石油増進回収

石油回収強化に使用される注入井

石油増進回収法（略してEOR）は三次回収法とも呼ばれ、一次回収法と二次回収法をすべて試しても抽出できない原油を油田から抽出する方法です。一次回収法と二次回収法は地表と地下の油井間の圧力差を利用するのに対し、石油増進回収法は油自体の物理的または化学的性質を変化させることで抽出を容易にします。EORを使用すると、貯留層の石油の30%から60%以上を抽出できます[ 1 ]。一方、一次回収法と二次回収法のみを使用した場合は、抽出できるのは20%から40%です[ 2 ]。[ 3 ]

EOR技術には主に4つあります。二酸化炭素（CO2 ）注入、ガス注入、熱EOR、化学EORです。より高度な、投機的なEOR技術は、四次回収と呼ばれることもあります。[ 4 ] [ 5 ] [ 6 ] [ 7 ]二酸化炭素注入（CO2 - EOR）は最も一般的な方法です。この方法では、CO2を枯渇した油田に注入し、大部分を地中に残留させます。

CO2 - EORは通常、天然の地下鉱床から回収されたCO2を用いて行われます。また、産業施設の排ガスから回収されたCO2を用いて行われることもあります。排ガスから回収されたCO2を用いてEORを行うと、排出ガスの一部を抑制できます。しかし、プロセス全体が気候に有益であるかどうかについては議論があります。EOR操作はエネルギー集約型であるため、排出量が増加し、回収された石油を燃焼させる際にもさらなる排出が発生します。

EORは石油生産コストを増加させますが、石油価格が高騰している場合には経済的に魅力的な選択肢となり得ます。米国エネルギー省は、回収したCO2を200億トンから670億バレルの経済的に回収可能な石油を生産できると推定しています。国内の石油生産を促進するため、米国連邦税法は1979年からEORに対する優遇措置を盛り込んでいます。

目的

原油の開発と生産は、一次回収、二次回収、三次回収（または強化回収）という3つの異なる段階に分けられます。一次回収では、貯留層の自然圧力または重力によって油が井孔に押し出され、人工揚水技術（ポンプなど）によって油が地表に引き上げられます。[ 1 ]しかし、一次回収で生産されるのは、貯留層に元々存在していた原油の約10%にすぎません。 [ 1 ]二次回収技術は、一般的に水またはガスを注入して油を置換し、生産井孔に送り込むことで、油田の生産寿命を延ばします。その結果、元々存在していた原油の20～40%が回収されます。[ 1 ]

生産者は、最終的に貯留層に元々含まれていた石油の30～60％以上をその場で生産できる可能性のある、三次回収法、または石油増進回収法（EOR）と呼ばれる技術をいくつか試みてきました。[ 1 ]

方法

EOR 技術の主なクラスは次のとおりです。

  • CO2EOR ：CO2を地下に注入する。[ 8 ]
  • その他のガス注入EOR：CO2-EORに似ていますが、天然ガスや窒素などの他のガスが注入されます。[ 8 ]
  • 熱式EOR：蒸気を用いて地中の石油を加熱し、粘度を下げて移動を容易にする。これは重質油層で最もよく用いられる。[ 8 ]
  • 化学的EOR：水溶性ポリマーおよび／または界面活性剤を水に添加し、地下に注入します。ポリマーを添加した水は粘度が高く、油層の間隙からより多くの油を押し出すことができます。界面活性剤は油の表面張力を低下させ、水による置換能力を高めます。[ 8 ]
  • その他のEOR：このクラスには、微生物を貯留層に注入する微生物EORや、石油の一部をその場で燃焼させて熱とガスを発生させ、残りの石油の移動を容易にする燃焼EORなど、その他のすべての技術が含まれます。[ 8 ]

2017年には、世界中で374件のEORプロジェクトが実施されました。このうち、44%がCO2 - EOR、12%がその他のガス注入EOR、32%が熱EOR、9%が化学EOR、2%がその他のEOR手法でした。[ 8 ]

