WO2015068688A1 - 富炭化水素流体含有頁岩からの炭化水素流体の製造方法 - Google Patents
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Definitions
- the present invention relates to a method for efficiently producing a hydrocarbon fluid from a shale rich in hydrocarbon fluid without giving an excessive load to the environment.
- Oil and natural gas are produced by depositing biological organic substances and undergoing chemical changes due to pressure and heat in the ground for a long period of time.
- the generated oil and natural gas gradually move from the source rock to the reservoir rock, and accumulate under impermeable rocks (cap rock) such as clay and sandstone, forming oil fields and gas fields.
- impermeable rocks such as clay and sandstone
- Shale is a kind of mudstone, and has the property of peeling off into flakes. Therefore, a hydraulic fracturing technique has been developed, in which a high-pressure fracturing fluid is injected into a well to smash the shale and take out oil and gas from the generated crack, and is now commonly used.
- Patent Document 1 discloses a fracturing fluid in which a benzoic acid ester compound or the like is dispersed in an aqueous medium and contains proppant.
- Patent Document 2 discloses a natural polymer such as pre-gelatinized corn starch, which is not used for the same purpose as a fracturing fluid, but is used for excavation and repair of an environmentally contaminated soil oil layer.
- fluids containing synthetic biopolymers such as xanthan gum are disclosed.
- Patent Document 3 discloses a fluorinated cationic surfactant applicable to the gas field and the petroleum field.
- a surfactant may be added to a fracturing fluid for mining hydrocarbon fluid derived from shale rich in hydrocarbon fluid, such as shale gas and shale oil.
- the surfactant may adversely affect the environment.
- an object of the present invention is to provide a method for efficiently producing a hydrocarbon fluid from a shale containing a rich hydrocarbon fluid even under a high temperature without giving an excessive load to the environment.
- the biosurfactant a biologically derived surfactant
- the present invention has been completed by finding that the surface active action can be sufficiently exerted even at high temperatures in the shale layer containing hydrocarbon fluid, and the above problems can be solved.
- a method for producing a hydrocarbon fluid from shale containing a hydrocarbon fluid comprising: Drilling a horizontal well in a layer of hydrocarbon fluid-rich shale, Injecting pressurized fracturing fluid into a horizontal well to crack the shale containing hydrocarbon fluid, Removing the hydrocarbon fluid obtained from the cracked hydrocarbon fluid-rich shale to the ground, A method comprising using a solution containing a biosurfactant as a fracturing fluid.
- Biosurfactant exhibits surface-active action even at a low concentration compared to general surfactants. If the concentration is 0.000005% by mass or more, the production efficiency of hydrocarbon fluid from shale containing hydrocarbon fluid is improved. It can be improved sufficiently. On the other hand, if the concentration is too high, the effect is saturated and the cost is increased. Therefore, the concentration is preferably 0.005% by mass or less.
- Surfactin (I) sodium salt is highly water-soluble and hardly precipitates even at high temperatures, and the effect of the salt has been confirmed by the inventors' experimental findings.
- biosurfactant is a lipopeptide compound or a salt thereof.
- biosurfactant is a sodium salt of surfactin (I).
- the biosurfactant used as a surfactant in the present invention is a safe one with a small environmental load. Therefore, even if blended with a large amount of fracturing fluid, the impact on the environment is very small.
- the biosurfactant according to the present invention can exhibit a surface active action even at high temperatures such as a layer in which a shale rich in hydrocarbon fluid exists.
- the fracturing fluid according to the present invention can be permeated into a narrow space, and the hydrocarbon fluid can be easily separated from the shale rich in hydrocarbon fluid. Therefore, the present invention is very excellent in industry as a technology that enables efficient production of hydrocarbon fluids from shale containing hydrocarbon fluids, which has attracted attention as a valuable energy resource in recent years.
- FIG. 1 is a graph showing the relationship between the surface tension and the temperature of a surfactin sodium aqueous solution and a sodium dodecyl sulfate aqueous solution.
- the hydrocarbon fluid to be mined by the method of the present invention is hydrocarbon gas and oil that can be used as energy, so-called shale gas and shale oil.
- the main component of shale gas is methane, which contains other hydrocarbon gases.
- Shale oil has almost the same components as crude oil.
- the hydrocarbon gas and oil that can be used as energy are mined without particular limitation, and may include components other than those described above.
- hydrocarbon fluid is mined from shale rich in hydrocarbon fluid.
- the shale containing hydrocarbon fluid is a shale containing a relatively large amount of the above-mentioned hydrocarbon fluid, and since it is easy to crack in a thin layer along the deposition surface, it is cracked by a pressurized fracturing fluid, from which hydrocarbons The fluid can be taken out.
- the shale rich in hydrocarbon fluid usually contains about 0.5% to 25% of organic matter.
- Horizontal wells are different from vertical wells and sloping wells that are drilled vertically from directly above oil and gas fields, and generally along oil and natural gas reservoirs. In some cases, it refers to a well that is excavated along a shale layer containing a hydrocarbon fluid.
- the definition of a horizontal well is not necessarily clear, but it is excavated at an inclination angle of 85 ° or more in a shale layer containing hydrocarbon fluid. It can be defined as flowing in a horizontal direction as opposed to flowing circularly toward the well.
- the horizontal well is mainly composed of long radius (curvature radius: curvature radius) by the radius of curvature of the angle-increasing section from the kick-off point, which is the position where the well direction starts to be bent first from the vertical direction, to the end of curve where the inclination angle becomes 90 °. 3000 to 1000 ft, angle increase rate: 3 to 6 ° / 100 ft), medium irregularity (curvature radius: 700 to 300 ft, angle increase rate: 8 to 20 ° / 100 ft), short radius (curvature radius: 40 to 20 ft, angle increase) Rate: 1.5-3 ° / ft), but the method of the present invention can be applied to any horizontal well.
- the horizontal well according to the present invention includes a multilateral well in which a plurality of wells that are horizontally branched from one well and a slope exceeding 70 ° on average is 800 to 3000 m. The following large well well is also included.
