(57)【要約】【課題】油・ガス混合物処理方法において随伴水浄化工程を設ける技術の提供。【解決手段】複数の油田・ガス田において、ガス、油、随伴水、及びスラッジを含む油・ガス混合物を取り出す掘削工程；油・ガス混合物を重力分離タンクまで連続的に移送する移送工程；重力分離タンク内でスラッジ及び随伴水を分離して、隣接するタンク又は貯留池内で分離・貯留する工程；該タンク又は貯水池内の随伴水を廃棄井戸まで輸送する輸送工程；並びに該随伴水を廃棄井戸に廃棄する廃棄工程を含む油・ガス混合物処理方法において、少なくとも該輸送工程の開始直前に、随伴水浄化工程を設けることを特徴とする、前記油・ガス混合物処理方法。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
以下の工程：
（Ｉ）複数の油田・ガス田において、ガス、油、随伴水、及びスラッジを含む油・ガス混合物を取り出す掘削工程；
（ＩＩ）該油・ガス混合物を、該油田・ガス田から所定の距離、離れて配置された重力分離タンクまで連続的に移送する移送工程；
（ＩＩＩ）該重力分離タンク内で、該ガス、該油と、該スラッジ及び該随伴水を分離して、該スラッジと該随伴水を、隣接するタンク又は貯留池内で分離・貯留する工程；
（ＩＶ）該タンク又は貯水池内の随伴水を、該貯水池から所定の距離、離れて配置された廃棄井戸まで輸送する輸送工程；並びに
（Ｖ）該随伴水を該廃棄井戸に廃棄する廃棄工程；
を含む、油・ガス混合物処理方法において、
該輸送工程（ＩＶ）の開始直前に、随伴水浄化工程を設けることを特徴とする、油田・ガス田の随伴水処理方法。
【請求項２】
以下の工程：
（Ｉ）複数の油田・ガス田において、ガス、油、随伴水、及びスラッジを含む油・ガス混合物を取り出す掘削工程；
（ＩＩ）該油・ガス混合物を、該油田・ガス田から所定の距離、離れて配置された重力分離タンクまで連続的に移送する移送工程；
（ＩＩＩ）該重力分離タンク内で、該ガス、該油と、該スラッジ及び該随伴水を分離して、該スラッジと該随伴水を隣接するタンク又は貯留池内で分離・貯留する工程；
（ＩＶ）該タンク又は貯水池内の随伴水を、該貯水池から所定の距離、離れて配置された廃棄井戸まで輸送する輸送工程；並びに
（Ｖ）該随伴水を該廃棄井戸に廃棄する廃棄工程；
を含む、油・ガス混合物処理方法において、
該廃棄工程（Ｖ）の開始直前に、随伴水浄化工程を設けることを特徴とする、油田・ガス田の随伴水処理方法。
【請求項３】
以下の工程：
（Ｉ）複数の油田・ガス田において、ガス、油、随伴水、及びスラッジを含む油・ガス混合物を取り出す掘削工程；
（ＩＩ）該油・ガス混合物を、該油田・ガス田から所定の距離、離れて配置された重力分離タンクまで連続的に移送する移送工程；
（ＩＩＩ）該重力分離タンク内で、該ガス、該油と、該スラッジ及び該随伴水を分離して、該スラッジと該随伴水を隣接するタンク又は貯留池内で分離・貯留する工程；
（ＩＶ）該タンク又は貯水池内の随伴水を、該貯水池から所定の距離、離れて配置された廃棄井戸まで輸送する輸送工程；並びに
（Ｖ）該随伴水を該廃棄井戸に廃棄する廃棄工程；
を含む、油・ガス混合物処理方法において、
該移送工程（ＩＩ）の開始直前に、随伴水浄化工程を設けることを特徴とする、油田・ガス田の随伴水処理方法。
【請求項４】
以下の工程：
（Ｉ）複数の油田・ガス田において、ガス、油、随伴水、及びスラッジを含む油・ガス混合物を取り出す掘削工程；
（ＩＩ）該油・ガス混合物を、該油田・ガス田から所定の距離、離れて配置された重力分離タンクまで連続的に移送する移送工程；
（ＩＩＩ）該重力分離タンク内で、該ガス、該油と、該スラッジ及び該随伴水を分離して、該スラッジと該随伴水を隣接するタンク又は貯留池内で分離・貯留する工程；
（ＩＶ）該タンク又は貯水池内の随伴水を、該貯水池から所定の距離、離れて配置された廃棄井戸まで輸送する輸送工程；並びに
（Ｖ）該随伴水を該廃棄井戸に廃棄する廃棄工程；
を含む、油・ガス混合物処理方法において、
該移送工程（ＩＩ）、輸送工程（ＩＶ）、及び廃棄工程（Ｖ）の開始直前に、各々、随伴水浄化工程を設けることを特徴とする、油田・ガス田の随伴水処理方法。
【請求項５】
前記随伴水浄化工程で浄化した随伴水を、前記掘削工程（Ｉ）におけるフラクチャリング水の一部として再利用する、請求項１〜４のいずれか１項に記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
【請求項６】
