JP2007186659A - 油回収装置及び方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】水蒸気の使用量を低減すると共に、産油効率を向上させることができる油回収装置及び方法を提供することを課題を提供する。
【解決手段】高圧の水蒸気11を発生させる水蒸気発生装置12と、発生させた高圧の水蒸気11を地中下部の超重質油分15を含む層(例えばオイルサンド層)13に注入する水蒸気注入パイプ14と、前記超重質油分15を含む層から超重質油分15と水16とガス成分17とからなる混合成分18を抽出する抽出パイプ19と、抽出した超重質油分15と水16とガス成分17とを分離する気水油分離槽20と、該気水油分離槽20で分離されたガス成分17を昇圧する昇圧装置30と、昇圧後の昇圧ガス31を水蒸気注入パイプ14により地中に注入してなるものである。
【選択図】 図1
【解決手段】高圧の水蒸気11を発生させる水蒸気発生装置12と、発生させた高圧の水蒸気11を地中下部の超重質油分15を含む層(例えばオイルサンド層)13に注入する水蒸気注入パイプ14と、前記超重質油分15を含む層から超重質油分15と水16とガス成分17とからなる混合成分18を抽出する抽出パイプ19と、抽出した超重質油分15と水16とガス成分17とを分離する気水油分離槽20と、該気水油分離槽20で分離されたガス成分17を昇圧する昇圧装置30と、昇圧後の昇圧ガス31を水蒸気注入パイプ14により地中に注入してなるものである。
【選択図】 図1
Description
本発明は、例えば地中下部に埋蔵されているオイルサンド等の超重質油分を含む層から効率的に超重質油を採取する油回収装置及び方法に関する。
近年、地中下部の300m程度に埋蔵されている超重質油を含む層(例えばオイルサンド層、オイルシェール層等)から超重質油をスチームにより取り出すことが提案されている(特許文献1、非特許文献1、2)。
例えばSAGD(Steam Assisted Gravity Drainage)法は、オイルサンド層に上下所定間隔(例えば5m)で掘削した2本の水平井を用いて、水蒸気を供給して超重質油を加熱し、流動性を持たせて、水蒸気と超重質油との比重さを利用して超重質油を生産する手法である。
例えばSAGD(Steam Assisted Gravity Drainage)法は、オイルサンド層に上下所定間隔(例えば5m)で掘削した2本の水平井を用いて、水蒸気を供給して超重質油を加熱し、流動性を持たせて、水蒸気と超重質油との比重さを利用して超重質油を生産する手法である。
このSAGD法を実施する装置の一例を図7に示す。
図7に示すように、従来の油回収装置10は、図示しない給水装置からの給水12aを用いて高圧の水蒸気11を発生させる水蒸気発生装置12と、発生させた高圧の水蒸気11を地中下部の超重質油分を含む層(例えばオイルサンド層等)13に注入する水蒸気注入パイプ14と、前記超重質油分を含む層13から超重質油分15と水16とガス成分17とを含む混合成分18を抽出する抽出パイプ19と、抽出した超重質油分15と水16とガス成分17とを分離する気水油分離槽20とから構成されている。
前記気水油分離槽20から分離された超重質油15は所定以下の水分量とした後に、貯油タンク22で貯油されている。また、分離された水16は所定の処理をした後に給水12aとして再利用されている。
なお、図中符号21は地表である。また、前記水蒸気注入パイプ14を圧入井とし、前記抽出パイプ19を生産井として、両者をオイルサンド層13内で水平井としている。
図7に示すように、従来の油回収装置10は、図示しない給水装置からの給水12aを用いて高圧の水蒸気11を発生させる水蒸気発生装置12と、発生させた高圧の水蒸気11を地中下部の超重質油分を含む層(例えばオイルサンド層等)13に注入する水蒸気注入パイプ14と、前記超重質油分を含む層13から超重質油分15と水16とガス成分17とを含む混合成分18を抽出する抽出パイプ19と、抽出した超重質油分15と水16とガス成分17とを分離する気水油分離槽20とから構成されている。
前記気水油分離槽20から分離された超重質油15は所定以下の水分量とした後に、貯油タンク22で貯油されている。また、分離された水16は所定の処理をした後に給水12aとして再利用されている。
なお、図中符号21は地表である。また、前記水蒸気注入パイプ14を圧入井とし、前記抽出パイプ19を生産井として、両者をオイルサンド層13内で水平井としている。
