JP3827811B2

JP3827811B2 - Method and apparatus for lightening heavy oil

Info

Publication number: JP3827811B2
Application number: JP13574497A
Authority: JP
Inventors: 兵治榎本; 喜久斎藤; 武彦守谷; 正美三樹; 雅敏石川
Original assignee: Tohoku Electric Power Co Inc; Japan Petroleum Exploration Co Ltd
Current assignee: Tohoku Electric Power Co Inc; Japan Petroleum Exploration Co Ltd
Priority date: 1997-05-12
Filing date: 1997-05-12
Publication date: 2006-09-27
Anticipated expiration: 2017-05-12
Also published as: CA2220800C; JPH10310780A; CA2220800A1

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、オイルサンド、重質原油等の重質油の軽質化方法およびその装置に関する。
さらに詳しくは、地表下に埋蔵されている重質油を含む鉱物を水と接触せしめて、重質油を鉱物と分離することによって重質油と水からなる混合物を調製し、その混合物を加熱および／または加圧し、重質油を超臨界水を含む高温熱水と接触，反応せしめて、より低粘度の油に軟質化する方法およびその装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
石油はエネルギー源として、近代産業の根幹をなす重要なものである。しかし、地球上に埋蔵されている石油の量には限界があり、将来において石油資源の枯渇の傾向があることから、近年、超重質原油、オイルサンドおよびオイルシェールといった非在来型の石油開発の重要性が高まっている。これらの中で特に、オイルサンド（タールサンド油、ビチュメン等を含む）は世界的に埋蔵量が多く、石油に次ぐ貴重な炭化水素源として有望であり、カナダやベネズエラにおいてその開発が積極的に進められている。
【０００３】
オイルサンド油の回収方法としては、水蒸気刺激攻法、スチームフラッド法、ＳＡＧＤ（Steam Assisted Gravity Drainage)法のような、水蒸気を利用した３つの方法が知られている。水蒸気刺激攻法は、切替え弁２２ａ，２２ｂを適宜開閉させることにより、図１（ａ）に示したように、１本の井戸２１に矢印Ａで示したように、水蒸気を注入し、また図１（ｂ）に示したように、時間をおいてその井戸２１から矢印Ｂで示したように、オイルサンド層からオイルサンド油と凝縮水および／または水蒸気の混合物を取り出す方法であるため、オイルサンド油の回収は断続的に行なわれるものである。
【０００４】
スチームフラッド法は、図２に示したように、１つの井戸２１ａから矢印Ａで示したように、水蒸気を注入し、別の井戸２１ｂから矢印Ｂで示したように、オイルサンド油と凝縮水および／または水蒸気を取り出す方法であるが、オイルサンド層１３の底部に水飽和率の高い層２３が必要であり、また、その厚さが厚すぎると経済性が低くなる。
【０００５】
ＳＡＧＤ法は、図３に示したように、オイルサンド層１３に上下２本の水平坑井２４，２５を掘り、上位のレベルに位置する水平坑井２４を有する坑井２６から水蒸気を注入し、下位のレベルに位置する水平坑井２５を有する坑井２７からからオイルサンド油と凝縮水および／または水蒸気を取り出す方法である。
【０００６】
一方、このようなオイルサンド油は一般的に重質であるため、従来より、水素化分解法、熱分解法、接触分解法、溶剤抽出法などによる改質が試みられている。例えば、オイルサンド油の改質の１つの方法として、シンクルードカナダ社などにおいて、以下に示すような水素化分解と熱分解を組合わせた方法を用いてオイルサンド油を軽質の合成原油に改質する方法が実用化されている。
【０００７】
ここで、軽質化処理は次の２段階に分けられる。まず、第１段階において、加熱されたオイルサンド油は水素化分解工程または高温熱分解工程で処理される。前者では、オイルサンド油に水素添加を行うことにより、オイルサンド油が分解され、軽質油が生成される。後者では、高温処理でオイルサンド油の長い分子構造を熱分解することにより、ナフサおよび軽質油が生成する。また、熱分解された残さの炭素分がコークとして除去される。次に、第１段階から得られた製品（ナフサおよび軽質油）は硫黄、窒素を多く含み再処理する必要があるため、触媒を用いて高温高圧下で水素と反応させることによって、硫黄と窒素が除去される。水素化処理されたナフサと軽質油は最終的に再度混合され、合成原油となる。平均的には、１ｍ³のオイルサンドから、０．２１ｍ³のオイルサンド油が回収され、さらにこのオイルサンド油から０．１８ｍ³の合成原油と１０ｋｇの硫黄および２２ｋｇのコークスが得られる。
さらに、その他のオイルサンド油の改質方法として、本発明者により、超臨界水を含む高温熱水による重質油の改質方法が特開平６−２７９７６３号公報に開示されている。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
しかし、上記先行技術において、熱分解法、接触分解法、溶剤抽出法などによる改質方法ではコークスなどの副生成物が多く、また、液収率が低いなどの問題があった。また、水素化分解法においては高価な水素や特殊な触媒を使用することで精製コストが高くなること、および分解率を上げるとコーキングを起こし運転不能となることなどの問題があった。一方、前記特開平６−２７９７６３号公報記載の超臨界水を含む高温熱水による改質方法は、コークスなどの副生成物が少ない重質油の改質方法であるが、実用的なプロセスには至っていない。すなわち、前記公報記載の場合は、重質油を軽質化するために使用した水を再循環させて再使用する形式ではないので、反応後の比較的高温の熱水を利用できないので、熱効率がわるくコストが高くなり、実用的ではない。したがって、経済性に優れた重質油の軽質化方法が望まれるところである。本発明の目的は、従来の問題点を解決し、コークスなどの副生成物が少なく、かつ、経済性に優れた重質油の軽質化プロセス（方法）および装置を提供することにある。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
本発明者は、重質油の軽質化についてさらに検討した結果、地表下に埋蔵されている重質油を坑井内で水と接触せしめて、重質油と水からなる混合物を調製し、ついでその混合物をそのまま加熱および／または加圧して、超臨界水を含む高温熱水を調製し、反応器内で重質油と接触，反応せしめることによって、上記目的を達成することができることを見出し、この知見に基づき、本発明を完成するに至った。
【００１０】