- the horizontal well may be excavated by a conventional method. That is, for example, after first drilling the well in the vertical direction due to the weight of the drill string, tilt at a desired angle using a tilt drilling system including a combination of mud motor and vent sub, steerable motor, rotary steerable system, etc. Excavation and horizontal excavation are sufficient.
- a solution containing biosurfactant is used as the fracturing fluid.
- Fracturing fluid is usually used in large quantities, 3000-10000 m 3 per well, while only a portion is recovered. Therefore, biodegradability is low and remains in the environment.
- Fracturing fluids containing general surfactants such as sodium dodecyl sulfate and sodium alkylbenzene sulfonate, not only the fluorinated cationic surfactants disclosed in Patent Document 3, but also those that do not contain fluorine, are environmentally friendly. There are concerns about adverse effects. In fact, the risk of environmental pollution has been pointed out, especially when the development area of shale gas approaches an underground aquifer and people's home.
- nonionic surfactants which are esters of polyhydric alcohols such as sucrose and higher fatty acids, are considered to have a low environmental impact due to their high safety so that they are frequently used in foods and cosmetics.
- Ionic surfactants have the disadvantage that they cannot precipitate their action and effect at high temperatures.
- the shale layer containing hydrocarbon fluid exists in several hundred to several thousand meters below the ground. For example, the temperature generally exceeds 100 degrees Celsius at a depth exceeding 3000 m.
- Nonionic surfactants cannot be incorporated into the fracturing fluid.
- biosurfactant has a low environmental impact and is safe, and its effect can be obtained in a small amount due to its high surface activity.
- Biosurfactant is also excellent in heat resistance, and can exhibit a surface active action even at high temperatures such as a layer in which shale rich in hydrocarbon fluid exists.
- the fracturing fluid according to the present invention can be sent to the ground with low energy, can penetrate into narrow spaces, can form and maintain cracks, and contains a hydrocarbon-rich fluid. It is possible to facilitate separation of the hydrocarbon fluid from the shale.
- the dispersibility of the lipophilic component or the water-insoluble component in the fracturing fluid can be improved.
- Some microorganisms inhabit a very harsh environment, and have survived severe survival competition between organisms while producing a biosurfactant to alleviate the harsh environment around the cells.
- biosurfactant-producing microorganisms that live in lipophilic environments such as oil fields is known.
- Biosurfactants produced by such microorganisms have a high affinity with hydrocarbons such as oil, and may exhibit unique effects when blended into a fracturing fluid.
- hydrocarbons that cannot be emulsified with ordinary surfactants are emulsified, which may significantly increase hydrocarbon production efficiency.
- Such an effect is considered to be caused by a very special and precise chemical structure obtained only by an enzymatic reaction of a living organism.
- biosurfactants produced by microorganisms that inhabit lipophilic environments include mannosyl erythritol lipids, sophorolipids, trehalose lipids, rhamnolipids, spicrispolic acid, emalzan, surfactin, and arthrofactin.
- biosurfactant has high environmental compatibility, biosurfactant blended in the fracturing fluid is quickly decomposed after use.
- amino acids, fatty acids, saccharides, etc. produced by biosurfactant degradation become nutrients for various bacteria, which may activate various microorganisms and further accelerate the degradation of various organic components contained in the fracturing fluid. There is.
- Biosurfactant is a natural surfactant produced by microorganisms, and is a compound that is highly biodegradable and has a very high safety to the environment and human body due to low skin irritation to the human body.
- biosurfactants include, but are not limited to, glycolipids such as mannosylerythritol lipid, sophorolipid, trehalose lipid, rhamnolipid, fatty acid splicrispolic acid, polymer emulsan, and lipopeptide compound.
- the biosurfactant in the present invention is particularly preferably a lipopeptide compound, and examples thereof include surfactin and arthrofactin, and salts thereof are also included. More specific examples include those produced by Bacillus bacteria such as Bacillus subtilis, and preferred examples include surfactin or a salt thereof.
- surfactin is represented by the following formula (I):
- the root of the carboxymethyl group and the carboxyethyl group represents an optically active point.
- X represents any one amino acid residue selected from leucine, isoleucine and valine.
- the amino acid residue as X may be L-form or D-form, but L-form is preferred.
- R 1 represents a C 9-18 alkyl group.
- the “C 9-18 alkyl group” refers to a linear or branched monovalent saturated hydrocarbon group having 9 to 18 carbon atoms.
- One or two or more of the above surfactins (I) may be used.
- it may contain a plurality of surfactins (I) in which the C 9-18 alkyl group of R 1 is different.
- Surfactin (I) can be isolated from the culture solution of microorganisms such as Bacillus subtilis according to a known method, and can be used as a purified product or an unpurified product.
- the culture solution can be used as it is.
- what is obtained by a chemical synthesis method can be used similarly.
- Surfactin (I) salts can also be used.
- the counter cation constituting the salt is not particularly limited, and examples thereof include alkali metal ions and ammonium ions.
- the alkali metal ion that can be used for the salt of Surfactin (I) is not particularly limited, and represents a lithium ion, a sodium ion, a potassium ion, or the like. Further, the two alkali metal ions may be the same as or different from each other.
- Examples of the substituent of ammonium ion include alkyl groups such as methyl, ethyl, n-propyl, isopropyl, n-butyl, and t-butyl; aralkyl groups such as benzyl, methylbenzyl, and phenylethyl; phenyl, toluyl, xylyl, and the like And an organic group such as an aryl group.
- Examples of ammonium ions include tetramethylammonium ions, tetraethylammonium ions, pyridinium ions, and the like.
- the two counter cations may be the same or different from each other.
- One of the carboxy groups may be in the state of —COOH or —COO 2 — .
- the concentration of biosurfactant in the fracturing fluid may be adjusted as appropriate. For example, 0.000005 mass% or more and 0.005 mass% or less are suitable. Biosurfactant exhibits surface-active action even at a low concentration compared to general surfactants. If the concentration is 0.000005% by mass or more, the production efficiency of hydrocarbon fluid from shale containing hydrocarbon fluid is improved. It can be improved sufficiently. On the other hand, if the concentration is too high, the effect is saturated and the cost is increased. Therefore, the concentration is preferably 0.005% by mass or less. As said density
- the fracturing fluid used in the method of the present invention may contain proppant and other additives in addition to water and biosurfactant.
