WO2012111431A1

WO2012111431A1 - 排液の処理方法および装置

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Publication number: WO2012111431A1
Application number: PCT/JP2012/052243
Authority: WO
Inventors: 松村　隆司; 賢一二見; 小林　厚史; 博司佐久間; 政美北川; 和田　洋
Original assignee: 水ｉｎｇ株式会社
Priority date: 2011-02-18
Filing date: 2012-02-01
Publication date: 2012-08-23
Also published as: JPWO2012111431A1; JP6078345B2

Abstract

　時々で含有組成が変動する油・ガス田随伴液において、鉄分と油分を確実に分離除去することができる、新たな油・ガス田随伴液の処理方法を提供する。　油・ガス田随伴液に酸化剤を注入して、被処理液中の溶解性鉄を酸化させる酸化処理工程と、被処理液に凝集剤を加えて、酸化鉄と共に油分を凝集させる凝集工程と、前記工程で凝集させた凝集物を分離除去する固液分離工程とを含む油・ガス田随伴液の処理方法において、前記酸化処理工程において、被処理液中の酸化剤濃度を測定すると共に、酸化剤の注入量を制御することを提案する。

Description

排液の処理方法および装置

　本発明は、油・ガス田随伴液や、精油所などから排出される製油所排液などの排液の処理方法及び処理装置に関する。詳しくは、このような排液に含有される溶解性鉄と油分を除去することができる排液の処理方法及び処理装置に関する。

　原油や天然ガスなどを採掘する際や原油や天然ガスを精製する際に油やガスに混じって大量の水が産出され、生産・精製工程を経て随伴液として排出される。
　このような油・ガス田随伴液は、採掘地域の堆積環境に応じて種々の化学成分（塩分、油分、有機酸、金属等）を含有しており、現状では多くの場合、蒸発池に排液を貯留することで自然蒸発による濃縮処理を行っている。そのため、その環境負荷が問題となっており、油・ガス田随伴液の処理技術の確立が望まれている。

　油・ガス田随伴液の処理技術に関して、従来提案されている方法として次のような方法が開示されている。
　例えば特許文献１には、海底油田から採掘した際に産出される原油産出水から油分を分離除去すると共に、乳化破壊を起こさせて油水分離した水を微生物処理することが開示されている。

　特許文献２には、油田随伴水に有機高分子凝集剤を添加し、更に高分子凝集剤と酸化剤を添加して油分を分解することが開示されている。

　特許文献３には、原油と塩水との混合物から原油を分離し、得られた油田随伴水と吸着剤とを接触させて、油田随伴水中の溶存有機物を吸着除去し、該吸着剤から被吸着物を脱着し吸着剤を再生することを特徴とする油田随伴水中の溶存有機物の除去方法が開示されている。

　特許文献４には、油採掘により産出された原油産出水から油を分離除去した後の油田随伴水に含まれる溶存有機化合物を除去するのに適した処理方法として、油田随伴水をゼオライトと接触させて溶存有機化合物を吸着除去する方法が開示されている。

特開２００３－１４４８０５号公報特開２００４－２５５２９０号公報再表２００６－４９１４９号公報特開２００７－２８３２０３号公報

　油・ガス田随伴液の多くは、生産・精製工程で分離回収されなかった油分と、配管、特に古い配管などに起因する鉄分を含んでおり、これらを確実に除去することが課題の一つであった。特に油分はエマルジョン状態になっており除去することが容易ではなかった。
　また、油・ガス田随伴液は、その含有成分はその時々で変動するという特徴を有しており、特に鉄分に関しては、その含有濃度が時々で大きく変動するため、これら油分と鉄分を確実に分離除去することは、この観点からも容易なことではなかった。

　そこで本発明は、その時々で含有組成が変動する油・ガス田随伴液において、鉄分及び油分を確実に除去することができる、新たな油・ガス田随伴液の処理方法及び処理装置を提供せんとするものである。

　本発明は、被処理液としての油・ガス田随伴液に酸化剤を注入して、被処理液中の溶解性鉄を酸化させる酸化処理工程と、被処理液に凝集剤を加えて、前記工程で酸化させた鉄と共に油分を凝集させる凝集工程と、前記工程で凝集させた凝集物を分離除去する固液分離工程とを含む油・ガス田随伴液の処理方法において、前記酸化処理工程において、被処理液中の酸化剤濃度を測定すると共に、酸化剤の注入量を制御することを特徴とする油・ガス田随伴液の処理方法を提案する。

