(57)【要約】【課題】生産流体に含まれる含硫黄化合物をより効率よく除去し、生産流体処理施設を小型化できる生産流体処理システム及び生産流体の処理方法。【解決手段】炭化水素ガスと原油と含硫黄化合物とを含む生産流体に、油溶性の硫黄化合物固定剤を混合して第一混合流体を得る第一混合装置１０と、前記第一混合流体から前記炭化水素ガスを含む気相成分を分離するガス分離装置と、を備え、第一混合装置１０は、前記第一混合流体を貯留する貯留部１５を備える生産流体処理システム１。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
炭化水素ガスと原油と含硫黄化合物とを含む生産流体に、油溶性の硫黄化合物固定剤を混合して第一混合流体を得る第一混合装置と、
前記第一混合流体から前記炭化水素ガスを含む気相成分を分離するガス分離装置と、
を備え、
前記第一混合装置は、前記第一混合流体を貯留する貯留部を備える生産流体処理システム。
【請求項２】
前記ガス分離装置の後段に、新たな油溶性の硫黄化合物固定剤を含む油溶液と、前記気相成分とを接触させる吸着装置をさらに備える、請求項１に記載の生産流体処理システム。
【請求項３】
前記第一混合流体から前記原油を含む油相成分を分離する油分分離装置と、前記吸着装置の後段に、前記油相成分に、前記気相成分と接触した前記油溶液を混合する第二混合装置と、をさらに備える、請求項２に記載の生産流体処理システム。
【請求項４】
前記ガス分離装置の前段に、前記生産流体に、前記気相成分と接触した前記油溶液を混合する第三混合装置をさらに備える、請求項２に記載の生産流体処理システム。
【請求項５】
前記ガス分離装置の前段に、前記第一混合流体を減圧する減圧装置をさらに備える、請求項１〜４のいずれか一項に記載の生産流体処理システム。
【請求項６】
炭化水素ガスと原油と含硫黄化合物とを含む生産流体に、油溶性の硫黄化合物固定剤を混合して第一混合流体を得る第一混合工程と、
前記第一混合流体から前記炭化水素ガスを含む気相成分を分離するガス分離工程と、
を有し、
前記第一混合工程は、前記第一混合流体を貯留する貯留操作を有する生産流体の処理方法。
【請求項７】
前記油溶性の硫黄化合物固定剤がアルデヒド基を有する油溶性化合物を含有する、請求項６に記載の生産流体の処理方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、生産流体処理システム及び生産流体の処理方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
油井から産出される生産流体には、多様な炭化水素、水分、硫化水素やメルカプタン等の含硫黄化合物が含まれる。石油プラントでは、これらの生産流体から炭化水素ガス、水分を分離して、原油をパイプラインその他の輸送手段を用いて出荷している。
【０００３】
生産流体から分離された炭化水素ガスは、含硫黄化合物を除去した後、石油ガスとして製品化される。石油ガスは、その密度の違いから、通常、原油とは別系統のパイプラインで出荷される。
含硫黄化合物は、その毒性、悪臭、金属への腐食性等から、製品中の濃度が制限されている。含硫黄化合物の製品中の濃度は、石油ガスでは概ね数ｐｐｍに、原油では１００ｐｐｍ程度に設定される。
【０００４】
含硫黄化合物の除去方法としては、アミンによる吸収処理（アミン吸収法）が広く知られている。しかし、アミン吸収法は、炭化水素ガスとともに含まれる二酸化炭素及び硫化水素を吸収した吸収液を加熱再生する再生工程が必須である。加えて、再生工程で生成する硫化水素を分離し、除去する工程が必要である。このため、プラントの規模が大きくなり、処理コスト等の点で採算が取れない。
【０００５】
こうした問題に対し、例えば、特許文献１、２には、原油等の炭化水素に炭素数６〜１６のジアルデヒドを含有する組成物を添加し、含硫黄化合物を除去する技術が提案されている。特許文献１、２の技術によれば、炭化水素に含まれる含硫黄化合物を効率よく除去することが図られている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】国際公開第２０１５／１４１５３５号
【特許文献２】国際公開第２０１６／１２１７４７号
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかしながら、メルカプタンは硫化水素よりも反応性が低く、硫化水素よりも反応時間が長い。このため、特許文献１、２の技術では、メルカプタンを効率よく除去することが出来なかった。
加えて、炭化水素ガスから含硫黄化合物を除去する場合、体積の大きなガス状態で処理するため、炭化水素ガスの処理に大きな設備が必要になり、中小規模の油ガス生産設備での炭化水素ガスの処理は困難であった。
【０００８】
そこで本発明は、生産流体に含まれる含硫黄化合物をより効率よく除去し、生産流体処理施設を小型化できる生産流体処理システム及び生産流体の処理方法を目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
本発明は、以下の態様を有する。
［１］炭化水素ガスと原油と含硫黄化合物とを含む生産流体に、油溶性の硫黄化合物固定剤を混合して第一混合流体を得る第一混合装置と、前記第一混合流体から前記炭化水素ガスを含む気相成分を分離するガス分離装置と、を備え、前記第一混合装置は、前記第一混合流体を貯留する貯留部を備える生産流体処理システム。
［２］前記ガス分離装置の後段に、新たな油溶性の硫黄化合物固定剤を含む油溶液と、前記気相成分とを接触させる吸着装置をさらに備える、［１］に記載の生産流体処理システム。
［３］前記第一混合流体から前記原油を含む油相成分を分離する油分分離装置と、前記吸着装置の後段に、前記油相成分に、前記気相成分と接触した前記油溶液を混合する第二混合装置と、をさらに備える、［２］に記載の生産流体処理システム。
［４］前記ガス分離装置の前段に、前記生産流体に、前記気相成分と接触した前記油溶液を混合する第三混合装置をさらに備える、［２］に記載の生産流体処理システム。
［５］前記ガス分離装置の前段に、前記第一混合流体を減圧する減圧装置をさらに備える、［１］〜［４］のいずれかに記載の生産流体処理システム。
【００１０】
さらに、本発明は以下の態様を有する。
［６］炭化水素ガスと原油と含硫黄化合物とを含む生産流体に、油溶性の硫黄化合物固定剤を混合して第一混合流体を得る第一混合工程と、前記第一混合流体から前記炭化水素ガスを含む気相成分を分離するガス分離工程と、を有し、前記第一混合工程は、前記第一混合流体を貯留する貯留操作を有する生産流体の処理方法。
［７］前記油溶性の硫黄化合物固定剤がアルデヒド基を有する油溶性化合物を含有する、［６］に記載の生産流体の処理方法。
［８］前記ガス分離工程の後に、新たな油溶性の硫黄化合物固定剤を含む油溶液と、前記気相成分とを接触させる吸着工程をさらに有する、［６］又は［７］に記載の生産流体の処理方法。
［９］前記第一混合流体から前記原油を含む油相成分を分離する油分分離工程と、前記吸着工程の後に、前記油相成分に、前記気相成分と接触した前記油溶液を混合する第二混合工程と、をさらに有する、［８］に記載の生産流体の処理方法。
［１０］前記ガス分離工程の前に、前記生産流体に、前記気相成分と接触した前記油溶液を混合する第三混合工程をさらに有する、［８］に記載の生産流体の処理方法。
［１１］前記ガス分離工程の前に、前記第一混合流体を減圧する減圧工程をさらに有する、［６］〜［１０］のいずれかに記載の生産流体の処理方法。
【発明の効果】
【００１１】
本発明の生産流体処理システム及び生産流体の処理方法によれば、生産流体に含まれる含硫黄化合物をより効率よく除去し、生産流体処理施設を小型化できる。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】本発明の第一実施形態に係る生産流体処理システムの構成を示す系統図である。
【図２】本発明の第二実施形態に係る生産流体処理システムの構成を示す系統図である。
【図３】本発明の第三実施形態に係る生産流体処理システムの構成を示す系統図である。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
本発明の生産流体処理システムは、第一混合装置とガス分離装置とを備える。
本発明の生産流体処理システムは、油・ガス田の坑井近傍で生産流体からの硫黄化合物を除去し、処理された硫黄化合物を、生産された原油と混合させることで、油田随伴ガスや原油を、石油精製設備やＬＮＧプラント等へ輸送することを容易にする。
本発明の生産流体の処理方法は、第一混合工程とガス分離工程とを有する。