ここで、SAGD法の概要について図8を用いて説明する。なお、図8において、図面上方側が地表面側であり、図面下方側が地中底部側である。
図8に示すように、初期段階では、水蒸気注入パイプ14から水蒸気11がオイルサンド層13に浸み込むように供給され、加熱領域25が形成される。
中期段階では、水蒸気領域26が形成される。そして、この中期段階において、下方へ流動した超重質油15と水16との流れが抽出パイプ19に到達し、超重質油15と水16とガス成分17を含む混合成分18が抽出パイプ19を介して抽出されている。その後、混合成分18は気水油分離槽20に送られ、ここで気液油の分離がなされ、分離された超重質油分15は貯油タンク22で保管されて、必要に応じてパイプライン、タンクローリ車で精製設備に送られ、精製されている。なお、貯油タンク22の近傍にて精製される場合もある。
図8に示すように、初期段階では、水蒸気注入パイプ14から水蒸気11がオイルサンド層13に浸み込むように供給され、加熱領域25が形成される。
中期段階では、水蒸気領域26が形成される。そして、この中期段階において、下方へ流動した超重質油15と水16との流れが抽出パイプ19に到達し、超重質油15と水16とガス成分17を含む混合成分18が抽出パイプ19を介して抽出されている。その後、混合成分18は気水油分離槽20に送られ、ここで気液油の分離がなされ、分離された超重質油分15は貯油タンク22で保管されて、必要に応じてパイプライン、タンクローリ車で精製設備に送られ、精製されている。なお、貯油タンク22の近傍にて精製される場合もある。
しかしながら、従来の方法では、注入する水蒸気の使用量が多い、という問題がある。特に、水蒸気を得るために、天然ガスをボイラで燃やしているので、天然ガスの使用量が多大となる、という問題がある。
さらに、水蒸気発生のために多量の給水を行う場合には、場合によっては、生態系をおかす場合が想定され、水の枯渇に至るので、使用する給水量の低減化を図るという願望がある。
さらに、水蒸気発生のために多量の給水を行う場合には、場合によっては、生態系をおかす場合が想定され、水の枯渇に至るので、使用する給水量の低減化を図るという願望がある。
本発明は、前記問題に鑑み、水蒸気の使用量を低減すると共に、産油効率を向上させることができる油回収装置及び方法を提供することを課題とする。
上述した課題を解決するための本発明の第1の発明は、高圧の水蒸気を発生させる水蒸気発生装置と、発生させた高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入する水蒸気注入パイプと、前記超重質油分を含む層から超重質油分と水分とガス成分との混合成分を抽出する抽出パイプと、抽出した超重質油分とガス成分と水分とを分離する気水油分離槽と、該気水油分離槽で分離されたガス成分を昇圧する昇圧装置と、昇圧後のガス成分を地中に注入するガス成分注入パイプとを具備することを特徴とする油回収装置にある。
第2の発明は、高圧の水蒸気を発生させる水蒸気発生装置と、発生させた高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入する水蒸気注入パイプと、前記超重質油分を含む層から超重質油分と水分とガス成分の混合成分を抽出する抽出パイプと、抽出した超重質油分とガス成分と水分とを分離する気水油分離槽と、前記ガス成分からCO2を回収するCO2回収装置と、該回収されたCO2を昇圧する昇圧装置と、昇圧後のCO2を地中に注入する注入パイプとを具備することを特徴とする油回収装置にある。
第3の発明は、第1又は2の発明において、前記水蒸気発生装置から排出される排ガス、又は該排ガス中のCO2をCO2回収装置で回収したCO2を前記ガス成分と共に注入してなることを特徴とする油回収装置にある。
第4の発明は、第1乃至3のいずれか一つの発明において、前記水蒸気発生装置がボイラ又は超臨界水発生装置のいずれかであることを特徴とする油回収装置にある。
第5の発明は、第4の発明において、前記ボイラの燃料が、重質油又はコークス(又は残渣コークス)のいずれかであることを特徴とする油回収装置にある。
第6の発明は、第1乃至5のいずれか一つにおいて、油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を用いてなることを特徴とする油回収装置にある。
第7の発明は、第1乃至6のいずれか一つにおいて、前記地中下部の超重質油分を含む層がオイルサンド層又はオイルシェールであることを特徴とする油回収装置にある。