CO2またはその他のガスの注入

ウェイバーン・ミデール油田における、EOR 導入前と導入後の石油生産量の推移。

ガス注入またはミシブル攻法は現在、石油増進回収法で最も一般的に使用されている手法です。ミシブル攻法は、混和性ガスを貯留層に導入する注入プロセスの総称です。ミシブル置換プロセスは、油とガスの界面張力が低下するため、貯留層圧力を維持し、油の置換を改善します。これは、相互作用する2つの流体の界面を除去することを意味します。これにより、全体的な置換効率が向上します。[ 9 ] 使用されるガスには、CO2、天然ガス、窒素などがあります。ミシブル置換に最も一般的に使用される流体は二酸化炭素です。これは、二酸化炭素が油の粘度を低下させ、液化石油ガスよりも安価であるためです。[ 9 ]二酸化炭素注入による油の置換は、そのガスと原油の混合物の相挙動に依存しており、これは貯留層の温度、圧力、原油の組成に大きく依存します。

CO2を利用した石油増進回収法は、1952年に初めて研究され特許を取得しました。[ 10 ]このプロセスは、1977年にテキサス州スカリー郡で初めて商業的に試みられました。[ 11 ]それ以来、このプロセスは米国のパーミアン盆地で広く使用されるようになり、最近では多くの異なる州で追求されています。 [ 12 ]現在では中国や世界中でより積極的に追求されています。[ 13 ] [ 14 ] [ 15 ]

CO2 -EORプロジェクトで注入されるCO2のほとんどは、天然に存在する地下CO2鉱床から採取されます。[ 16 ] EORで使用されるCO2の一部は、天然ガス処理プラントなどの産業施設から炭素回収技術を使用して回収されます。[ 16 ]

超臨界二酸化炭素

CO2は、水深2,000フィート（約600メートル）より深い貯留層で特に効果的です。この深度ではCO2は超臨界状態になります。[ 17 ]軽質油を高圧で利用する場合には、CO2は油と混和するため、油は膨潤し、粘度が低下し、貯留岩との表面張力も低下する可能性があります。低圧貯留層や重質油の場合、CO2は混和しない流体を形成するか、油と部分的にしか混和しません。油の膨潤が多少発生する場合もありますが、それでも油の粘度は大幅に低下する可能性があります。[ 18 ] [ 19 ]

これらの用途では、注入されたCO2の半分から3分の2が生産された石油とともに戻り、通常は運用コストを最小限に抑えるために貯留層に再注入されます。残りは様々な方法で油層に閉じ込められます。溶媒としての二酸化炭素は、プロパンやブタンなどの同様に混和性のある他の流体よりも経済的であるという利点があります。[ 20 ]

水交互ガス（WAG）

水交互ガス（WAG）注入は、EORで採用されているもう1つの技術です。二酸化炭素に加えて水が使用されます。ここでは、油井の炭酸塩層を乱さないように塩水が使用されます。[ 21 ] [ 22 ]水と二酸化炭素は通常、油との混和性が低いため、より多くの回収を行うために油井に注入されます。水と二酸化炭素の両方を使用すると、二酸化炭素の移動性も低下し、ガスがより多くの油を置換するようになります。[ 23 ] Kovscekによる研究によると、二酸化炭素と水の小さなスラグを使用すると、石油を迅速に回収できます。[ 23 ]さらに、2014年にDangが行った研究では、より低塩分の水を使用することで、より多くの石油除去とより大きな地球化学的相互作用が可能になります。[ 24 ]

熱注入

蒸気圧入法

このアプローチでは、様々な方法を用いて地層中の原油を加熱し、粘度を低下させたり、原油の一部を蒸発させて流動性比を低下させたりします。加熱によって表面張力が低下し、原油の浸透性が向上します。加熱された原油は蒸発した後に凝縮し、改質された原油を形成することもあります。この方法には、サイクリックスチームインジェクション、スチームフラッディング、燃焼などがあります。これらの方法は、スイープ効率と置換効率を向上させます。スチームインジェクションは、1960年代からカリフォルニアの油田で商業的に利用されています。[ 25 ]太陽熱石油増進回収法 では、太陽電池アレイを用いて蒸気を生成します。[ 26 ]