前記随伴水浄化工程が、正浸透膜システム、膜蒸留システム、蒸留システム、及び逆浸透膜システムからなる群から選ばれる１つ以上のシステムを用いた脱塩処理工程である、請求項１、２、及び４のいずれか１項に記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
【請求項７】
前記随伴水浄化工程が、正浸透膜システム、膜蒸留システム、及び蒸留システムからなる群から選ばれる１つ以上のシステムを用いた脱塩処理工程である、請求項３に記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
【請求項８】
前記移送工程（ＩＩ）の直前の前記随伴水浄化工程において、正浸透膜システム、膜蒸留システム、及び蒸留システムからなる群から選ばれる１つ以上のシステムを用い、そして前記輸送工程（ＩＶ）、及び廃棄工程（Ｖ）の直前の前記随伴水浄化工程において、各々独立に、正浸透膜システム、膜蒸留システム、蒸留システム、及び逆浸透膜システムからなる群から選ばれる１つ以上のシステムを用いた脱塩処理工程を用いる、請求項４に記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
【請求項９】
前記脱塩処理工程が、以下の工程：
前記随伴水を、正浸透膜を介して、浸透圧を有する熱相分離物質を含む第一浸透物質流と向流又は並流させて、該随伴水中の水を該第一浸透物質流に移動せしめて水リッチな第一浸透物質流としたものを、該熱相分離物質の熱分離可能な温度（Ｔ０）以上Ｔ０＋３０℃以下の第１分離温度（Ｔ１）に加熱して、水リッチ相（Ａ１）と熱相分離物質リッチ相（Ｂ１）とに分離する第一分離工程；並びに
該Ｂ１相を該第１分離温度（Ｔ１）＋２０℃以上Ｔ１＋１１５℃以下の第２分離温度（Ｔ２）に加熱して、水リッチ相（Ａ２）と熱相分離物質リッチ相（Ｂ２）とに分離する第二分離工程；
を含む、正浸透膜システムを用いた脱塩処理工程である、請求項１〜８のいずれか１項に記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
【請求項１０】
前記脱塩処理工程が、以下の工程：
前記随伴水を、正浸透膜を介して、塩を含む第二浸透物質流と向流又は並流させて、該随伴水中の水を該第二浸透物質流に移動せしめて水リッチな第二浸透物質流としたものを、熱相分離物質を含有する第一浸透物質流と相溶しない状態で混合して、水を該第一浸透物質流に移動せしめて水リッチな第一浸透物質流としたものを、該熱相分離物質の熱分離可能な温度（Ｔ０）以上Ｔ０＋３０℃以下の第１分離温度（Ｔ１）に加熱して、水リッチ相（Ａ１）と熱相分離物質リッチ相（Ｂ１）とに分離する第一分離工程；並びに
該Ｂ１相を該第１分離温度（Ｔ１）＋２０℃以上Ｔ１＋１１５℃以下の第２分離温度（Ｔ２）に加熱して、水リッチ相（Ａ２）と熱相分離物質リッチ相（Ｂ２）とに分離する第二分離工程；
を含む、正浸透膜システムを用いた脱塩処理工程である、請求項１〜８のいずれか１項に記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、油田・ガス田から油・ガスを取り出す工程で同時に生産される随伴水を処理する技術に関する。
【背景技術】
【０００２】
在来型油田・ガス田における油・ガスの採掘時、多量の随伴水が生産され、その大部分は、廃棄井戸に廃棄されている。また、シェールガスやタイトオイルなどの非在来型油田・ガス田における、水平坑井、水圧破砕といった技術を利用する採掘において使用する「フラクチャリング水」には、（ｉ）大量の水を消費することによる近隣社会での水不足、（ｉｉ）使用済みフラクチャリング水を輸送するトラック事故などによる、近隣への化学物質漏出リスク、（ｉｉｉ）フラクチャリング水に含まれる化学物質などの地下水源への漏出、（ｉｖ）回収後のフラクチャリング水からのメタンガス漏出、（ｖ）フラクチャリング水を使った水圧破砕よる地滑り、地震の発生、（ｖｉ）上記リスク低減対策による採掘コストの上昇（経済的メリットの低下）などの問題がある。
このうち、最も懸念されているのが上記（ｉ）であり、１坑井（油井）当たり3,000〜10,000トンもの水を使用するといわれている。干ばつにより深刻な水不足が生じた際に水圧破砕への水使用が停止されたこともある。また、使用済みフラクチャリング水は多くの化学物質などを含んでいるため、事故による漏出など近隣社会への潜在的リスクをもたらし、垂直坑井の表層部にある地下水源層近傍のコンクリート壁や輸送前の貯水池などからの漏出や、シェールガスの主成分であり二酸化炭素の２０倍以上の地球温暖化係数を持つメタンガスの大気中への漏出や、地滑りなども懸念されている。