- crude oil, generated oil, kerosene, etc. may be used in addition to water, but water is preferably used from the viewpoint of environmental load.
- seawater may be used in addition to well water, groundwater, lake water, and the like.
- the ratio of the solvent in the fracturing fluid may be adjusted as appropriate, and may be, for example, about 50% by mass or more and 95% by mass or less.
- proppant is an important component for fracturing fluid. Specifically, even if a crack is made in the shale rich in hydrocarbon fluid with a pressurized fluid, the crack is closed immediately because the shale layer rich in hydrocarbon fluid exists deep in the ground and is in a high pressure state. Therefore, by blending hard fine particles called proppant into the fracturing fluid, the proppant remains in the generated crack, and the crack is prevented from being completely closed, so that the hydrocarbon fluid can be taken out efficiently.
- ceramic particles As proppant, ceramic particles, resin-coated sand particles, uncoated sand particles and the like are used, and can be selected in consideration of the purpose and cost. For example, ceramic particles can be adjusted in particle size, have high strength and excellent heat resistance, but can be said to be relatively expensive. On the other hand, it can be said that sand particles are relatively difficult to adjust in particle size and relatively low in strength. Resin coated sand grains exhibit intermediate properties between them. From these circumstances, the type of proppant may be selected.
- the mixing ratio of proppant is not particularly limited.
- the mixing ratio can be increased stepwise or continuously without mixing at the beginning of the hydraulic crushing treatment.
- blending can be about 1 mass% or more and about 30 mass% or less, for example.
- additives may be added to the fracturing fluid.
- thickening gelling agents such as polyethylene glycol, xanthan gum and guar gum; ethylenediaminetetraacetic acid (EDTA), 1,4,7,10-tetraazacyclododecane-1,4,7,10-tetraacetic acid ( Chelating agents such as DOTA), ethylenediamine-N, N′-disuccinic acid (EDDS), iminodiacetic acid, and salts thereof; citric acid, gluconic acid, succinic acid, potassium carbonate, sodium bicarbonate, carbon dioxide, lactic acid, etc. PH adjusters; salts of sodium chloride, potassium chloride, calcium chloride, etc .; acid components such as hydrochloric acid and sulfuric acid; polymers for the purpose of reducing friction.
- the composition of the fracturing fluid may be changed as necessary.
- the crack can be maintained by gradually increasing the concentration of proppant after initially forming a crack in the hydrocarbon-rich shale containing no proppant and increasing its length and width.
- the pressure of the fracturing fluid may be adjusted as appropriate.
- the pressure of the fracturing fluid may be adjusted while observing seismic waves due to hydraulic fracturing of shale rich in hydrocarbon fluids using microseismic technology.
- Post-processing step A part of the fracturing fluid used in the fracturing step returns to the ground surface. Such fracturing fluid is preferably reused after being purified to some extent.
- Example 1 Surface activity test under high temperature A predetermined amount of surfactin sodium (SFNa) was dissolved in water and stirred for 3 minutes with a vortex mixer to prepare a 0.1 mass% aqueous solution. Using a high-performance surface tension meter (Kyowa Interface Science Co., Ltd., “DY-500”) connected to a jacket-type stage, a circulating thermostat (Tokyo Glass Instrument Co., Ltd., “FR-004”) The surface tension at temperature was measured. The temperature was measured using a surface thermometer attached to the apparatus. For comparison, the same measurement was performed on a 3% by mass aqueous sodium dodecyl sulfate (SDS) solution. The results are shown in FIG.
- SFNa surfactin sodium
- the surface tension of water at 25 ° C. is 72 mN / m, and at 80 ° C. it is 63 mN / m, whereas when sodium dodecyl sulfate (SDS) is added, as shown in FIG.
- SDS sodium dodecyl sulfate
- the surface tension can be reduced to about 35 mN / m.
- surfactin sodium (SFNa) which is a biosurfactant
- surfactin sodium also exhibits a surface-active action in shale layers containing hydrocarbon fluids that are heated by geothermal heat.
- Example 2 Relationship between Concentration and Surfactant Action An aqueous solution containing 0.7% by mass of CaCl 2 , 0.3% by mass of NaCl and 2.0% by mass of KCl was prepared, and sodium surfactin was further dissolved. The surface tension was measured under the same conditions as in Example 1 above, and the concentration at which the surface tension of the aqueous solution could be reduced to about 30 mN / m was determined. For comparison, the same experiment was conducted with sodium alkylbenzene sulfonate (C12) blended as a surfactant in the fracturing fluid and sodium dodecyl sulfate, which is a general surfactant. The results are shown in Table 1. In Table 1, surfactin sodium is abbreviated as “SF”, sodium alkylbenzene sulfonate as “LAS”, and sodium dodecyl sulfate as “SDS”.
- SF sodium alkylbenzene sulfonate
- SDS sodium dodecyl
- surfactin sodium showed the same surface-active effect even when used at a hundredth of the amount compared to other anionic surfactants. Therefore, surfactin sodium is a peptide compound and can exert an excellent surface-active effect even if the amount used is small, so even if it is blended as a surfactant in a fracturing fluid, it has no effect on the environment. It can be said that it is extremely small.
- Example 3 Shale gas mining At the shale gas mining site, water was 90.6% by mass, proppant 8.95% by mass, acid content 0.11% by mass, friction reducing agent 0.08% by mass, potassium chloride 0.05 Fracturing comprising 1% by mass, 0.05% by mass of gelling agent, 0.04% by mass of scale inhibitor, 0.00025% by mass of Surfactin sodium as a surfactant, and 0.12% by mass of other antibacterial agents The fluid is pressed into the ground with a press pump. By continuing the press-fitting, the length and width of the cracks in the shale layer containing hydrocarbon fluid are increased.
- the crack Since the crack is supported by the proppant contained in the fracturing fluid, it does not close even when the press-fitting pump is stopped, and a gas flow path is secured. Compared to the case of using 0.08% by mass of alkylbenzene sulfonic acid, which is conventionally used as a surfactant, the use of Surfactin sodium improves the gas recovery efficiency by extending the cracks. Is expected to do.