第8の発明は、高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入し、超重質油を採取する油回収方法において、水蒸気と共に、ガス成分を水蒸気と同等又は同等以上の温度・圧力条件で地中下部の超重質油分を含む層に注入し、前記超重質油分を含む層から超重質油分を採取することを特徴とする油回収方法にある。
第9の発明は、第8の発明において、前記ガス成分が地中下部の超重質油分を含む層から超重質油と共に抽出されたガス成分を分離したものであることを特徴とする油回収方法にある。
第10の発明は、第8の発明において、前記ガス成分が、水蒸気を発生する装置から排出される排ガス又は抽出ガス成分から分離したCO2のいずれか一方又は両方であることを特徴とする油回収方法にある。
第11の発明は、第8乃至10のいずれか一つの発明において、前記水蒸気を発生する水蒸気発生装置が、ボイラ又は超臨界水発生装置のいずれかであることを特徴とする油回収方法にある。
第12の発明は、第8乃至11のいずれか一つの発明において、油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を用いることを特徴とする油回収方法にある。
第13の発明は、第8乃至12のいずれか一つの発明において、前記地中下部の超重質油分を含む層がオイルサンド層又はオイルシェールであることを特徴とする油回収方法にある。
本発明によれば、超重質油を採取する際に同伴されるガス成分を分離して水蒸気と共に、地中下部に注入するようにしてので、水蒸気の使用量を低減することができる。また、高温のガス成分が水蒸気と共に地中下部に注入されると超重質油の溶解速度が促進され、さらに粘度低下を促進し、産油効率を向上させることができる。
以下、この発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、この実施例によりこの発明が限定されるものではない。また、下記実施例における構成要素には、当業者が容易に想定できるもの、あるいは実質的に同一のものが含まれる。
図1は本発明にかかる第1の実施例に係る油回収装置の概略図である。図1に示すように、本発明にかかる第1の実施例に係る油回収装置100Aは、高圧の水蒸気11を発生させる水蒸気発生装置12と、発生させた高圧の水蒸気11を地中下部の超重質油分15を含む層(例えばオイルサンド層)13に注入する水蒸気注入パイプ14と、前記超重質油分15を含む層から超重質油分15と水16とガス成分17とからなる混合成分18を抽出する抽出パイプ19と、抽出した超重質油分15と水16とガス成分17とを分離する気水油分離槽20と、該気水油分離槽20で分離されたガス成分17を昇圧するガス昇圧器30と、昇圧後の昇圧ガス31を水蒸気注入パイプ14により地中に注入してなるものである。
本実施例では、昇圧後の昇圧ガス31を水蒸気注入パイプに導入しているが、本発明はこれに限定されるものではなく、水蒸気注入パイプと別に昇圧後のガス成分17を地中に供給するガス成分供給パイプを設けるようにしてもよい。
本実施例では、昇圧後の昇圧ガス31を水蒸気注入パイプに導入しているが、本発明はこれに限定されるものではなく、水蒸気注入パイプと別に昇圧後のガス成分17を地中に供給するガス成分供給パイプを設けるようにしてもよい。
また、図1において、L0は給水12aを供給する給水ライン、L1は水蒸気注入パイプ14に水蒸気11を供給する水蒸気供給ライン、L2は混合成分18を気水油分離槽20へ供給する混合成分供給ライン、L3−1はガス成分17を煙突34に供給する第1のガス供給ライン、L3−2はガス成分17をガス昇圧器30に供給する第2のガス供給ライン、L4は昇圧ガス31を水蒸気供給ラインL1に供給する昇圧ガスライン、L5は気水油分離槽20から水16を給水ラインL0に循環水37として供給する循環水ライン、L6は分離された超重質油15を精製装置35に供給する超重質油供給ラインを各々図示する。
本発明では、オイルサンド層から超重質油15を抽出する際に、同伴されるガス成分17を水蒸気11と同等の圧力まで昇圧して供給するようにしているので、高圧のガスが超重質油15に溶解すると共に、超重質油15の粘性を低下させるようにしているので、流動効果が向上する。この結果、超重質油15の産油量が増大することとなる。