【０００３】
また、多量のフラクチャリング水を利用する非在来型油田・ガス田でも、当然に、油・ガスを採掘する際に、油・ガスと一緒に、多量の随伴水が産出される。現状、その随伴水の大部分は、重力分離によって油・ガス、場合によりスラッジ成分から分離した後、廃棄井戸に捨てられている。
しかしながら、重力分離によって分離された随伴水は、通常、油成分の粒子が未だ分散された状態であることが多く、かつ、スケール生成物質（Total Dissolved Solid, TDS）も高いため、地表の河川や池に直接廃棄することはできない。また、廃棄井戸に廃棄する場合であっても処理量に限界がある。
そこで、より効率的、かつ、環境負荷の小さい油田・ガス田の随伴水処理方法を提供する必要性がある。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
前記した従来技術の現状の下、本発明が解決しようとする課題は、油田・ガス田から油・ガスとともに産出される随伴水のより効率的、かつ、環境負荷の小さい随伴水処理方法を提供すること、さらに、その処理した随伴水を、非在来型油田・ガス田採掘のためのフラクチャリング水として再利用する方法を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
本発明者らは、上記課題を解決すべく鋭意検討した結果、例えば、正浸透膜システムを用いた脱塩処理工程であることができる随伴水浄化工程を、少なくとも、以下に説明する輸送工程の開始直前に実施して随伴水を濃縮し廃棄井戸までのタンクローリーによる輸送コストを大幅に低減することができ、さらに、浄水化された随伴水は、脱塩されていると同時に大きな油粒子も除去されているため、廃棄井戸での廃棄に代えて、直接、河川や池に放流することが可能となること、また、これを非在来型油田・ガス田掘削に使用するフラクチャリング水の一部として再利用して、より効率的に油・ガスを取り出すことが可能になることを見出し、本発明を完成するに至ったものである。
【０００６】
すなわち、本発明は以下の通りのものである。
［１］以下の工程：
（Ｉ）複数の油田・ガス田において、ガス、油、随伴水、及びスラッジを含む油・ガス混合物を取り出す掘削工程；
（ＩＩ）該油・ガス混合物を、該油田・ガス田から所定の距離、離れて配置された重力分離タンクまで連続的に移送する移送工程；
（ＩＩＩ）該重力分離タンク内で、該ガス、該油と、該スラッジ及び該随伴水を分離して、該スラッジと該随伴水を、隣接するタンク又は貯留池内で分離・貯留する工程；
（ＩＶ）該タンク又は貯水池内の随伴水を、該貯水池から所定の距離、離れて配置された廃棄井戸まで輸送する輸送工程；並びに
（Ｖ）該随伴水を該廃棄井戸に廃棄する廃棄工程；
を含む、油・ガス混合物処理方法において、
該輸送工程（ＩＶ）の開始直前に、随伴水浄化工程を設けることを特徴とする、油田・ガス田の随伴水処理方法。
［２］以下の工程：
（Ｉ）複数の油田・ガス田において、ガス、油、随伴水、及びスラッジを含む油・ガス混合物を取り出す掘削工程；
（ＩＩ）該油・ガス混合物を、該油田・ガス田から所定の距離、離れて配置された重力分離タンクまで連続的に移送する移送工程；
（ＩＩＩ）該重力分離タンク内で、該ガス、該油と、該スラッジ及び該随伴水を分離して、該スラッジと該随伴水を隣接するタンク又は貯留池内で分離・貯留する工程；
（ＩＶ）該タンク又は貯水池内の随伴水を、該貯水池から所定の距離、離れて配置された廃棄井戸まで輸送する輸送工程；並びに
（Ｖ）該随伴水を該廃棄井戸に廃棄する廃棄工程；
を含む、油・ガス混合物処理方法において、
該廃棄工程（Ｖ）の開始直前に、随伴水浄化工程を設けることを特徴とする、油田・ガス田の随伴水処理方法。
［３］以下の工程：
（Ｉ）複数の油田・ガス田において、ガス、油、随伴水、及びスラッジを含む油・ガス混合物を取り出す掘削工程；
（ＩＩ）該油・ガス混合物を、該油田・ガス田から所定の距離、離れて配置された重力分離タンクまで連続的に移送する移送工程；
（ＩＩＩ）該重力分離タンク内で、該ガス、該油と、該スラッジ及び該随伴水を分離して、該スラッジと該随伴水を隣接するタンク又は貯留池内で分離・貯留する工程；
（ＩＶ）該タンク又は貯水池内の随伴水を、該貯水池から所定の距離、離れて配置された廃棄井戸まで輸送する輸送工程；並びに
（Ｖ）該随伴水を該廃棄井戸に廃棄する廃棄工程；
を含む、油・ガス混合物処理方法において、