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Abstract
本発明は、環境に過剰な負荷を与えることなく、高温下でも富炭化水素流体含有頁岩から炭化水素流体を効率的に製造する方法を提供することを目的とする。本発明に係る富炭化水素流体含有頁岩から炭化水素流体を製造するための方法は、富炭化水素流体含有頁岩の層中、水平坑井を掘削する工程、水平坑井に加圧したフラクチャリング流体を注入して富炭化水素流体含有頁岩に亀裂を入れる工程、亀裂を入れた富炭化水素流体含有頁岩から得られる炭化水素流体を地上へ取り出す工程を含み、フラクチャリング流体として、バイオサーファクタントを含有する溶液を用いることを特徴とする。
Description
本発明は、環境に過剰な負荷を与えることなく富炭化水素流体含有頁岩から炭化水素流体を効率的に製造する方法に関するものである。
石油や天然ガスは、生物由来の有機物が堆積し、地中で長期間にわたり圧力や熱により化学変化を受けて生成する。生成した石油や天然ガスは、根源岩から貯留岩層へ徐々に移動し、粘土や砂岩など不透過性の岩石(帽岩)の下に溜まり、油田やガス田を形成する。従来、石油や天然ガスは、かかる油田やガス田へ垂直抗井を掘削して採掘されていた。
しかし、根源岩にも石油や天然ガスが残留している。かつて、これら残留石油などは技術的に取り出せないか、或いは取り出せてもコスト面から採算が合わなかったが、近年、技術革新により採掘されるようになってきた。採掘可能なものとして、シェールオイルやシェールガスがある。
シェール(頁岩)は泥岩の一種であり、薄片状に剥がれる性質を有する。そこで、高圧のフラクチャリング流体を坑井に注入してシェールを粉砕し、生成した亀裂よりオイルやガスを取り出すという水圧破砕技術が開発され、現在、一般的に用いられている。
水圧破砕技術で用いられるフラクチャリング流体としては、かつては原油や精製油が使われていたが、現在では溶媒として水を含むものが主流である。例えば特許文献1には、安息香酸エステル化合物などが水性媒質に分散されたものであり、プロパントを含むフラクチャリング流体が開示されている。また、特許文献2には、フラクチャリング流体と同一の用途ではないが、環境的に汚染された土壌油層の掘削や修復に使用されるものであり、予備ゼラチン化されたトウモロコシ澱粉などの天然ポリマーとキサンタンガムなどの合成バイオポリマーを含む流体が開示されている。
また、フラクチャリング流体には、親油性成分の分散のためや、炭化水素-水間や炭化水素-頁岩間の界面張力を低減し、フラクチャリング流体を微細孔へ浸透させたり頁岩からの炭化水素の分離効率を高めたりするなどのために界面活性剤が配合されることがある。特許文献3には、ガス分野や石油分野に適用可能なフッ化カチオン界面活性剤が開示されている。
上述したように、シェールガスやシェールオイルなど、富炭化水素流体含有頁岩由来の炭化水素流体を採掘するためのフラクチャリング流体には、界面活性剤が配合されることがある。ところが、界面活性剤は環境に悪影響を及ぼす場合がある。
そこで本発明は、環境に過剰な負荷を与えることなく、高温下でも富炭化水素流体含有頁岩から炭化水素流体を効率的に製造する方法を提供することを目的とする。
本発明者らは、上記課題を解決するために鋭意研究を重ねた。その結果、生物由来の界面活性剤であるバイオサーファクタントが、その高い生分解性から環境負荷が小さいだけでなく、その高い界面活性能から配合濃度を低減できるためそもそも環境中へ残存する量自体を減らせる上に、富炭化水素流体含有頁岩層における高温下でも十分に界面活性作用を発揮でき、上記課題を解決できることを見出して、本発明を完成した。
以下、本発明を示す。
[1] 富炭化水素流体含有頁岩から炭化水素流体を製造するための方法であって、
富炭化水素流体含有頁岩の層中、水平坑井を掘削する工程、
水平坑井に加圧したフラクチャリング流体を注入して富炭化水素流体含有頁岩に亀裂を入れる工程、
亀裂を入れた富炭化水素流体含有頁岩から得られる炭化水素流体を地上へ取り出す工程を含み、
フラクチャリング流体として、バイオサーファクタントを含有する溶液を用いることを特徴とする方法。
富炭化水素流体含有頁岩の層中、水平坑井を掘削する工程、
水平坑井に加圧したフラクチャリング流体を注入して富炭化水素流体含有頁岩に亀裂を入れる工程、
亀裂を入れた富炭化水素流体含有頁岩から得られる炭化水素流体を地上へ取り出す工程を含み、
フラクチャリング流体として、バイオサーファクタントを含有する溶液を用いることを特徴とする方法。
[2] バイオサーファクタントとして、リポペプチド化合物またはその塩を用いる上記[1]に記載の方法。
[3] バイオサーファクタントとして、下記式(I)で表されるサーファクチンまたはその塩を用いる上記[1]に記載の方法。
Xは、ロイシン、イソロイシンおよびバリンから選択されるアミノ酸残基を示し;
R1はC9-18アルキル基を示す]
[4] フラクチャリング流体におけるバイオサーファクタントの濃度を0.000005質量%以上、0.005質量%以下とする上記[1]~[3]のいずれかに記載の方法。
バイオサーファクタントは、一般的な界面活性剤に比べて低濃度でも界面活性作用を示し、上記濃度が0.000005質量%以上であれば、富炭化水素流体含有頁岩からの炭化水素流体の製造効率を十分に向上させることができる。一方、上記濃度が高過ぎても効果が飽和し、コストアップに繋がるので、上記濃度としては0.005質量%以下が好ましい。
[5] サーファクチン(I)のナトリウム塩を用いる上記[3]に記載の方法。
サーファクチン(I)のナトリウム塩は水溶性が高く高温でも析出し難い上に、当該塩の効果は本発明者らの実験的知見により確認されている。
[6] フラクチャリング流体中の界面活性剤成分としてのバイオサーファクタントの使用。