また、水蒸気のみを注入する従来法においては、超重質油15を800t/日生産する為に、水蒸気を2400t/日必要(抽出油の約3倍)としていた。これに対し、本実施例によれば、その内の800t/日の水蒸気分に相当する熱量をガス成分17で賄うこととなるので、水蒸気量を約1/3低減することができた。
ここで、オイルサンド層から抽出し、分離されたガス成分17としては、例えばCO2、N2、メタン、エタン、プロパン、ブタン、炭化水素(HC)等であり、組成は上記組成が任意の分布をもって、配合されている。
このガス成分17を所定温度及び圧力で投入することで、水蒸気単独よりも油の抽出効率が向上する。
このガス成分17を所定温度及び圧力で投入することで、水蒸気単独よりも油の抽出効率が向上する。
また、高圧のガス成分からなる昇圧ガス31が超重質油15を含む層に供給されることとなるので、産油量が増大することとなる。この結果を図6に示す。
図6において、本実施例では、その産油量(t/日)が1200t/日と従来の産油量800t/日の約1.5倍となった。
図6において、本実施例では、その産油量(t/日)が1200t/日と従来の産油量800t/日の約1.5倍となった。
このように、従来は超76重質油(比重:API(API American Petroleum Instituteが制定した比重表示方法(ボーメ度))8°)を800t/日生産する為に、水蒸気を2400t/日必要(抽出油の約3倍)としていた。これに対し、本実施例によれば、その内の800t/日の水蒸気分に相当する熱量のガスをガス成分17で賄うこととなるので、水蒸気量を約1/3低減することができた。
また、ボイラ等の排ガスを前記ガス成分17と同様に水蒸気に供給するようにしてもよい。
また、油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を同様にしてガス昇圧器30に供給して、昇圧ガス31として水蒸気と共に地中下部に注入するようにしてもよい。
また、油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を同様にしてガス昇圧器30に供給して、昇圧ガス31として水蒸気と共に地中下部に注入するようにしてもよい。
また、図2に示すように、ガス昇圧器30の昇圧ガス31のラインL4に加熱器37を介装するようにして、供給する熱量を向上させるようにしてもよい。
また、図3に温度と圧力のバランスを示す。
先ず、給水ラインL0の給水12aはポンプPで昇圧され、50〜60kg/cm2Gで常温である。また、水蒸気ラインL1の水蒸気11は50〜60kg/cm2Gで飽和温度以上(250〜350℃)である。また、混合成分供給ラインL2の混合成分18及び気水油分離槽20のガス成分は20〜30kg/cm2Gで飽和温度未満(200〜250℃)である。また、昇圧ガスラインL4の昇圧ガス31は水蒸気11と同等の50〜60kg/cm2Gで飽和温度以上(250〜350℃)である。
また、ガス昇圧器30はバッチ式の昇圧装置として、例えば2系統以上を切替えて使用するようにしている。
先ず、給水ラインL0の給水12aはポンプPで昇圧され、50〜60kg/cm2Gで常温である。また、水蒸気ラインL1の水蒸気11は50〜60kg/cm2Gで飽和温度以上(250〜350℃)である。また、混合成分供給ラインL2の混合成分18及び気水油分離槽20のガス成分は20〜30kg/cm2Gで飽和温度未満(200〜250℃)である。また、昇圧ガスラインL4の昇圧ガス31は水蒸気11と同等の50〜60kg/cm2Gで飽和温度以上(250〜350℃)である。
また、ガス昇圧器30はバッチ式の昇圧装置として、例えば2系統以上を切替えて使用するようにしている。
本発明によれば、水蒸気の使用量を従来の2/3とすることができるので、水蒸気発生の為のボイラ等の水蒸気発生装置を小型化できると共に、給水量を低減できることとなる。また、産油量も大幅に増大するので、例えばオイルサンド層等からの超重質油生産量の飛躍的な向上を図ることができることとなる。
本発明では、超重質油を含む層13としては、オイルサンド層以外に超重質油が多量に埋蔵されているオイルシェール層等を例示することができる。
また、前記水蒸気発生の為のボイラ等の燃料として、従来の天然ガスの代わりに抽出された超重質油から分離された重質油又はコークス(又は残渣コークス)のいずれかを用いるようにしてもよい。
本発明は露天掘りが可能な地下50mよりも深い場所の地中下部に埋蔵する超重質油を抽出する油回収装置に適用されることで、効率良く超重質油を抽出することができることとなる。