該移送工程（ＩＩ）の開始直前に、随伴水浄化工程を設けることを特徴とする、油田・ガス田の随伴水処理方法。
［４］以下の工程：
（Ｉ）複数の油田・ガス田において、ガス、油、随伴水、及びスラッジを含む油・ガス混合物を取り出す掘削工程；
（ＩＩ）該油・ガス混合物を、該油田・ガス田から所定の距離、離れて配置された重力分離タンクまで連続的に移送する移送工程；
（ＩＩＩ）該重力分離タンク内で、該ガス、該油と、該スラッジ及び該随伴水を分離して、該スラッジと該随伴水を隣接するタンク又は貯留池内で分離・貯留する工程；
（ＩＶ）該タンク又は貯水池内の随伴水を、該貯水池から所定の距離、離れて配置された廃棄井戸まで輸送する輸送工程；並びに
（Ｖ）該随伴水を該廃棄井戸に廃棄する廃棄工程；
を含む、油・ガス混合物処理方法において、
該移送工程（ＩＩ）、輸送工程（ＩＶ）、及び廃棄工程（Ｖ）の開始直前に、各々、随伴水浄化工程を設けることを特徴とする、油田・ガス田の随伴水処理方法。
［５］前記随伴水浄化工程で浄化した随伴水を、前記掘削工程（Ｉ）におけるフラクチャリング水の一部として再利用する、前記［１］〜［４］のいずれかに記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
［６］前記随伴水浄化工程が、正浸透膜システム、膜蒸留システム、蒸留システム、及び逆浸透膜システムからなる群から選ばれる１つ以上のシステムを用いた脱塩処理工程である、前記［１］、［２］、及び［４］のいずれかに記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
［７］前記随伴水浄化工程が、正浸透膜システム、膜蒸留システム、及び蒸留システムからなる群から選ばれる１つ以上のシステムを用いた脱塩処理工程である、前記［３］３に記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
［８］前記移送工程（ＩＩ）の直前の前記随伴水浄化工程において、正浸透膜システム、膜蒸留システム、及び蒸留システムからなる群から選ばれる１つ以上のシステムを用い、そして前記輸送工程（ＩＶ）、及び廃棄工程（Ｖ）の直前の前記随伴水浄化工程において、各々独立に、正浸透膜システム、膜蒸留システム、蒸留システム、及び逆浸透膜システムからなる群から選ばれる１つ以上のシステムを用いた脱塩処理工程を用いる、前記［４］に記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
［９］前記脱塩処理工程が、以下の工程：
前記随伴水を、正浸透膜を介して、浸透圧を有する熱相分離物質を含む第一浸透物質流と向流又は並流させて、該随伴水中の水を該第一浸透物質流に移動せしめて水リッチな第一浸透物質流としたものを、該熱相分離物質の熱分離可能な温度（Ｔ０）以上Ｔ０＋３０℃以下の第１分離温度（Ｔ１）に加熱して、水リッチ相（Ａ１）と熱相分離物質リッチ相（Ｂ１）とに分離する第一分離工程；並びに
該Ｂ１相を該第１分離温度（Ｔ１）＋２０℃以上Ｔ１＋１１５℃以下の第２分離温度（Ｔ２）に加熱して、水リッチ相（Ａ２）と熱相分離物質リッチ相（Ｂ２）とに分離する第二分離工程；
を含む、正浸透膜システムを用いた脱塩処理工程である、前記［１］〜［８］のいずれかに記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
［１０］前記脱塩処理工程が、以下の工程：
前記随伴水を、正浸透膜を介して、塩を含む第二浸透物質流と向流又は並流させて、該随伴水中の水を該第二浸透物質流に移動せしめて水リッチな第二浸透物質流としたものを、熱相分離物質を含有する第一浸透物質流と相溶しない状態で混合して、水を該第一浸透物質流に移動せしめて水リッチな第一浸透物質流としたものを、該熱相分離物質の熱分離可能な温度（Ｔ０）以上Ｔ０＋３０℃以下の第１分離温度（Ｔ１）に加熱して、水リッチ相（Ａ１）と熱相分離物質リッチ相（Ｂ１）とに分離する第一分離工程；並びに
該Ｂ１相を該第１分離温度（Ｔ１）＋２０℃以上Ｔ１＋１１５℃以下の第２分離温度（Ｔ２）に加熱して、水リッチ相（Ａ２）と熱相分離物質リッチ相（Ｂ２）とに分離する第二分離工程；
を含む、正浸透膜システムを用いた脱塩処理工程である、前記［１］〜［８］のいずれかに記載の油田・ガス田の随伴水処理方法。
【発明の効果】
【０００７】
