Japan Petroleum Institute, 52, (6), 297-306 (2009)), hydrogen producing bacteria (Clostridiaceae str. PB, Thermacetogenium sp. ) And methanogens (Methanocalculs Halotolerans) were detected, and carbon dioxide was supplied to this oil reservoir water and collected crude oil and cultured at 50 ° C. As a result, production of methane gas was confirmed. Has been. Therefore, in the oil and gas field, a group of microorganisms producing methane gas using residual crude oil and carbon dioxide as raw materials is inhabited. By injecting the emulsion 5 into the oil layer 2 according to the present invention, microorganisms inhabiting the pores of the oil layer 2 It is thought that the group functions and the production of methane gas begins.
ここで、油層２内には、メタンガスを産生させるための微生物群を添加してもよい。例えば、原油成分分解水素生成菌、水素と二酸化炭素を原料としてメタンガスを産生するメタン生成菌の一方あるいは双方を添加してもよい。油層２内への微生物の添加方法としては、注入液生成工程Ｓ１において、水に微生物を添加しておくことが好ましい。この場合、注入液注入工程Ｓ２において注入液を注入することで、油層２の孔隙の広い範囲にエマルジョン５と共に微生物を棲息させることができる。 Here, a group of microorganisms for producing methane gas may be added in the oil layer 2. For example, one or both of crude oil component decomposing hydrogen producing bacteria and methanogenic bacteria producing methane gas using hydrogen and carbon dioxide as raw materials may be added. As a method for adding microorganisms into the oil layer 2, it is preferable to add microorganisms to water in the injection liquid generation step S1. In this case, by injecting the injection liquid in the injection liquid injection step S <b> 2, microorganisms can be inhabited together with the emulsion 5 in a wide range of the pores of the oil layer 2.
原油成分分解水素生成菌としては、上記のClostridiaceae str.PBの他、原油成分を分解して水素を生成することのできるClostridium属の微生物等を適宜用いることができる。 In addition to the above-mentioned Clostridiaceae str. PB, microorganisms belonging to the genus Clostridium capable of decomposing crude oil components and producing hydrogen can be used as appropriate crude oil component-decomposing hydrogen-producing bacteria.
メタン生成菌としては、上記のMethanocalculs Halotoleransの他、水素資化性メタン生成古細菌であるMethanobacterium spp.に属する一部近縁種(Moser et al. 2005. Appl. Environ. Microbiol. 71, 8773-8783）、Methanoculleus submarinus(Mikucki et al. 2003. Appl. Environ. Microbiol. 69, 3311-3316.)等を適宜用いることができる。尚、Methanoculleus submarinusは、海底下２５０ｍの堆積物より単離され、１０〜５０℃(至適温度４３℃)の温度範囲で増殖が可能である。増殖可能な圧力範囲については、水深９５０ｍに相当する深さの堆積物から単離されていることから５０ＭＰａ程度までの耐圧性を備えているものと考えられる。 As methanogens, in addition to the above-mentioned Methanocalculs Halotolerans, some closely related species belonging to Methanobacterium spp., A hydrogen-utilizing methanogenic archaea (Moser et al. 2005. Appl. Environ. Microbiol. 71, 8773- 8783), Methanoculleus submarinus (Mikucki et al. 2003. Appl. Environ. Microbiol. 69, 3311-3316.) And the like can be used as appropriate. Methanoculleus submarinus is isolated from sediments 250 m below the seabed and can grow in a temperature range of 10 to 50 ° C. (optimum temperature 43 ° C.). About the pressure range which can be proliferated, since it is isolated from the sediment of the depth corresponding to the water depth of 950 m, it is thought that it has the pressure | voltage resistance to about 50 MPa.