蒸気氾濫

蒸気攻法（スケッチ参照）は、水圧入法に類似したパターンで蒸気を坑井内に注入することにより、貯留層に熱を導入する手段の一つです。[ 27 ]最終的に蒸気は凝縮して温水になります。蒸気層では原油が蒸発し、温水層では原油が膨張します。その結果、原油は膨張し、粘度が低下し、浸透性が高まります。このプロセスを成功させるには、循環的に行う必要があります。これは、現在実施されている主要な石油増進回収プログラムです。

火災による浸水

火攻法は、油の飽和度と多孔度が高い場合に最も効果的です。燃焼により貯留層自体に熱が発生します。酸素含有量の高い空気またはその他の混合ガスを継続的に注入することで、炎の前面が維持されます。炎は燃えながら、貯留層を通って生産井へと移動します。炎の熱は油の粘度を低下させ、貯留層内の水を蒸発させて蒸気にします。蒸気、温水、燃焼ガス、そして蒸留溶媒の層はすべて、炎の前面にある油を生産井へと押し出す役割を果たします。[ 28 ]

燃焼方式には、乾式順燃焼、逆燃焼、湿式燃焼の3種類があります。乾式順燃焼では、点火装置を用いて石油に火をつけます。火が進むにつれて、石油は火から油井へと押し出されます。逆燃焼では、空気の噴射と点火が反対方向から行われます。湿式燃焼では、水が順燃焼のすぐ後ろから噴射され、高温の岩石によって蒸気に変換されます。これにより火は消火され、熱がより均一に広がります。

化学注入

さまざまな化学物質を、通常は希薄溶液として注入することで、流動性を高め、表面張力を低下させてきた。[ 29 ]有機酸が天然に存在する油層にアルカリ性または苛性溶液を注入すると石鹸が生成され、界面張力が低下して生産量が増加する可能性がある。[ 30 ] [ 31 ]水溶性ポリマーの希薄溶液を注入して注入水の粘度を高めると、一部の地層では回収される石油の量を増やすことができる。石油スルホン酸塩などの界面活性剤やラムノリピドなどのバイオ界面活性剤の希薄溶液を注入すると、油滴が油層を通過するのを妨げる界面張力や毛細管圧を低下させることができる。これは、毛細管力を重力の力に関連付けた結合数で分析される。油、水、界面活性剤の特別な配合であるマイクロエマルジョンは、界面張力の低下に特に効果的である。これらの方法の適用は、通常、化学物質のコストと、石油含有層の岩石への吸着・損失によって制限されます。いずれの方法でも、化学物質は複数の油井に注入され、生産は近くの他の油井で行われます。

ポリマー浸水

ポリマーフラッディングは、長鎖ポリマー分子を注入水に混合することで水の粘度を高める方法です。この方法は、水と油の移動度比を向上させることで、垂直方向および面方向の掃引効率を向上させます。

界面活性剤はポリマーや超分岐ポリグリセロールと組み合わせて使用​​することができ、油と水の間の界面張力を低下させます。[ 29 ] [ 32 ]これにより残留油の飽和度が低下し、プロセスのマクロ的な効率が向上します。

一次界面活性剤には通常、配合物の安定性を向上させるために共界面活性剤、活性促進剤、共溶媒が添加されています。

苛性圧入法は、注入水に水酸化ナトリウムを添加する方法です。これにより表面張力が低下し、岩石の濡れ性が逆転し、油が乳化・流動化し、岩石から油が抽出されます。

低塩分ナノ流体

EORプロセスは、ナノ粒子を用いてナノ触媒、ナノ流体、ナノエマルジョンの3つの方法で強化することができます。ナノ流体は、コロイド懸濁液中にナノ粒子を含むベース流体です。ナノ流体は、油田のEORにおいて、細孔分離圧、チャネルプラギング、界面張力の低下、移動度比、濡れ性の変化、アスファルテンの沈殿防止など、多くの機能を果たします。ナノ流体は、界面での凝集を介して堆積物に閉じ込められた油を除去するための分離圧を促進します。また、濡れ性の変化と界面張力の低下は、EORの他の代替メカニズムです。[ 33 ] [ 34 ]