本発明に係る油田・ガス田の随伴水処理方法により浄化された随伴水は、脱塩され、かつ、大きな油粒子の除去がなされているため、廃棄井戸で廃棄することに代えて、直接、河川や池に放流することが可能となるため、飲料水汚染や、地震発生などの環境負荷を低減することに寄与する。さらに、随伴水浄化工程を、輸送工程開始直前に実施すれば、随伴水が減容されるため、廃棄井戸までのタンクローリーによる輸送コストを大幅に低減することができる。さらに、この浄化された随伴水は、非在来型油田・ガス田採掘工程における大量に必要なフラクチャリング水の一部として再利用することができる。
【図面の簡単な説明】
【０００８】
【図１】図１は、油田・ガス田の随伴水処理における各工程と、随伴水浄化工程を実施する箇所を説明する説明図である。
【図２】図２は、随伴水浄化工程が正浸透膜システム用いた脱塩処理工程である場合の第一の態様のフロー図である。
【図３】図３は、随伴水浄化工程が正浸透膜システム用いた脱塩処理工程である場合の第二の態様のフロー図である。
【発明を実施するための形態】
【０００９】
以下、本発明の実施形態について詳細に説明する。
[油田・ガス田]
本明細書中、用語「油田・ガス田」とは、在来型の油田・ガス田のみならず、従来開発されてきた油田や天然ガス田以外から採掘されたエネルギー資源である非在来型の油田・ガス田、例えば、クルードオイル田、シェールオイル田、オイルサンド田、サンドオイル田、天然ガス田、シェールガス田、コールベットメタン田、コールシームガス田を包含する。
【００１０】
［掘削工程］
在来型油田・ガス田の採掘では、垂直坑井で数百メートル採掘するのが一般的で、後期の油田では、ＥＯＲ手法により、水・ガスを再注入して、油・ガス産出量を回復させる方法もある。また、一般的なシェールオイル・ガス採掘では、まず、垂直坑井を途中から曲げて数千メートル地下にある頁岩（シェール）層に沿って水平坑井を掘削し、そこへ以下に説明するフラクチャリング水を送り込み、圧力をかけて作った割れ目（フラクチャー）にプロパントと呼ばれる特殊な砂粒を滑り込ませる。これが支えとなってフラクチャーが自然に閉じることを防ぎ、シェールガスやタイトオイルなどの継続的な回収を可能にしており、このプロセスを水圧破砕（hydraulic fracturing、通称fracking）と呼ぶ。
このような掘削工程において、油井から、油、ガス、随伴水、スラッジを含む油・ガス混合物が地上に取り出される。
【００１１】
［フラクチャリング水］
本明細書中、用語「フラクチャリング水」又はフラクチャリング流体（fracturing fluid）とは、シェールガスやタイトオイルなどの非在来型油田・ガス田における、水平坑井、水圧破砕といった技術を利用する採掘において使用する液体を意味し、フラッキング水（fracking water）ともいう。
一般に、フラクチャリング流体の９０％以上は水、残りの数％がプロパントであり、それに、酸、防腐剤、ゲル化剤、摩擦低減剤などの化学物質が１％未満の割合で含まれている。
【００１２】
[随伴水]
本明細書中、用語「随伴水」とは、前記油田・ガス田の掘削において取り出される油、ガス、スラッジに随伴する水を意味する。通常、TDS成分を含有することが多い。
油田・ガス田から産出される随伴水中のTDS濃度は、一般に、500ppm以上300,000ppm以下である。TDS濃度が500ppm以下の場合、随伴水を浄化処理しなくとも、そのまま河川や池に放流することができる。また、油田・ガス田から産出される随伴水中の油滴含有量は、一般に50ppm以上500,000ppmである。この油滴含有量が放流規制値以下の場合、そのまま河川や池に放流することができる。
【００１３】
［移送工程］
各油井から採取された油・ガス混合物は、配管（一般には、重力分離タンクから半径約１マイル以内の長さ）を通して連続的に以下の重力分離タンクに移送される。
【００１４】
[重力分離タンク、貯水池]
本明細書中、用語「重力分離タンク」とは、油田・ガス田から産出される油、ガス、随伴水、スラッジの混合物から、重力の作用により、油、ガスから、随伴水、スラッジを分離するための1段又は多段のタンク又は／及びピットを意味する。「重量分離タンク」は、セパレーションタンク、バッフルタンク、ヴォルテックタンク、ヒータートリーターなどとも言われる。
随伴水とスラッジは、重力分離タンクに隣接して配置された貯水池（一般には、容量約5000 ton）に一時的に貯留される。
重力分離タンクと貯水池は、一般に油井１０基毎に設置される。現在、油田・ガス田井戸から重力分離タンクまでの距離は、半径１マイル以内とする傾向がある。
【００１５】
［輸送工程、廃棄工程］