また、補助的な意味で、原油成分分解水素生成菌、メタン生成菌以外の微生物を添加してもよい。例えば、深地下環境において支配的に存在するとされている硫酸還元菌（例えば、Desulfotomaculum spp.に属する一部近縁種(Moser et al. 2005. Appl. Environ. Microbiol. 71, 8773-8783）が水素発生に、さらに好圧性従属栄養細菌（Shewanella profunda）や耐圧性乳酸発酵細菌（Mariniactibacillus piezotolerans）などの近縁種が硫酸還元菌の基質や水素の供給に寄与する。尚、南海トラフや日本海の海底堆積物からは硫酸還元菌であるDesulfovibrio profundus(Bale et al. 1997. Int. J. Syst. Bacteriol. 47, 515-521.)、メタン生成菌であるMethanoculleus submarinus(Mikucki et al. 2003. Appl. Environ. Microbiol. 69, 3311-3316.)、好圧性従属栄養細菌Shewanella profunda(Toffin et al. 2004. Int. J. Syst. Evol. Microbiol. 54, 1943-1949.)、耐圧性乳酸発酵細菌Mariniactibacillus piezotolerans(Toffin et al. 2005. Int. J. Syst. Evol. Microbiol. 55, 345-351.)などが単離されている。したがって、海底堆積物中では、これらの微生物による海底堆積物中の有機物の分解、及びそれに伴う硫酸還元とメタンガス生成とが行われているものと推定される。硫酸還元菌（Desulfovibrio profundus）は、海底堆積物より単離され、０．１〜４０ＭＰａ(至適圧力１０〜１５ＭＰａ）の圧力下、１５〜６５℃(至適温度２５℃付近)の温度範囲で増殖が可能である。乳酸及びピルビン酸を基質に硫酸還元を行い酢酸及び水素を発生させる。 Moreover, you may add microorganisms other than a crude-component decomposition | disassembly hydrogen-producing bacterium and a methanogen in an auxiliary meaning. For example, sulfate-reducing bacteria (eg, some closely related species belonging to Desulfotomaculum spp. (Moser et al. 2005. Appl. Environ. Microbiol. 71, 8773-8783) that are considered to be dominant in the deep underground environment. In addition to hydrogen generation, related species such as the pressure-sensitive heterotrophic bacteria (Shewanella profunda) and pressure-resistant lactic acid-fermenting bacteria (Mariniactibacillus piezotolerans) contribute to the substrate of sulfate-reducing bacteria and the supply of hydrogen. Desulfovibrio profundus (Bale et al. 1997. Int. J. Syst. Bacteriol. 47, 515-521.), A methanogen, and Methanoculleus submarinus (Mikucki et al. 2003. Appl. Environ. Microbiol. 69, 3311-3316.), Thermophilic heterotrophic bacterium Shewanella profunda (Toffin et al. 2004. Int. J. Syst. Evol. Microbiol. 54, 1943-1949.), Pressure-resistant lactic acid fermentation Bacteria Mariniactibacillus piezotolerans (Toffin et al. 2005. Int. J. Syst. Evol. Microbiol. 55, 345-351.) Therefore, it is presumed that in these sediments, organic matter in these sediments is decomposed by these microorganisms, and the accompanying sulfate reduction and methane gas generation are carried out.Desulfovibrio profundus Is isolated from marine sediments and can be grown in a temperature range of 15 to 65 ° C. (near the optimum temperature of 25 ° C.) under a pressure of 0.1 to 40 MPa (optimum pressure of 10 to 15 MPa). Then, sulfuric acid is reduced using pyruvic acid as a substrate to generate acetic acid and hydrogen.
したがって、上記の硫酸還元菌、好圧性従属栄養細菌、耐圧性乳酸発酵細菌等をさらに油層内に添加することによって、残留原油と二酸化炭素、さらには油層内の別の残留物等からメタンガスを産生するための好適な一連の反応経路（例えば図１５に示すような海底下堆積物層での細菌の活動による二酸化炭素からのメタン生成の流れ）が形成される場合がある。また、メタン生成細菌を含む古細菌（アーキア）類を添加して有機物等の基質からメタンガスを生成する連鎖関係を形成するようにしてもよい。 Therefore, by adding the above-mentioned sulfate-reducing bacteria, pressure-sensitive heterotrophic bacteria, pressure-resistant lactic acid-fermenting bacteria, etc. to the oil reservoir, methane gas is produced from residual crude oil and carbon dioxide, and other residues in the oil reservoir. A suitable series of reaction pathways (eg, a methanogenic stream from carbon dioxide due to bacterial activity in the submarine sediment layer as shown in FIG. 15) may be formed. Further, archaea (archia) containing methanogenic bacteria may be added to form a chain relationship for generating methane gas from a substrate such as organic matter.
また、微生物以外にも、メタンガスの産生を促進するための微生物群への栄養源や基質などを油層２内に添加してもよい。または、微生物を油層２に添加することなく、栄養源や基質のみを油層２に添加するようにしてもよい。 In addition to microorganisms, nutrient sources and substrates for microorganism groups for promoting the production of methane gas may be added to the oil layer 2. Alternatively, only a nutrient source or a substrate may be added to the oil layer 2 without adding microorganisms to the oil layer 2.
ここで、地上にて行われているメタン発酵は、有機性廃棄物（バイオマス）を送り込むことで、メタン発酵の活性を継続させている。そこで、このような有機性廃棄物、例えば、し尿、生ゴミ、食品残渣、動物の糞尿、汚泥などの有機物（高ＢＯＤ）を含む廃棄物や廃水を油層２内に投入して、メタンガスの産生を促進させることができる場合もある。 Here, in the methane fermentation performed on the ground, the activity of methane fermentation is continued by sending organic waste (biomass). Therefore, such organic waste, for example, waste or waste water containing organic matter (high BOD) such as human waste, food waste, food residue, animal manure, sludge, etc., is introduced into the oil layer 2 to produce methane gas. In some cases.
尚、上述の形態は本発明の好適な形態の一例ではあるがこれに限定されるものではなく本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々変形実施可能である。 The above-described embodiment is an example of a preferred embodiment of the present invention, but is not limited thereto, and various modifications can be made without departing from the scope of the present invention.
例えば、エマルジョンを生成する際に、例えば図７〜図１０に示す装置を使用しても良い。 For example, when producing an emulsion, you may use the apparatus shown, for example in FIGS.