本発明の生産流体の処理方法は、特に、中小規模油田の油田随伴ガスを天然ガス及び石油ガスとして製品化する生産方法として好適である。
【００１４】
本明細書において、本発明の生産流体処理システムの適用対象となる「生産流体処理施設」としては、一日当たりの原油又はコンデンセート油の生産量が５０００バレル（約７９５ｋＬ）未満の生産流体処理施設が好ましい。コンデンセート油は、炭素数５〜１０のアルカンを主成分とする炭化水素である。生産流体処理システムの一日当たりの原油又はコンデンセート油の生産量は、４０００バレル（約６３６ｋＬ）未満がより好ましく、３０００バレル（約４７７ｋＬ）未満がさらに好ましい。一日当たりの原油又はコンデンセート油の生産量の下限値は、特に限定されないが、例えば、１００バレル（約１５．９ｋＬ）以上が好ましい。加えて、坑口部での一日当たりの生産流体の生産量は３００００バレル（４７７０ｋＬ）未満が好ましい。
【００１５】
本明細書における生産流体は、油井やガス井等の坑井の坑口から生産される流体である。特に坑井が油井である場合、生産流体は、常温常圧の環境下で、液状の炭化水素、気体状の炭化水素ガスと水を主成分とする混合物である。生産流体は、窒素ガス、硫化水素等の含硫黄化合物、二酸化炭素等の気体成分を含有し、さらに、生産井の坑底から液相により輸送される、粘度鉱物の微粒子や、砂等の固形物を少量含有してもよい。生産流体は、特に、油井の坑底では概ね液相であるが、地上近傍で圧力が低下すると、溶解している気相成分が分離し、気−液の混相流体になる。また、液相成分は、静置すれば、通常、炭化水素を主成分とする油相と、水を主成分とする水相とに分離する。油相と水相とのそれぞれには、少量の水分又は油分がエマルジョン状態で含有される。生産流体は、通常セパレータにより生産流体から水分及びガス成分を比重選別により分離し、残った油相部分が原油として、出荷される。このため、油ガス井から生産される生産流体と原油とは、物性・組成・経済的価値の面で明確に異なる物質である。
本明細書における炭化水素ガスは、常温常圧の環境下で気体である炭化水素のことであり、炭素数４以下のアルカンを主成分とする。炭化水素ガスは、セパレータで分離された気相成分（油田随伴ガスともいう）から、含硫黄化合物、水蒸気、窒素ガス等を除去した後、その沸点の違いを利用し、コンデンセート油、石油ガス、天然ガスとして市場に供給される。なお、本明細書において「常温」とは、１５℃〜４０℃のことをいう。「常圧」とは、特別に減圧も加圧もしないときの圧力をいい、例えば、９００〜１１００ｈＰａが挙げられる。
【００１６】
含硫黄化合物は、硫化水素、チオール基を含有する化合物又はこれらの混合物をいう。ここで、チオール基を含有する化合物としては、化学式「Ｒ−ＳＨ」で示され、メルカプタン類として分類される含硫黄化合物が挙げられる。ここで、Ｒは、アルキル基、アリール基、アラルキル基等である。
【００１７】
硫黄化合物固定剤は、生産流体に含まれる含硫黄化合物と反応して油溶性化合物を形成し、７０℃１気圧の環境下においても含硫黄化合物を第一混合流体の液相中に留めることができる組成物をいう。硫黄化合物固定剤は、常温常圧の環境下で液体であり、油溶性の有機化合物である。
第一混合流体は、生産流体と硫黄化合物固定剤との混合流体である。
硫黄化合物固定剤としては、含硫黄化合物と反応しても安定して存在し、逆反応を起こして含硫黄化合物と分解しない固定剤が挙げられる。硫黄化合物固定剤としては、含硫黄化合物との反応性にすぐれ、安定性にすぐれる、炭素数４以上の炭化水素基に１以上のアルデヒド基が結合した油溶性化合物が好ましい。油溶性の硫黄化合物固定剤としては、例えば、３−メチル−２−ブテナール、１，９−ノナンジアール、２−メチル−１，８−オクタンジアール等が挙げられる。油溶性の硫黄化合物固定剤としては、含硫黄化合物との反応性にすぐれることから、３−メチル−２−ブテナールが好ましい。
これらの硫黄化合物固定剤は、流動性を調整する観点から、灯油、ナフサ、コンデンセート油、原油等に希釈して油溶液として用いることが好ましい。油溶液としては、例えば、硫黄化合物固定剤とナフサを１：３〜３：１の質量比で希釈した混合液を、混合液の２〜２０倍の質量の原油で希釈した液体が挙げられる。油溶液としては、例えば、硫黄化合物固定剤とナフサを１：１の質量比で希釈した混合液を、混合液の１０倍の質量の原油で希釈した液体が特に好ましい。
なお、本明細書において、「油溶性」とは、ＪＩＳ  Ｋ２２０３：２００９に規定する１号の灯油に、化合物と灯油を２：８〜８：２の体積比で混合して、相分離しない化合物が有する性質をいうものとする。
【００１８】
本明細書における気相成分は、炭化水素ガスを含む。気相成分は、この他、炭酸ガス、硫化水素、水蒸気、メルカプタン類等を含む。
本明細書における油相成分は、原油を含む。油相成分は、この他、コンデンセート油、含硫黄化合物、無機金属化合物、有機金属化合物等を含む。
本明細書における液相成分は、油相成分と水相成分とからなる。水相成分は、水の他、メチルメルカプタンやエチルメルカプタン等の水溶性メルカプタン類を含む。
【００１９】
［第一実施形態］
以下、本発明の第一実施形態に係る生産流体処理システム、及びこのシステムを用いた生産流体の処理方法について、図面を用いて詳細に説明する。
なお、以下の説明で用いる図面は、特徴をわかりやすくするために、便宜上特徴となる部分を拡大して示している場合があり、各構成要素の寸法比率等が実際と同じであるとは限らない。
【００２０】
＜生産流体処理システム＞
図１は、本発明の第一実施形態に係る生産流体処理システムの構成を示す系統図である。図１に示すように、生産流体処理システム１は、第一混合装置１０と、分離装置２０と、吸着装置３０と、第二混合装置４０と、減圧装置５０と、攪拌混合装置８０と、原油タンク６０と、配管Ｌ１〜Ｌ１５と、を備える。
【００２１】
第一混合装置１０は、生産井ＰＷに配管Ｌ１で接続されている。配管Ｌ１には、チョークバルブＣＶが備えられている。第一混合装置１０の後段には分離装置２０が備えられ、第一混合装置１０と分離装置２０とは、配管Ｌ３で接続されている。配管Ｌ３には、減圧装置５０が備えられている。すなわち、減圧装置５０は、分離装置２０の前段に位置している。配管Ｌ３は、分岐１０２で配管Ｌ４と接続されている。配管Ｌ４は、添加部７０と接続されている。
分離装置２０の後段には吸着装置３０が備えられ、分離装置２０と吸着装置３０とは、配管Ｌ７で接続されている。分離装置２０の後段には原油タンク６０が備えられている。分離装置２０と原油タンク６０とは、配管Ｌ６で接続されている。配管Ｌ６には、攪拌混合装置８０が備えられている。配管Ｌ６は、分岐１０３で配管Ｌ８と接続されている。配管Ｌ８は、添加部７１と接続されている。分離装置２０には配管Ｌ５が接続されている。原油タンク６０の後段には第二混合装置４０が備えられ、原油タンク６０と第二混合装置４０とは、配管Ｌ９で接続されている。第二混合装置４０には配管Ｌ１０が接続されている。
吸着装置３０には、配管Ｌ１１と配管Ｌ１２とが接続されている。吸着装置３０と第二混合装置４０とは、配管Ｌ１２で接続されている。配管Ｌ１３は、分岐１０５で配管Ｌ１２と接続されている。配管Ｌ１３は、吸着装置３０と接続されている。配管Ｌ１４は、分岐１０６で配管Ｌ１３と接続されている。配管Ｌ１４は、添加部７２と接続されている。
【００２２】
生産井ＰＷは、特に限定されず、地中から石油を汲み上げて採取できる油井、地中から天然ガスを汲み上げて採取できるガス井等が挙げられる。
チョークバルブＣＶは、公知のチョークバルブを用いることができ、手動式のチョークバルブであってもよく、自動式のチョークバルブであってもよい。生産流体の圧力を調整しやすい観点から、チョークバルブＣＶとしては、自動式のチョークバルブが好ましい。
【００２３】
（第一混合装置）
第一混合装置１０は、生産流体に油溶性の硫黄化合物固定剤を混合して第一混合流体を得る装置である。
第一混合装置１０は、添加部１３と、攪拌混合部１４と、貯留部１５と、配管Ｌ１と、配管Ｌ２と、配管Ｌ１５とで構成されている。配管Ｌ１は、貯留部１５と接続されている。配管Ｌ１には、攪拌混合部１４が備えられている。配管Ｌ１は、分岐１０１で配管Ｌ２と接続されている。配管Ｌ２は、添加部１３と接続されている。配管Ｌ１５は、貯留部１５と接続されている。
添加部１３は、生産流体に油溶性の硫黄化合物固定剤（第一の硫黄化合物固定剤）を添加できるものであればよく、例えば、ギアポンプ等の高圧送液ポンプ等が挙げられる。
攪拌混合部１４は、特に限定されず、例えば、スタティックミキサー等のインライン型の混合装置等が挙げられる。
貯留部１５は、第一混合流体を一時的に滞留できればよく、貯留タンク、バッファタンクや耐圧タンク、貯留時間を確保する長い配管等が挙げられる。
【００２４】
