JP7139546B2 - 二流路で構成される圧入井を用いる石油増進回収方法 - Google Patents
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Description
本願は、2020年9月14日に、日本に出願された特願2020-153491号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
CCSは二酸化炭素(Carbon Dioxide、以下、本明細書においてはCO2ガスと略記する)の大幅削減が可能な技術として期待が大きい。しかし、世界的な普及は期待通りには進んでいない。その理由は、技術の不確実性や、貯留の安全性への懸念、法規制の未整備、等々幾つかあるが、特にコスト増加により事業性が見通し難いことがある。そのため、回収したCO2ガスを単に貯留するのではなく、CO2ガスを直接あるいは間接的に利用して付加価値のある製品を生産し、回収に掛かるコストを補填することを目指すCCUSが注目を集めるようになっている。
特許文献1では、CO2ガスタンクに溜められたCO2ガスを圧送装置により昇圧し、地層に垂直に掘削した注入井から圧入することによりCO2ガスをマイクロバブル化し、地層水にマイクロバブルを分散させることによりCO2ガスを地下貯留することを特徴とする貯留装置及び貯留方法が提案されている。
特許文献2では、地層に水平に掘削した注入井からCO2ガスを圧送装置により圧入し、CO2ガスをマイクロバブル化し、地層水にマイクロバブルを分散させることによりCO2ガスを地下貯留することを特徴とする貯留装置及び貯留方法が提案されている。
特許文献3では、地表において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作成し、これを圧入井から油層またはガス層に圧入することにより層内の微細な間隙に浸透させ、注入水中のマイクロバブルによって石油またはガスの増進回収を図ることを特徴とす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が提案されている。
(1)本発明の一態様に係る石油増進回収方法は、水流路及びガス流路の二流路で構成される圧入井を用いて石油貯留層に含まれる石油を増進回収するための石油増進回収方法であって、
前記水流路から圧入水を圧入する工程と、
前記ガス流路から圧入ガスを圧入し、前記ガス流路の下端に設置したマイクロバブル発生装置を通して前記圧入ガスをガス微細流として噴射する工程と、
前記圧入井内で前記圧入水と前記ガス微細流とが混合されることにより生成されるマイクロバブルを含む気液混合流体が前記石油貯留層に浸透する工程と、
を有する。
前記水流路の内側に前記ガス流路を配置し、
前記水流路の内側と前記ガス流路の外側との間に前記圧入水を圧入してもよい。
前記ガス流路の内側に前記水流路を配置し、
前記ガス流路の内側と前記水流路の外側との間に前記圧入ガスを圧入してもよい。
図1及び図4を参照して第1実施形態に係る石油増進回収方法について説明する。
図1は、本実施形態に係る石油増進回収方法を説明するための概略図である。
図1に示すように、水流路104及びガス流路105の二流路で構成される圧入井101を用いて石油貯留層212に含まれる石油を増進回収する。本実施形態に係る石油増進回収方法は、水流路(水圧入管)104から圧入水102を圧入する工程と、ガス流路(ガス圧入管)105から圧入ガス103を圧入し、ガス流路105の下端に設置したマイクロバブル発生装置210を通して圧入ガス103をガス微細流として噴射する工程と、圧入井101内で圧入水102とマイクロバブル発生装置210から発生したガス微細流とが混ざり合うことにより生成されるマイクロバブルを含む気液混合流体が石油貯留層212に浸透する工程と、を有する。
フィルタとしては、例えばセラミックス製の粒子と、前記粒子を結合する結合剤とを混合して焼成した部材や、ステンレス製の焼結フィルタが使用できる。なお、フィルタの孔径は、細かければよりマイクロバブルを発生させやすいが、流体の通過抵抗が大きくなるため、圧入ガス103の流量を大きくするための圧送装置が大型化する。また、フィルタの孔径を大きくすれば、流体の通過抵抗は小さくなるが、マイクロバブル化の効率が劣ることとなり、更にマイクロバブル発生装置210に圧入水を通すことは、水中の浮遊物質がフィルタに詰まる可能性が有り好ましいことではない。なお、マイクロバブルとは直径1mm未満の気泡(超臨界状態を含む)を指す。