この装置１０１は、密閉構造の容器１０２を油層２の孔隙よりも小さな微細孔を有する多孔質体１０３ａを少なくとも一部に含む部材１０３によって区画して水供給領域１０２ａとエマルジョン排出領域１０２ｃと水供給領域１０２ａ及びエマルジョン排出領域１０２ｃに挟まれた液体二酸化炭素供給領域１０２ｂを形成し、液体二酸化炭素供給領域１０２ｂには第一の供給部１０５を備え、水供給領域１０２ａには第二の供給部１０６を備え、エマルジョン排出領域１０２ｃには排出部１０７を備え、液体二酸化炭素供給領域１０２ｂには、水供給領域１０２ａからエマルジョン排出領域１０２ｃに向けて水を流通する流通路１０４が１または２以上設けられ、多孔質体１０３ａは流通路１０４の少なくとも一部に備えられ、第一の供給部１０５から液体二酸化炭素供給領域１０２ｂに液体二酸化炭素を供給し続けると共に第二の供給部１０６から水供給領域１０２ａに水を供給し続けることにより、液体二酸化炭素を多孔質体１０３ａを介して流通路１０４を流れる水に圧入して微粒化して分散させ、流通路１０４からエマルジョン排出領域１０２ｃに向けてエマルジョンが供給され、排出部１０７からエマルジョンを排出して油層２の孔隙に注入するものとしている。尚、符号１１０はパッカー用の水圧管である。 This device 101 divides a sealed container 102 by a member 103 including at least a part of a porous body 103a having fine pores smaller than the pores of the oil layer 2, and supplies a water supply region 102a, an emulsion discharge region 102c, and a water supply. A liquid carbon dioxide supply region 102b sandwiched between the region 102a and the emulsion discharge region 102c is formed. The liquid carbon dioxide supply region 102b includes a first supply unit 105, and the water supply region 102a includes a second supply unit 106. The emulsion discharge region 102c is provided with a discharge unit 107, and the liquid carbon dioxide supply region 102b is provided with one or more flow passages 104 through which water flows from the water supply region 102a toward the emulsion discharge region 102c. The porous body 103a is provided in at least a part of the flow passage 104, and the first supply unit The liquid carbon dioxide is continued to be supplied from 05 to the liquid carbon dioxide supply region 102b and water is continuously supplied from the second supply unit 106 to the water supply region 102a, so that the liquid carbon dioxide flows through the porous body 103a. The water is pressed into water flowing through 104, atomized and dispersed, the emulsion is supplied from the flow passage 104 toward the emulsion discharge region 102c, and the emulsion is discharged from the discharge unit 107 and injected into the pores of the oil layer 2. Reference numeral 110 denotes a water pressure pipe for a packer.
本実施形態において、密閉構造の容器１０２は円柱形状としてその上部にスリットを設けて排出部１０７とし、容器１０２の上面から液体二酸化炭素供給領域１０２ｂに向けて供給管を差し込んで第一の供給部１０５とし、容器１０２の上面から水供給領域に向けて供給管を差し込んで第二の供給部１０６としている。第一の供給部１０５の供給管の液体二酸化炭素供給領域１０２ｂ内にはスリットが設けられて、このスリットから液体二酸化炭素供給領域１０２ｂへ液体二酸化炭素を供給するようにしている。但し、排出部１０７はスリットではなく、網状としても良いし、複数の排出管をエマルジョン排出領域１０２ｃから容器１０２の外側に向けて配置するようにしてもよい。また、第一の供給部１０５の供給管の液体二酸化炭素供給領域１０２ｂ内についても、スリットではなく、網状としてもよいし、単純にスリットや網を設けることなく供給管の下端から液体二酸化炭素を供給するようにしてもよい。尚、容器１０２の形状についても円柱形状には限定されず、例えば四角柱等の多角柱状としてもよい。また、容器１０２の材質は例えばステンレス鋼とすればよいが、これに限定されるものではない。 In this embodiment, the sealed container 102 has a cylindrical shape and is provided with a slit in the upper part thereof to form a discharge part 107, and a supply pipe is inserted from the upper surface of the container 102 toward the liquid carbon dioxide supply region 102b to form a first supply part. 105, and a supply pipe is inserted from the upper surface of the container 102 toward the water supply region to form the second supply unit 106. A slit is provided in the liquid carbon dioxide supply region 102b of the supply pipe of the first supply unit 105, and liquid carbon dioxide is supplied from the slit to the liquid carbon dioxide supply region 102b. However, the discharge unit 107 may be a net instead of a slit, and a plurality of discharge pipes may be arranged from the emulsion discharge region 102 c toward the outside of the container 102. Also, the liquid carbon dioxide supply region 102b of the supply pipe of the first supply unit 105 may be a net instead of a slit, or liquid carbon dioxide may be supplied from the lower end of the supply pipe without simply providing a slit or a net. You may make it supply. The shape of the container 102 is not limited to a cylindrical shape, and may be a polygonal column such as a quadrangular column. The material of the container 102 may be stainless steel, for example, but is not limited to this.