配管Ｌ１としては、特に限定されず、金属製の配管、樹脂製の配管、樹脂に炭素繊維を混入した複合材料を用いた配管等が挙げられる。配管Ｌ１は、炭素鋼、クロム系のステンレス鋼が好ましい。配管Ｌ１は、寒冷地では、生産流体の流動性を確保するため、グラスウール等の不燃性断熱材で被覆保温されることが好ましい。
配管Ｌ２の材質は、配管Ｌ１の材質と同じであってもよく、異なっていてもよい。以下、本明細書における配管の種類、材質については同様とする。
【００２５】
（分離装置）
本実施形態の分離装置２０は、第一混合流体から炭化水素ガスを含む気相成分と原油を含む油相成分とを分離する装置である。すなわち、分離装置２０は、第一混合流体から炭化水素ガスを含む気相成分を分離するガス分離装置と、第一混合流体から原油を含む油相成分を分離する油分分離装置とを兼ねる。
分離装置２０としては、特に限定されず、例えば、比重によって第一混合流体を液相成分と気相成分とに分離できるセパレータ等が挙げられる。
分離装置２０としては、本実施形態に限定されず、ガス分離装置と、油分分離装置とを各々有する分離装置であってもよい。油分分離装置としては、例えば、液相成分を水相成分と油相成分とに分離できるセパレータ等が挙げられる。
生産流体処理システム１を小型化する観点から、ガス分離装置と油分分離装置とは、一つの分離装置２０が兼ねることが好ましい。
【００２６】
（吸着装置）
吸着装置３０は、新たな油溶性の硫黄化合物固定剤（第二の硫黄化合物固定剤）を含む油溶液と分離装置２０で分離された気相成分とを接触させる装置である。吸着装置３０で気相成分と接触させた後の油溶液を接触油溶液という。
吸着装置３０は、例えば、吸収塔等の反応器と、反応器の内部の導入部７３とを備える。導入部７３は、配管Ｌ１３と接続されている。導入部７３としては、公知のシャワーヘッド、分散板等が挙げられる。
この吸着装置３０は、導入部７３から油溶液を反応器の内部に噴霧して、気相成分と接触させる装置である。すなわち、吸着装置３０は、メタンを主体とする炭化水素ガス、二酸化炭素、硫化水素、水蒸気等の気相成分と、第二の硫黄化合物固定剤を溶媒に溶解した油溶液とを接触させ、特に、硫化水素を吸収する吸収塔である。
吸着装置３０としては、油溶液を噴霧する装置に限定されず、吸収塔の底部に溜めた油溶液に、気相成分をバブリングさせる装置でもよいし、充填物を充填した吸収塔であってもよい。
【００２７】
（第二混合装置）
第二混合装置４０は、分離装置２０で分離された油相成分に、接触油溶液を混合する装置である。
第二混合装置４０としては、例えば、スタティックミキサー等のインライン型の混合装置等が挙げられる。
【００２８】
（減圧装置）
減圧装置５０は、第一混合流体を減圧する装置である。
第一混合装置１０では、設備の大きさ及び含硫黄化合物の除去効率の観点から、第一混合流体は、加圧された状態（例えば、１ＭＰａ）で配管Ｌ３内を移動する。第一混合流体は、分離装置２０内での気相成分と液相成分との分離効率を高めるため、常圧程度（０．３ＭＰａ未満）に減圧された状態で分離装置２０へと供給されることが好ましい。このため、生産流体処理システム１は、分離装置２０の前段に、第一混合流体を減圧する減圧装置５０を備えることが好ましい。
減圧装置５０は、配管Ｌ３内の第一混合流体の圧力を減圧できればよく、例えば、公知の減圧弁、開閉弁や、内径及び長さを調整した配管等が挙げられる。
なお、第一混合流体は、配管Ｌ３内を移動する際に圧力損失を受ける。圧力損失により第一混合流体が常圧程度に減圧される場合、減圧装置５０を省略してもよい。
【００２９】
（原油タンク）
原油タンク６０は、分離装置２０で分離された油相成分を一時貯留するためのタンクである。
原油タンク６０としては、例えば、油相成分を一時貯留することができる備え付けのタンクや、移動可能なタンク積載車両等が挙げられる。
【００３０】
添加部７０は、第一混合流体にエマルジョンブレーカ（油水分離剤）を添加できる装置である。添加部７０としては、添加部１３と同様のギアポンプ等の高圧送液ポンプ等が挙げられる。
添加部７１は、分離装置２０で分離された油相成分に油溶性の硫黄化合物固定剤を添加できる装置である。添加部７１としては、添加部１３と同様のギアポンプ等の高圧送液ポンプ等が挙げられる。
添加部７２は、吸着装置３０に油溶性の硫黄化合物固定剤を含む油溶液を添加できる装置である。添加部７２としては、添加部１３と同様のギアポンプ等の高圧送液ポンプ等が挙げられる。
これらの添加部は、互いに同じものであってもよく、異なるものであってもよい。
【００３１】
攪拌混合装置８０は、特に限定されず、攪拌混合部１４と同様である。攪拌混合装置８０としては、スタティックミキサー等のインライン型の混合装置等が挙げられる。攪拌混合装置８０は、攪拌混合部１４と同じであってもよく、異なっていてもよい。
ポンプ８１は、特に限定されず、公知の高圧送液ポンプが挙げられる。
【００３２】
＜生産流体の処理方法＞
次に、生産流体処理システム１を用いた、生産流体の処理方法について説明する。
本実施形態の生産流体の処理方法は、第一混合工程と、減圧工程と、ガス分離工程と、油分分離工程と、吸着工程と、第二混合工程とを有する。
第一混合工程は、炭化水素ガスと原油と含硫黄化合物とを含む生産流体に、油溶性の硫黄化合物固定剤を混合して第一混合流体を得る工程である。
本実施形態の生産流体の処理方法は、第一混合工程を有することで、生産流体中の含硫黄化合物を硫黄化合物固定剤に固定できる。
【００３３】
本実施形態では、生産井ＰＷから採掘された生産流体は、坑井内を上昇する過程で減圧され、気泡状のガス（気相成分）と液相成分との２相流体として、生産井ＰＷ中の圧力により配管Ｌ１内を移動する。液相成分は、水、液状炭化水素、及びこれらに溶解しているガス組成物を含む。
配管Ｌ１内における生産流体の圧力（配管内における生産流体の圧力は、大気圧（０．１０１３ＭＰａ）との差をいう。以下同じ。）は、例えば、０．１〜１０ＭＰａが好ましく、０．３〜５．５ＭＰａがより好ましい。配管Ｌ１内における生産流体の圧力は、通常は、上記数値範囲内に設定される。
【００３４】
生産流体は、チョークバルブＣＶを開とすることにより配管Ｌ１内をさらに移動し、添加部１３から配管Ｌ２を介して供給される第一の硫黄化合物固定剤と分岐１０１で合流し、攪拌混合部１４で分散され、第一混合流体となる（第一混合工程）。
第一混合工程で生産流体に添加される硫黄化合物固定剤（第一の硫黄化合物固定剤）は、反応時間が反応時間面で不利であっても、生産流体中のメルカプタン等のチオール基を有する有機硫黄化合物との反応性に富む、３−メチル−２−ブテナールのような硫黄化合物固定剤が好適である。第一の硫黄化合物固定剤の添加量は、生産流体に含まれる硫化水素及びメルカプタンのモル数に対しアルデヒド基換算で１〜１０倍が好ましく、１．２〜３倍がより好ましい。また、第一の硫黄化合物固定剤が、３−メチル−２−ブテナールの場合、第一の硫黄化合物固定剤の添加量は、生産流体に含まれる硫黄原子の質量に対し、質量比で１〜１０倍が好ましく、１．５〜３倍がより好ましい。
第一混合流体は、貯留部１５に供給され、一時貯留される（貯留操作）。本実施形態の貯留部１５は、耐圧性を得るために、円筒状の胴体部分とこれに被せるドーム状の頂部とを有する耐圧タンクである。第一混合流体は、胴体部分の底部近傍で、円筒状の壁面の接線方向に配管Ｌ１でタンク（胴体部分）内に導入され、頂部から配管Ｌ３で貯留部１５の外部へ排出される。また、貯留部１５の底部には排出用の配管Ｌ１５が設けられ、貯留部１５内で、油相と水相の分離が生じた場合、溜まった水相部分は、配管Ｌ１５を介して貯留部１５の外部に排出される。
【００３５】
第一混合流体中の含硫黄化合物は、硫黄化合物固定剤と反応し、油溶性、かつ、不揮発性の化合物として、第一混合流体の油相成分に溶解する。このため、第一混合流体の気相成分と水相成分に含まれる含硫黄化合物を除去できる。
なお、本明細書において、不揮発性の化合物とは、常温で気化しない又は気化しにくい化合物のことをいう。
第一混合流体が貯留部１５に滞留する時間（滞留時間）は、含硫黄化合物と硫黄化合物固定剤が反応する時間を確保する観点から長くする方が好ましい。本実施形態のタンク状の貯留部１５では、貯留部１５の内部での第一混合流体の流速が遅いため、気相−液相の分離、及び、液相内での、油相−水相の分離が生じやすい。このため、例えば、硫黄化合物固定剤が３−メチル−２−ブテナールで、第一混合流体の温度が３０℃の場合、滞留時間は、０．５〜３時間が好ましく、０．７〜２時間がより好ましく、１〜１．５時間がさらに好ましい。滞留時間が上記下限値以上であると、第一混合流体の気相と水相に含まれる含硫黄化合物の濃度をより低減しやすい。滞留時間が上記上限値以下であると、生産流体をより効率よく処理しやすい。