[7] 上記バイオサーファクタントがリポペプチド化合物またはその塩である上記[6]に記載の使用。
[8] 上記バイオサーファクタントが、下記式(I)で表されるサーファクチンまたはその塩である上記[6]に記載の使用。
Xは、ロイシン、イソロイシンおよびバリンから選択されるアミノ酸残基を示し;
R1はC9-18アルキル基を示す]
[9] 上記フラクチャリング流体における上記バイオサーファクタントの濃度が0.000005質量%以上、0.005質量%以下である上記[6]~[8]のいずれかに記載の使用。
[10] 上記バイオサーファクタントがサーファクチン(I)のナトリウム塩である上記[8]に記載の使用。
本発明で界面活性剤として用いるバイオサーファクタントは、環境負荷が小さい安全なものである。よって、大量に使用するフラクチャリング流体に配合しても、環境に与える影響は非常に小さい。また、本発明に係るバイオサーファクタントは、富炭化水素流体含有頁岩が存在する層のような高温下においても界面活性作用を発揮させることができる。その結果、本発明に係るフラクチャリング流体を狭い空間にも浸透させることができ、また、富炭化水素流体含有頁岩から炭化水素流体を分離し易くする。よって本発明は、近年、貴重なエネルギー資源と注目されている富炭化水素流体含有頁岩からの炭化水素流体の効率的な生産を可能にする技術として、産業上非常に優れている。
以下、本発明方法を実施の順番に従って説明する。
(1) 水平抗井の掘削工程
本発明方法では、先ず、炭化水素流体を含む富炭化水素流体含有頁岩の層中、水平抗井を掘削する。
本発明方法では、先ず、炭化水素流体を含む富炭化水素流体含有頁岩の層中、水平抗井を掘削する。
本発明方法の採掘対象である炭化水素流体は、エネルギーとして利用し得る炭化水素ガスおよびオイルであり、いわゆるシェールガスとシェールオイルである。シェールガスの主成分はメタンであり、その他の炭化水素ガスを含む。シェールオイルはほぼ原油と同じ成分を有する。しかし本発明では、エネルギーとして利用し得る炭化水素ガスおよびオイルであれば特に制限無く採掘するものとし、上記以外の成分を含むものであってもよいものとする。
本発明方法では、富炭化水素流体含有頁岩から炭化水素流体を採掘する。富炭化水素流体含有頁岩は、上記炭化水素流体を比較的豊富に含む頁岩をいい、堆積面に沿って薄く層状に割れ易いことから、加圧したフラクチャリング流体により亀裂を入れ、そこから炭化水素流体を取り出すことが可能になる。富炭化水素流体含有頁岩は、通常、0.5%以上、25%以下程度の有機物を含んでいる。
水平抗井は、油田やガス田の真上から垂直に掘削された垂直抗井や傾斜抗井とは異なり、一般的には石油や天然ガスの貯留層に沿って、シェールオイルやシェールガスの場合には富炭化水素流体含有頁岩層に沿って掘削される抗井をいう。水平抗井の定義は必ずしも明確ではないが、富炭化水素流体含有頁岩層中、傾斜角度85°以上で掘削されるものであり、垂直抗井や傾斜抗井の場合には炭化水素流体が抗井に向かって円形放射状に流れるのに対して、水平方向に流れるものと定義することができる。
水平抗井は、主に、垂直方向から最初に抗井方向を曲げ始める位置であるキックオフポイントから傾斜角が90°になるエンドオブカーブまでの増角区間の曲率半径によって、ロングラディアス(曲率半径:3000~1000ft,増角率:3~6°/100ft)、ミディアムラディアス(曲率半径:700~300ft,増角率:8~20°/100ft)、ショートラディアス(曲率半径:40~20ft,増角率:1.5~3°/ft)に分類されるが、本発明方法は何れの水平抗井にも適用できる。また、本発明に係る水平抗井には、1本の抗井から水平方向に枝となる複数の抗井が掘削されたマルチラテラル抗井や、70°を超える傾斜が平均して800~3000m続く大偏距抗井も含まれるものとする。
水平抗井は、常法により掘削すればよい。即ち、例えば最初にドリルストリングの自重により垂直方向に抗井を掘削した後、マッドモーターとベントサブとの組合せを含む傾斜掘削システム、ステアラブルモーター、ロータリーステアラブルシステムなどを用い、所望の角度で傾斜掘削および水平掘削すればよい。
(2) 富炭化水素流体含有頁岩のフラクチャリング工程
次に、加圧したフラクチャリング流体を水平坑井に注入して富炭化水素流体含有頁岩に亀裂(フラクチャー)を入れる。かかる処理により、富炭化水素流体含有頁岩の内部に残留した炭化水素流体を取り出すことが可能になる。
次に、加圧したフラクチャリング流体を水平坑井に注入して富炭化水素流体含有頁岩に亀裂(フラクチャー)を入れる。かかる処理により、富炭化水素流体含有頁岩の内部に残留した炭化水素流体を取り出すことが可能になる。
本発明では、フラクチャリング流体としてバイオサーファクタントを含む溶液を用いる。
フラクチャリング流体は、通常、一つの抗井につき3000~10000m3と大量に使用される一方で、回収されるのは一部のみである。よって、生分解性が低く環境に残存してしまう。特許文献3に開示のフッ化カチオン界面活性剤のみならず、フッ素を含まないものであっても、ドデシル硫酸ナトリウムやアルキルベンゼンスルホン酸ナトリウムなど一般的な界面活性剤を含むフラクチャリング流体は、環境へ悪影響を与えることが懸念される。事実、特にシェールガスの開発エリアが地下の帯水層や人家に近づく場合に、環境汚染のリスクが指摘されている。一方、ショ糖などの多価アルコールと高級脂肪酸とのエステルである非イオン界面活性剤は、食品や化粧品などに多用されるように安全性が高いことから環境負荷も小さいと考えられるが、非イオン界面活性剤には高温で析出して作用効果を発揮できないという欠点がある。富炭化水素流体含有頁岩層は地下数百~数千メートルに存在し、例えば、一般的に3000mを超える深さにおいて温度は摂氏100度を超えるなど、地熱によりかなりの高温となっているので、非イオン界面活性剤をフラクチャリング流体に配合することはできない。