　本発明が提案する処理方法によれば、被処理液に酸化剤を注入することで溶解性鉄を酸化させることができ、このように酸化させた鉄を含む処理液に凝集剤を添加して凝集させることで、酸化鉄と共に凝集困難なエマルジョン状態の油分を取り込んでフロックを形成してまとめて凝集させて除去することができる。
　しかも、酸化処理工程において、酸化剤濃度を随時或いは定期的に測定して酸化剤の注入量を随時或いは定期的に制御することにより、油・ガス田随伴液の含有成分量、特に溶解性鉄の含有量がその時々で大きく変動したとしても、その変動量に応じて酸化剤の注入量を調整することができるため、必要十分な量の酸化剤を注入することができ、油分と共に鉄分を確実に除去することができる。
　よって、本発明が提案する処理方法によれば、その時々で大きく含有組成が変動する油・ガス田随伴液であっても、鉄分及び油分を確実に除去することができる。

本発明に係る油・ガス田随伴液の処理方法の一実施形態の一例を示した概略構成図である。図１に示した例とは異なる例を示した概略構成図である。図１及び図２に示した例とは異なる例を示した概略構成図である。本発明に係る油・ガス田随伴液の処理装置の一例を示した概略構成図である。本発明に係る油・ガス田随伴液の処理装置の他例を示した概略構成図である。本発明に係る油・ガス田随伴液の処理装置のさらなる他例を示した概略構成図である。本発明に係る油・ガス田随伴液の処理装置のさらなる他例を示した概略構成図である。本発明に係る油・ガス田随伴液の処理装置のさらなる他例を示した概略構成図である。本発明に係る油・ガス田随伴液の処理装置のさらなる他例を示した概略構成図である。本発明に係る油・ガス田随伴液の処理装置のさらなる他例を示した概略構成図である。

　次に、実施の形態例に基づいて本発明を説明するが、本発明が次に説明する実施形態に限定されるものではない。

＜本随伴液処理方法＞
　本発明の実施形態例としての油・ガス田随伴液の処理方法（「本随伴液処理方法」と称する）は、例えば図１－図３に示すように、被処理液としての油・ガス田随伴液に酸化剤を注入して被処理液中の溶解性鉄を酸化させる酸化処理工程と、被処理液に凝集剤を加えて、前記工程で酸化させた鉄と共に油分を凝集させる凝集工程と、前記工程で凝集させた凝集物を分離除去する固液分離工程とを備えた、油・ガス田随伴液の処理方法である。

　なお、本随伴液処理方法は、これらの工程を含んでいればよいから、工程の順番が前後したり、別の工程が挿入されたりすることは任意に可能であり、そのような場合を包含する趣旨である。例えばｐＨ調整工程を挿入することができる。なお、ｐＨ調整に関しては後で詳述する。

　本随伴液処理方法は、例えば図４－図１０に示すような処理装置、すなわち、被処理液としての油・ガス田随伴液を収容し酸化剤を注入するための酸化剤注入容器１、容器１内の油・ガス田随伴液の酸化剤濃度を測定するための酸化剤濃度測定手段４、容器１に酸化剤を注入するための酸化剤注入手段５、被処理液を収容し凝集剤を添加するための凝集剤添加容器２、容器２に凝集剤を添加するための凝集剤添加手段６、及び固液分離装置３を備えた処理装置により実現することができる。

＜油・ガス田随伴液＞
　油・ガス田随伴液は、原油や天然ガスを油田やガス田から採掘する際、採掘したものから油分を分離・精製除去した後に排出される液であり、水分や塩類のほか、油分、その他の成分を含む液体である。中でも、本随伴液処理方法において被処理液とする油・ガス田随伴液は、特に溶解性鉄を含むものであり、その時々で含有成分の含有量が変動し、特に溶解性鉄濃度に関してはその時々で変動する特徴を有している。
　また、原油や天然ガスを精製する精油所における精製工程で排出される精油所排液も油分や溶解性鉄分を含んでおり、精製工程の稼働が時間により変化することで、排液の組成変化も大きいため、このような精油所排液も本随伴液処理方法の被処理液とすることができる。
　よって、本随伴液処理方法における油・ガス田随伴液には、このような精油所排液も含むものとする。

＜酸化処理工程＞
　本工程の主な目的は、被処理液としての油・ガス田随伴液に酸化剤を注入して、被処理液中に含まれる溶解性鉄を酸化させることにある。
　溶解性鉄の多くは２価の鉄であり、酸化剤を注入することにより３価の鉄に変えることができる。２価の鉄は、アルカリ性にすることで水酸化物を主体とする固形物として析出させて凝集させることができるが、ｐＨを中性付近にすると再溶解してしまう。これに対し、３価の鉄であれば、ｐＨが中性付近であっても再溶解することなく、固形物として析出・凝集させることができる。
　なお、溶解性鉄は、主に２価の鉄を含んでいるが、これに限定されるものではなく、油・ガス田随伴液に溶解している鉄全てを包含する意味である。