貯留部１５内の温度は、貯留部１５内で第一混合流体の粘度を１０〜１００００Ｐａ・ｓとする温度が好ましい。貯留部１５内の温度は、例えば、重質油を産出する油井に本発明を適用する場合、３０〜８０℃が好ましい。
【００３６】
第一混合流体は、油相、水相、気相が混合した粘稠な流体で、タンク状の貯留部１５内部を上昇する。この時、水頭差により、貯留部１５の内部の気体成分の一部が気相に移動する。
第一混合工程で得られた第一混合流体は、配管Ｌ３を介して分離装置２０へと供給される。なお、第一混合流体が気−液２相の流体の場合、配管Ｌ３は、トラップの形成を防止するために、分離装置２０に向かうように、０〜１．５％の上昇勾配を設けて接続されることが好ましい。
【００３７】
第一混合流体は、加圧された状態（Ｌ１の圧力から貯留部１５内の水頭分を減じた圧力）で配管Ｌ３に供給され、配管Ｌ３内を移動する。分離装置２０は、２〜３段のセパレータ（Gas-Oil-Separator）で、形成されることが好ましい。分離装置２０内での気相成分と液相成分とを安定して分離するため、第一混合流体は、３ＭＰａ未満に減圧された状態で分離装置２０へと供給されることが好ましい。このため、本実施形態の生産流体の処理方法は、ガス分離工程の前に、第一混合流体を減圧する減圧工程を有することが好ましい。
減圧工程における第一混合流体の圧力は、例えば、０．３〜１．５ＭＰａが好ましく、０．７〜１．０ＭＰａがより好ましい。第一混合流体の圧力が上記数値範囲内であると、分離装置２０内での気相成分と液相成分との分離効率をより高めやすい。
なお、圧力損失により第一混合流体が常圧程度に減圧される場合、減圧工程を省略してもよい。
【００３８】
生産流体は、炭化水素（原油成分）とともに生産流体の総質量に対して１０〜９５質量％の水分を含む。水分の一部は、原油成分とエマルジョン（乳濁液）になっている。このため、油水分離の観点から貯留部１５を出た第一混合流体に、エマルジョンブレーカ（油水分離剤）を投入することが好ましい。
エマルジョンブレーカとしては、硫酸カリウムアルミニウム１２水和物（カリウムミョウバン）等の２又は３価の金属イオン、ポリエチレンオキサイドやノニルフェノール等を含有するノニオン界面活性剤、ホルマリン縮合物を含有するアニオン界面活性剤等の界面活性剤等が挙げられる。
【００３９】
エマルジョンブレーカは、添加部７０から配管Ｌ４を介して供給され、分岐１０２で第一混合流体と合流し、混合される。
エマルジョンブレーカの投入量は、生産流体の水分量に応じて調整でき、例えば、第一混合流体１Ｌに対して、０．５〜１０ｇが好ましい。
エマルジョンブレーカを混合された第一混合流体は、減圧装置５０により減圧され、分離装置２０へと供給される。
【００４０】
エマルジョンブレーカは、硫黄化合物固定剤の添加前、又は添加直後に投入してもよい。しかし、エマルジョンブレーカは、生産流体に硫黄化合物固定剤を添加してから一定時間経過後にエマルジョンブレーカを投入することが好ましい。含硫黄化合物と硫黄化合物固定剤との反応が進行してからエマルジョンブレーカを投入することで、メタンチオール、エタンチオール等の水溶性メルカプタンとして、水相中に含硫黄化合物が移行することを抑制しやすいためである。
また、本実施形態では、第一混合流体はタンク状の貯留部１５で一時貯留される。このため、貯留部１５内での第一混合流体の流速が遅く、貯留部１５内で過剰に油水分離を起こしやすい。貯留部１５内での過剰な油水分離を防止する観点からも、第一混合流体が貯留部１５を出た後にエマルジョンブレーカを投入することが好ましい。
【００４１】
分離装置２０に供給された第一混合流体は、比重により、気相成分と液相成分とに分離される（ガス分離工程）。
ガス分離工程における分離装置２０内の温度は、例えば、１０〜８０℃が好ましく、３０〜６０℃がより好ましい。
ガス分離工程における分離装置２０入口の圧力は、例えば、大気圧より０．０５〜３ＭＰａ高いことが好ましく、大気圧より０．１〜３ＭＰａ高いことがより好ましい。分離装置２０入口の圧力が上記下限値以上であると、第一混合流体のガス分離を抑制でき、第一混合流体の液相中でより多くの含硫黄化合物を硫黄化合物固定剤により捕集でき、ガス分離工程で分離される気相成分中の含硫黄化合物の濃度を低くしやすい。分離装置２０入口の圧力が上記上限値以下であると、分離装置２０がGas-Oil-Separatorを構成する場合、Gas-Oil-Separator内で、ガス成分が急激に液相から分離することを抑制し、気液分離を容易にしやすい。このため、坑口（生産井ＰＷの出口）圧力が低い油井でチョークバルブＣＶ近傍における生産流体の圧力が０．３ＭＰａを下回る場合は、例えば、坑口とチョークバルブＣＶとの間に多相流ポンプ等の昇圧手段を設けることが好ましい。
ガス分離工程で分離された気相成分は、炭化水素ガスを含む。気相成分は、配管Ｌ７を介して吸着装置３０へと供給される。
【００４２】
ガス分離工程で分離された第一混合流体中の液相成分は、比重により、水相成分と油相成分とに分離される（油分分離工程）。
油分分離工程で分離された水相成分は、配管Ｌ５を介して系外に排出される。系外に排出された水相成分は、いわゆる油田随伴水である。油田随伴水は、溶存する重金属イオン、有機物等を除去した上で、地下に再圧入、もしくは環境中に放流される。
生産流体中に多量の鉄イオンが含まれる場合、油田随伴水に多量の硫化鉄が沈殿しやすい。このため、油田随伴水を地下に再圧入する場合、透水層への目詰まり防止の観点から、比重分離及びろ過による除去が必要となる。
本実施形態では、第一の硫黄化合物固定剤を用いることで、硫化鉄等の鉄硫化物が生産流体中に排出されないという特徴を有する。このため、比重分離及びろ過による鉄硫化物の除去が不要である。
油分分離工程で分離された油相成分は、原油を含む。油相成分は、配管Ｌ６を介して原油タンク６０へと供給される。
【００４３】
ガス分離工程と油分分離工程とは、別々に行われてもよく、同時に行われてもよい。本実施形態では、ガス分離装置と油分分離装置とは、一つの分離装置２０が兼ねており、ガス分離工程と油分分離工程とは、同時に行われる。すなわち、本実施形態では、分離装置２０に供給された第一混合流体は、比重により、気相成分と水相成分と油相成分との３相に分離される。
生産流体処理システム１を小型化する観点、生産流体の処理効率をより向上する観点から、ガス分離工程と油分分離工程とは、同時に行われることが好ましい。例えば、分離装置２０にGas-Oil-Separatorを適用することで、ガス分離工程と油分分離工程とは、同時に行われる。
【００４４】
分離装置２０で分離された気相成分は、メタン、エタン、プロパン、ブタン等の炭化水素ガスと、炭素数５以上の炭化水素、金属水銀や水等の蒸気と、硫化水素等の含硫黄化合物とを含有する。気相成分に含まれる含硫黄化合物としては、水相成分に溶解する、あるいは、ガス分離工程までのプロセスで既に液相から気相成分に移動している等の理由で、これまでの工程で除去できなかった硫化水素等が挙げられる。
分離装置２０で分離された気相成分は、含有される金属水銀、水分等を必要に応じて除去した後、配管Ｌ７を介して吸着装置３０へと供給される。
【００４５】
吸着装置３０では、新たな油溶性の硫黄化合物固定剤（第二の硫黄化合物固定剤）を含む油溶液が、添加部７２から配管Ｌ１４、分岐１０６、配管Ｌ１３を介して、導入部７３から導入される。第二の硫黄化合物固定剤を含む油溶液は、粘度を下げ、気相成分との接触面積を増やすために、質量換算で１〜１０倍のナフサで希釈して導入される。その結果、油溶液と気相成分とが接触し（吸着工程）、気相成分中の含硫黄化合物は、油溶液の中の硫黄化合物固定剤に吸着され、吸着装置３０の底部に貯留される。含硫黄化合物を吸着した油溶液（接触油溶液）は、新たに添加される油溶液とともにポンプ８１で循環使用される。この過程でオーバーフローした接触油溶液は、含硫黄化合物を液中に固定した状態で、分岐１０５、配管Ｌ１２を介して第二混合装置４０へと供給される。
【００４６】
吸着工程における第二の硫黄化合物固定剤を含む油溶液の添加量は、例えば、時間当たりの気相成分に含まれる硫化水素のモル数に対し、アルデヒド基換算で２〜５倍のモル数が好ましく、３〜５倍のモル数がより好ましい。
吸着工程における吸着装置３０内の温度は、例えば、１０〜１５０℃が好ましく、２０〜１３０℃がより好ましく、３０〜９５℃がさらに好ましい。吸着装置３０内の温度が上記下限値以上であると、含硫黄化合物が第二の硫黄化合物固定剤に吸着されやすい。吸着装置３０内の温度が上記上限値以下であると、含硫黄化合物を吸着した第二の硫黄化合物固定の分解を抑制しやすく、かつ、ナフサ成分の気相成分中への蒸発を抑制できる。