その他のEOR方法

微生物注入

微生物注入は微生物による原油増進回収（EOR）の一部ですが、コストが高く、開発が広く受け入れられていないため、ほとんど利用されていません。これらの微生物は、長鎖炭化水素分子を部分的に分解するか、バイオサーファクタントを生成するか、二酸化炭素を放出するかのいずれかの方法で機能します（二酸化炭素は上記のガス注入で説明したように機能します）。[ 35 ]

微生物注入を実現するために、3 つの方法が用いられてきた。最初の方法では、細菌培養物を栄養源 (糖蜜などの炭水化物が一般的に使用される) と混ぜて油田に注入する。1985 年以来使用されている 2 番目の方法では、[ 36 ]栄養素を地中に注入して既存の微生物群を養う。これらの栄養素により、細菌は地下で原油を代謝するために通常使用する天然界面活性剤の生産を増加させる。[ 37 ]注入された栄養素が消費された後、微生物はほぼ停止状態になり、外部が親水性になり、油水界面領域に移動して、より大きな油塊から油滴を形成し、油滴が坑口に移動する可能性を高める。この方法は、フォー コーナーズ付近の油田やカリフォルニア州ビバリーヒルズのビバリーヒルズ油田で使用されている。

3 番目のアプローチは、原油のパラフィン ワックス成分の問題に対処するために使用されます。この成分は、地球の表面が石油鉱床よりもかなり冷たいため (通常、深さ 1,000 フィートごとに 9 ～ 10 ～ 14 °C の温度低下が見られます)、原油が地表に流れ出ると沈殿する傾向があります。

プラズマパルス

2013年、プラズマパルス技術と呼ばれる技術がロシアから米国に導入されました。この技術により、既存の油井の生産量をさらに50%向上させることができます。[ 38 ]

経済的コストと利益

石油回収方法を追加すると、石油のコストが増加します。CO2の場合、通常は1トンのCO2あたり0.5〜8.0米ドルです。その一方で、石油の抽出量が増加することは経済的利益であり、収益は現在の石油価格によって異なります。[ 39 ]陸上EORは、石油価格が1バレルあたり15〜20米ドルの場合、注入されたCO21トンあたり正味10〜16米ドルの範囲で支払われています。現在の価格は多くの要因によって異なりますが、あらゆる手順の経済的適合性を決定し、手順が多く、より高価な手順が高価格で経済的に実行可能になります。[ 40 ]例：石油価格が1バレルあたり約90米ドルの場合、経済的利益は1トンのCO2あたり約70米ドルです。米国エネルギー省は、200億トンのCO2を回収すると、670億バレルの経済的に回収可能な石油を生産できると推定しています。[ 41 ]

1986年から2008年にかけて、石油需要の増加と石油供給の減少により、EORによる原油生産量は0.3％から5％に増加しました。[ 42 ]

環境への影響

石油増進回収井は通常、大量の産出水を地表に汲み上げます。この水には塩水が含まれており、有毒な重金属や放射性物質が含まれている場合もあります。[ 43 ]適切に管理されていない場合、飲料水源や環境全体に大きな損害を与える可能性があります。廃棄井は、産出水を地下深部に注入することで、土壌や水の表面汚染を防ぐために使用されます。[ 44 ] [ 45 ]

温室効果ガスの排出

二酸化炭素は、天然ガス処理プラントや石炭火力発電所などの産業施設の排ガスから回収することができます。回収されたCO2をEOR（炭素回収・貯留）に使用するプロセスは、炭素回収・貯留（CC-EOR）と呼ばれています。

CO2回収とそれに続く石油増進回収（EOR）が気候に有益であるかどうかについては議論があります。EORプロセスは、CO2の損失を最小限に抑えるために複数回CO2を分離・再注入する必要があるため、エネルギー集約型です。CO2の損失を1%に抑えた場合、 EOR操作に必要なエネルギーは、隔離されるCO21トンあたり約0.23トンのCO2排出量に相当します。[ 46 ]