　溶解性鉄を酸化させる手段として、曝気（ばっき）法による方法も考えられるが、油・ガス田随伴液中の溶解性鉄に関しては、曝気法では十分な酸化処理を行うためには反応時間が長時間となることが確認されている。また、油・ガス田随伴液は油分を含んでいるため、曝気法では爆発の危険があり、さらには溶存酸素量が増加してしまうという問題もある。
　これに対して、酸化剤によって溶解性鉄を酸化させる手段は、爆発の危険が少なく、増加する溶存酸素量も少なく抑制でき、それでいて油・ガス田随伴液中の溶解性鉄を確実に酸化させることができる点で優れている。

（酸化剤）
　酸化剤としては、例えば次亜塩素酸、亜塩素酸、塩素酸、過塩素酸及びこれらの塩類、ハロゲン、過マンガン酸塩、クロム酸、ニクロム酸、過酸化物などを挙げることができる。中でも、本随伴液処理方法に用いる酸化剤としては、過酸化水素および次亜塩素酸塩が好ましい。
　これら過酸化水素と次亜塩素酸塩を比較すると、過酸化水素の場合には溶存酸素量が増加することになる。処理液の腐食性を考慮すると、溶存酸素量はより少ない方が好ましいから、次亜塩素酸塩の方がより好ましい。このように酸化剤として次亜塩素酸塩を用いれば、酸化処理工程における溶存酸素濃度の上昇が少ないため、脱気装置を不要にできる可能性がある。他方、処理水を環境水中に放流する場合は、溶存酸素を高める必要があるため、過酸化水素添加がより効果的であり好ましい。

　酸化剤として次亜塩素酸塩を用いる場合、使用する次亜塩素酸塩は、市販の次亜塩素酸塩を用いることができる。
　また、酸化処理工程で注入する次亜塩素酸塩の一部又は全部として、電気分解の原理を利用した次亜塩素酸塩生成装置など、各種次亜塩素酸塩生成装置で生成した次亜塩素酸塩を用いることができる。具体的には、例えば図１０に示すように、かん水や海水、油・ガス田随伴液の処理水、或いは、被処理水としての油・ガス田随伴液の原液を電気分解する電気分解装置１０を酸化剤注入容器１に接続して、電気分解して得られた次亜塩素酸塩を被処理液に注入することができる。中でも、被処理水としての油・ガス田随伴液の原液、或いは固液分離工程で得られる処理水を電気分解する電気分解装置１０を酸化剤注入容器１に接続すれば、より安価に処理を実現することができる。電気分解装置の運転上、好ましくない成分が含まれる場合は該成分を除去する装置を別途設けることもできる。

（酸化剤の注入量の制御等）
　被処理液としての油・ガス田随伴液は、溶解性鉄濃度が時々で変動するため、油・ガス田随伴液中の溶解性鉄濃度若しくは酸化剤濃度を随時或いは定期的に測定し、その測定量に応じて酸化剤の注入量を制御するのが好ましい。酸化剤の注入量を変化させるとは、被処理液と酸化剤が混合したときの酸化剤濃度を変化させることであり、濃度一定の酸化剤の流量を変化させたり、流量一定で酸化剤濃度を変化させたり、酸化剤の注入時間を制御したりするなど、種々の方法を用いることができる。

　中でも、本随伴液処理方法では、溶解性鉄の酸化が終了した直後に酸化処理液中の酸化剤濃度が上昇することを利用して、被処理液中の酸化剤濃度を随時又は定期的に測定し、酸化剤濃度の情報を得ることにより、該酸化処理液の酸化剤濃度が一定となるように酸化剤の注入量を制御するのが好ましい。
　具体的には例えば、被処理液中の酸化剤濃度を随時又は定期的に測定し、被処理液中の酸化剤濃度が常に０％以上、例えば０～１０％となるように、酸化剤の注入量を制御するのが好ましい。このようにすれば、酸化剤が不足することを無くし、被処理液中の溶解性鉄全てを酸化させて次工程に供給することができる。

　酸化剤として次亜塩素酸塩を用いる場合には、被処理液中の遊離塩素濃度を測定することで、酸化剤濃度を知ることができる。
　この際、残留塩素濃度が有効塩素として０．０５ｍｇ／Ｌ～２０ｍｇ／Ｌ、中でも０．０５ｍｇ／Ｌ以上或いは１５ｍｇ／Ｌ以下、その中でも０．０５ｍｇ／Ｌ以上或いは１０ｍｇ／Ｌ以下となるように、次亜塩素酸塩の注入量を制御するのが好ましい。
　残留塩素測定方法としては、ＤＰＤ測定法を始めとする一般的に知られている様々な方法を採用すればよい。その際、用途、測定頻度、コスト、要求仕様、測定規模などに応じて適宜選択するのが好ましい。

　酸化剤濃度の測定が困難な場合は、酸化剤濃度測定の代わりに、ｐＨの変化量と酸化剤注入量の測定を行い、ｐＨ変化量と酸化剤注入量の情報を基に制御を行うことも可能である。
　酸化剤注入手段における酸化剤注入量を一定とする場合は、単位時間当たりのｐＨの変化量を基に酸化剤注入手段の制御を行うこともできる。