すなわち、本発明に係る重質油の軽質化方法は、地表下に埋蔵されている重質油を、超臨界水を含む高温熱水と接触させることにより反応せしめて、より低粘度の油に軽質化するに際して、（Ａ）地表下の重質油を含む鉱物を、坑井内で水または下記工程Ｃで分離された水を少なくとも一部に含む水と接触せしめて、重質油と水とからなる混合物を調製する工程と、（Ｂ）前記工程Ａで調製した混合物を、反応器内で加熱および／または加圧して、超臨界水を含む高温熱水と接触させることにより反応せしめ、重質油をより低粘度の油に軽質化する工程と、（Ｃ）前記工程Ｂの留出物を、炭化水素ガスと油と水とに分離する工程と、を有することを特徴とする。この重質油の軽質化方法では、前記工程Ａで、重質油を含む鉱物と接触せしめる水として、１００℃以上のスチームおよび／または超臨界水を含む熱水を使用することができる。また、前記工程Ａで、地表下に埋蔵されている重質油が、地下５０ｍ以深に埋蔵されているものでもよい。
本発明に係る重質油の軽質化装置は、地表下に埋蔵されている重質油をより低粘度の油に連続的に軽質化する重質油の軽質化装置において、坑井内に水を圧入するための圧入井と、前記坑井内において前記圧入井から導入された水と重質油を含む鉱物とを接触させることにより調製された水と重質油とからなる混合物を、前記坑井内から排出するための生産井と、前記混合物を、加熱および／または加圧した状態で、超臨界水を含む高温熱水と接触させることにより反応させ、前記重質油をより低粘度の油に軽質化する水熱分解器と、前記水熱分解器で生成した留出物を、炭化水素ガスと油と水とに分離する気液分離器と、を有し、前記生産井の出口と前記水熱分解器入り口とが、熱交換器を介して管路により接続されており、前記水熱分解器の出口と前記気液分離器の入り口とが、前記熱交換器を介して管路により直列に接続されていることを特徴とする。この重質油の軽質化装置では、前記気液分離器における水排出用出口と前記圧入井の入り口とを管路により接続し、前記気液分離器から排出される水を循環使用することができる。また、前記坑井内に圧入する水が、１００℃以上のスチームおよび／または超臨界水を含む熱水であってもよい。
【００１１】
【発明の実施の形態】
本発明方法の第一工程である工程（Ａ）は、坑井内または容器内で、地表下に埋蔵されている重質油を含む鉱物に水を接触させて、鉱物から重質油を分離した後、重質油と水の混合物を調製することからなる。
本工程で、地表下の重質油が５０ｍよりも浅い位置に埋蔵されている場合には、露天掘りによって地上に取り出されることが多いので、その場合には、地上の容器内で、重質油を含む鉱物と水とを接触させて、鉱物を分離し、重質油と水とからなる混合物を調製することができる。一方、地表下の重質油が５０ｍよりも深い位置に埋蔵されている場合には、井戸を掘り、坑井内に水を注入し、重質油を鉱物から分離後、重質油と水とからなる混合物を地上にくみ上げることができる。
【００１２】
本工程で、重質油を含む鉱物と接触させる際の水の存在形態は、水、熱水、水蒸気、それらの混合体のいずれの形態でもよいが、通常、水蒸気の形態が好ましい。
本工程に供給する水の温度範囲は、２０〜３５０℃であるが、通常１００〜３２０℃がより好ましく、特に１８０〜３２０℃がさらに望ましい。供給する水量は、重質油との混合物中の水分含有率換算で、１０ｗｔ％以上であるが、４０〜９０ｗｔ％がより好ましく、５０〜８０ｗｔ％がさらに好ましい。供給する水の圧力は、１ｋｇ／ｃｍ²以上であるが、坑井に注入する場合には、注入する深度によって規定されるので、５〜１００ｋｇ／ｃｍ²が好ましい。
さらに、場合によっては、産油効率を向上させるため、各種金属の珪酸塩や炭酸塩のような乳化剤や界面活性剤、アルカリ水溶液などを添加してもよい。
【００１３】
本発明方法の第二工程である工程（Ｂ）は、工程（Ａ）で調製した重質油と水からなる混合物を、反応器内で加熱および／または加圧して、超臨界水を含む高温熱水と接触，反応せしめ、重質油をより低粘度の油に軽質化させると共に、重質油中の硫黄分やＮｉ，Ｖなどの重金属分を低減化させることからなる。ここで用いられる重質油は、一般的に常温では流動性に乏しく、粘度は５０℃で３５００ｃｐ以上、３０℃で１３０００ｃｐ以上である場合が多い。具体的には、カナダおよびベネズエラ産等の重質油を用いることができる。
工程（Ａ）から留出する重質油と水の混合物の温度範囲は、通常、２０〜３５０℃であるが、水熱分解反応のためにはできるだけ高温であることが望ましい。本工程で、反応器に供給される重質油と水の混合割合は、水の含有率として、通常、１０ｗｔ％以上、好ましくは１５〜７５ｗｔ％の範囲で適宜選択することができる。
【００１４】
また、超臨界水を含む高温熱水による重質油の水熱分解反応を行うに際し、反応温度は通常、２００〜５００℃が好ましく、３００〜５００℃がさらに好ましい。反応圧力は通常、５０〜５００ｋｇ／ｃｍ²が好ましく、２００〜５００ｋｇ／ｃｍ²がさらに好ましい。
したがって、工程（Ａ）から供給される混合物の水含有率や混合物の温度と圧力が反応条件に適合していない場合には、反応条件に応じて水含有率や混合物の温度、圧力を適宜調整する。
後述の坑井（生産井３）に接続している場合には、水熱分解に用いられる水の少なくとも一部は、工程（Ａ）で重質油を鉱物から分離するために供給された水であり、アルカリ金属、アルカリ土類金属、遷移金属などの無機金属が鉱物中から溶け込んでいるため、純水のみを用いた場合に比べて優れた水熱分解特性を発揮するが、必要に応じてナトリウム化合物、カリウム化合物などの触媒を添加してもよい。
工程（Ｂ）で用いられる反応器形式としては、チューブ式反応器が最適であるが、攪拌式加圧反応容器あるいはその他の形式の反応器において実施されてもよい。
【００１５】
本発明方法の第三工程である工程（Ｃ）は、工程（Ｂ）の留出物を、炭化水素ガス、改質油分および水分に分離することからなる。分離方法としては、工程（Ｃ）の気液分離工程以前で多段の熱交換器および温度調整器によって工程（Ｂ）の流出物を好ましくは１００℃まで冷却し、気液分離器によって液状炭化水素、水および炭化水素ガスに分離することが好ましい。この場合、液状炭化水素をさらに蒸留工程に供給して、ナフサ分、灯・軽油分、ワックス分等に分離してもよい。
工程（Ｃ）の気液分離工程で分離される炭化水素ガスの少なくとも一部は、本プロセスの燃料ガスとして利用でき、一部は工程（Ａ），（Ｂ），（Ｃ）に各々供給される。また、工程（Ｃ）で分離された水は工程（Ａ）に再循環される。
工程（Ｃ）に用いられる気液分離器、熱交換器、蒸留器は当業界で周知のいずれの装置を用いてもよい。
プロセス全体として、地下の重質油の生産から重質油の改質までを一貫して行い、水に関しては採油に用いた水を再循環して使用するので、系外への水の排出を極力少なくすることにより、また、水熱分解反応の留出物については熱交換器を用いて熱回収を行うことにより、水使用量と光熱費の低減化が図られる。
【００１６】
図４は、本発明による超臨界水を含む高温熱水を用いた重質油の軽質化方法の実施態様を例示するフローシートである。以下の実施例は本発明をさらに具体的に説明するためであって、本発明はこれに限定されるものではない。
【００１７】
次に図４に示す本発明の一実施形態の重質油の軽質化装置を説明する。
地中に配設される鋼製縦管（主管）２ａと、これに接続され、かつオイルサンド層１３内に水平に配設されると共に、多数の透孔２ｃを備えている複数の鋼製横管（枝管）２ｂとにより、水蒸気を圧入するための鋼製圧入井２が構成され、前記鋼製横管２ｂの一端側は多数の透孔２ｃにより開口されて横井が構成されている。
【００１８】