なお、本実施例では、気水油分離装置20で分離された超重質油15は所定以下の水分とした後に、例えば水素添加による軽質化(C40⇒C10)をする軽質化設備等の精製装置35で精製されているが、本発明はこれに限定されるものではなく、例えばパイプラインを介して又はタンクローリ車を介して所定の精製設備まで送るようにしてもよい。
図4は本発明にかかる第2の実施例に係る油回収装置の概略図である。なお、図1に示す第1の実施例の装置と同一の構成部材については、同一の符号を付して重複する説明は省略する。
図4に示すように、本発明にかかる第2の実施例に係る油回収装置100Bは、気水油分離装置20とガス昇圧器30の間の第2のガス供給ラインL3−2に、前記ガス成分17からCO2を回収するCO2回収装置40を介装したものである。このCO2回収装置40により回収されたCO2をガス昇圧器30で昇圧して昇圧後のCO2を水蒸気11と共に、地中に注入するようにしている。ここで、前記CO2回収装置40としては、例えばアミン系のCO2吸収剤を用いた公知の回収装置を用いることができるが、これに限定されるものではない。
図4に示すように、本発明にかかる第2の実施例に係る油回収装置100Bは、気水油分離装置20とガス昇圧器30の間の第2のガス供給ラインL3−2に、前記ガス成分17からCO2を回収するCO2回収装置40を介装したものである。このCO2回収装置40により回収されたCO2をガス昇圧器30で昇圧して昇圧後のCO2を水蒸気11と共に、地中に注入するようにしている。ここで、前記CO2回収装置40としては、例えばアミン系のCO2吸収剤を用いた公知の回収装置を用いることができるが、これに限定されるものではない。
また、ボイラ等の排ガスからのCO2もCO2回収装置40により回収して、同様に水蒸気に供給するようにしてもよい。
図5は本発明にかかる第3の実施例に係る油回収装置の概略図である。なお、図1に示す第1の実施例の装置と同一の構成部材については、同一の符号を付して重複する説明は省略する。
図5に示すように、本発明にかかる第3の実施例に係る油回収装置100Cは、第1の実施例における水蒸気発生装置を超臨界水発生装置50として、超臨界水51を発生させると共に、該超臨界水51を減圧部52で減圧して所定圧力温度の水蒸気11とし、該水蒸気を水蒸気供給パイプ14で地中に供給するようにしている。
図5に示すように、本発明にかかる第3の実施例に係る油回収装置100Cは、第1の実施例における水蒸気発生装置を超臨界水発生装置50として、超臨界水51を発生させると共に、該超臨界水51を減圧部52で減圧して所定圧力温度の水蒸気11とし、該水蒸気を水蒸気供給パイプ14で地中に供給するようにしている。
前記長臨界水発生装置50からの高温高圧で反応性の高い超臨界水(約370℃、220kg/cm2G)により、精製装置35へ超臨界水51を超臨界水供給ラインL7により供給して、軽質化(C40⇒C10)を行っている。
この超臨界水を減圧部52により、約300℃、50〜60kg/cm2Gへ減圧して水蒸気11とすることで、ボイラを使用せずに水蒸気11を供給することができる。
この超臨界水を減圧部52により、約300℃、50〜60kg/cm2Gへ減圧して水蒸気11とすることで、ボイラを使用せずに水蒸気11を供給することができる。
この結果、天然ガス又は重質油等を用いて水蒸気を発生するボイラを使用しないので、CO2の発生がなく、環境に良好な油回収装置を提供できることとなる。
以上のように、本発明にかかる油回収装置は、水蒸気の供給量を削減することができると共に、従来と同等の水蒸気の熱量の供給において、超重質油の産油量を大幅に増大することができ、例えば地中300mの深層部のオイルサンド層から効率的に超重質油を採油するシステム等に用いて適している。
100A〜100C 油回収装置
11 水蒸気
12 水蒸気発生装置
13 オイルサンド層
14 注入パイプ
15 超重質油分
16 水
17 ガス成分
18 混合成分
19 抽出パイプ
20 気水油分離槽
21 地表
30 昇圧装置
31 昇圧ガス
37 加熱器
40 CO2回収装置
50 超臨界水発生装置
51 超臨界水
11 水蒸気
12 水蒸気発生装置
13 オイルサンド層
14 注入パイプ
15 超重質油分
16 水
17 ガス成分
18 混合成分
19 抽出パイプ
20 気水油分離槽
21 地表
30 昇圧装置
31 昇圧ガス
37 加熱器
40 CO2回収装置
50 超臨界水発生装置
51 超臨界水
Claims (13)