また、本実施形態では、第一の供給部１０５の供給管と第二の供給部１０６の供給管の双方とも、容器１０２の下面を貫通しているが、これは本発明の装置を縦に複数並べて抗井内に配置することを想定したものであり、縦に複数並べたときの最下段の装置については、第一の供給部１０５の供給管と第二の供給部１０６の供給管の双方とも、容器１０２の下面を貫通させずに、容器１０２の下面で閉じておき、各装置内での水と液体二酸化炭素の十分な供給を確保する必要がある。したがって、例えば抗井内で本発明の装置を１つしか用いない場合には、容器１０２の下面は閉じておく必要がある。 Further, in this embodiment, both the supply pipe of the first supply unit 105 and the supply pipe of the second supply unit 106 penetrate the lower surface of the container 102, but this makes the apparatus of the present invention vertically. It is assumed that a plurality of them are arranged in the well, and both the supply pipe of the first supply unit 105 and the supply pipe of the second supply unit 106 are used for the lowermost apparatus when a plurality of units are arranged vertically. In both cases, it is necessary to close the lower surface of the container 102 without penetrating the lower surface of the container 102 to ensure sufficient supply of water and liquid carbon dioxide in each apparatus. Therefore, for example, when only one device of the present invention is used in the well, the lower surface of the container 102 needs to be closed.
また、本実施形態において、液体二酸化炭素供給領域１０２ｂには、水供給領域１０２ａからエマルジョン排出領域１０２ｃに向けて水を流通する流通路１０４が１または２以上設けられ、多孔質体１０３ａは流通路１０４の全面に設けられている。具体的には、多孔質体１０３ａからなる複数の管をそれぞれ接触しないように平行に並べて流通路１０４が形成されている。部材１０３は例えば容器１０２と同じステンレス鋼であり、Ｏリング１１１によって液体二酸化炭素供給領域１０２ｂの気密性が確保されている。 In the present embodiment, the liquid carbon dioxide supply region 102b is provided with one or more flow passages 104 through which water flows from the water supply region 102a toward the emulsion discharge region 102c, and the porous body 103a has a flow passage. 104 is provided on the entire surface. Specifically, the flow path 104 is formed by arranging a plurality of tubes made of the porous body 103a in parallel so as not to contact each other. The member 103 is, for example, the same stainless steel as the container 102, and the airtightness of the liquid carbon dioxide supply region 102 b is ensured by the O-ring 111.
ここで、流通路１０４は少なくとも１つあれば、エマルジョンの製造は可能であるが、水に分散する液体二酸化炭素微粒子の量は少なくなる。逆に流通路１０４の数を多くすればするほど、水に分散する液体二酸化炭素微粒子の量を多くすることができる。つまり、流通路１０４の数によって、エマルジョンを構成する水と液体二酸化炭素微粒子の比を制御することができる。また、本実施形態では、流通路１０４の全面に多孔質体１０３ａを備えるようにしているが、少なくとも一部に多孔質体１０３ａが備えられていれば、エマルジョンの製造は可能である。但し、流通路１０４に備えられている多孔質体１０３ａの面積が小さくなればなるほど、水に分散する液体二酸化炭素微粒子の量は少なくなる。つまり、流通路４に備えられている多孔質体１０３ａの面積によって、エマルジョンを構成する水と液体二酸化炭素微粒子の比を制御することもできる。 Here, if there is at least one flow passage 104, the emulsion can be produced, but the amount of liquid carbon dioxide fine particles dispersed in water is reduced. Conversely, as the number of the flow passages 104 is increased, the amount of liquid carbon dioxide fine particles dispersed in water can be increased. That is, the ratio of water and liquid carbon dioxide fine particles constituting the emulsion can be controlled by the number of flow passages 104. Further, in this embodiment, the porous body 103a is provided on the entire surface of the flow passage 104. However, if the porous body 103a is provided at least in part, an emulsion can be manufactured. However, the smaller the area of the porous body 103a provided in the flow passage 104, the smaller the amount of liquid carbon dioxide particles dispersed in water. That is, the ratio of the water and the liquid carbon dioxide fine particles constituting the emulsion can be controlled by the area of the porous body 103a provided in the flow passage 4.
尚、本実施形態のように、管状の流通路１０４をそれぞれ接触させることなく平行に複数並べて配置するようにすることで、容器１０２の容積に対して液体二酸化炭素が水に圧入される領域を最大限に増やすことができる。つまり、このように構成することで、装置をコンパクトなものとしながらもその機能を最大限に発揮させることができる。したがって、抗井内で用いられる装置のように、限られた容積内で用いられる装置として極めて好適なものとなる。 Note that, as in this embodiment, by arranging a plurality of tubular flow passages 104 in parallel without contacting each other, an area where liquid carbon dioxide is pressed into water with respect to the volume of the container 102 can be obtained. It can be increased to the maximum. That is, with this configuration, the function can be maximized while the apparatus is compact. Therefore, it becomes very suitable as an apparatus used in a limited volume like an apparatus used in a well.