前記鋼製縦管２ａと間隔を置いて平行に鋼製縦管３ａが地中に配設され、その鋼製縦管３ａ（主管）とこれに接続され、かつオイルサンド層１３内に水平に配設されると共に、多数の透孔３ｃを有する複数の鋼製横管（枝管）３ｂとにより、オイルサンド油と水蒸気（凝縮水）との混合物を取り出すための鋼製の生産井（排出井）３が構成され、前記鋼製横管３ｂの一端側は多数の透孔３ｃにより開口されて横井が構成されている。前記生産井３における横管３ｂはオイルサンド層中の垂直面上において、前記圧入井２における鋼製横管２ｂよりも例えば５ｍ程度低レベルに配設される。
【００１９】
前記鋼製縦管２ａの上端部に坑口装置１が装着され、該坑口装置１は水蒸気等の供給用配管１７ｂ及び水蒸気発生装置２０及び圧送用ポンプ１４及び配管１７ａを介して貯水槽１１に接続されている。貯水槽１１には外部からの水の供給が可能なように水供給用配管１１ａが接続されている。
【００２０】
前記生産井３における鋼製縦管３ａの上端部に坑口装置４が装着され、前記坑口装置４は油水生産用（排出用）配管５を介して熱交換器６の第１入口に接続され、これに連通する前記熱交換器６の第１出口と水熱分解器７の入口とは配管１５を介して接続され、前記水熱分解器７の出口と前記熱交換器６の第２入口とは配管８を介して接続され、前記熱交換器６の第２入口に連通する第２出口と温度調整器１９とは配管１６ａを介して接続され、前記温度調整器１９と気液分離器９の入口とは配管１６ｂを介して接続され、前記気液分離器９における水排出口９ｃと、不純物除去のための水処理施設２８とは配管１０ａで接続され、前記水処理施設２８の出口と前記貯水槽１１とは配管１０ｂで接続され、前記貯水槽１１と圧送用ポンプ１４の吸込口とは、配管１７ａで接続され、前記圧送用ポンプ１４の吐き出し口と水蒸気発生装置２０とは配管１７ｃで接続され、前記水蒸気発生装置２０の出口と前記坑口装置１とは配管１７ｂにより接続されている。前記気液分離器９におけるガス排出用出口９ａはこれに接続するガス輸送管１８ａにより輸送されて加熱用燃料として熱交換器６または水熱分解器７あるいは水蒸気発生装置２０における加熱用燃料として使用することができる。また前記気液分離器９における改質油排出用出口９ｂはこれに接続する改質油輸送管１８ｂにより輸送されてタンク等に収容される。なお、前記気液分離器９より排出される水中の不純物が前記水蒸気発生装置２０の運転に支障を与えない程度に少ない場合には、水処理施設２８を省略することができる。
【００２１】
図４に示す上位のレベルに位置する圧入井２と下位のレベルに位置する生産井（排出井）３は、初期においては、オイルサンドの油層を加熱するために、両坑井２，３ともそれぞれ独立してスチームを循環させ（図示を省略した）、各坑井２，３からの熱伝導等によって坑井周辺の油層（オイルサンド層）を加熱し、固結している状態のオイルサンド粗原油（ビチューメン）を可動（流動）状態にし、その後図４に示すように圧入井２からスチームを圧入することにより、圧入されたスチームとオイルサンド粗原油をその比重差を利用して置換するようにし、油層の下部から鋼製横管３ｂを通じて重質油と水の混合物（オイルサンド油）を生産井３から排出するようにする。
【００２２】
生産井３から排出された重質油と水の混合物は、熱交換器６で昇温された後、水熱分解器７内で加熱および／または加圧されて、超臨界水を含む高温熱水と接触および反応して、低粘度の油に軽質化された後、気液分離器９で、炭化水素ガスと、改質油と、水とに分離される。
なお、低粘度の油に軽質化された軽質油は熱交換器６において、油水生産用配管５から送られて来る油水混合物を昇温させる為の熱源として利用される。前記実施形態の場合は、重質油中の重金属及び硫黄成分を効率よく取り除くことができると共にクローズドシステムで、しかも連続的に重質油の改質処理をすることができる。
【００２３】
図５の場合は、露天堀り等によって掘り出された後に、重質油と水との混合物（スラリー状物）に一次処理された重質油と水との混合物中の重質油を軽質化する場合の実施形態を示すものであって、重質油と水とからなる混合物を貯溜する貯溜槽３２の下部にロータリー式切換弁２９が設けられ、かつその切換弁２９の下部出口に連通する排出管３０の一端側と水蒸気発生装置２０の出口とが配管１７ｂにより接続され、かつ前記排出管３０の他端側と熱交換器６の第１入口とが配管３１により接続されているが、その他の構成については、図４に示す場合と同様であるので、同一符号を付してその説明を省略する。なお、前記一次処理する場合に、採掘された重質油に鉱物が含有する場合には、その重質油に前記気液分離器９から回収された水の一部または全部をあらかじめ接触せしめて、重質油と水との混合物と、それ以外の砂等を含む鉱物とを分離器（図示を省略した）により分離し、前記重質油と水との混合物を、輸送管等の搬送手段により搬送し、前記貯溜槽３２に貯溜することにより、前記気液分離器９から排出される水を再循環使用することもできる。すなわち、図５の場合は、このような重質油と水との混合物と、それ以外の砂等を含む鉱物とを分離処理した後の重質油と水との混合物中の重質油を軽質化する場合の実施形態を示している。
【００２４】
［実施例１］
カナダ国アルバータ州の地下に埋蔵されているオイルサンド層に井戸を掘り、図４に示すような装置により坑井内にスチームを注入して、オイルサンドと水からなる混合物を地上に取り出した。以下にスチーム注入条件と得られる混合物の留出条件を示す。なお、スチーム注入条件と混合物の留出条件が変動するため、幅をもって示した。
【００２５】
（スチーム注入条件）
スチーム注入温度：２００〜２４０℃
スチーム注入量：２００〜３００ｋｌ／日
スチーム注入圧力：２０〜３０ｋｇ／ｃｍ²
【００２６】
（混合物留出条件）
留出温度：２００〜２４０℃
留出圧力：２０〜３０ｋｇ／ｃｍ²
水含有率：約６６ｗｔ％（オイル／水＝１／２）
【００２７】
次に、得られた混合物（水含有率＝６４．３ｗｔ％）を用いて、水熱処理模擬実験を実施した。
まず、坑井から留出した混合物１４ｇ（オイル５ｇ換算、水９ｇ換算）にＫＯＨ０．５ｇ（ＫＯＨ水溶液として約１ｍｏｌ／ｄｍ³）を反応用圧力容器（内容積４５ｍｌ）に仕込み、密封した。ついで、以下の条件下で水熱処理したのち、加熱を停止し、徐冷させた。
【００２８】
（水熱反応条件）
容器に対する水充填率：２０％（自己圧：３７０ｋｇ／ｃｍ²）
反応温度：４３０℃
反応時間：５，３０分（４３０℃到達後）
【００２９】
次に、室温に冷却後、加圧容器を開け、油状物（これを改質油とする）と水とを分離した。油状物について、粘度測定を実施した。
その結果、反応時間５分後では粘度が約１１ｃｐ（３０℃）に、反応時間３０分後では粘度が約５ｃｐ（３０℃）にそれぞれ低下しており、軽質化されたことが認められた。
【００３０】
［実施例２］
坑井から留出した混合物１４ｇ（オイル５ｇ換算，水９ｇ換算）に、水９ｇとＫＯＨ１．０ｇ（ＫＯＨ水溶液として約１ｍｏｌ／ｄｍ³）を加えたこと、および反応時間を５，１５，３０分としたこと以外は実施例１と同様にして以下の条件で水熱処理を行った。
【００３１】
（水熱反応条件）
容器に対する水充填率：４０％（自己圧：４５０ｋｇ／ｃｍ²）
反応温度：４３０℃
反応時間：５，１５，３０分（４３０℃到達後）
【００３２】