　酸化処理工程における反応条件は、用途、コスト、要求仕様、装置規模などに応じて適宜予備試験を行い、決定するのが好ましい。
　反応条件としてのｐＨは、好ましくは３～９、さらに好ましくは４～８、さらに好ましくは５～７．５である。酸化剤として次亜塩素酸塩を用いる場合はｐＨ３より低いと、次亜塩素酸塩が塩素ガスとして揮発してしまい、環境雰囲気を害する可能性がある。
　反応時間は、好ましくは１分～３０分、さらに好ましくは３分～２５分、さらに好ましくは５分～２０分である。

　酸化剤を注入した後は、酸化剤を被処理液中に均一に分散させるために混合するのが好ましい。

（装置）
　酸化剤注入容器１は、タンクなどのような槽の形状を呈する容器であってもよいし、また、配管の形状を呈する容器であってもよい。
　酸化剤注入容器１は、タンクなどのような槽の形状を呈する容器の場合には、酸化剤注入１に覆蓋をすることが好ましい。

　酸化剤注入容器１内の混合手段としては、酸化剤注入容器１がタンクなどのような槽の形状を呈する場合は、攪拌機Ｍを用いて混合することができる。また、酸化剤注入容器１が配管の形状を呈する場合は、配管内に乱流を起こすための攪拌装置を設けるのが好ましい。

　酸化剤注入量の制御手段としては、例えば図４に示すように、自動測定装置などの機械により被処理液中の酸化剤濃度を測定し、得られた酸化剤濃度情報を電気信号として酸化剤注入手段に伝達することで自動的な制御を実現するのが好ましい。この場合、自動測定装置と酸化剤注入装置の電気信号伝達の間に演算装置を設けるのが好ましい。

　具体的には、例えば図５に示すように、被処理液中の酸化剤濃度測定手段４としての酸化剤濃度計と、酸化剤注入手段５を構成するポンプ５ｂなどを、演算装置７を介して電気的に接続することにより、被処理液中の酸化剤濃度を随時又は定期的に測定し、酸化剤濃度に応じて酸化剤注入手段における酸化剤注入量を制御することができる。

　この際、酸化剤注入手段５が酸化剤貯槽５ａ及びポンプ５ｂから構成される場合には、ポンプ５ｂの流量を制御することで、酸化剤の注入量の制御を実現することができる。
　ポンプを用いた流量の制御方法としては、ポンプのインバータ制御などで流量を変化させることや、複数のポンプを並列に並べ、そのポンプの運転・停止を制御することで流量を変化させる方法、その他一般的に知られている様々な流量制御方法を挙げることができ、この際、用途、測定頻度、コスト、要求仕様、測定規模などに応じて適宜選択するのが好ましい。

　該次亜塩素酸塩生成装置を該酸化剤注入装置として用いる際、該酸化剤注入用の制御方法としては、次亜塩素酸塩生成装置により生成される次亜塩素酸塩の濃度を一定に保ちながら、該次亜塩素酸塩を含む液体の流量を変化させる方法や、次亜塩素酸塩を含む液体の流量を一定に保ちながら、次亜塩素酸塩の濃度を変化させる方法などを選択することができる。
　該次亜塩素酸塩生成装置の制御方法は、用途、測定頻度、コスト、要求仕様、測定規模などに応じて適宜選択するのが好ましい。

＜凝集工程＞
　本工程の主な目的は、前記酸化処理工程で得られた処理液に対して凝集剤を加えることにより、前記工程で酸化させた鉄と共に油分を凝集させることにある。
　油・ガス田随伴液に含まれる油分は、エマルジョン状態として存在しており、通常の方法では除去することが容易でない。しかし、前記工程で酸化させた鉄と共に凝集させるようにすれば、酸化鉄がエマルジョン状態の油を抱き込んでフロックを形成するため、油分も一緒に凝集させることができ、油分を分離除去することができる。
　なお、油分の除去方法としては、ナットシェルフィルターなどによる高度な処理方法も挙げられるが、凝集剤添加による凝集処理によれば、鉄と同時に油分を除去することができる。

（凝集剤）
　凝集剤としては、無機凝集剤、有機凝集剤など一般的に用いられる凝集剤から選択することができる。複数の凝集剤を用いることもできる。
　中でも、無機凝集剤１種類と有機高分子凝集剤１種類の計２種類の凝集剤を用いるのが好ましい。
　なお、複数の凝集剤を用いる場合は、二種類以上の凝集剤を同時に注入するようにしてもよいし、また、一種類の凝集剤を加えた後に混合し、混合後に別の種類の凝集剤を加えるようにしてもよい。