それに対してバイオサーファクタントは、環境負荷が小さく安全であり、また、その高い界面活性能から少量で効果が得られる。また、バイオサーファクタントは耐熱性にも優れ、富炭化水素流体含有頁岩が存在する層のような高温下においても界面活性作用を発揮させることができる。その結果、本発明に係るフラクチャリング流体は、低エネルギーで地中へ送ることができ、狭い空間にも浸透させることができ、割れ目を形成・維持することができ、また、富炭化水素流体含有頁岩から炭化水素流体を分離し易くすることが可能になる。さらに、親油性成分や水不溶性成分のフラクチャリング流体中での分散性を改善することもできる。
微生物の中には非常に厳しい環境中に生息し、バイオサーファクタントを産生することにより菌体周囲の厳しい環境を緩和しながら、生物間の厳しい生存競争に勝ち抜いてきたものがある。例えば、油田など親油性環境中に生息するバイオサーファクタント産生微生物の存在が知られている。このような微生物が産生するバイオサーファクタントは、オイルなどの炭化水素との親和性が高く、フラクチャリング流体に配合した場合に特異な効果を発揮する可能性がある。例えば、通常の界面活性剤では乳化できない炭化水素が乳化されることにより、炭化水素の生産効率が顕著に高まる可能性がある。この様な効果は、生物の酵素反応によってのみ得られる極めて特殊で精密な化学構造に起因すると考えられる。親油性環境に生息する微生物が産生するバイオサーファクタントとしては、例えば、マンノシルエリスリトールリピッド、ソホロリピッド、トレハロースリピッド、ラムノリピッド、スピクリスポール酸、エマルザン、サーファクチン、アルスロファクチンなどを挙げることができる。
バイオサーファクタントは環境適合性が高いので、フラクチャリング流体に配合されたバイオサーファクタントは、使用後、速やかに分解される。しかも、バイオサーファクタントの分解により生成するアミノ酸、脂肪酸、糖類などは雑菌の栄養となるため、様々な微生物が活性化され、フラクチャリング流体に含まれる各種有機成分の分解がより一層促進される可能性がある。
バイオサーファクタントとは、微生物により生産される天然の界面活性剤であり、生分解性が高く、人体に対する皮膚刺激性が低いため環境や人体への安全性が極めて高い化合物である。バイオサーファクタントの例としては、糖脂質のマンノシルエリスリトールリピッドやソホロリピッド、トレハロースリピッド、ラムノリピッドの他、脂肪酸のスピクリスポール酸、ポリマーのエマルザン、リポペプチド化合物などが挙げられるが、これらに限られるものではない。
本発明におけるバイオサーファクタントは、上記の中でも、特にリポペプチド化合物が好ましく、例えば、サーファクチン、アルスロファクチン等が挙げられ、これらの塩も含まれる。また、さらに具体的には、バチラス・ズブチリス(Bacillus subtilis)等のバチルス属細菌により生産されるものが挙げられ、好ましい例としてサーファクチンまたはその塩が挙げられる。
ここで、サーファクチンは、下記式(I):
式(I)中、カルボキシメチル基およびカルボキシエチル基の根元は光学活性点を表す。
Xは、ロイシン、イソロイシンおよびバリンから選択されるいずれか1種のアミノ酸残基を表す。Xとしてのアミノ酸残基は、L体でもD体でもよいが、L体が好ましい。
R1は、C9-18アルキル基を表す。ここで、「C9-18アルキル基」は、炭素数が9以上、18以下の直鎖状または分枝鎖状の一価飽和炭化水素基をいう。例えば、n-ノニル、6-メチルオクチル、7-メチルオクチル、n-デシル、8-メチルノニル、n-ウンデシル、9-メチルデシル、n-ドデシル、10-メチルウンデシル、n-トリデシル、11-メチルドデシル、n-テトラデシル、n-ペンタデシル、n-ヘキサデシル、n-ヘプタデシル、n-オクタデシルなどが挙げられる。
上記サーファクチン(I)は1種、または2種以上使用してもよい。例えば、R1のC9-18アルキル基が異なる複数のサーファクチン(I)を含むものであってもよい。
サーファクチン(I)は、公知方法に従って、微生物、例えばバチルス・ズブチリスに属する菌株を培養し、その培養液から分離することができ、精製品であっても未精製品であっても使用できる。例えば培養液のまま使用することもできる。また、化学合成法によって得られるものでも同様に使用できる。
サーファクチン(I)の塩も用いることができる。当該塩を構成するカウンターカチオンは特に制限されないが、例えばアルカリ金属イオンやアンモニウムイオンが挙げられる。
サーファクチン(I)の塩に使用できるアルカリ金属イオンは特に限定されないが、リチウムイオン、ナトリウムイオン、カリウムイオンなどを表す。また、2つのアルカリ金属イオンは、互いに同一であってもよいし、異なっていてもよい。
アンモニウムイオンの置換基としては、例えば、メチル、エチル、n-プロピル、イソプロピル、n-ブチル、t-ブチル等のアルキル基;ベンジル、メチルベンジル、フェニルエチル等のアラルキル基;フェニル、トルイル、キシリル等のアリール基等の有機基が挙げられる。アンモニウムイオンとしては、例えば、テトラメチルアンモニウムイオン、テトラエチルアンモニウムイオン、ピリジニウムイオン等が挙げられる。
なお、サーファクチン(I)の塩中、二つのカウンターカチオンは互いに同一であってもよいし、異なっていてもよいものとする。また、一方のカルボキシ基が-COOHまたは-COO-の状態になっていてもよいものとする。
フラクチャリング流体におけるバイオサーファクタントの濃度は適宜調整すればよい。例えば、0.000005質量%以上、0.005質量%以下が好適である。バイオサーファクタントは、一般的な界面活性剤に比べて低濃度でも界面活性作用を示し、上記濃度が0.000005質量%以上であれば、富炭化水素流体含有頁岩からの炭化水素流体の製造効率を十分に向上させることができる。一方、上記濃度が高過ぎても効果が飽和し、コストアップに繋がるので、上記濃度としては0.005質量%以下が好ましい。上記濃度としては、0.00001質量%以上がより好ましく、0.00005質量%以上がさらに好ましく、また、0.001質量%以下がより好ましい。