なお、第二の硫黄化合物固定剤は、第一の硫黄化合物固定剤と同じでもよく、異なっていてもよい。第二の硫黄化合物固定剤としては、吸着装置３０の小型化を図る観点から、３−メチル−２−ブテナールよりも反応速度が速い１，９−ノナンジアール、２−メチル−１，８−オクタンジアールが好ましい。
【００４７】
吸着工程における吸着装置３０内の圧力は、大きくすれば、吸着装置３０の大きさを抑えることが可能であるが、一方、耐圧等での設備コストや、昇圧設備が必要となる。このため、吸着工程における吸着装置３０内の圧力は、０〜１０ＭＰａが好ましく、０．１〜０．５ＭＰａがより好ましい。
【００４８】
吸着工程で含硫黄化合物が除去された炭化水素ガスを含む気相成分は、精製された油田随伴ガスとして配管Ｌ１１を介して出荷される。配管Ｌ１１を介して出荷される油田随伴ガスは、最終的に二酸化炭素や残留する硫化水素、水蒸気、水銀等を除去した上で、沸点別に天然ガス、液化石油ガス、コンデンセート油等に分離され、製品化される。
出荷される油田随伴ガス中の硫化水素濃度は、出荷に使用されるパイプラインの規格にもよるが、例えば、１００００ｐｐｍ（ｐｐｍは、出荷される油田随伴ガスの体積に対する硫化水素ガスの体積の割合である。この段落において、以下同じ。）以下が好ましく、３０００ｐｐｍ以下がより好ましく、１０００ｐｐｍ以下がさらに好ましい。
なお、出荷される油田随伴ガス中の硫化水素濃度は、硫化水素によるパイプライン等の出荷設備の腐蝕を防止するために設定されるもので、出荷設備及び出荷先ＬＮＧプラント等の仕様や規格により異なる濃度となる。
なお、硫化水素含有濃度は、０ｐｐｍであることが最も好ましいが、上記上限値以下であれば、パイプライン等の出荷設備の腐蝕を防止できるため、０ｐｐｍまで減じる場合の経済性等も考慮して０ｐｐｍ超であってもよい。
上述したように、出荷される油田随伴ガス中の硫化水素濃度を低減する観点から、生産流体の処理方法は、ガス分離工程の後に、吸着工程を有することが好ましい。
【００４９】
油分分離工程で分離された油相成分は、配管Ｌ６を介して原油タンク６０へと供給される。未反応の含硫黄化合物をより確実に原油中に固定するため、分離装置２０で分離された油相成分には、添加部７１から配管Ｌ８、分岐１０３を介して硫黄化合物固定剤（第三の硫黄化合物固定剤）がさらに添加されてもよい。
第三の硫黄化合物固定剤の添加量は、第一の硫黄化合物固定の添加量と同様である。
第三の硫黄化合物固定剤は、第一の硫黄化合物固定と同じでもよく、異なっていてもよい。
第三の硫黄化合物固定剤が添加された油相成分は、攪拌混合装置８０で分散され、原油タンク６０へと供給される。
【００５０】
原油タンク６０に供給された油相成分は、原油タンク６０で一時貯留される。油相成分を原油タンク６０で一時貯留することにより、油相成分中の含硫黄化合物と、硫黄化合物固定剤との反応をよりいっそう進行させることができる。
【００５１】
原油タンク６０で一時貯留された後、油相成分は、配管Ｌ９を介して第二混合装置４０へと供給される。第二混合装置４０では、吸着装置３０で気相成分と接触し、気相中の硫化水素を吸収し、固定した第二の硫黄化合物固定剤が、油溶液（接触油溶液）として混合される（第二混合工程）。その結果、第二の硫黄化合物固定剤は、硫化水素と反応後も油溶性であり、油相成分に均一に混合され、第二混合流体を形成する。第二混合流体は、配管Ｌ１０を介して排出される。排出された第二混合流体は、パイプラインやタンクローリー等の輸送手段を経て、より大規模な石油精製プラントで脱硫処理が行われる。
第二混合工程における接触油溶液は、未反応の第二の硫黄化合物固定剤を含む。このため、配管Ｌ１０以降の輸送過程でも、第二混合流体中に残留する硫化水素を吸収し、固定できる。第二混合工程における接触油溶液の添加量は、第一混合工程における第一の硫黄化合物固定剤の添加量の０．０３〜０．３倍程度でよい。
【００５２】
第二混合流体中の硫黄化合物固定剤と反応していない揮発性の含硫黄化合物の濃度は、１０００ｐｐｍ（ｐｐｍは、第二混合流体の体積に対する揮発性の含硫黄化合物の体積の割合である。この段落において、以下同じ。）以下が好ましく、５００ｐｐｍ以下がより好ましく、１００ｐｐｍ以下がさらに好ましい。
第二混合流体中の硫黄化合物固定剤と反応していない揮発性の含硫黄化合物の濃度が上記上限値以下であると、パイプライン等の腐食を抑制しやすい。このため、生産流体の処理方法は、第二混合工程をさらに有することが好ましい。
【００５３】
本実施形態の生産流体処理システム１は、第一混合装置１０を備える。第一混合装置１０によれば、生産流体に含まれる含硫黄化合物を硫黄化合物固定剤に固定し、生産流体に含まれる原油に溶解できる。このため、生産流体の気相成分に含まれる含硫黄化合物を除去しやすい。
第一混合装置１０は、貯留部１５を備える。貯留部１５では、第一混合流体が一時貯留され、含硫黄化合物と硫黄化合物固定剤との反応が促進される。このため、気相成分に含まれる含硫黄化合物をより多く除去しやすい。
貯留部１５では、第一混合流体の流速が遅く、質量の重い水相成分が貯留部１５の底部に溜まりやすい。このため、本実施形態の生産流体処理システム１は、生産流体の水分量が、生産流体の総質量に対して２０質量％未満の場合に、特に好適である。
生産流体処理システム１は、分離装置２０を備える。分離装置２０によれば、第一混合流体から含硫黄化合物の濃度を低減した気相成分を分離できる。このため、気相成分から含硫黄化合物を除去する設備を小型化できる。
生産流体処理システム１は、吸着装置３０を備える。吸着装置３０によれば、気相成分に残留する含硫黄化合物をより確実に除去できる。このため、硫化水素濃度をより低減した油田随伴ガスが得られる。
生産流体処理システム１は、第二混合装置４０を備える。第二混合装置４０によれば、より多くの含硫黄化合物を含む原油が得られる。このため、含硫黄化合物をより効率よく処理できる。
生産流体処理システム１は、減圧装置５０を備える。減圧装置５０によれば、分離装置２０における気相成分をより効率よく分離できる。このため、より多くの油田随伴ガスが得られやすい。
【００５４】
［第二実施形態］
次に、本発明の第二実施形態に係る生産流体処理システム、及びこのシステムを用いた生産流体の処理方法について説明する。以下、上述した第一実施形態と異なる部分を中心に図２を説明する。第一実施形態と同じ構成には、同じ符号を付して、その説明を省略する。
【００５５】
＜生産流体処理システム＞
図２は、本発明の第二実施形態に係る生産流体処理システムの構成を示す系統図である。図２に示すように、生産流体処理システム２は、第一混合装置２１０と、分離装置２２０と、吸着装置２３０と、攪拌混合装置２８０と、原油タンク２６０と、第三混合装置２９０と、配管Ｌ５、配管Ｌ７、配管Ｌ１１と、配管Ｌ２１〜Ｌ３３と、を備える。
【００５６】
第一混合装置２１０は、生産井ＰＷに配管Ｌ２１と配管Ｌ２２とで接続されている。配管Ｌ２２には、チョークバルブＣＶが備えられている。第一混合装置２１０の後段には分離装置２２０が備えられ、第一混合装置２１０と分離装置２２０とは、配管Ｌ２４で接続されている。
分離装置２２０の後段には吸着装置２３０が備えられ、分離装置２２０と吸着装置２３０とは、配管Ｌ７で接続されている。分離装置２２０の後段には攪拌混合装置２８０が備えられ、分離装置２２０と攪拌混合装置２８０とは、配管Ｌ２５で接続されている。配管Ｌ２５は、分岐２０３で配管Ｌ２６と接続されている。配管Ｌ２６は、添加部２７１と接続されている。攪拌混合装置２８０の後段には原油タンク２６０が備えられ、攪拌混合装置２８０と原油タンク２６０とは、配管Ｌ２７で接続されている。配管Ｌ２７は、分岐２０４で配管Ｌ２９と接続されている。配管Ｌ２９は、第三混合装置２９０と接続されている。配管Ｌ２９には、ポンプ２８２が備えられている。原油タンク２６０には配管Ｌ２８が接続されている。分離装置２２０には配管Ｌ５が接続されている。
吸着装置２３０には、配管Ｌ１１と配管Ｌ３０とが接続されている。配管Ｌ３０は、添加部２７２と接続されている。吸着装置２３０の後段には、第三混合装置２９０が備えられ、吸着装置２３０と第三混合装置２９０とは、配管Ｌ３１で接続されている。配管Ｌ３１には、ポンプ２８３が備えられている。
第三混合装置２９０には、配管Ｌ３３が接続されている。配管Ｌ３３は、分岐２０１で配管Ｌ２２と接続されている。
【００５７】
（第一混合装置）
本実施形態の第一混合装置２１０は、添加部２１３と、添加部２７０と、攪拌混合部２１４と、貯留部２１５と、配管Ｌ２１と、配管Ｌ２２と、配管Ｌ２３で構成されている。
添加部２１３は、生産井ＰＷと配管Ｌ２１で接続されている。配管Ｌ２２は、分岐２０２で配管Ｌ２３と接続されている。配管Ｌ２３は、添加部２７０と接続されている。配管Ｌ２２には、攪拌混合部２１４が備えられている。配管Ｌ２２は、貯留部２１５に接続されている。