　無機系凝集剤としては、例えば硫酸アルミニウム（硫酸バンド）、ポリ塩化アルミニウム（ＰＡＣ）などのアルミニウム系無機凝集剤、塩化第二鉄等の鉄系無機凝集剤を挙げることができる。
　また、有機高分子凝集剤としては、アニオン性高分子凝集剤、ノニオン性高分子凝集剤、カチオン性高分子凝集剤および両性高分子凝集剤を挙げることができる。

　凝集処理における凝集剤の濃度、ｐＨ、温度、混合速度、混合順序、攪拌時間などの条件は、用途、コスト、要求仕様、装置規模などに応じて予備試験で決めるのが好ましい。

（凝集剤の注入量制御等）
　油・ガス田随伴液の溶解性鉄濃度や油分濃度は、その時々で変動することが多いため、凝集剤の注入量もそれに伴い制御するのが好ましい。

　凝集剤の注入量を制御する際、次の点を考慮するのが好ましい。
　無機凝集剤として鉄系無機凝集剤を使用することができる点からも分かるように、前記酸化処理工程で酸化させた鉄も凝集剤として機能する。よって、被処理液としての油・ガス田随伴液中の溶解性鉄濃度が高ければ、凝集剤として機能し得る酸化鉄濃度が高くなるため、本凝集工程で添加する無機凝集剤の添加量は少なくて済む。
　他方、高分子凝集剤によるフロック形成に関しては、油・ガス田随伴液中の溶解性鉄それぞれがフロック形成の際の核となるため、油・ガス田随伴液中の溶解性鉄の量が増えれば、それに対応して高分子凝集剤を増やす必要がある。よって、高分子凝集剤の場合には、被処理液としての油・ガス田随伴液中の溶解性鉄濃度が高ければ、本凝集工程で添加する高分子凝集剤の添加量も多くする必要がある。
　よって、例えば酸化剤濃度或いは酸化剤注入量が基準値を超えた場合には、無機凝集剤の添加量を減らし、高分子凝集剤の添加量を増やすのが好ましい。逆に基準値を下回った場合には、無機凝集剤の添加量を増やし、高分子凝集剤の添加量を減らすのが好ましい。
　いずれの凝集剤を使用するにしても、油・ガス田随伴液中の溶解性鉄濃度を随時測定し、測定結果に応じてそれぞれの凝集剤の添加量を制御するのが好ましい。本随伴液処理方法においては、油・ガス田随伴液中の溶解性鉄の量に応じて酸化剤注入量を制御するから、酸化剤注入量に応じて、無機凝集剤又は高分子凝集剤の添加量を制御しても同様である。

　凝集工程におけるｐＨや攪拌速度、攪拌時間や静置時間などの凝集反応条件は、用途、コスト、要求仕様、装置規模などに応じて適宜予備試験を行い、決定するのが好ましい。

（装置）
　凝集剤注入容器２は、タンクなどのような槽の形状を呈する容器であってもよいし、また、配管の形状を呈する容器であってもよい。
　上述のように２種類の凝集剤を添加する場合には、一つの凝集剤添加容器２に２種類の凝集剤を添加するようにしてもよいし、また、図７及び図９に示すように、凝集剤毎に凝集剤添加容器２ａ、２ｂに分けて、凝集剤添加容器２ａに凝集剤１貯槽６ｃ及びポンプ６ｄを接続し、凝集剤添加容器２ｂに凝集剤２貯槽６ｅ及びポンプ６ｆを接続して、各凝集剤添加容器２ａ、２ｂにそれぞれ凝集剤を添加することもできる。

　凝集剤注入容器２内の混合手段としては、凝集剤注入容器２がタンクなどのような槽の形状を呈する場合は攪拌機Ｍを用いて混合するのが好ましい。また、凝集剤注入容器２が配管の形状を呈する場合は配管内に乱流を起こすための攪拌装置を設けるのが好ましい。

　凝集剤注入手段６を、凝集剤貯槽６ａ及びポンプ６ｂから構成する場合には、ポンプ６ｂの流量を制御することで凝集剤の注入量の制御を実現することができる。
　ポンプを用いた流量の制御方法としては、ポンプのインバータ制御などで流量を変化させることや、複数のポンプを並列に並べ、そのポンプの運転・停止を制御することで流量を変化させる方法、その他一般的に知られている様々な流量制御方法を挙げることができ、この際、用途、測定頻度、コスト、要求仕様、測定規模などに応じて適宜選択するのが好ましい。

　凝集剤の注入量を制御する手段としては、例えば図８に示すように、酸化剤濃度測定手段４としての酸化剤濃度計と、凝集剤添加手段６を構成するポンプ６ｂなどを、演算装置７を介して電気的に接続することにより、被処理液中の酸化剤濃度を随時又は定期的に測定し、酸化剤濃度に応じて酸化剤注入手段における酸化剤注入量を制御すると共に、この際の酸化剤注入量の情報を凝集剤注入手段に伝達し、酸化剤注入量に応じて凝集剤注入量を変化させる手段を挙げることができる。
　この際、上述のように、無機凝集剤の場合、酸化剤注入濃度が高い場合、すなわち鉄の含有量が多い場合には無機凝集剤濃度を下げることが可能である。他方、有機性凝集剤の場合、酸化剤注入濃度が高くなると有機性凝集剤濃度を増加させる制御が好ましい。有機性凝集剤を注入する場合は、制御手段のためにかかるコスト等を考慮して、凝集剤濃度を一定にすることも可能である。