貯水池に一時的に貯留された随伴水は、貯水池から所定の距離（一般には、約５〜５０マイル）、離れて配置された共同廃棄井戸までタンクローリーで輸送され、最終的に共同廃棄井戸で、地中深くに戻され、廃棄される。
共同廃棄井戸は、油田・ガス田の規模に応じて、一般には、重力分離タンク、貯水池２０基毎に設置される。この場合、図１中、ｎ＝２０である。重力分離タンクから貯水池までの距離は、１００ｍ以内の傾向があり、貯水池から廃棄井戸までの距離は、５マイル以上５０マイル以下の傾向がある。
【００１６】
[随伴水浄化工程]
本発明で用いる随伴水浄化工程は、脱塩処理設備を含むシステムを利用するものであり、オイル除去設備や微粒子除去設備を含んでいてもよい。
図１に示すように、１の実施形態においては、輸送工程の開始直前に、随伴水浄化工程を設け、該随伴水浄化工程で濃縮され減容された随伴水を、廃棄井戸に廃棄し、浄化された随伴水を、河川や池に放流するか、又は、前記フラクチャリング水の一部として再利用する。また、他の実施形態においては、分離・貯留工程の開始直前に、随伴水浄化工程を設け、該随伴水浄化工程において濃縮され減容された随伴水を、廃棄井戸に廃棄し、浄化された随伴水を、河川や池に放流するか、又は、前記フラクチャリング水の一部として再利用する。また、他の実施形態においては、廃棄工程の開始直前に、随伴水浄化工程を設け、該随伴水浄化工程において濃縮され減容された随伴水を、廃棄井戸に廃棄し、浄化された随伴水を、河川や池に放流するか、又は、前記フラクチャリング水の一部として再利用する。さらに、他の実施形態においては、前記実施形態を任意に組み合わせたものであることができる。
【００１７】
随伴水浄化工程は、正浸透膜システム、膜蒸留システム、蒸留システム、及び逆浸透膜システムからなる群から選ばれる１つ以上のシステムを用いた脱塩処理工程であることができ、脱塩処理設備としては、ナノフィルトレーションシステム、クリスタライザーシステム、軟水化システムであることもできる。
油田・ガス田から産出される随伴水の処理のためには、高塩濃度、高TDS濃度の水がコンパクトに、安く処理ができる正浸透膜システム、膜蒸留システムが特に好ましい。
随伴水浄化工程には、オイル除去設備が付随されていてもよい。オイル除去設備としては、IGF・DGF・DAFに代表される加圧浮上濾過設備、酸化設備、生物処理設備、ハイドロサイクロン設備などから選ばれることが多いが、これに限定されるものではない。
また、随伴水浄化工程には、微粒子除去設備が付随されていてもよい。微粒子除去設備としては、マルチメディアフィルター設備、ウォールナッツシェルフィルター設備、砂ろ過設備、精密ろ過膜設備、マイクロフィルトレーション設備、限外濾過膜設備、ウルトラフィルトレーション設備、IGF・DGF・DAFに代表される加圧浮上濾過設備、凝集沈殿設備、ハイドロサイクロン設備などから選ばれることが多いが、これに限定されるものではない。
【００１８】
[二段階脱塩（昇温多段分離）]
ここで、正浸透膜システムを用いる脱塩処理設備を例にあげて、図面を参照しながら詳細に説明する。
図２は、随伴水浄化工程が正浸透膜システム用いた脱塩処理工程である場合の第一の態様のフロー図である。水１０１を含有する随伴水１０２を、熱相分離物質を含む第一浸透物質流１０３に対して半透膜１０４を介して向流又は並流に流し、水１０１を第一浸透物質流１０３に移動させて流れ１０５を得、流れ１０５を熱交換器１０６で熱相分離物質が熱相分離する温度に加熱して分離装置１０７において第一水リッチ流１０８と第一熱相分離物質リッチ流１０９に分離する。第一熱相分離リッチ流１０９は、熱交換器１１３で１段目の熱相分離過程より高い温度に加熱し、分離装置１１４で第二水リッチ流１１５と第二熱相分離物質リッチ流１１６を得、第二水リッチ流１１５は、ろ過膜１１０によってろ過して浄化水１１１と膜回収流１１２を得る。第二熱相分離物質リッチ流１１６は、第一浸透物質流１０３として再利用する。このとき、第一水リッチ流１０８は、例えば、膜回収流１１２と混合するが、直接流れ１０５と混合してもよく、供給流１０２と混合してもよい。場合によっては、第一水リッチ流１０８には別の後段処理装置を設けてもよい。膜回収流１１２についても、例えば、流れ１０５と混合するが、第二熱相分離物質リッチ流１１６と混合してもよく、供給流１０２に混合してもよい。そして、濃縮流１１７は、従来と同様、廃棄井戸に注入して廃棄し、浄化水１１１は、フラクチャリング水として再利用する。また、この２段階脱塩方法は、１段目の熱相分離過程のみ又は２段目の熱相分離過程のみでもよい。