【００５８】
添加部２１３は、上述した第一実施形態における添加部１３と同様である。配管Ｌ２１は生産井ＰＷに接続され、添加部２１３から注入された硫黄化合物固定剤は、生産井ＰＷ深部の貯留層近傍で生産流体に添加される。
添加部２７０は、上述した第一実施形態における添加部７０と同様である。添加部２７０によれば、生産流体にエマルジョンブレーカを投入できる。
攪拌混合部２１４は、上述した第一実施形態における攪拌混合部１４と同様である。
【００５９】
貯留部２１５は、配管が水平方向の一方に延び、次いで、配管が折り返されて水平方向の他方に延び、さらに、配管が折り返されて水平方向の一方に延び、これが繰り返されて構成されている配管を備える。すなわち、貯留部２１５には、配管が水平方向に蛇行するように備えられている。貯留部２１５内の配管の長さは、例えば、１００〜３０００ｍが好ましく、５００〜２０００ｍがより好ましい。貯留部２１５内の配管の長さが上記下限値以上であると、含硫黄化合物と硫黄化合物固定剤とが反応する時間を確保しやすい。貯留部２１５内の配管の長さが上記上限値以下であると、生産流体処理システム２をより小型化しやすい。なお、貯留部２１５において、配管が鉛直方向に蛇行するように備えられると、第一混合流体が配管内を鉛直方向上下に移動する構成となる。この場合、配管内の水頭差により、気化した気相成分が折り返された配管の上部近傍に留まり、トラップを生じて第一混合流体の輸送を妨げる。このため、貯留部２１５は、水平方向に蛇行するように備えられることが好ましい。
貯留部２１５内の配管の内径は、例えば、２〜２０インチ（５〜５０ｃｍ）が好ましく、５〜１０インチ（１２．５〜２５ｃｍ）がより好ましい。貯留部２１５内の配管の内径が上記下限値以上であると、貯留部２１５における第一混合流体の流動に伴う圧力損失を抑制しやすく、貯留部２１５内で、気−液の分離が顕著となることを抑制しやすい。このため、第一混合流体の体積が大きくなることを抑制しやすく、貯留部２１５を小型化しやすい。貯留部２１５内の配管の内径が上記上限値以下であると、第一混合流体の流速の低下を抑制しやすく、第一混合流体中の気相成分の分散を良好にしやすい。このため、気相中の硫化水素等の含硫黄化合物と硫黄化合物固定剤とが、充分に反応しやすくなる。
本実施形態の貯留部２１５内部の配管としては、例えば、水平方向に蛇行し、断熱材で保温された長さ５００ｍ、内径８インチ（２０ｃｍ）の配管に、断熱材で保温された長さ５００ｍ、内径４インチ（１０ｃｍ）の配管が接続された配管が好ましい。
【００６０】
分離装置２２０は、上述した第一実施形態における分離装置２０と同様である。
吸着装置２３０は、上述した第一実施形態における吸着装置３０と同様である。
原油タンク２６０は、上述した第一実施形態における原油タンク６０と同様である。
【００６１】
（第三混合装置）
第三混合装置２９０は、添加部２７４と、攪拌混合部２８４と、配管Ｌ２９と、配管Ｌ３１と、配管Ｌ３２と、配管Ｌ３３で構成されている。
添加部２７４は、配管Ｌ３２と接続されている。配管Ｌ３２は、分岐２０６で配管Ｌ２９と接続されている。配管Ｌ３１は、分岐２０５で配管Ｌ２９と接続されている。配管Ｌ２９は、攪拌混合部２８４と接続されている。攪拌混合部２８４には、配管Ｌ３３が接続されている。配管Ｌ３３は、分岐２０１で配管Ｌ２２と接続されている。
【００６２】
第三混合装置２９０は、生産流体に、気相成分と接触した油溶性の硫黄化合物固定を含む油溶液（接触油溶液）を混合する装置である。
本実施形態の生産流体処理システム２は、第三混合装置２９０を備えることで、より確実に含硫黄化合物を油相成分に溶解できる。
添加部２７４は、上述した第一実施形態における添加部１３と同様である。
攪拌混合部２８４は、上述した第一実施形態における攪拌混合部１４と同様である。
第三混合装置２９０としては、上述した第一実施形態における第二混合装置４０と同様の混合装置が挙げられる。第三混合装置２９０としては、例えば、スタティックミキサー等のインライン型の混合装置等が挙げられる。
【００６３】
添加部２７１は、上述した第一実施形態における添加部７１と同様である。
添加部２７２は、上述した第一実施形態における添加部７２と同様である。
導入部２７３は、上述した第一実施形態における導入部７３と同様である。
攪拌混合装置２８０は、上述した第一実施形態における攪拌混合装置８０と同様である。
ポンプ２８２は、上述した第一実施形態におけるポンプ８１と同様である。
ポンプ２８３は、上述した第一実施形態におけるポンプ８１と同様である。
【００６４】
＜生産流体の処理方法＞
次に、生産流体処理システム２を用いた、生産流体の処理方法について説明する。
本実施形態の生産流体の処理方法は、第一混合工程と、ガス分離工程と、油分分離工程と、吸着工程と、第三混合工程とを有する。
【００６５】
本実施形態では、添加部２１３から配管Ｌ２１を介して油溶性の硫黄化合物固定剤（第一の硫黄化合物固定剤）が生産井ＰＷに導入される。
第一の硫黄化合物固定剤の添加量は、生産流体に含まれる硫化水素及びメルカプタンのモル数に対しアルデヒド基換算で１〜１０倍が好ましく、１．２〜３倍がより好ましい。また、第一の硫黄化合物固定剤が、３−メチル−２−ブテナールの場合、第一の硫黄化合物固定剤の添加量は、生産流体に含まれる硫黄原子の質量に対し、質量比で１〜１０倍が好ましく、１．５〜３倍がより好ましい。
配管Ｌ２１内における第一の硫黄化合物固定剤の圧力は、生産井ＰＷの坑底の圧力に抗して上記添加量の硫黄化合物固定剤を注入できる圧力が好ましく、通常は、チョークバルブＣＶにおける圧力の１０５〜２００％の範囲に設定される。
【００６６】
生産流体は、第一の硫黄化合物固定を混合しながら、生産井ＰＷ内を上昇し、坑口に設けられたチョークバルブＣＶで流量を調整されて配管Ｌ２２に供給される。
【００６７】
生産流体には、添加部２７０から配管Ｌ２３を介してエマルジョンブレーカが投入され、分岐２０２で合流する。エマルジョンブレーカが投入された生産流体は、攪拌混合部２１４で分散され、第一混合流体が得られる（第一混合工程）。
エマルジョンブレーカの投入量は、生産流体の水分量に応じて調整でき、例えば、第一混合流体１Ｌに対して、０．５〜１０ｇが好ましい。
生産流体は、貯留部２１５へと供給され、貯留部２１５で含硫黄化合物と硫黄化合物固定剤との反応がさらに進行する（貯留操作）。
【００６８】
本実施形態の貯留部２１５は、配管材で構成されるため、流体の流速がタンク状の貯留部１５の場合に比べて大きい。このため、油水分離が進んでも、比重差の小さい水相と油相は、貯留部２１５の配管内を均一に輸送される。そこで、予めエマルジョンブレーカを投入し分散することで、貯留部２１５内で充分に流体中の油水分離が進行した第一混合流体を、分離装置２２０へと供給することが可能となる。
第一混合装置２１０では、生産流体が坑井内を移動する時間で、含硫黄化合物と硫黄化合物固定剤との反応が進行する。このため、貯留部２１５の配管の長さを短くすること、あるいは、貯留部２１５を省略することが可能となる。
本実施形態の生産流体処理システム２は、坑口部における一日当たりの原油又はコンデンセート油の生産量が２５００〜５０００バレル（約３９７．５〜７９５ｋＬ）の生産流体処理施設に好適である。
【００６９】
貯留部２１５の第一混合流体は、配管Ｌ２４を介して分離装置２２０へと供給される。配管Ｌ２４は、第一実施形態の配管Ｌ３と同様、トラップの形成を防止するために、分離装置２２０に向かうように、０〜１．５％の上昇勾配を設けて接続されることが好ましい。
ガス分離工程は、上述した第一実施形態と同様である。分離装置２２０で分離された気相成分は、配管Ｌ７を介して吸着装置２３０へと供給される。
吸着装置２３０では、第二の硫黄化合物固定剤を質量換算で２〜２０倍の灯油その他液状炭化水素で希釈した油溶液が、添加部２７２から配管Ｌ３０を介して、導入部２７３で噴霧されることにより導入される。その結果、第二の硫黄化合物固定剤を含む油溶液と気相成分とが接触し（吸着工程）、気相成分中の含硫黄化合物は、油溶液の中の硫黄化合物固定剤に吸着され、吸着装置２３０の底部に貯留される。
含硫黄化合物を吸着した油溶液（接触油溶液）は、含硫黄化合物を液中に固定した状態で、ポンプ２８３により昇圧され、配管Ｌ３１を介して第三混合装置２９０へと供給される。
【００７０】
吸着工程における第二の硫黄化合物固定剤の添加量は、上述した第一実施形態の吸着工程における第二の硫黄化合物固定剤の添加量と同様である。