　なお、本随伴液処理方法においては、油・ガス田随伴液中の溶解性鉄の量に応じて酸化剤注入量を制御するから、酸化剤注入量に応じて、無機凝集剤又は高分子凝集剤の添加量を制御することができる。このように制御するには、酸化剤注入手段５を構成するポンプ５ｂと演算装置７とを電気的に接続すると共に、前記演算装置７と凝集剤添加手段６を構成するポンプ６ｂなどを電気的に接続することにより、酸化剤注入量の情報を演算装置７が入手することができ、酸化剤注入量に応じて凝集剤の添加量を制御することができる。

＜ｐＨ調整＞
　被処理液を凝集させる際には、被処理液のｐＨを中性域、すなわちｐＨ３～１１、好ましくはｐＨ４以上或いは１０以下に調整する必要がある。また、処理液としては、当該中性域に戻して排液するのが好ましい。このように被処理液及び処理液を中性域に調整することにより、特別な処理槽を用意する必要をなくすことができる。

　ｐＨ調整は、例えば図２及び図５に示すように、酸化処理工程時に行ってもよい。この場合には、例えば図５に示すように、酸・アルカリ注入手段８を構成する酸・アルカリ貯槽８ａ及びポンプ８ｂを酸化剤注入容器１に接続すればよい。
　また、酸化処理工程と凝集工程の間で行ってもよい。この場合には、酸化剤注入容器１と凝集剤添加容器２との間にｐＨ調整容器を設けて、これに酸・アルカリ注入手段８を構成する酸・アルカリ貯槽８ａ及びポンプ８ｂを接続したり、或いは、酸化剤注入容器１と凝集剤添加容器２とを結ぶ配管に酸・アルカリ注入手段８を構成する酸・アルカリ貯槽８ａ及びポンプ８ｂを接続したりすればよい。
　さらにまた、例えば図３、図６、図７、図９及び図１０に示すように、凝集工程時にｐＨ調整を行ってもよい。この場合には、例えば図６、図７、図９及び図１０に示すように、酸・アルカリ注入手段８を構成する酸・アルカリ貯槽８ａ及びポンプ８ｂを凝集剤添加容器２に接続すればよい。

＜固液分離工程＞
　固液分離の方法としては、例えば沈降分離、清澄ろ過、浮上分離、ろ過分離、膜分離などの固液分離方法のいずれかを採用すればよい。複数の固液分離方法を組み合わせて実施することもできる。
　この際、凝集工程で発生する固形物量が比較的多い場合は沈降分離が好ましい。また、処理水質を向上させるためには、沈降分離の処理水を砂ろ過処理や膜処理に供する方法を採用することが好ましい。
　ここで、溶解性酸素濃度は低いほうが好ましく、固液分離装置には覆蓋をすることも可能である。

＜その他の工程＞
　固液分離された固形物を、さらに脱水、乾燥をするための設備を別途設けることも可能である。
　また、固液分離された処理液をさらにろ過するろ過装置９を別途設けることも可能であるし、さらに脱気処理するための脱気装置を設けたり、還元剤添加容器を設けたりすることも可能である。

＜語句の説明＞
　本明細書において「Ｘ～Ｙ」（Ｘ，Ｙは任意の数字）と表現する場合、特にことわらない限り「Ｘ以上Ｙ以下」の意と共に、「好ましくはＸより大きい」或いは「好ましくはＹより小さい」の意も包含する。
　また、「Ｘ以上」（Ｘは任意の数字）或いは「Ｙ以下」（Ｙは任意の数字）と表現した場合、「Ｘより大きいことが好ましい」或いは「Ｙ未満であることが好ましい」旨の意図も包含する。

　以下、本発明を下記実施例及び比較例に基づいてさらに詳述する。

（参照試験１）
　油分濃度１００ｍｇ／Ｌ、溶存鉄濃度１５０ｍｇ／Ｌの油田随伴水（ｐＨ５）に、水酸化ナトリウムを添加してｐＨを７とした。その後、次亜塩素酸ナトリウム（ＮａＣｌＯ）をモル当量で１倍、１．５倍、２倍となるように添加した。その後、ｐＨを７に調整して、３０分攪拌後、得られた処理水のろ液中の溶解性鉄の濃度を測定した。