さらに、EORを使用して抽出された石油はその後燃焼されるとCO2が排出されます。これらの排出量を計算に含めると、EORによる炭素回収は、炭素回収を全く使用しない場合と比較して、全体的な排出量が増加することがわかります。 [ 47 ]抽出された石油の燃焼による排出量を計算から除外すると、EORによる炭素回収は排出量を減少させることがわかります。これらの排出量を除外する議論では、EORによって生産された石油は、世界の石油消費量を増やすのではなく、従来型の生産された石油を置き換えると想定されています。[ 47 ] 2020年のレビューでは、EORによる炭素回収が排出量を増加させたのか減少させたのかという問題について、科学論文の意見はほぼ均等に分かれていることがわかりました。[ 47 ]

国際エネルギー機関の石油需給モデルによると、EORで生産される石油の80%が市場の他の石油に取って代わると予測されています。[ 46 ]このモデルでは、従来のEORで生産された石油を燃焼させると、隔離されるCO21トンごとに0.13トンのCO2が排出されると推定されています（ EORプロセス自体で排出される0.24トンのCO2に加えて）。 [ 46 ]

EORで使用されるCO2が地下のCO2堆積層から供給される場合（通常はそうである）、EORは気候上の利点をもたらさない。[ 16 ]

政府のプログラムと規制

アメリカ合衆国

米国では、規制により、炭素回収・利用や一般的な石油生産に使用するためのEORの開発が促進されることも、遅延されることもあります。

国内の石油生産を促進する手段として、原油が連邦政府による価格統制下にあった1979年、米国連邦税法にEORに対する優遇措置が盛り込まれました。1986年には、米国連邦EOR税制優遇措置として15%の税額控除が制定され、その後、CO2を用いたEORによる石油生産は急速に増加しました。[ 48 ]

米国では、2021年インフラ投資・雇用法において、様々なCCS実証プロジェクトに30億ドル以上が割り当てられています。また、より広範なCO2回収、輸送、そして回収されたCO2の貯留または利用に焦点を当てた地域CCSハブにも、同額が提供されています。さらに、CO2輸送インフラを支援する融資保証には、毎年数億ドルが充当されています。[ 49 ]

2022年インフレ抑制法（IRA）は、税額控除法を改正し、二酸化炭素回収・貯留の利用を奨励するものです。この法律に基づく税制優遇措置では、塩水層での二酸化炭素回収・貯留には1トンあたり最大85ドル、石油増進回収に使用される二酸化炭素には1トンあたり最大60ドルが支給されます 。[ 50 ]内国歳入庁は、二酸化炭素の貯留量に関する主張を裏付けるために企業からの文書に依存しており、独立した調査は行っていません。[ 51 ] 2020年の連邦調査で、45Q税額控除の請求者が、請求した10億ドルのうち約9億ドルについて、地中貯留の成功を文書化できなかったことが判明しました。[ 52 ]

EOR を規制する主要な規制の 1 つは、 1974 年の安全飲料水法(SDWA) で、EOR と類似の石油回収作業に対する規制権限のほとんどをEPAに与えています。[ 53 ] EPA は次に、この権限の一部を自身の地下注入管理プログラムに委任し、[ 53 ]この規制権限の残りの大部分を州政府と部族政府に委任し、EOR 規制の多くを SDWA の最低要件の下での地域的な問題にしました。[ 53 ] [ 54 ] EPA はその後、これらの地方政府と個々の井戸から情報を収集し、二酸化炭素隔離作業の報告ガイドラインを規定する大気浄化法などの連邦規制全体に確実に従っています。 [ 53 ] [ 55 ]大気への懸念以外に、これらの連邦ガイドラインのほとんどは、二酸化炭素の注入がアメリカの水路に大きな損害を与えないようにするためのものです。[ 56 ]全体的に、EOR規制の地域性はEORプロジェクトをより困難にする可能性があります。地域によって基準が異なると、建設が遅れたり、同じ技術を利用するために別々のアプローチを強いられたりする可能性があるからです。[ 57 ]

EPAは飲料水源を保護するため、地下注入制御（UIC）規制を制定しました。[ 58 ]石油増進回収井はEPAによって「クラスII」井として規制されています。この規制では、油井事業者に対し、回収に使用した塩水をクラスII処分井の地下深部に再注入することが義務付けられています。[ 44 ]

参照

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