- 高圧の水蒸気を発生させる水蒸気発生装置と、
発生させた高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入する水蒸気注入パイプと、
前記超重質油分を含む層から超重質油分と水分とガス成分との混合成分を抽出する抽出パイプと、
抽出した超重質油分とガス成分と水分とを分離する気水油分離槽と、
該気水油分離槽で分離されたガス成分を昇圧する昇圧装置と、
昇圧後のガス成分を地中に注入するガス成分注入パイプとを具備することを特徴とする油回収装置。 - 高圧の水蒸気を発生させる水蒸気発生装置と、
発生させた高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入する水蒸気注入パイプと、
前記超重質油分を含む層から超重質油分と水分とガス成分の混合成分を抽出する抽出パイプと、
抽出した超重質油分とガス成分と水分とを分離する気水油分離槽と、
前記ガス成分からCO2を回収するCO2回収装置と、
該回収されたCO2を昇圧する昇圧装置と、
昇圧後のCO2を地中に注入する注入パイプとを具備することを特徴とする油回収装置。 - 請求項1又は2において、
前記水蒸気発生装置から排出される排ガス、又は該排ガス中のCO2をCO2回収装置で回収したCO2を前記ガス成分と共に注入してなることを特徴とする油回収装置。 - 請求項1乃至3のいずれか一つにおいて、
前記水蒸気発生装置がボイラ又は超臨界水発生装置のいずれかであることを特徴とする油回収装置。 - 請求項4において、
前記ボイラの燃料が、重質油又はコークス(又は残渣コークス)のいずれかであることを特徴とする油回収装置。 - 請求項1乃至5のいずれか一つにおいて、
油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を用いてなることを特徴とする油回収装置。 - 請求項1乃至6のいずれか一つにおいて、
前記地中下部の超重質油分を含む層がオイルサンド層又はオイルシェールであることを特徴とする油回収装置。 - 高圧水蒸気を地中下部の超重質油分を含む層に注入し、超重質油を採取する油回収方法において、
水蒸気と共に、ガス成分を水蒸気と同等又は同等以上の温度・圧力条件で地中下部の超重質油分を含む層に注入し、前記超重質油分を含む層から超重質油分を採取することを特徴とする油回収方法。 - 請求項8において、
前記ガス成分が地中下部の超重質油分を含む層から超重質油と共に抽出されたガス成分を分離したものであることを特徴とする油回収方法。 - 請求項8において、
前記ガス成分が、水蒸気を発生する装置から排出される排ガス又は抽出ガス成分から分離したCO2のいずれか一方又は両方であることを特徴とする油回収方法。 - 請求項8乃至10のいずれか一つにおいて、
前記水蒸気を発生する水蒸気発生装置が、ボイラ又は超臨界水発生装置のいずれかであることを特徴とする油回収方法。 - 請求項8乃至11のいずれか一つにおいて、
油回収装置以外の排ガス設備からのガス成分又はパイプライン供給設備からのガス成分を用いることを特徴とする油回収方法。 - 請求項8乃至12のいずれか一つにおいて、
前記地中下部の超重質油分を含む層がオイルサンド層又はオイルシェールであることを特徴とする油回収方法。
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JP (1) | JP2007186659A (ja) |
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Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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JP2011084676A (ja) * | 2009-10-16 | 2011-04-28 | Toyo Eng Corp | 油水分離装置、油水分離システム、油水分離方法およびそれを用いた水再利用方法 |
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2006
- 2006-01-16 JP JP2006007961A patent/JP2007186659A/ja not_active Withdrawn
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