ここで、多孔質体１０３ａとしては、油層２の孔隙よりも小さな微細孔を有するものであれば特に限定されるものではないが、シラス多孔質ガラスを用いることが好適である。シラス多孔質ガラスは、０．０５〜２５０μｍの微細孔を有するものが入手可能であり、油層２の孔隙の大きさに適した微細孔を有するものを選択しやすいという利点がある。但し、材質はシラス多孔質ガラスに限定されるものではなく、アルミナ等の無機材料や高分子材料といった新規または既知の材質の多孔質体を適宜用いることができる。尚、シラス多孔質ガラスのようなガラス素材は、引っ張り応力よりも圧縮応力に対して強いことから、本実施形態のように液体二酸化炭素を管の外側から圧入して圧縮応力がかかる場合には、管の強度面においても有利なものとなる。但し、仮に管の内側から液体二酸化炭素を圧入して引っ張り応力がかかったとしても、本発明における管としての使用には十分耐えうる。 Here, the porous body 103a is not particularly limited as long as it has fine pores smaller than the pores of the oil layer 2, but shirasu porous glass is preferably used. Shirasu porous glass having a fine pore of 0.05 to 250 μm is available, and there is an advantage that it is easy to select one having a fine pore suitable for the size of the pore of the oil layer 2. However, the material is not limited to shirasu porous glass, and a new or known porous material such as an inorganic material such as alumina or a polymer material can be used as appropriate. In addition, since a glass material such as shirasu porous glass is more resistant to compressive stress than tensile stress, when compressive stress is applied by pressing liquid carbon dioxide from the outside of the tube as in this embodiment. This is also advantageous in terms of the strength of the tube. However, even if liquid carbon dioxide is injected from the inside of the tube and a tensile stress is applied, the tube can be sufficiently used in the present invention.
本実施形態において、エマルジョンの製造は以下のようにして行われる。第一の供給部１０５から液体二酸化炭素供給領域１０２ｂに液体二酸化炭素を供給し続けると、液体二酸化炭素供給領域１０２ｂが液体二酸化炭素で満たされ、さらに供給を続けることで、液体二酸化炭素供給領域１０２ｂの液体二酸化炭素が加圧される。一方、第二の供給部１０６から水供給領域１０２ａに水を供給し続けると、水供給領域１０２ａが水で満たされ、さらに供給を続けることで、水が流通路１０４を通過してエマルジョン排出領域１０２ｃに移動する。そして、エマルジョン排出領域１０２ｃが水で満たされると排出部１０７から水が排出される。したがって、第一の供給部１０５から液体二酸化炭素供給領域１０２ｂに液体二酸化炭素を供給し続けると共に第二の供給部１０６から水供給領域１０２ａに水を供給し続けることにより、液体二酸化炭素供給領域１０２ｂの圧力が流通路４内の圧力よりも高くなる。その結果、液体二酸化炭素が多孔質体１０３ａを介して流通路４内を流れる水に圧入される。これにより、液体二酸化炭素は油層２の孔隙よりも小さな微粒子となって水に分散し、エマルジョンが製造される。液体二酸化炭素の微粒子は、水が水供給領域１０２ａからエマルジョン排出領域１０２ｃに向けて流通路１０４内を流通する間に徐々に分散されて、流通路１０４の出口で最も液体二酸化炭素微粒子の分散量が高まり、エマルジョン排出領域１０２ｃに排出される。そして、エマルジョン排出領域１０２ｃに排出されたエマルジョンは、排出部１０７から排出されて油層２の孔隙に注入される。 In the present embodiment, the production of the emulsion is performed as follows. When the liquid carbon dioxide is continuously supplied from the first supply unit 105 to the liquid carbon dioxide supply region 102b, the liquid carbon dioxide supply region 102b is filled with the liquid carbon dioxide and further supplied, whereby the liquid carbon dioxide supply region 102b is supplied. Liquid carbon dioxide is pressurized. On the other hand, if water is continuously supplied from the second supply unit 106 to the water supply region 102a, the water supply region 102a is filled with water, and further supplied, so that the water passes through the flow passage 104 and the emulsion discharge region. Move to 102c. When the emulsion discharge area 102c is filled with water, the water is discharged from the discharge unit 107. Therefore, by continuing to supply liquid carbon dioxide from the first supply unit 105 to the liquid carbon dioxide supply region 102b and continuing to supply water from the second supply unit 106 to the water supply region 102a, the liquid carbon dioxide supply region 102b. Becomes higher than the pressure in the flow passage 4. As a result, liquid carbon dioxide is press-fitted into the water flowing in the flow passage 4 through the porous body 103a. As a result, the liquid carbon dioxide becomes finer than the pores of the oil layer 2 and is dispersed in water to produce an emulsion. The fine particles of liquid carbon dioxide are gradually dispersed while water flows through the flow passage 104 from the water supply region 102 a toward the emulsion discharge region 102 c, and the amount of liquid carbon fine particles dispersed most at the outlet of the flow passage 104. Is increased and discharged to the emulsion discharge region 102c. The emulsion discharged to the emulsion discharge region 102 c is discharged from the discharge unit 107 and injected into the pores of the oil layer 2.
このように、本実施形態においては、液体二酸化炭素と水を流通させるだけで、エマルジョンを製造し、油層２の孔隙に注入することができる。したがって、装置の構成を極めて単純なものとできるので、故障等の発生率を低下させることができ、高い信頼性をもって長期間安定にエマルジョンを製造し、油層２の孔隙に注入することができる。 Thus, in this embodiment, an emulsion can be produced and injected into the pores of the oil layer 2 simply by circulating liquid carbon dioxide and water. Therefore, since the configuration of the apparatus can be made extremely simple, the occurrence rate of failures and the like can be reduced, and an emulsion can be produced stably and stably for a long period of time and injected into the pores of the oil layer 2.