　油分濃度の測定は油分濃度計（堀場製作所製、ＯＣＭＡ－３０５）を用いて行った。
　また、溶解性鉄の濃度は、サンプル液を孔径１μｍのフィルターでろ過した後、ＪＩＳ　Ｋ０１０２に基づいてＩＣＰ－ＡＥＳ分析装置を用いて行った。

　この結果、次亜塩素酸ナトリウム（ＮａＣｌＯ）を１モル当量添加した場合には、処理水ろ液中の溶解性鉄の濃度は４０ｍｇ／Ｌであったのに対し、２モル当量添加した場合は、処理水ろ液の溶解性鉄濃度は５ｍｇ／Ｌ未満であり、このときの処理水の残留遊離塩素は有効塩素として３ｍｇ／Ｌであった。
　次亜塩素酸ナトリウム（ＮａＣｌＯ）を２．６モル当量添加した場合には、処理水ろ液の溶解性鉄濃度は５ｍｇ／Ｌ未満であり、鉄の除去はできていたが、次亜塩素酸ナトリウムの添加量は２モル当量のときと比べて３０％増加した。これにより、２．６モル当量より多くの次亜塩素酸添加は経済性が悪化すると考えられる。遊離塩素濃度が０．０５ｍｇ／Ｌ～２０ｍｇ／Ｌとなるように制御することが効果的である。
　また、溶存酸素濃度は、次亜塩素酸ナトリウム（ＮａＣｌＯ）を添加する前が１．３ｍｇ／Ｌであったのに対して、次亜塩素酸ナトリウム（ＮａＣｌＯ）を２モル当量添加した後は１．５ｍｇ／Ｌであった。このことから、次亜塩素酸ナトリウム（ＮａＣｌＯ）を添加しても溶存酸素はほとんど増加しないことが確認された。
　表１中の「残留塩素濃度」は有効塩素としての濃度である。

（参照試験２）
　油分濃度１００ｍｇ／Ｌ、溶存鉄濃度１５０ｍｇ／Ｌの油田随伴水（ｐＨ５）に、水酸化ナトリウムを添加してｐＨを７とした。その後、過酸化水素をモル当量で２倍となるように添加した。その後、ｐＨを７に調整して、３０分攪拌後、得られた処理水のろ液中の溶解性鉄濃度を測定した。
　その結果、処理水ろ液の溶解性鉄濃度は５ｍｇ／Ｌ未満であった。

（参照試験３）
　参照試験１を参考に、原水の溶存鉄濃度に対し２モル当量の次亜塩素酸ナトリウムを添加して得られた処理水に凝集剤を添加して凝集処理を行った後、沈殿処理後、デカンテーションにより上澄液を採取し、その後、メンブレンを用いてろ過して、固体を回収した。

　該鉄酸化処理工程の被処理液に含まれる溶解性鉄濃度が２００ｍｇ／Ｌの場合、高分子凝集剤（水ing株式会社製アニオン性高分子凝集剤「Ａ－１５８Ｃ」）を１ｍｇ／Ｌとなるように添加すると、直径１ｍｍ～２ｍｍの小さな凝集フロックが比較的多く残存した。これに対し、高分子凝集剤を２ｍｇ／Ｌとなるように添加して凝集処理を行ったところ、溶解性鉄濃度が２００ｍｇ／Ｌの場合でも直径３ｍｍ以上の凝集フロックが生成した。

　また、該鉄酸化処理工程の被処理液に含まれる溶解性鉄濃度が１００ｍｇ／Ｌの場合は、高分子凝集剤を１ｍｇ／Ｌとなるように添加すると、直径３ｍｍ以上の凝集フロックが生成した。この実施例より、油・ガス田随伴液の溶解性鉄濃度が増加した場合は高分子凝集剤添加量を増加する必要があることが示される。
　また、該鉄酸化処理工程の被処理液に含まれる溶解性鉄濃度が１４０ｍｇ／Ｌの場合、無機凝集剤、有機高分子凝集剤の添加濃度はそれぞれ０ｍｇ／Ｌ、２ｍｇ／Ｌで直径３ｍｍ以上の凝集フロックが生成した。一方、該鉄酸化処理工程の被処理液に含まれる溶解性鉄濃度が５０ｍｇ／Ｌの場合、無機凝集剤、有機高分子凝集剤の添加濃度はそれぞれ５０ｍｇ／Ｌ、２ｍｇ／Ｌで直径３ｍｍ以上の凝集フロックが生成した。
　この実施例より、油・ガス田随伴液の溶解性鉄濃度が増加した場合は無機凝集剤添加量を低下させても処理に問題が無いことが示される。
　また、凝集処理後の処理水には、鉄分及び油分は存在しなかった。

（比較例１）
　油分濃度１０ｍｇ／Ｌ、溶存鉄濃度１５０ｍｇ／Ｌの油田随伴水（ｐＨ５）５００ｍＬを水酸化ナトリウム溶液でｐＨを６とし、その後１．５Ｌ／分の通気量で４８時間ばっ気を行った。各時間経過後に反応液をサンプリングし、そのろ液中に含まれる溶解性鉄濃度を測定した。
　その結果、溶存鉄の酸化に必要な反応時間は２４時間であった。