【００１９】
図３は、随伴水浄化工程が正浸透膜システム用いた脱塩処理工程である場合の第二の態様のフロー図である。水２０１を含有する随伴水２０２を、塩を含む第二浸透物質流２０３に対して、半透膜２０４を介して向流又は並流に流し、水２０１を第二浸透物質流２０３に移動させ、流れ２０５を得、この流れ２０５と、熱相分離物質を含む第一浸透物質流２０６を接触させて、分離装置２０７において第二浸透物質流２０３と、第一浸透物質流２０６と水２０１からなる流れ２０８とに分離し、熱交換器２０９で熱相分離する温度に加熱し、分離装置２１０で、第一水リッチ流２１１と第一浸透物質流（第一熱相分離物質リッチ流）２１２に分離する。この第一熱相分離物質リッチ流２１２は、熱交換器２１６で再度１段目の熱相分離過程より高い温度に加熱し、分離装置２１７で第二水リッチ流２１８と第二熱相分離物質リッチ流２１９に分離し、第二熱相分離物質リッチ流２１９を第一浸透物質流２０６として再利用し、第二水リッチ流２１８はろ過膜２１３によってろ過して浄化水２１４と膜回収流２１５を得る。このとき第一水リッチ流２１１は、例えば、膜回収流２１５と混合するが、直接流れ２０５に混合してもよく、供給流２０２と混合してもよい。場合によっては、第一水リッチ流２１１には別の後段処理装置を設けてもよい。膜回収流２１５についても、例えば、流れ２０５と混合するが、流れ２０８と混合してもよく、随伴水２０２と混合してもよいし、場合によっては別の後段処理装置を設けてもよい。そして、濃縮流２２０は、従来と同様に廃棄井戸に注入して廃棄し、浄化水２１４は、フラクチャリング水として再利用する。また、この２段階脱塩方法は、1段目の熱相分離過程のみ又は２段目の熱相分離過程のみでもよい。
【００２０】
半透膜は、随伴水を通過させるが、溶質を通過させないようなサイズの孔を有している。逆浸透膜も使用できるが、正浸透膜であることが好ましい。膜の材質は特に限定されないが、例えば、酢酸セルロース系、ポリアミド系、ポリベンゾイミダゾール系、ポリビニルアルコール系などが挙げられる。半透膜の形態や膜モジュールの形態も特に限定されず、半透膜の形態においては、平膜、中空糸膜などのいずれであってもよいが、平膜は溶液の片流れが生じるため、膜の有効活用の観点から中空糸膜の方が好ましい。膜モジュールの形態においては、プレートアンドフレーム型、中空糸型、スパイラル型などのいずれであってもよい。溶媒を透過させる方法としては、正浸透プロセスを採用する。浸透物質流を流す膜面は、活性層側であってもよいし、活性層の反対側であってもよい。
【００２１】
溶質の主成分として、塩を含む浸透物質流については、例えば、水酸化ナトリウム、炭酸ナトリウム、ナトリウムシリケート、硫酸ナトリウム、リン酸ナトリウム、ギ酸ナトリウム、コハク酸ナトリウム、酒石酸ナトリウム、硫酸リチウム、硫酸アンモニウム、炭酸アンモニウム、カルバミン酸アンモニウム、硫酸亜鉛、硫酸銅、硫酸鉄、硫酸マグネシウム、硫酸アルミニウム、塩化ナトリウム、塩化マグネシウム、二ナトリウムリン酸一水素、一ナトリウムリン酸二水素、リン酸カリウム、炭酸カリウム、硫酸マンガン、クエン酸ナトリウム、チオ硫酸ナトリウム、亜硫酸ナトリウムなどを使うことができる。これらの浸透物質は、単独で又は混合して用いることが可能である。
【００２２】
熱相分離物質とは、溶媒に溶解した状態の溶液を加熱することで、該溶媒と相分離する物質を指す。また、水リッチとは、熱相分離した２相の溶液のうち、熱相分離物質の濃度が低い方の溶液を指し、熱相分離物質の濃度が高い方の溶液を熱相分離物質リッチな溶液という。
【００２３】
熱相分離物質としては、ポリアルキレンポリマー、ポリビニルアルコールポリマー、ポリ酢酸ビニルポリマー、アクリル酸ポリマー、ポリアクリルアミドポリマー、イオン液体ポリマー、ポリエーテル変性シリコーンなどを使うことができる。ポリアルキレンポリマーとしては、少なくとも一部にエチレンオキシドユニットを含むポリマーであり、例えば、ポリエチレンオキシド、ポリエチレンオキシド・ポリプロピレンオキシド共重合体、ポリエチレンオキシド・ポリブチレンオキシド共重合体、それらの疎水基修飾物が挙げられる。疎水基としては、炭化水素基が挙げられる。これらの熱相分離物質は、単独で又は混合して用いることができる。
【００２４】
以下、半透膜を利用する正浸透プロセスについて説明する。