本発明方法で用いるフラクチャリング流体は、水とバイオサーファクタントを含む他、プロパント、その他の添加剤などを含んでいてもよい。
フラクチャリング流体の溶媒としては、水の他、原油、生成油、灯油などを用いてもよいが、環境負荷の点から水を用いることが好ましい。水としては、井戸水、地下水、湖水などの他、海水を用いてもよい。
フラクチャリング流体における溶媒の割合は適宜調整すればよいが、例えば、50質量%以上、95質量%以下程度とすることができる。
特にプロパントは、フラクチャリング流体にとり重要な成分である。詳しくは、加圧流体により富炭化水素流体含有頁岩に亀裂を入れても、富炭化水素流体含有頁岩層は地中深くに存在しており高圧な状態にあるため、亀裂は直ぐに閉じてしまう。そこでフラクチャリング流体にプロパントと呼ばれる硬い微粒子を配合することにより、生じた亀裂にプロパントを残留させ、亀裂が完全に閉じるのを阻止し、炭化水素流体を効率的に取り出せるようにする。
プロパントとしては、セラミック粒子、樹脂コーティングされた砂粒、未コーティングの砂粒などが用いられ、目的やコストなどを考慮して選択することができる。例えば、セラミック粒子は粒子径の調整が可能であり、高強度であり、耐熱性に優れるといえる一方で、比較的高価であるといえる。それに対して砂粒は、粒子径の調整が比較的難しく、強度が比較的低いといえる。樹脂コーティングされた砂粒は、それらの中間の特性を示す。これらの事情から、プロパントの種類を選択すればよい。
プロパントの配合割合は特に制限されず、例えば、水圧破砕処理当初は配合することなく、段階的または連続的に配合割合を増やすこともできる。配合する場合のフラクチャリング流体に対する濃度は、例えば、1質量%以上、30質量%以下程度とすることができる。
フラクチャリング流体には、その他の添加成分を配合してもよい。添加成分としては、ポリエチレングリコール、キサンタンガム、グアーガムなどの増粘ゲル化剤;エチレンジアミン四酢酸(EDTA)、1,4,7,10-テトラアザシクロドデカン-1,4,7,10-テトラ酢酸(DOTA)、エチレンジアミン-N,N’-ジコハク酸(EDDS)、イミノ二酢酸、およびこれらの塩などのキレート剤;クエン酸、グルコン酸、コハク酸、炭酸カリウム、炭酸水素ナトリウム、二酸化炭素、乳酸などのpH調整剤;塩化ナトリウム、塩化カリウム、塩化カルシウムなどの塩;塩酸や硫酸などの酸成分;摩擦減少を目的としたポリマー類などを挙げることができる。
フラクチャリング流体の組成は、必要に応じて変更してもよい。例えば、当初はプロパントを配合せずに富炭化水素流体含有頁岩に亀裂を形成し、その長さや幅を大きくした後、プロパントの濃度を徐々に上げることにより亀裂を維持することができる。
フラクチャリング流体の圧力は、適宜調整すればよい。例えば、マイクロサイズミック技術により富炭化水素流体含有頁岩の水圧破砕による地震波を観測しつつ、フラクチャリング流体の圧力を調整すればよい。なお、現在ではポンプ能力の向上により、フラクチャリング流体を高粘度化する必要はなくなってきている。
(3) 炭化水素流体の取得工程
上記のフラクチャリング工程により、富炭化水素流体含有頁岩の内部に残留していた炭化水素流体は亀裂を通じ、抗井を経て地上へ取り出すことができる。
上記のフラクチャリング工程により、富炭化水素流体含有頁岩の内部に残留していた炭化水素流体は亀裂を通じ、抗井を経て地上へ取り出すことができる。
(4) 後処理工程
上記のフラクチャリング工程で使用されたフラクチャリング流体は、その一部が地表に戻る。かかるフラクチャリング流体は、好適にはある程度浄化した上で、再利用することが好ましい。
上記のフラクチャリング工程で使用されたフラクチャリング流体は、その一部が地表に戻る。かかるフラクチャリング流体は、好適にはある程度浄化した上で、再利用することが好ましい。
本願は、2013年11月5日に出願された日本国特許出願第2013-229281号に基づく優先権の利益を主張するものである。2013年11月5日に出願された日本国特許出願第2013-229281号の明細書の全内容が、本願に参考のため援用される。
以下、実施例を挙げて本発明をより具体的に説明するが、本発明はもとより下記実施例によって制限を受けるものではなく、前・後記の趣旨に適合し得る範囲で適当に変更を加えて実施することも勿論可能であり、それらはいずれも本発明の技術的範囲に包含される。
実施例1:高温下での界面活性作用試験
所定量のサーファクチンナトリウム(SFNa)を水に溶解し、ボルテックスミキサーで3分間撹拌することにより、0.1質量%水溶液を調製した。循環型恒温槽(東京硝子器械社製,「FR-004」)をジャケット式ステージに接続した高機能表面張力計(協和界面科学社製,「DY-500」)を用いて、当該水溶液の各温度における表面張力を測定した。なお、温度については、装置に付属している表面温度計を用いて実測した。また、比較のために、3質量%ドデシル硫酸ナトリウム(SDS)水溶液についても同様に測定した。結果を図1に示す。
所定量のサーファクチンナトリウム(SFNa)を水に溶解し、ボルテックスミキサーで3分間撹拌することにより、0.1質量%水溶液を調製した。循環型恒温槽(東京硝子器械社製,「FR-004」)をジャケット式ステージに接続した高機能表面張力計(協和界面科学社製,「DY-500」)を用いて、当該水溶液の各温度における表面張力を測定した。なお、温度については、装置に付属している表面温度計を用いて実測した。また、比較のために、3質量%ドデシル硫酸ナトリウム(SDS)水溶液についても同様に測定した。結果を図1に示す。