（比較例２）
　油分濃度１００ｍｇ／Ｌ、溶存鉄濃度１５０ｍｇ／Ｌの油田随伴水（ｐＨ５）に、５％水酸化ナトリウム溶液を添加してｐＨ８又は９に調整した。このろ液中に含まれる溶解性鉄濃度を測定した。
　その結果、ｐＨ８に調整した場合のろ液の溶解性鉄濃度は５０ｍｇ／Ｌであったの対し、ｐＨ９に調整した場合のろ液の溶解性鉄濃度は５ｍｇ／Ｌであった。
　さらに、ｐＨ９に調整した水をｐＨ７まで再び調整したところ、そのろ液には鉄が４７ｍｇ／Ｌ含まれていた。
　これより、アルカリ剤添加のみの鉄除去は、再びｐＨを中性付近に調整することで鉄の再溶解が起こり、処理不良になる可能性が示唆された。

１　酸化剤注入容器
２　凝集剤添加容器
３　固液分離装置
４　酸化剤濃度測定手段
５　酸化剤注入手段
　５ａ　酸化剤貯槽
　５ｂ　ポンプ
６　凝集剤添加手段
　６ａ　凝集剤貯槽
　６ｂ　ポンプ
７　演算装置
８　酸・アルカリ注入手段
　８ａ　酸・アルカリ貯槽
　８ｂ　ポンプ
９　ろ過装置
１０　電気分解装置
Ｍ　撹拌機

Claims

　被処理液としての油・ガス田随伴液に酸化剤を注入して、被処理液中の溶解性鉄を酸化させる酸化処理工程と、被処理液に凝集剤を加えて、前記工程で酸化させた鉄と共に油分を凝集させる凝集工程と、前記工程で凝集させた凝集物を分離除去する固液分離工程とを含む油・ガス田随伴液の処理方法であって、
　前記酸化処理工程において、被処理液中の酸化剤濃度を測定すると共に、酸化剤の注入量を制御することを特徴とする油・ガス田随伴液の処理方法。
　酸化処理工程における酸化剤濃度又は酸化剤注入量に応じて、凝集工程において凝集剤の添加量を制御することを特徴とする請求項１記載の油・ガス田随伴液の処理方法。
　酸化処理工程において、酸化剤として次亜塩素酸塩を注入することを特徴とする請求項１又は２に記載の油・ガス田随伴液の処理方法。
　酸化処理工程において、残留塩素濃度が有効塩素として０．０５ｍｇ／Ｌ～２０ｍｇ／Ｌとなるように、次亜塩素酸塩の注入量を制御することを特徴とする請求項３に記載の油・ガス田随伴液の処理方法。
　酸化処理工程において注入する次亜塩素酸塩の一部又は全部が、被処理液としての油・ガス田随伴液の一部を電気分解して得られる次亜塩素酸塩であることを特徴とする請求項３又は４に記載の油・ガス田随伴液の処理方法。
　酸化処理工程において注入する次亜塩素酸塩の一部又は全部が、固液分離工程で得られた処理水の一部を電気分解して得られる次亜塩素酸塩であることを特徴とする請求項３又は４に記載の油・ガス田随伴液の処理方法。
　被処理液としての油・ガス田随伴液を収容し酸化剤を注入するための酸化剤注入容器１、容器１内の油・ガス田随伴液の酸化剤濃度を測定するための酸化剤濃度測定手段４、容器１に酸化剤を注入するための酸化剤注入手段５、被処理液を収容し凝集剤を添加するための凝集剤添加容器２、容器２に凝集剤を添加するための凝集剤添加手段６、及び固液分離装置３を備えた油・ガス田随伴液の処理装置において、
　酸化剤濃度測定手段４と酸化剤注入手段５とを電気的に接続し、酸化剤濃度測定手段４により得られる酸化剤濃度情報を基に酸化剤注入手段５の酸化剤注入量を制御することを特徴とする油・ガス田随伴液の処理装置。
　酸化剤濃度測定手段４と凝集剤添加手段６とを電気的に接続し、酸化剤濃度測定手段４により得られる酸化剤濃度又は酸化剤注入量情報を基に凝集剤添加手段６の凝集剤添加量を制御することを特徴とする請求項７に記載の油・ガス田随伴液の処理装置。
　酸化剤濃度測定手段４が遊離塩素濃度測定手段であることを特徴とする請求項７又は８に記載の油・ガス田随伴液の処理装置。
　油・ガス田随伴液又は固液分離装置から得られた処理液を電気分解する電気分解装置１０を、酸化剤注入容器１に接続してなる構成を備えた請求項７～９の何れかに記載の油・ガス田随伴液の処理装置。