その結果、反応時間５分後では粘度が約２５０ｃｐ（３０℃）に、反応時間１５分後では粘度が約３０ｃｐ（３０℃）に、反応時間３０分後では粘度が約５ｃｐ（３０℃）にそれぞれ低下した。
【００３３】
［実施例３］
ベネズエラ産重質油についても、実施例１と同様にして軽質化を図ることができる。そこで、以下の実験を行った。
ベネズエラ産重質油５ｇ（３０℃で粘度は１０００００ｃｐ）と水９．０ｇを用いたこと、反応時間を１５分にしたこと以外は、実施例１と同様にして水熱処理を行った。
その結果、反応後に粘度が約１１ｃｐ（３０℃）に低下することを確認した。
【００３４】
〔実施例４〕
実施例２と同様にして水熱処理を行った後、油状物中の硫黄含有率を測定した。
その結果、水熱処理前の油状物の硫黄含有率は４．５ｗｔ％であったものが、反応時間５分後の場合には２．２ｗｔ％に、反応時間３０分後の場合には１．３ｗｔ％にそれぞれ低下してることが認められた。
【００３５】
〔実施例５〕
反応時間を１５分にしたこと以外は実施例１と同様にして水熱処理を行った後、油状物中のＮｉ，Ｖ含有率を測定した。
その結果、水熱処理前の油状物のＮｉ含有率は５７．２ｐｐｍ，Ｖ含有率は１６０ｐｐｍであったものが、反応時間１５分後の場合には、Ｎｉ含有率は１４．１ｐｐｍ、Ｖ含有率は１２．０ｐｐｍにそれぞれ低下していることが認められた。
【００３６】
（参考例１）
実施例１で、坑井から留出させた混合物を冷却し、オイルサンド油を分離した。得られたオイルサンド油について、実施例１と同様にして粘度測定を実施した。
その結果、粘度は２５０００ｃｐ（３０℃）以上であった。
【００３７】
【発明の効果】
本発明によれば、地下に埋蔵されている重質油と、水と接触せしめて地上にくみ上げ、重質油と水からなる混合物を加熱および／または加圧し、重質油を超臨界水を含む高温熱水と接触、反応せしめるため、経済的かつ効率的に粘度５〜３５程度の軽質な油を製造することができる。
【００３８】
また本発明の装置によれば、生産井３から排出される重質油と水からなる混合物を連続的に処理することができ、そのため高能率で重質油を軽質な油に改質処理でき、しかも採油に用いた水を水熱分解に使い、かつその水を排出することなく再利用しており、しかもほぼクローズドシステムに近い状態で前記水を循環使用できるので、効率よく経済的に使用でき、また公害を起す恐れがなく、実用的な装置である。
【図面の簡単な説明】
【図１】水蒸気刺激攻法を示す模式図である。
【図２】スチームフラッド法を示す模式図である。
【図３】ＳＡＧＤ法を示す模式図である。
【図４】本発明方法の工程を示すフローシートである。
【図５】本発明方法における他の工程を示すフローシートである。
【符号の説明】
１坑口装置
２圧入井
３生産井
４坑口装置
５油水生産用配管
６熱交換器
７水熱分解器
８配管（油と水）
９気液分離器
１０配管（水）
１１貯水槽
１１ａ水供給用配管
１３オイルサンド層
１４ポンプ
１５配管
１６配管
１７配管
１８ａガス輸送管
１８ｂ改質油輸送管
１９温度調整器
２０水蒸気発生装置
２１ａ井戸
２１ｂ井戸
２２ａ，２２ｂ切替え弁
２３水飽和率の高い層
２４水平坑井
２５水平坑井
２６坑井
２７坑井
２８水処理施設
３０排出管
３２貯溜槽[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a method for lightening heavy oil such as oil sand and heavy crude oil, and an apparatus therefor.
More specifically, a mixture of heavy oil and water is prepared by contacting a mineral containing heavy oil buried underground with water, separating the heavy oil from the mineral, and heating the mixture. The present invention also relates to a method and an apparatus for pressurizing and softening a heavy oil into a lower viscosity oil by contacting and reacting a heavy oil with high-temperature hot water containing supercritical water.
[0002]
[Prior art]
Oil is an important source of energy and the basis of modern industry. However, since there is a limit to the amount of oil that is buried on the earth and there is a tendency to deplete oil resources in the future, unconventional oil developments such as ultra-heavy crude oil, oil sands and oil shale have been developed in recent years. The importance of. Among these, oil sands (including tar sand oil, bitumen, etc.) have a large reserve in the world and are promising as a valuable hydrocarbon source after oil, and their development in Canada and Venezuela is active. It is being advanced.
[0003]
As a method for recovering oil sand oil, three methods using steam such as a steam stimulation method, a steam flood method, and a SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) method are known. In the steam stimulation attack method, the switching valves 22a and 22b are appropriately opened and closed to inject water into one well 21 as shown by an arrow A as shown in FIG. As shown in FIG. 1 (b), the oil sand layer and the condensed water and / or steam mixture are taken out from the oil sand layer as shown by the arrow B from the well 21 after a long time. Sand oil recovery is intermittent.