25℃における水の表面張力は72mN/mであり、80℃においては63mN/mであるのに対して、ドデシル硫酸ナトリウム(SDS)を添加した場合には、図1の結果のとおり、水の表面張力を約35mN/mまで低下させることができる。それに対して、バイオサーファクタントであるサーファクチンナトリウム(SFNa)を添加した場合には、図1の結果のとおり、使用量がドデシル硫酸ナトリウムの30分の1であっても、80℃という高温下においても水の表面張力を約25mN/mまで低下させるという優れた界面活性作用が示された。かかる結果により、サーファクチンナトリウムは、地熱により高温下にある富炭化水素流体含有頁岩層においても界面活性作用を示し、水-炭化水素間や炭化水素-富炭化水素流体含有頁岩間、水-富炭化水素流体含有頁岩間の界面張力を低減するので、フラクチャリング流体に配合した場合には、富炭化水素流体含有頁岩における亀裂の発生や炭化水素流体の取り出しを容易にできることが明らかとなった。
実施例2:濃度と界面活性作用との関係
CaCl2を0.7質量%、NaClを0.3質量%およびKClを2.0質量%含む水溶液を調製し、さらにサーファクチンナトリウムを溶解した上で60℃に加温し、上記実施例1と同様の条件で表面張力を測定し、上記水溶液の表面張力を約30mN/mまで低減できる濃度を求めた。また、比較の為に、フラクチャリング流体に界面活性剤として配合されるアルキルベンゼンスルホン酸ナトリウム(C12)と、一般的な界面活性剤であるドデシル硫酸ナトリウムでも同様の実験を行った。結果を表1に示す。なお、表1中、サーファクチンナトリウムは「SF」と、アルキルベンゼンスルホン酸ナトリウムは「LAS」と、ドデシル硫酸ナトリウムは「SDS」と略記する。
CaCl2を0.7質量%、NaClを0.3質量%およびKClを2.0質量%含む水溶液を調製し、さらにサーファクチンナトリウムを溶解した上で60℃に加温し、上記実施例1と同様の条件で表面張力を測定し、上記水溶液の表面張力を約30mN/mまで低減できる濃度を求めた。また、比較の為に、フラクチャリング流体に界面活性剤として配合されるアルキルベンゼンスルホン酸ナトリウム(C12)と、一般的な界面活性剤であるドデシル硫酸ナトリウムでも同様の実験を行った。結果を表1に示す。なお、表1中、サーファクチンナトリウムは「SF」と、アルキルベンゼンスルホン酸ナトリウムは「LAS」と、ドデシル硫酸ナトリウムは「SDS」と略記する。
実施例3:シェールガスの採掘
シェールガス採掘現場において、水90.6質量%、プロパント8.95質量%、酸性分0.11質量%、摩擦減少剤0.08質量%、塩化カリウム0.05質量%、ゲル化剤0.05質量%、スケール防止剤0.04質量%、界面活性剤としてサーファクチンナトリウム0.00025質量%、その他の抗菌剤等の成分0.12質量%から成るフラクチャリング流体を、圧入ポンプにより地中へ圧入する。圧入を続けることにより、富炭化水素流体含有頁岩層における割れ目の長さや幅を大きくする。割れ目は、フラクチャリング流体に含まれるプロパントにより支持されるため、圧入ポンプを停止させても閉じず、ガスの流路は確保される。界面活性剤として、従来使用されているアルキルベンゼンスルホン酸0.08質量%を使用した場合と比較して、サーファクチンナトリウムを用いた場合の方が、割れ目が長く伸びることによりガスの回収効率が向上することが期待される。
シェールガス採掘現場において、水90.6質量%、プロパント8.95質量%、酸性分0.11質量%、摩擦減少剤0.08質量%、塩化カリウム0.05質量%、ゲル化剤0.05質量%、スケール防止剤0.04質量%、界面活性剤としてサーファクチンナトリウム0.00025質量%、その他の抗菌剤等の成分0.12質量%から成るフラクチャリング流体を、圧入ポンプにより地中へ圧入する。圧入を続けることにより、富炭化水素流体含有頁岩層における割れ目の長さや幅を大きくする。割れ目は、フラクチャリング流体に含まれるプロパントにより支持されるため、圧入ポンプを停止させても閉じず、ガスの流路は確保される。界面活性剤として、従来使用されているアルキルベンゼンスルホン酸0.08質量%を使用した場合と比較して、サーファクチンナトリウムを用いた場合の方が、割れ目が長く伸びることによりガスの回収効率が向上することが期待される。
Claims (10)
- 富炭化水素流体含有頁岩から炭化水素流体を製造するための方法であって、
富炭化水素流体含有頁岩の層中、水平坑井を掘削する工程、
水平坑井に加圧したフラクチャリング流体を注入して富炭化水素流体含有頁岩に亀裂を入れる工程、
亀裂を入れた富炭化水素流体含有頁岩から得られる炭化水素流体を地上へ取り出す工程を含み、
フラクチャリング流体として、バイオサーファクタントを含有する溶液を用いることを特徴とする方法。 - バイオサーファクタントとして、リポペプチド化合物またはその塩を用いる請求項1に記載の方法。
- フラクチャリング流体におけるバイオサーファクタントの濃度を0.000005質量%以上、0.005質量%以下とする請求項1~3のいずれかに記載の方法。
- サーファクチン(I)のナトリウム塩を用いる請求項3に記載の方法。
- 富炭化水素流体含有頁岩由来の炭化水素流体を採掘するために用いられるフラクチャリング流体中の界面活性剤成分としてのバイオサーファクタントの使用。
- 上記バイオサーファクタントがリポペプチド化合物またはその塩である請求項6に記載の使用。
- 上記フラクチャリング流体における上記バイオサーファクタントの濃度が0.000005質量%以上、0.005質量%以下である請求項6~8のいずれかに記載の使用。
- 上記バイオサーファクタントがサーファクチン(I)のナトリウム塩である請求項8に記載の使用。
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