ここで、油層２の圧力が抗井の圧力よりも高いと、エマルジョンの油層２の孔隙への注入ができない場合がある。このような場合には、液体二酸化炭素と水の流量を高めたり、供給圧力を高めることによって、エマルジョンの圧力を地層の圧力よりも高めることで、油層２の孔隙へのエマルジョンの注入が可能となる。 Here, when the pressure of the oil layer 2 is higher than the pressure of the well, there are cases where the emulsion cannot be injected into the pores of the oil layer 2. In such a case, it is possible to inject the emulsion into the pores of the oil layer 2 by increasing the flow rate of liquid carbon dioxide and water or by increasing the supply pressure, thereby increasing the pressure of the emulsion above that of the formation. Become.
次に、本発明のエマルジョンの製造・注入装置の実施形態の他の例を図１１〜図１４に示す。この装置１０１は、密閉構造の容器１０２を油層２の孔隙よりも小さな微細孔を有する多孔質体１０３ａを少なくとも一部に含む部材１０３によって区画して液体二酸化炭素供給領域１０２ｂと水供給領域１０２ａとを形成し、液体二酸化炭素供給領域１０２ｂには第一の供給部１０５を備え、水供給領域１０２ａには第二の供給部１０６と排出部１０７とを備え、第一の供給部１０５から液体二酸化炭素供給領域１０２ｂに液体二酸化炭素を供給し続けると共に第二の供給部１０５から水供給領域１０２ａに水を供給し続けることにより、液体二酸化炭素を多孔質体１０３ａを介して水に圧入し微粒化して分散させ、排出部１０７からエマルジョンを排出して油層２の孔隙に注入するものとしている。 Next, other examples of the embodiment of the emulsion production / injection apparatus of the present invention are shown in FIGS. This device 101 divides a sealed container 102 by a member 103 including at least a part of a porous body 103a having fine pores smaller than the pores of the oil layer 2, and a liquid carbon dioxide supply region 102b and a water supply region 102a. The liquid carbon dioxide supply region 102b includes a first supply unit 105, the water supply region 102a includes a second supply unit 106 and a discharge unit 107. By continuously supplying liquid carbon dioxide to the carbon supply region 102b and continuously supplying water from the second supply unit 105 to the water supply region 102a, the liquid carbon dioxide is pressed into water through the porous body 103a and atomized. The emulsion is discharged from the discharge unit 107 and injected into the pores of the oil layer 2.
本実施形態において、密閉構造の容器１０２は円柱形状としてその上部にスリットを設けて排出部１０７とし、容器１０２の上面から液体二酸化炭素供給領域１０２ｂに向けて供給管を差し込んで第一の供給部１０５とし、容器１０２の上面から水供給領域に向けて供給管を差し込んで第二の供給部１０６としている。第二の供給部１０６の供給管の下方にはスリットが設けられて、このスリットから水供給領域１０２ａへ水を供給するようにしている。但し、排出部１０７はスリットではなく、網状としても良いし、複数の排出管を容器２の外側に向けて配置するようにしてもよい。また、第二の供給部１０６についても、スリットではなく、網状としてもよいし、単純にスリットや網を設けることなく供給管の下端から水を供給するようにしてもよい。尚、容器１０２の形状についても、円柱形状には限定されず、例えば四角柱等の多角柱状としてもよい。また、容器１０２の材質は例えばステンレス鋼とすればよいが、これに限定されるものではない。 In this embodiment, the sealed container 102 has a cylindrical shape and is provided with a slit in the upper part thereof to form a discharge part 107, and a supply pipe is inserted from the upper surface of the container 102 toward the liquid carbon dioxide supply region 102b to form a first supply part. 105, and a supply pipe is inserted from the upper surface of the container 102 toward the water supply region to form the second supply unit 106. A slit is provided below the supply pipe of the second supply unit 106, and water is supplied from the slit to the water supply region 102a. However, the discharge unit 107 may be a net instead of a slit, and a plurality of discharge pipes may be arranged toward the outside of the container 2. Also, the second supply unit 106 may have a mesh shape instead of a slit, or water may be supplied from the lower end of the supply pipe without simply providing a slit or a mesh. The shape of the container 102 is not limited to a cylindrical shape, and may be a polygonal column shape such as a square column. The material of the container 102 may be stainless steel, for example, but is not limited to this.
また、本実施形態においても、第一の供給部１０５の供給管と第二の供給部１０６の供給管の双方とも、容器１０２の下面を貫通しているが、これはこの装置を縦に複数並べて抗井内に配置することを想定したものであり、縦に複数並べたときの最下段の装置については、第一の供給部１０５の供給管と第二の供給部１０６の供給管の双方とも、容器１０２の下面を貫通させずに、容器１０２の下面で閉じておき、各装置内での水と液体二酸化炭素の十分な供給を確保する必要がある。したがって、例えば抗井内で本発明の装置を１つしか用いない場合には、容器１０２の下面は閉じておく必要がある。 Also in the present embodiment, both the supply pipe of the first supply unit 105 and the supply pipe of the second supply unit 106 penetrate the lower surface of the container 102. Assuming that they are arranged side by side in the well, both the supply pipe of the first supply unit 105 and the supply pipe of the second supply unit 106 are used for the lowermost apparatus when a plurality of devices are arranged vertically. It is necessary to close the lower surface of the container 102 without penetrating the lower surface of the container 102 to ensure a sufficient supply of water and liquid carbon dioxide in each apparatus. Therefore, for example, when only one device of the present invention is used in the well, the lower surface of the container 102 needs to be closed.