[0004]
In the steam flood method, as shown in FIG. 2, water vapor is injected from one well 21a as indicated by arrow A, and oil sand oil and condensed water are injected from another well 21b as indicated by arrow B. In this method, water vapor is taken out, but a layer 23 having a high water saturation rate is required at the bottom of the oil sand layer 13, and if the thickness is too thick, the economy becomes low.
[0005]
In the SAGD method, as shown in FIG. 3, two horizontal wells 24 and 25 are dug in the oil sand layer 13, and steam is injected from a well 26 having the horizontal well 24 located at the upper level. In this method, oil sand oil and condensed water and / or water vapor are taken out from a well 27 having a horizontal well 25 located at a lower level.
[0006]
On the other hand, since such oil sand oil is generally heavy, reforming by a hydrocracking method, a thermal cracking method, a catalytic cracking method, a solvent extraction method, or the like has been conventionally attempted. For example, as one method of reforming oil sand oil, Cynclude Canada Co., Ltd. has changed oil sand oil to light synthetic crude oil using a method that combines hydrocracking and thermal cracking as shown below. A quality method has been put into practical use.
[0007]
Here, the lightening process is divided into the following two stages. First, in the first stage, heated oil sand oil is treated in a hydrocracking process or a high temperature pyrolysis process. In the former, by adding hydrogen to the oil sand oil, the oil sand oil is decomposed to produce light oil. In the latter, naphtha and light oil are produced by pyrolyzing the long molecular structure of oil sand oil by high-temperature treatment. In addition, the carbon residue remaining after pyrolysis is removed as coke. Next, since the products (naphtha and light oil) obtained from the first stage contain a large amount of sulfur and nitrogen and need to be reprocessed, sulfur and nitrogen are reacted by reacting with hydrogen under high temperature and high pressure using a catalyst. Is removed. The hydrotreated naphtha and light oil are finally mixed again to become synthetic crude oil. On average, the oil sands 1 m ^3, oil sand oil 0.21 m ³ is collected, coke sulfur and 22kg of synthetic crude oil and 10kg of 0.18 m ³ from the oil sand oil obtained further.
Furthermore, as another method for reforming oil sand oil, the present inventor has disclosed a method for reforming heavy oil with high-temperature hot water containing supercritical water in Japanese Patent Laid-Open No. Hei 6-279663.
[0008]
[Problems to be solved by the invention]
However, in the above prior art, the reforming methods such as the thermal decomposition method, the catalytic decomposition method, and the solvent extraction method have problems such as a large amount of by-products such as coke and a low liquid yield. In addition, the hydrocracking method has problems such as the use of expensive hydrogen or a special catalyst increases the refining cost, and raises the cracking rate to cause coking and disable operation. On the other hand, the reforming method using high-temperature hot water containing supercritical water described in JP-A-6-279663 is a reforming method of heavy oil with little by-products such as coke, but it is a practical process. Has not reached. That is, in the case of the publication described above, since the water used to lighten the heavy oil is not recirculated and reused, the relatively high temperature hot water after the reaction cannot be used. It is very expensive and not practical. Therefore, there is a demand for a method for lightening heavy oil that is economical. An object of the present invention is to solve the conventional problems, to provide a heavy oil lightening process (method) and apparatus which is less in the by-products such as coke and is excellent in economy.
[0009]
[Means for Solving the Problems]
The present inventor has further studied lightening of heavy oil, heavy oil, which is buried in the subsurface and contacted with water in the well, to prepare a mixture of heavy oil and water, Then, the mixture can be heated and / or pressurized as it is to prepare high-temperature hot water containing supercritical water, and contact with and react with heavy oil in the reactor. Based on this finding, the present invention has been completed.
[0010]
That is, the method for lightening heavy oil according to the present invention reacts by bringing heavy oil buried under the surface of the earth into contact with high-temperature hot water containing supercritical water, thereby obtaining a lower viscosity oil. in that lightening and contacted with water containing minerals containing heavy oil (a) subsurface, at least a portion of the separated water with water or following step C in the wellbore, heavy oil and water a step of the mixture prepared consisting of, reacted by contacting (B) and said step mixture prepared in a, heating and / or pressurizing the reactor, high temperature water containing supercritical water, a step of lightening the oil lower viscosity heavy oil, characterized in that it and a step of separating into a (C) distillate of the step B, the hydrocarbon gas and oil and water. In the method for lightening heavy oil, hot water containing steam of 100 ° C. or higher and / or supercritical water can be used as water to be brought into contact with the mineral containing heavy oil in Step A. Further, the heavy oil buried under the surface in the step A may be buried deeper than 50 m underground.
The heavy oil lightening device according to the present invention is a heavy oil lightening device that continuously lightens heavy oil buried under the ground surface to a lower viscosity oil. A mixture of water and heavy oil prepared by contacting a water introduced from the pressure well and a mineral containing heavy oil in the well, The reaction well is heated and / or pressurized in contact with high temperature hot water containing supercritical water, and the heavy oil is converted into a lower viscosity oil. A hydrothermal cracker for lightening, and a gas-liquid separator for separating the distillate produced by the hydrothermal cracker into hydrocarbon gas, oil, and water, and the outlet of the production well and the The hydrothermal cracker inlet is connected by a pipe line through a heat exchanger, and the hydrothermal cracking Outlet of the inlet of the gas-liquid separator, characterized in that it is connected in series by line through the heat exchanger. In this heavy oil lightening device, a water discharge outlet in the gas-liquid separator and an inlet of the press-fit well are connected by a pipe line, and the water discharged from the gas-liquid separator is circulated and used. it can. Further, the water injected into the well may be hot water containing steam of 100 ° C. or higher and / or supercritical water.
[0011]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Step (A), which is the first step of the method of the present invention, separated heavy oil from minerals by bringing water into contact with minerals containing heavy oil buried under the surface of the earth in a well or in a container. Later, it consists of preparing a mixture of heavy oil and water.
In this process, when heavy oil below the surface is buried at a position shallower than 50 m, it is often taken out to the ground by open pit mining. Minerals containing water and water can be contacted to separate the minerals and prepare a mixture of heavy oil and water. On the other hand, if the heavy oil below the surface is buried deeper than 50m, after digging a well, injecting water into the well, separating the heavy oil from the mineral, A mixture consisting of can be pumped to the ground.
[0012]
In this step, the form of water in contact with the mineral containing heavy oil may be any form of water, hot water, steam, and a mixture thereof, but usually the form of steam is preferred.
Although the temperature range of the water supplied to this process is 20-350 degreeC, 100-320 degreeC is more preferable normally, and 180-320 degreeC is especially more preferable. The amount of water to be supplied is 10 wt% or more in terms of water content in the mixture with heavy oil, but is more preferably 40 to 90 wt%, and further preferably 50 to 80 wt%. The pressure of the water to be supplied is 1 kg / cm ² or more. However, in the case of injecting into the well, it is defined by the depth to be injected, so 5-100 kg / cm ² is preferable.