本実施形態では、第二の硫黄化合物固定剤は、霧状で気相成分と接触するため、効率よく、気相成分中の硫化水素を吸収することが可能である。第二の硫黄化合物固定剤を希釈する希釈剤として灯油を使用するため、吸着工程における吸着装置２３０内の温度は、上述した第一実施形態の吸着工程における吸着装置３０内の温度よりも低いことが好ましい。吸着工程における吸着装置２３０内の温度は、例えば、１０〜６０℃が好ましく、１０〜４０℃がより好ましい。
また、噴霧された油溶液を回収するために、サイクロンその他の油溶液回収装置（不図示）をＬ１１に設置してもよい。
なお、希釈剤としては、灯油の他、ナフサやコンデンセート油等、生産流体処理施設で入手可能な低粘度の液状炭化水素を使用してもよい。希釈剤の沸点に応じて、吸着装置２３０内の温度を調整できる。
吸着工程における吸着装置２３０内の圧力は、上述した第一実施形態の吸着工程における吸着装置３０内の圧力と同様である。
【００７１】
油分分離工程は、上述した第一実施形態と同様である。分離装置２２０で分離された油相成分は、配管Ｌ２５、攪拌混合装置２８０、配管Ｌ２７を介して原油タンク６０へと供給される。
攪拌混合装置２８０を通流した油相成分の一部は、分岐２０４で分岐して配管Ｌ３０を通流した後、ポンプ２８２で昇圧され、第三混合装置２９０へと供給される。
攪拌混合装置２８０を通流した油相成分の残部は、原油タンク２６０へ供給される。原油タンク２６０に供給された油相成分は、一時貯留された後、配管Ｌ２８を介して排出される。排出された油相成分は、パイプラインやタンクローリー等の輸送手段を経て、より大規模な石油精製プラントで脱硫処理が行われる。
また、分離装置２２０で分離された水相成分は、油田随伴水として配管Ｌ５を介して系外に排出され、第一実施形態の油田随伴水と同様に処理することができる。
【００７２】
本実施形態では、配管Ｌ３１を通流した接触油溶液と、配管Ｌ２９を通流した油相成分とは、分岐２０５で合流する。分岐２０５で合流した接触油溶液には、さらに、必要に応じて、添加部２７４から第三の硫黄化合物固定剤が配管Ｌ３２を介して供給される。添加部２７４は、スタートアップ時等、早期に含硫黄化合物の固定を安定させるために設けられるものである。スタートアップ時以外、例えば、坑井内の急激な条件変化等で、添加部２１３での第一の硫黄化合物固定剤の投入を中止した場合、あるいは、本実施形態の変形例として添加部２１３及び配管Ｌ２１を設けない場合等では、添加部２７４から第一の硫黄化合物固定剤を生産流体に供給してもよい。
接触油溶液は、攪拌混合部２８４で分散される。攪拌混合部２８４を通流した接触油溶液は、配管Ｌ３３、分岐２０１を介して、配管Ｌ２２内を通流する生産流体に混合される（第三混合工程）。第三混合工程では、分岐２０４で分取された原油成分に、配管Ｌ３１を通流した接触油溶液と、添加部２７４から投入される第一の硫黄化合物固定剤とを混合し、攪拌混合部２８４で生産流体の液相部分と同様の粘度に調整した後、生産流体と混合してもよい。
第三混合工程における接触油溶液は、スタートアップ時等の特段の事情がない限り、吸着装置２３０で生成した全量を生産流体に混合することが好ましい。
【００７３】
本実施形態の生産流体処理システム２は、第一混合装置２１０を備える。第一混合装置２１０によれば、生産井ＰＷ内の生産流体に予め硫黄化合物固定剤を添加するため、生産流体内の含硫黄化合物と硫黄化合物固定剤との反応時間を確保しやすい。
第一混合装置２１０は、貯留部２１５を備える。貯留部２１５は、長い配管を備えるため、含硫黄化合物と硫黄化合物固定剤との反応時間を確保しやすい。このため、気相成分に含まれる含硫黄化合物をより多く除去しやすい。
貯留部２１５は、長い配管を備えるため、貯留部２１５内の配管を通流する第一混合流体は、圧力損失を受けやすい。その結果、貯留部２１５の第一混合流体は、常圧程度まで減圧されやすい。このため、本実施形態の生産流体処理システム２は、減圧装置を省略することが可能となり、生産流体処理施設の小型化を図りやすい。
貯留部２１５では、流体の流速が大きく、貯留部２１５内に水相成分が溜まりにくい。このため、本実施形態の生産流体処理システム２は、生産流体の水分量が、生産流体の総質量に対して２０質量％以上の場合に、特に好適である。
生産流体処理システム２は、吸着装置２３０で含硫黄化合物を固定した接触油溶液を生産流体に投入する第三混合装置２９０を備える。吸着装置２３０では、気相中の硫化水素に対し過剰な量の第三の硫黄化合物固定剤を投入する必要があるが、第三混合装置２９０によれば、未反応の第三の硫黄化合物固定剤も生産流体に投入されるため、硫黄化合物固定剤を生産流体処理システム２の全体で有効に活用することが可能となる。このため、第一の硫黄化合物固定剤の添加量を削減することが可能となる。
【００７４】
［第三実施形態］
次に、本発明の第三実施形態に係る生産流体処理システム、及びこのシステムを用いた生産流体の処理方法について説明する。以下、上述した第一実施形態、第二実施形態と異なる部分を中心に図３を説明する。第一実施形態、第二実施形態と同じ構成には、同じ符号を付して、その説明を省略する。
【００７５】
＜生産流体処理システム＞
図３は、本発明の第三実施形態に係る生産流体処理システムの構成を示す系統図である。図３に示すように、生産流体処理システム３は、第一混合装置３１０と、分離装置３２０と、吸着装置３３０と、攪拌混合装置３８０と、原油タンク３６０と、第三混合装置３９０と、配管Ｌ５、配管Ｌ７、配管Ｌ１１と、配管Ｌ４１〜Ｌ５３と、を備える。
【００７６】
第一混合装置３１０は、生産井ＰＷに配管Ｌ４１で接続されている。配管Ｌ４１には、チョークバルブＣＶが備えられている。第一混合装置３１０の後段には分離装置３２０が備えられ、第一混合装置３１０と分離装置３２０とは、配管Ｌ４３で接続されている。
分離装置３２０の後段には吸着装置３３０が備えられ、分離装置３２０と吸着装置３３０とは、配管Ｌ７で接続されている。分離装置３２０の後段には攪拌混合装置３８０が備えられ、分離装置３２０と攪拌混合装置３８０とは、配管Ｌ４４で接続されている。配管Ｌ４４は、分岐３０３で配管Ｌ４５と接続されている。配管Ｌ４５は、添加部３７１と接続されている。攪拌混合装置３８０の後段には原油タンク３６０が備えられ、攪拌混合装置３８０と原油タンク３６０とは、配管Ｌ４６で接続されている。配管Ｌ４６は、分岐３０４で配管Ｌ４８と接続されている。配管Ｌ４８は、第三混合装置３９０と接続されている。配管Ｌ４８には、ポンプ３８２が備えられている。原油タンク３６０には配管Ｌ４７が接続されている。分離装置３２０には配管Ｌ５が接続されている。
吸着装置３３０には、配管Ｌ１１と配管Ｌ４９とが接続されている。配管Ｌ４９には、ポンプ３８１が備えられている。配管Ｌ４９は、分岐３０７で配管Ｌ５１と接続されている。配管Ｌ４９は、分岐３０８で配管Ｌ５０と接続されている。配管Ｌ５０は、添加部３７２と接続されている。吸着装置３３０の後段には、第三混合装置３９０が備えられ、第三混合装置３９０には、配管Ｌ５１が接続されている。配管Ｌ５１には、ポンプ３８３が備えられている。
第三混合装置３９０には、配管Ｌ５３が接続されている。配管Ｌ５３は、分岐３０２で配管Ｌ４１と接続されている。
【００７７】
（第一混合装置）
本実施形態の第一混合装置３１０は、添加部３１３と、攪拌混合部３１４と、貯留部３１５と、配管Ｌ４１と、配管Ｌ４２で構成されている。
配管Ｌ４１には、攪拌混合部３１４が備えられている。配管Ｌ４１は、分岐３０１で配管Ｌ４２と接続されている。配管Ｌ４２は、添加部３１３と接続されている。配管Ｌ４１は、分岐３０２で配管Ｌ５３と接続されている。配管Ｌ４１は、貯留部３１５に接続されている。
【００７８】
添加部３１３は、上述した第一実施形態における添加部１３と同様である。
攪拌混合部３１４は、上述した第一実施形態における攪拌混合部１４と同様である。
【００７９】
貯留部３１５は、ジグザグ状の配管が鉛直方向上向き（上方）に延びるように備えられている。
貯留部３１５内の配管の長さは、上述した第二実施形態における貯留部２１５内の配管の長さと同様である。
貯留部３１５内の配管の内径は、上述した第二実施形態における貯留部２１５内の配管の内径と同様である。
貯留部３１５内部の配管としては、例えば、断熱材で保温された長さ５００ｍ、内径８インチ（２０ｃｍ）の配管に、断熱材で保温された長さ５００ｍ、内径４インチ（１０ｃｍ）の配管が接続された配管が好ましい。
【００８０】
分離装置３２０は、上述した第一実施形態における分離装置２０と同様である。
吸着装置３３０は、上述した第一実施形態における吸着装置３０と同様である。
原油タンク３６０は、上述した第一実施形態における原油タンク６０と同様である。
第三混合装置３９０は、上述した第二実施形態における第三混合装置２９０と同様である。
添加部３７４は、上述した第一実施形態における添加部１３と同様である。
攪拌混合部３８４は、上述した第一実施形態における攪拌混合部１４と同様である。