また、本実施形態において、部材１０３には、水供給領域１０２ａ側に突出させた液体二酸化炭素を流通可能な中空の突起部１１２が１または２以上設けられ、多孔質体１０３ａは突起部１１２の少なくとも一部に備えられるものとしている。図１１〜図１４では、複数の突起部１１２を備え、突起部１１２が多孔質体１０３ａからなる管と、管の頂部を閉塞する部材１０３とで構成されている。部材１０３は例えば容器１０２と同じステンレス鋼であり、Ｏリング１１１によって液体二酸化炭素供給領域１０２ｂの気密性が確保されている。 Further, in the present embodiment, the member 103 is provided with one or more hollow protrusions 112 through which the liquid carbon dioxide protruded toward the water supply region 102 a can be circulated, and the porous body 103 a is formed of the protrusions 112. It is supposed to be provided at least in part. In FIGS. 11 to 14, a plurality of protrusions 112 are provided, and the protrusions 112 are constituted by a tube made of a porous body 103 a and a member 103 that closes the top of the tube. The member 103 is, for example, the same stainless steel as the container 102, and the airtightness of the liquid carbon dioxide supply region 102 b is ensured by the O-ring 111.
尚、本実施形態のように、突起部１１２をそれぞれ接触させることなく平行に複数並べて配置するようにすることで、容器１０２の容積に対して液体二酸化炭素が水に圧入される領域を最大限に増やすことができる。つまり、このように構成することで、装置をコンパクトなものとしながらもその機能を最大限に発揮させることができる。したがって、抗井内で用いられる装置のように、限られた容積内で用いられる装置として極めて好適なものとなる。但し、突起部１１２を備える形態に限定されるものではない。例えば、突起部１１２を設けずに部材１０３を平坦なものとしてその一部あるいは全面を多孔質体１０３ａとして液体二酸化炭素を圧入するようにしても、水に対する液体二酸化炭素微粒子の量は減少するものの、エマルジョンは製造は可能である。つまり、部材１０３の形状を加工して水と多孔質体１０３の接触面積（液体二酸化炭素と多孔質体１０３との接触面積）を増減させることによって、水に対する液体二酸化炭素微粒子の量を制御することができる。 In addition, as in this embodiment, by arranging a plurality of protrusions 112 in parallel without contacting each other, the region where the liquid carbon dioxide is injected into water with respect to the volume of the container 102 is maximized. Can be increased. That is, with this configuration, the function can be maximized while the apparatus is compact. Therefore, it becomes very suitable as an apparatus used in a limited volume like an apparatus used in a well. However, it is not limited to the form provided with the protrusion 112. For example, even if liquid carbon dioxide is injected by using a part 103 or a whole surface of the member 103 as a porous body 103a without providing the protrusion 112, and the liquid carbon dioxide is injected, the amount of liquid carbon dioxide particles with respect to water is reduced. An emulsion can be produced. That is, by processing the shape of the member 103 to increase or decrease the contact area between the water and the porous body 103 (the contact area between the liquid carbon dioxide and the porous body 103), the amount of liquid carbon dioxide fine particles relative to water is controlled. be able to.
ここで、多孔質体１０３ａとしては、二酸化炭素をハイドレート化して固定化する対象の油層２の孔隙よりも小さな微細孔を有するものであれば特に限定されるものではないが、シラス多孔質ガラスを用いることが好適である。シラス多孔質ガラスは、０．０５〜２５０μｍの微細孔を有するものが入手可能であり、油層２の孔隙の大きさに適した微細孔を有するものを選択しやすいという利点がある。但し、材質はシラス多孔質ガラスに限定されるものではなく、アルミナ等の無機材料や高分子材料といった新規または既知の材質の多孔質体を適宜用いることができる。 Here, the porous body 103a is not particularly limited as long as it has fine pores smaller than the pores of the oil layer 2 to be hydrated and fixed with carbon dioxide, but shirasu porous glass Is preferably used. Shirasu porous glass having a fine pore of 0.05 to 250 μm is available, and there is an advantage that it is easy to select one having a fine pore suitable for the size of the pore of the oil layer 2. However, the material is not limited to shirasu porous glass, and a new or known porous material such as an inorganic material such as alumina or a polymer material can be used as appropriate.