Furthermore, in some cases, in order to improve oil production efficiency, an emulsifier such as silicate or carbonate of various metals, a surfactant, an alkaline aqueous solution, or the like may be added.
[0013]
In step (B), which is the second step of the method of the present invention, the mixture comprising the heavy oil and water prepared in step (A) is heated and / or pressurized in a reactor to obtain a high temperature containing supercritical water. This comprises contacting and reacting with hot water to lighten the heavy oil to a lower viscosity oil and reduce heavy metals such as sulfur and Ni, V in the heavy oil. The heavy oil used here generally has poor fluidity at room temperature, and the viscosity is often 3500 cp or more at 50 ° C. and 13000 cp or more at 30 ° C. in many cases. Specifically, heavy oils from Canada and Venezuela can be used.
The temperature range of the heavy oil and water mixture distilled from step (A) is usually 20 to 350 ° C., but it is desirable that the temperature range be as high as possible for the hydrothermal decomposition reaction. In this step, the mixing ratio of the heavy oil and water supplied to the reactor can be appropriately selected as the water content, usually in the range of 10 wt% or more, preferably 15 to 75 wt%.
[0014]
Moreover, when performing the hydrothermal decomposition reaction of the heavy oil by the high temperature hot water containing supercritical water, the reaction temperature is usually preferably 200 to 500 ° C, more preferably 300 to 500 ° C. The reaction pressure is usually preferably 50~500kg / cm ^2, more preferably 200~500kg / cm ^2.
Therefore, if the water content of the mixture supplied from step (A) and the temperature and pressure of the mixture are not compatible with the reaction conditions, the water content and the temperature and pressure of the mixture are appropriately adjusted according to the reaction conditions. To do.
When connected to a well (production well 3) described later, at least a portion of the water used for hydrothermal decomposition is supplied to separate heavy oil from minerals in step (A). Because inorganic metals such as alkali metals, alkaline earth metals, and transition metals are dissolved from minerals, they exhibit superior hydrothermal decomposition characteristics compared to the case of using pure water only. A catalyst such as a sodium compound or a potassium compound may be added.
The reactor type used in the step (B) is optimally a tube type reactor, but it may be carried out in a stirring type pressurized reaction vessel or other type of reactor.
[0015]
Step (C), which is the third step of the method of the present invention, consists of separating the distillate from step (B) into hydrocarbon gas, reformed oil and water. As a separation method, the effluent of step (B) is preferably cooled to 100 ° C. by a multi-stage heat exchanger and temperature controller before the gas-liquid separation step of step (C), and liquid hydrocarbons are cooled by the gas-liquid separator. It is preferable to separate into water and hydrocarbon gas. In this case, the liquid hydrocarbon may be further supplied to the distillation step to be separated into naphtha, kerosene / light oil, wax and the like.
At least a part of the hydrocarbon gas separated in the gas-liquid separation process of the process (C) can be used as a fuel gas for this process, and a part is supplied to each of the processes (A), (B), and (C). The Moreover, the water separated in the step (C) is recycled to the step (A).
Any gas-liquid separator, heat exchanger, and distiller used in step (C) may be any device known in the art.
The entire process is consistently performed from the production of heavy oil under the ground to the reformation of heavy oil, and the water used for oil collection is recycled and used, so that water is discharged outside the system. By reducing the amount of water as much as possible, and by using a heat exchanger to recover the heat of the distillate of the hydrothermal decomposition reaction, the amount of water used and the utility cost can be reduced.
[0016]
FIG. 4 is a flow sheet illustrating an embodiment of a method for lightening heavy oil using high-temperature hot water containing supercritical water according to the present invention. The following examples are for illustrating the present invention more specifically, and the present invention is not limited thereto.
[0017]
Next, a heavy oil lightening apparatus according to an embodiment of the present invention shown in FIG. 4 will be described.
A plurality of steel vertical pipes (main pipes) 2a disposed in the ground, and a plurality of steel pipes connected to the horizontal pipes 2a and horizontally disposed in the oil sand layer 13 and provided with a plurality of through holes 2c. The horizontal pipe (branch pipe) 2b constitutes a steel injection well 2 for injecting water vapor, and one end side of the steel horizontal pipe 2b is opened by a large number of through holes 2c to constitute a horizontal well. .
[0018]
A steel vertical pipe 3a is disposed in the ground in parallel with the steel vertical pipe 2a, and is connected to the steel vertical pipe 3a (main pipe) and horizontally in the oil sand layer 13. A steel production well (discharge) for taking out a mixture of oil sand oil and water vapor (condensed water) by a plurality of horizontal steel pipes (branch pipes) 3b having a plurality of through holes 3c. Well) 3 is formed, and one end side of the steel horizontal pipe 3b is opened by a large number of through holes 3c to form a horizontal well. The horizontal pipe 3b in the production well 3 is disposed on a vertical surface in the oil sand layer at a level lower by, for example, about 5 m than the steel horizontal pipe 2b in the press-fit well 2.
[0019]
The wellhead device 1 is attached to the upper end of the steel vertical pipe 2a, and the wellhead device 1 is connected to the water storage tank 11 through a supply pipe 17b for steam and the like, a steam generator 20, a pump for pumping 14 and a pipe 17a. Has been. A water supply pipe 11a is connected to the water storage tank 11 so that water can be supplied from the outside.
[0020]
A wellhead device 4 is attached to an upper end portion of a steel vertical pipe 3a in the production well 3, and the wellhead device 4 is connected to a first inlet of a heat exchanger 6 via an oil / water production (discharge) pipe 5. The first outlet of the heat exchanger 6 and the inlet of the hydrothermal cracker 7 connected to this are connected via a pipe 15, and the outlet of the hydrothermal cracker 7 and the second inlet of the heat exchanger 6 are connected to each other. Is connected via a pipe 8, the second outlet communicating with the second inlet of the heat exchanger 6 and the temperature regulator 19 are connected via a pipe 16 a, and the temperature regulator 19 and the gas-liquid separator 9 are connected. The water discharge port 9c in the gas-liquid separator 9 and the water treatment facility 28 for removing impurities are connected by a pipe 10a, and the outlet of the water treatment facility 28 is connected to the inlet of the water treatment facility 28. The water tank 11 is connected by a pipe 10b, and the water tank 11 and a pump 14 for pressure feeding are connected. The suction port is connected by a pipe 17a, the discharge port of the pump 14 for pumping and the steam generator 20 are connected by a pipe 17c, and the outlet of the steam generator 20 and the wellhead apparatus 1 are connected by a pipe 17b. Has been. The gas discharge outlet 9a in the gas-liquid separator 9 is transported by a gas transport pipe 18a connected to the gas-liquid separator 9 and used as a heating fuel in the heat exchanger 6 or the hydrothermal cracker 7 or the steam generator 20 as a heating fuel. can do. Further, the reformed oil discharge outlet 9b in the gas-liquid separator 9 is transported by a reformed oil transport pipe 18b connected thereto and accommodated in a tank or the like. In addition, when there are few impurities in the water discharged from the gas-liquid separator 9 so as not to hinder the operation of the water vapor generator 20, the water treatment facility 28 can be omitted.