【００８１】
添加部３７１は、上述した第一実施形態における添加部７１と同様である。
添加部３７２は、上述した第一実施形態における添加部７２と同様である。
導入部３７３は、上述した第一実施形態における導入部７３と同様である。
攪拌混合装置３８０は、上述した第一実施形態における攪拌混合装置８０と同様である。
ポンプ３８１は、上述した第一実施形態におけるポンプ８１と同様である。
ポンプ３８２は、上述した第一実施形態におけるポンプ８１と同様である。
ポンプ３８３は、上述した第一実施形態におけるポンプ８１と同様である。
【００８２】
＜生産流体の処理方法＞
次に、生産流体処理システム３を用いた、生産流体の処理方法について説明する。
本実施形態の生産流体の処理方法は、第一混合工程と、ガス分離工程と、油分分離工程と、吸着工程と、第三混合工程とを有する。
【００８３】
貯留部３１５は、０．０１〜２％の勾配を付けたジグザグ状の斜め上方に延びる配管が鉛直方向上向き（上方）に延びるように備えられている。生産流体は、分岐３０１と分岐３０２とでエマルジョンブレーカ及び硫黄化合物固定剤が添加され、攪拌混合部３１４で分散されることで、第一混合流体となる（第一混合工程）。第一混合流体は、減圧することで液相から分離した気相成分の泡を含有し、泡は勾配に従い上昇するため、液相成分も貯留部３１５の配管内を泡と一緒に移動する。また、本実施形態の第一混合流体は、鉛直方向の移動があるため、水頭差による気相分離が、第二実施形態の第一混合流体よりも促進されやすい。加えて、第一混合流体の鉛直方向の移動は、ジグザグ状に斜め上方に延びる細い配管内を流動して行われる。このため、貯留部３１５では、気相−液相、及び液相中の油相−水相が、第一実施形態に比較して均一に輸送されやすい。このように、本実施形態では、第一混合流体による貯留部３１５内の配管の詰まりを抑制しやすい。特に、坑口の圧力が０．５ＭＰａ未満の場合でも、ポンプ等の昇圧装置を設置することなく、安定して分離装置３２０に第一混合流体を供給することが可能となる（貯留操作）。
本実施形態の生産流体処理システム３は、坑口部における一日当たりの原油又はコンデンセート油の生産量が２５００〜５０００バレル（約３９７．５〜７９５ｋＬ）の生産流体処理施設に好適である。
【００８４】
本実施形態の生産流体の処理方法のこの他の形態については、上述した第二実施形態における生産流体の処理方法と同様であるため、説明を省略する。
【００８５】
本実施形態の生産流体処理システム３は、第一混合装置３１０を備える。第一混合装置３１０は、貯留部３１５を備える。
貯留部３１５では、流体の流速が大きく、内部の配管は、ジグザグ状の配管が上方に延びるように備えられている。このため、貯留部３１５内に水相成分が溜まりにくい。このため、本実施形態の生産流体処理システム２は、生産流体の水分量が、生産流体の総質量に対して２０質量％以上の場合に、特に好適である。
生産流体処理システム３は、第三混合装置３９０を備える。第三混合装置３９０によれば、吸着能を有する硫黄化合物固定剤を再利用できる。このため、含硫黄化合物をより効率よく処理できる。
第二の硫黄化合物固定剤は、吸着装置３３０の吸収塔内で気液反応を行うため、低粘度である。低粘度の油溶液は、第一混合流体の油相成分と混合しにくい。このため、第三混合装置３９０では、分離装置３２０で分離された油相成分の一部と低粘度の接触油溶液とを混合して、接触油溶液の粘度を向上している。接触油溶液の粘度を向上することで、接触油溶液と第一混合流体とをより容易に混合できる。
接触油溶液に混合する油相成分としては、予め用意した原油や重油を使用することもできる。
生産流体に硫化鉄が含まれる場合、本実施形態の生産流体の処理方法を適用すると、油田随伴水中の硫化鉄濃度を低減できる。このため、油田随伴水をより再利用しやすくなる。
本実施形態によれば、貯留部３１５内にジグザグ状の配管が上方に延びるように備えられているため、第一混合流体中の気泡の移動により第一混合流体の流動が促進される。このため、第一混合流体中で油水の分離が進んでも、第一混合流体は貯留部３１５内部で滞留しにくい。その結果、貯留部３１５の前段でエマルジョンブレーカを投入しても、幅広い油水比率で、安定して生産流体処理システム３を運転することができる。
【００８６】
以上説明したように、本発明の生産流体処理システムによれば、生産流体の気相成分から効率よく含硫黄化合物を除去することができる。その結果、高品質な天然ガスや石油ガスを得ることができる。加えて、本発明の生産流体処理システムでは、油溶性の硫黄化合物固定剤を用いているため、含硫黄化合物と接触した接触油溶液も油溶性であり、接触油溶液を第一混合流体と混合することにより、生産流体中の含硫黄化合物を油相成分に溶解することができる。
本発明の生産流体処理システムによれば、硫化水素よりも処理が困難な、メルカプタン類も処理することができる。
また、本発明の生産流体処理システムによれば、分離された気相成分中の含硫黄化合物の濃度を低減できるため、気相成分から含硫黄化合物を除去する設備を小型化できる。
【００８７】
［その他の実施形態］
以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成は本実施形態に限られるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。
例えば、上述した生産流体処理システム１は、一つの分離装置を有するが、分離装置は、ガス分離装置と油分分離装置との二つでもよく、三つ以上の分離装置を備えていてもよい。分離装置の数が増えると、プラントの規模は大きくなるため、分離装置の数は、一つが好ましい。
上述した実施形態では、吸着装置を備える生産流体処理システムについて説明してきたが、気相成分の含硫黄化合物の濃度が設定値（例えば、１０００ｐｐｍ）以下の場合は、吸着装置を省略してもよい。
上述した実施形態では、原油タンクの数が一つの生産流体処理システムについて説明してきたが、原油タンクの数は、二つでもよく、三つ以上でもよい。原油タンクの数が二つ以上であると、原油に含まれる含硫黄化合物と硫黄化合物固定剤との反応をより確実に進行できる。
上述した第一実施形態の貯留部１５は、上述した第二実施形態の貯留部２１５と相互に置換可能である。
上述した第一実施形態の貯留部１５は、上述した第三実施形態の貯留部３１５と相互に置換可能である。
上述した第二実施形態の貯留部２１５は、上述した第三実施形態の貯留部３１５と相互に置換可能である。
貯留部３１５としては、ジグザグ状の配管に換えて、螺旋状の配管が用いられてもよい。
【産業上の利用可能性】
【００８８】
本発明の生産流体処理システム及び生産流体の処理方法を用いることで、生産流体の気相成分に含まれる含硫黄化合物を除去することができ、精製された石油ガスを製造することができる。また、多量の廃棄物を排出することなく、付加価値の高い原油等を得ることができる。さらに、アミン吸収法で硫化水素を除去する場合と比較して、再生プロセスが不要となり、プラントの規模を小さくすることができ、効率よく含硫黄化合物を処理することができる。加えて、規模の小さな油ガス田でも、生産地での含硫黄化合物の除去が容易になり、省エネルギー化を図ることができる。
また、本発明の生産流体処理システム及び生産流体の処理方法により発生する油田随伴水は、不溶性の硫化鉄の沈殿が少ないため、地下への再圧入に際し、地層圧入による目詰まりが発生しにくい。このため、油相に水を圧入することで、油相中に残された炭化水素を回収する水攻法、水とともに二酸化炭素や、界面活性剤を圧入する二次以降の高次回収等に、本発明の生産流体処理システム及び生産流体の処理方法は、特に好適である。
【符号の説明】
【００８９】
１、２、３    生産流体処理システム
１０、２１０、３１０  第一混合装置
２０、２２０、３２０  分離装置
３０、２３０、３３０  吸着装置
４０  第二混合装置
５０  減圧装置
６０、２６０、３６０  原油タンク
２９０、３９０  第三混合装置
１３、７０、７１、７２、２１３、２７０、２７１、２７２、２７４、３１３、３７１、３７２、３７４  添加部
１４、２１４、２８４、３１４、３８４  攪拌混合部
１５、２１５、３１５  貯留部
７３、２７３、３７３  導入部
８０、２８０、３８０  攪拌混合装置
８１、２８２、２８３、３８１、３８２、３８３  ポンプ
１０１〜１０６、２０１〜２０６、３０１〜３０８  分岐
Ｌ１〜Ｌ１５、Ｌ２１〜Ｌ３３、Ｌ４１〜Ｌ５３  配管
ＰＷ  生産井
ＣＶ  チョークバルブ
【図１】
2020019898.tif 000003
【図２】
2020019898.tif 000004
【図３】
2020019898.tif 000005