(注記:石油貯留層から石油・天然ガスを生産させるときに使用される管を油井管と称し、石油、天然ガス、圧入ガス、地層水及び圧入水の気液混合流体が上方に通過していく。)
次に、図2を参照して第2実施形態に係る石油増進回収方法について説明するが、第1実施形態と基本的な構成は同様である。このため、同様の構成には同一の符号を付してその説明は省略し、異なる点についてのみ説明する。
第2実施形態では、水流路204の内側にガス流路205を配置し、水流路204の内側とガス流路205の外側との間に圧入水102を圧入する点において、第1実施形態と相違する。
図2は、本実施形態に係る石油増進回収方法を説明するための概略図である。
図2に示すように、本実施形態に係る石油増進回収方法は、水流路(外管)204の内側にガス流路(内管)205を配置する。すなわち、本実施形態に係る圧入井201は、水流路(外管)204及びガス流路(内管)205の二重管により二流路を構成する管202bの構造である。本実施形態では、水流路204とガス流路205の間に圧入水102を圧入し、ガス流路205に圧入ガス103を圧入し、ガス流路205の下端にマイクロバブル発生装置210が設置される。
また、本実施形態のように二重管の構造を有する場合、一本の管として取り扱えることから、坑井改修作業費用や坑井設備費用を低減する効果が見込まれる。
次に、図3を参照して第3実施形態に係る石油増進回収方法について説明するが、第1実施形態と基本的な構成は同様である。このため、同様の構成には同一の符号を付してその説明は省略し、異なる点についてのみ説明する。
第3実施形態では、ガス流路305の内側に水流路304を配置し、ガス流路305の内側と水流路304の外側との間に圧入ガス103を圧入する点において、第1実施形態と相違する。
図3は、本実施形態に係る石油増進回収方法を説明するための概略図である。
図3に示すように、本実施形態に係る石油増進回収方法は、ガス流路305(外管)の内側に水流路(内管)304を配置する。すなわち、本実施形態に係る圧入井301は、ガス流路(外管)305及び水流路(内管)304の二重管より二流路を構成する管202cの構造である。本実施形態では、水流路304に圧入水102を圧入し、ガス流路305の内側と水流路304の外側の間に圧入ガス103を圧入し、ガス流路305の下端にマイクロバブル発生装置210が設置される。
また、本実施形態のように二重管の構造を有する場合、一本の管として取り扱えることから、坑井改修作業費用や坑井設備費用を低減する効果が見込まれる。
102 圧入水
103 圧入ガス
104、204、304 水流路(水圧入管)
105、205、305 ガス流路(ガス圧入管)
202a 二本の管により二流路を構成する管
202b、202c 二重管により二流路を構成する管
203 パッカー
210 マイクロバブル発生装置
211 地表
212 石油貯留層
Claims (2)
- 水流路及びガス流路の二流路で構成される圧入井を用いて石油貯留層に含まれる石油を増進回収するための石油増進回収方法であって、
前記水流路から圧入水を圧入する工程と、
前記ガス流路から圧入ガスを圧入し、前記ガス流路の下端に設置したマイクロバブル発生装置を通して前記圧入ガスをガス微細流として噴射する工程と、
前記圧入井内で前記圧入水と前記ガス微細流とが混合されることにより生成されるマイクロバブルを含む気液混合流体が前記石油貯留層に浸透する工程と、
を有し、
前記ガス流路の内側に前記水流路を配置し、
前記ガス流路の内側と前記水流路の外側との間に前記圧入ガスを圧入し、
前記マイクロバブル発生装置を、前記石油貯留層が位置する深さに配置する
ことを特徴とする石油増進回収方法。 - 前記水流路が水圧入管、前記ガス流路がガス圧入管、であることを特徴とする請求項1に記載の石油増進回収方法。
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