[0021]
In the initial stage, the injection well 2 located at the upper level and the production well (discharge well) 3 located at the lower level shown in FIG. Steam is circulated independently (not shown in the figure), and the oil layer (oil sand layer) around the well is heated by heat conduction from each well 2 and 3 to solidify the oil sand. The crude crude oil (bitumen) is brought into a movable (flowing) state, and then steam is injected from the injection well 2 as shown in FIG. 4 to replace the injected steam and the oil sand crude crude oil by utilizing the difference in specific gravity. Thus, a mixture of heavy oil and water (oil sand oil) is discharged from the production well 3 through the steel horizontal pipe 3b from the lower part of the oil layer.
[0022]
The mixture of heavy oil and water discharged from the production well 3 is heated in the heat exchanger 6 and then heated and / or pressurized in the hydrothermal cracker 7 to generate high-temperature heat containing supercritical water. After contacting and reacting with water to lighten the oil to low viscosity, it is separated into hydrocarbon gas, reformed oil, and water by the gas-liquid separator 9.
The light oil lightened to low viscosity oil is used in the heat exchanger 6 as a heat source for raising the temperature of the oil / water mixture sent from the oil / water production pipe 5. In the case of the above embodiment, heavy metals and sulfur components in heavy oil can be efficiently removed and heavy oil can be continuously reformed in a closed system.
[0023]
In the case of FIG. 5, the heavy oil in the mixture of heavy oil and water that has been first processed into a mixture of heavy oil and water (slurry) after being excavated by open pit drilling, etc. The rotary type switching valve 29 is provided in the lower part of the storage tank 32 which stores the mixture consisting of heavy oil and water, and communicates with the lower outlet of the switching valve 29. One end side of the discharge pipe 30 and the outlet of the water vapor generator 20 are connected by a pipe 17b, and the other end side of the discharge pipe 30 and the first inlet of the heat exchanger 6 are connected by a pipe 31. Other configurations are the same as those shown in FIG. 4, and therefore, the same reference numerals are given and description thereof is omitted. In addition, in the case of the primary treatment, if the mined heavy oil contains minerals, a part or all of the water recovered from the gas-liquid separator 9 is brought into contact with the heavy oil in advance. The heavy oil and water mixture is separated from other minerals containing sand and the like by a separator (not shown), and the heavy oil and water mixture is transported by a transport means such as a transport pipe. The water discharged from the gas-liquid separator 9 can be recirculated by being transported by the above and stored in the storage tank 32. That is, in the case of FIG. 5, the heavy oil in the mixture of heavy oil and water after separation treatment of such a mixture of heavy oil and water and other minerals containing sand or the like is used. The embodiment in the case of lightening is shown.
[0024]
[Example 1]
A well was dug into an oil sand layer buried underground in Alberta, Canada, and steam was injected into the well using an apparatus as shown in FIG. 4 to take out a mixture of oil sand and water to the ground. The steam injection conditions and the distillation conditions of the resulting mixture are shown below. In addition, since the steam injection conditions and the distilling conditions of the mixture fluctuate, they are shown with a width.
[0025]
(Steam injection conditions)
Steam injection temperature: 200-240 ° C
Steam injection amount: 200 to 300 kl / day Steam injection pressure: 20 to 30 kg / cm ²
[0026]
(Condition distillation conditions)
Distillation temperature: 200-240 ° C
Distillation pressure: 20-30 kg / cm ²
Water content: about 66 wt% (oil / water = 1/2)
[0027]
Next, a hydrothermal treatment simulation experiment was carried out using the obtained mixture (water content = 64.3 wt%).
First, 14 g of a mixture distilled from a well (5 g of oil, 9 g of water) was charged with 0.5 g of KOH (about 1 mol / dm ³ as a KOH aqueous solution) in a reaction pressure vessel (internal volume 45 ml) and sealed. Next, after hydrothermal treatment under the following conditions, heating was stopped and the mixture was gradually cooled.
[0028]
(Hydrothermal reaction conditions)
Water filling rate for the container: 20% (self-pressure: 370 kg / cm ² )
Reaction temperature: 430 ° C
Reaction time: 5, 30 minutes (after reaching 430 ° C.)
[0029]
Next, after cooling to room temperature, the pressurized container was opened to separate the oily substance (this is used as the reformed oil) and water. Viscosity measurements were performed on the oil.
As a result, after 5 minutes of reaction time, the viscosity decreased to about 11 cp (30 ° C.), and after 30 minutes of reaction time, the viscosity decreased to about 5 cp (30 ° C.).
[0030]
[Example 2]
9 g of water and 1.0 g of KOH (approximately 1 mol / dm ³ as a KOH aqueous solution) were added to 14 g of the mixture distilled from the well (5 g of oil, 9 g of water), and the reaction time was 5, 15, 30 minutes. Except for the above, hydrothermal treatment was performed in the same manner as in Example 1 under the following conditions.
[0031]
(Hydrothermal reaction conditions)
Water filling rate for the container: 40% (self pressure: 450 kg / cm ² )
Reaction temperature: 430 ° C
Reaction time: 5, 15, 30 minutes (after reaching 430 ° C.)
[0032]
As a result, the viscosity is about 250 cp (30 ° C.) after 5 minutes of reaction time, the viscosity is about 30 cp (30 ° C.) after 15 minutes of reaction time, and the viscosity is about 5 cp (30 ° C.) after 30 minutes of reaction time. Each decreased.
[0033]
[Example 3]
Lightening of Venezuelan heavy oil can also be achieved in the same manner as in Example 1. Therefore, the following experiment was conducted.
Hydrothermal treatment was performed in the same manner as in Example 1 except that 5 g of Venezuelan heavy oil (viscosity at 100 ° C. at 30 ° C.) and 9.0 g of water were used and the reaction time was 15 minutes.
As a result, it was confirmed that the viscosity dropped to about 11 cp (30 ° C.) after the reaction.
[0034]
Example 4
After hydrothermal treatment as in Example 2, the sulfur content in the oil was measured.
As a result, the sulfur content of the oily product before hydrothermal treatment was 4.5 wt%, but it was 2.2 wt% when the reaction time was 5 minutes, and 1. It was recognized that the content decreased to 3 wt%.
[0035]
Example 5
The hydrothermal treatment was performed in the same manner as in Example 1 except that the reaction time was 15 minutes, and then the Ni and V contents in the oily material were measured.