本実施形態において、エマルジョンの製造は以下のようにして行われる。第一の供給部１０５から液体二酸化炭素供給領域１０２ｂに液体二酸化炭素を供給し続けると、液体二酸化炭素供給領域１０２ｂが液体二酸化炭素で満たされ、さらに供給を続けることで、液体二酸化炭素供給領域１０２ｂの液体二酸化炭素が加圧される。一方、第二の供給部１０６から水供給領域１０２ａに水を供給し続けると、水供給領域１０２ａに水が徐々に溜まって最終的には水で満たされ、排出部１０７から水が排出される。したがって、第一の供給部１０５から液体二酸化炭素供給領域１０２ｂに液体二酸化炭素を供給し続けると共に第二の供給部６から水供給領域１０２ａに水を供給し続けることにより、液体二酸化炭素供給領域１０２ｂの圧力が水供給領域１０２ａの圧力よりも高くなる。その結果、液体二酸化炭素が多孔質体１０３ａを介して水供給領域１０２ａ内の水（突起部１１２と突起部１１２の間に存在する水）に圧入される。これにより、液体二酸化炭素は油層２の孔隙よりも小さな微粒子となって水に分散し、エマルジョンが製造される。液体二酸化炭素の微粒子は、水が突起部１１２と突起部１１２の間の下端から上端を流通する間に徐々に分散されて、容器１０２の上方に排出される。そして、このエマルジョンが排出部１０７から排出されて油層２の孔隙に注入される。 In the present embodiment, the production of the emulsion is performed as follows. When the liquid carbon dioxide is continuously supplied from the first supply unit 105 to the liquid carbon dioxide supply region 102b, the liquid carbon dioxide supply region 102b is filled with the liquid carbon dioxide and further supplied, whereby the liquid carbon dioxide supply region 102b is supplied. Liquid carbon dioxide is pressurized. On the other hand, if water is continuously supplied from the second supply unit 106 to the water supply region 102a, water gradually accumulates in the water supply region 102a and is finally filled with water, and water is discharged from the discharge unit 107. . Therefore, by continuing to supply liquid carbon dioxide from the first supply unit 105 to the liquid carbon dioxide supply region 102b and continuing to supply water from the second supply unit 6 to the water supply region 102a, the liquid carbon dioxide supply region 102b. Becomes higher than the pressure in the water supply region 102a. As a result, liquid carbon dioxide is pressed into water in the water supply region 102a (water existing between the protrusion 112 and the protrusion 112) through the porous body 103a. As a result, the liquid carbon dioxide becomes finer than the pores of the oil layer 2 and is dispersed in water to produce an emulsion. The fine particles of liquid carbon dioxide are gradually dispersed while water flows from the lower end to the upper end between the protrusions 112 and 112, and are discharged above the container 102. Then, this emulsion is discharged from the discharge portion 107 and injected into the pores of the oil layer 2.
このように、本実施形態においても、液体二酸化炭素と水を流通させるだけで、エマルジョンを製造し、油層２の孔隙に注入することができる。したがって、装置の構成を極めて単純なものとできるので、故障等の発生率を低下させることができ、高い信頼性をもって長期間安定にエマルジョンを製造し、油層２の孔隙に注入することができる。 Thus, also in the present embodiment, an emulsion can be produced and injected into the pores of the oil layer 2 simply by circulating liquid carbon dioxide and water. Therefore, since the configuration of the apparatus can be made extremely simple, the occurrence rate of failures and the like can be reduced, and an emulsion can be produced stably and stably for a long period of time and injected into the pores of the oil layer 2.
ここで、二酸化炭素ハイドレートを生成する対象となる油層２の圧力が抗井の圧力よりも高いと、エマルジョンの地層の間隙への注入ができない場合がある。このような場合には、液体二酸化炭素と水の流量を高めたり、供給圧力を高めることによって、エマルジョンの圧力を油層２の圧力よりも高めることで、油層２の孔隙へのエマルジョンの注入が可能となる。 Here, if the pressure of the oil layer 2 that is a target for generating carbon dioxide hydrate is higher than the pressure of the well, there is a case where the emulsion cannot be injected into the gap of the formation. In such a case, it is possible to inject the emulsion into the pores of the oil layer 2 by increasing the flow rate of liquid carbon dioxide and water or by increasing the supply pressure to increase the pressure of the emulsion above that of the oil layer 2. It becomes.
２ 油層
５ エマルジョン
２３ 液体二酸化炭素の微粒子
２４ 水（海水）
2 Oil layer 5 Emulsion 23 Fine particles of liquid carbon dioxide 24 Water (seawater)
Claims (2)
前記油層への注入液として二酸化炭素を水に溶解させた二酸化炭素溶解水または液体二酸化炭素の微粒子を水に分散させたエマルジョンを生成する注入液生成工程と、
前記注入液を前記油層に注入して前記孔隙に浸透させる注入液注入工程と、
前記孔隙に棲息する微生物群により前記注入液中の二酸化炭素と前記残留原油とを原料として産生されるメタンガスを回収するメタンガス回収工程とを含み、
前記注入液生成工程において、原油成分分解水素生成菌及び水素資化性メタン生成菌のいずれか一方または双方を前記水に添加することを特徴とする残留原油回収方法。 A method of recovering residual crude oil remaining in pores of an oil reservoir in an oil and gas field,
An injection liquid generating step for generating an emulsion in which carbon dioxide-dissolved water in which carbon dioxide is dissolved in water or liquid carbon dioxide fine particles is dispersed in water as an injection liquid into the oil layer;
An injection solution injection step of injecting the injection solution into the oil layer and penetrating the pores;
Look including the methane recovery step of recovering the methane gas produced and carbon dioxide and the residual oil of the injection solution by microorganisms inhabiting the pores as a starting material,
In the injection liquid generating step, one or both of crude oil component-decomposing hydrogen-producing bacteria and hydrogen-assimilating methane-producing bacteria are added to the water .
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