As a result, the Ni content of the oil before hydrothermal treatment was 57.2 ppm and the V content was 160 ppm. However, when the reaction time was 15 minutes later, the Ni content was 14.1 ppm and the V content was It was observed that the respective values decreased to 12.0 ppm.
[0036]
(Reference Example 1)
In Example 1, the mixture distilled from the well was cooled to separate oil sand oil. About the obtained oil sand oil, the viscosity measurement was implemented like Example 1. FIG.
As a result, the viscosity was 25000 cp (30 ° C.) or more.
[0037]
【The invention's effect】
According to the present invention, the heavy oil buried underground is brought into contact with water and pumped to the ground, the mixture of heavy oil and water is heated and / or pressurized, and the heavy oil is converted into supercritical water. Since it contacts and reacts with the high temperature hot water containing, it can economically and efficiently manufacture light oil with a viscosity of about 5-35.
[0038]
Further, according to the apparatus of the present invention, a mixture of heavy oil and water discharged from the production well 3 can be continuously processed, so that heavy oil can be reformed to light oil with high efficiency. In addition, the water used for oil collection is used for hydrothermal decomposition and reused without discharging, and the water can be circulated and used in a state almost similar to a closed system, so it can be used efficiently and economically. It is a practical device with no possibility of causing pollution and pollution.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic diagram showing a water vapor stimulation attack.
FIG. 2 is a schematic diagram showing a steam flood method.
FIG. 3 is a schematic diagram showing a SAGD method.
FIG. 4 is a flow sheet showing the steps of the method of the present invention.
FIG. 5 is a flow sheet showing other steps in the method of the present invention.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Wellhead device 2 Injection well 3 Production well 4 Wellhead device 5 Oil / water production piping 6 Heat exchanger 7 Hydrothermal cracker 8 Piping (oil and water)
9 Gas-liquid separator 10 Piping (water)
DESCRIPTION OF SYMBOLS 11 Water tank 11a Water supply piping 13 Oil sand layer 14 Pump 15 Piping 16 Piping 17 Piping 18a Gas transport pipe 18b Reformed oil transport pipe 19 Temperature regulator 20 Steam generator 21a Well 21b Well 22a, 22b Switching valve 23 Water saturation High rate layer 24 Horizontal well 25 Horizontal well 26 Well 27 Well 28 Water treatment facility 30 Discharge pipe 32 Reservoir

Claims

地表下に埋蔵されている重質油を、超臨界水を含む高温熱水と接触させることにより反応せしめて、より低粘度の油に軽質化するに際して、
（Ａ）地表下の重質油を含む鉱物を、坑井内で水または下記工程Ｃで分離された水を少なくとも一部に含む水と接触せしめて、重質油と水とからなる混合物を調製する工程と、
（Ｂ）前記工程Ａで調製した混合物を、反応器内で加熱および／または加圧して、超臨界水を含む高温熱水と接触させることにより反応せしめ、重質油をより低粘度の油に軽質化する工程と、
（Ｃ）前記工程Ｂの留出物を、炭化水素ガスと油と水とに分離する工程と、
を有することを特徴とする重質油の軽質化方法。When making heavy oil buried under the surface of the earth react with high-temperature hot water containing supercritical water to make it lighter to a lower viscosity oil,
The mineral containing a heavy oil of (A) the subsurface, and contacted with water containing at least a portion of the separated water with water or following Step C in the wellbore, the mixture consisting of heavy oil and water A step of preparing;
(B) The mixture prepared in the above step A is heated and / or pressurized in a reactor to be brought into contact with high-temperature hot water containing supercritical water, thereby reacting the heavy oil into a lower viscosity oil. The process of lightening,
The distillate (C) the step B, the step of separating the hydrocarbon gas and the oil and water,
A method for lightening heavy oil, characterized by comprising:

前記工程Ａで、重質油を含む鉱物と接触せしめる水が、１００℃以上のスチームおよび／または超臨界水を含む熱水であることを特徴とする請求項１に記載の重質油の軽質化方法。 Wherein in step A, the water contacted with minerals containing heavy oil, light heavy oil according to claim 1, characterized in that the hot water containing 100 ° C. or more steam and / or super-critical water Method.

前記工程Ａで、地表下に埋蔵されている重質油が、地下５０ｍ以深に埋蔵されているものであることを特徴とする請求項１又は２に記載の重質油の軽質化方法。 Wherein in step A, heavy oil are buried in the subsurface is lightened method of heavy oil according to claim 1 or 2, characterized in that those which are buried underground 50m or deeper.

地表下に埋蔵されている重質油をより低粘度の油に連続的に軽質化する重質油の軽質化装置において、In heavy oil lightening equipment that continuously lightens heavy oil buried under the surface to lower viscosity oil,
坑井内に水を圧入するための圧入井と、An injection well for injecting water into the well,
前記坑井内において前記圧入井から導入された水と重質油を含む鉱物とを接触させることにより調製された水と重質油とからなる混合物を、前記坑井内から排出するための生産井と、A production well for discharging a mixture of water and heavy oil prepared by contacting water introduced from the injection well and a mineral containing heavy oil in the well, from the well. ,
前記混合物を、加熱および／または加圧した状態で、超臨界水を含む高温熱水と接触させることにより反応させ、前記重質油をより低粘度の油に軽質化する水熱分解器と、A hydrothermal cracker that reacts the mixture by contacting it with hot hot water containing supercritical water in a heated and / or pressurized state to lighten the heavy oil to a lower viscosity oil;
前記水熱分解器で生成した留出物を、炭化水素ガスと油と水とに分離する気液分離器と、を有し、A gas-liquid separator that separates the distillate produced by the hydrothermal cracker into hydrocarbon gas, oil, and water;
前記生産井の出口と前記水熱分解器入り口とが、熱交換器を介して管路により接続されており、前記水熱分解器の出口と前記気液分離器の入り口とが、前記熱交換器を介して管路により直列に接続されていることを特徴とする重質油の軽質化装置。The outlet of the production well and the inlet of the hydrothermal cracker are connected by a pipe line through a heat exchanger, and the outlet of the hydrothermal cracker and the inlet of the gas-liquid separator are exchanged with the heat. Heavy oil lightening device characterized by being connected in series by a pipe line through a vessel.

前記気液分離器における水排出用出口と前記圧入井の入り口とを管路により接続し、前記気液分離器から排出される水を循環使用することを特徴とする請求項４に記載の重質油の軽質化装置。The water discharge outlet before crisis liquid separator and the inlet of the injection well connected via line, according to claim 4, characterized by recycling the water discharged the gas-liquid separator or al light apparatus of heavy oil.

前記圧入井から前記坑井内に圧入する水が、１００℃以上のスチームおよび／または超臨界水を含む熱水であることを特徴とする請求項４又は５に記載の重質油の軽質化装置。The heavy oil lightening device according to claim 4 or 5, wherein water injected from the injection well into the well is hot water containing steam of 100 ° C or higher and / or supercritical water. .