正浸透プロセスでは、供給流より高い浸透圧をもつ浸透物質流を、半透膜を介して流す必要がある。このとき、浸透圧が高ければ、供給流を高濃度に濃縮することができる。供給流を高濃度に濃縮することで、排出される濃縮供給流の量を低減できるため、供給流の濃縮倍率は高い方が好ましく、少なくとも２倍濃縮されることが好ましい。また、供給流と浸透物質流の浸透圧差が大きければ、膜を透過する溶媒の透過速度が高くなるため、膜面積を低減させることができ、設備費用を抑えることができる。このため、浸透物質流の浸透圧は高い方がよい。
【００２５】
図２の第二態様においては、随伴水から水を回収する場合、随伴水の濃縮倍率を２倍とすると、濃縮流の浸透圧は６０ａｔｍ程度になるが、半透膜を介して水を移動させるための駆動力や第二浸透物質流から第一浸透物質流に水を移動させるための駆動力を担保するため、第一浸透物質流の浸透圧は８０ａｔｍ以上であることが好ましい。油田やガス田の随伴水のような高い塩濃度を含む随伴水、例えば、塩濃度が８ｗｔ％の随伴水を処理するとき、随伴水の濃縮倍率を２倍とし、水を移動させるための駆動力を確保すると、第一浸透物質流の浸透圧は１４５ａｔｍ以上であることが好ましい。このように、第一浸透物質流の浸透圧は高い方が好ましいが、他方、浸透圧の高い第一浸透物質流を再生させるためには、高いエネルギーを要するため、第一浸透物質流の浸透圧は２５０ａｔｍ以下であることが好ましく、２００ａｔｍ以下であることがより好ましく、１７５ａｔｍ以下であることが更に好ましい。
【００２６】
熱相分離物質の粘度は、溶液分離を行うときの分離性の観点から、２５０ｍＰａ・ｓ以下が好ましく、１００ｍＰａ・ｓ以下であることが更に好ましい。この粘度は、９０ｗｔ％の熱相分離物質水溶液を、粘度計ＴＶＬ−３３Ｌ（東機産業株式会社）において、角度１°３４’でＲ２４のコーンを用いて、３０℃で測定した値を意味する。
浸透物質は、そのままで浸透物質流として用いることも可能であるが、適当な溶媒に溶解した溶液を浸透物質流とすることも可能である。ここで使用される溶媒は、分離回収する溶媒と相溶であることが好ましく、同一物質であることがさらに好ましい。浸透物質流の浸透圧は、随伴水より高くなるように設定される。
【００２７】
塩を含む第二浸透物質流と、熱相分離物質を含む第一浸透物質流を直接接触させて、水を移動させる際には、混合を行ってもよい。例えば、ライン混合を行ってもよいし、混合器であってもよい。接触後、分離を行うが、例えば、重力沈降であってもよいし、遠心分離であってもよい。向流抽出によって、接触と分離を同時に行ってもよく、接触又は混合と分離のプロセスは複数回行ってもよい。
【００２８】
熱相分離後の水リッチ流の膜ろ過では、例えば、限外ろ過を行ってもよく、精密ろ過、ナノろ過、逆浸透ろ過であってもよい。但し、浄化水の品質の観点から、水リッチ流の残存物質のうち、好ましくは９０％以上、より好ましくは９５％以上、更に好ましくは９９％以上ろ過膜によって阻止されることが望ましい。また、水回収効率の点から、膜ろ過によって回収される浄化水は、ろ過膜に供給される溶液のうち、好ましくは５０％、より好ましくは７０％、更に好ましくは９０％以上であることが望ましい。
熱相分離物質リッチ流の熱相分離は1段であってもよいし、２段であってもよいし、３段又はそれ以上であってもよい。
【００２９】
熱分離可能な温度（Ｔ０）とは、小型硝子製反応装置ＴＥＭ−Ｖ（耐圧硝子工業株式会社）中で水リッチな第一浸透物質流を撹拌しながら加熱し、撹拌を止めて１０分間静置したときに、水の上相部に合一した液滴が目視によって確認できる温度を指す。
熱相分離を多段で行うことで、水リッチ相に含まれる残存物質の量を低減することができ。水リッチ相に含まれる残存物質の大部分は、水リッチな第一浸透物質流に溶解していた物質（例えば、無機塩等）である。これらは第一浸透物質流が、水リッチ相と熱相分離物質リッチ相に分離したときに、それぞれの相の水分量に応じて分配されて平衡状態になると考えられる。すなわち、第一浸透物質流に溶解していた物質は、熱相分離をした２相のうち、水リッチ相に分配されやすくなる。そこで、１段目の熱相分離において、水リッチ相（Ａ１）に残存物質を分配させ、２段目の熱相分離において１段目で得られた熱相分離物質リッチ相（Ｂ１）を相分離させて、残存物質の濃度を低減させた水リッチ相（Ａ２）を得ることができる。
【００３０】
１段目の熱相分離において取り出す水リッチ相（Ａ１）は、残存物質を溶解させる十分な量の水が存在していればよいため、第一分離温度（Ｔ１）は、熱分離可能な温度（Ｔ０）以上であればよい。他方、第一分離温度（Ｔ１）を熱分離可能な温度（Ｔ０）より相当高い温度とすると、水リッチ相（Ａ１）が多くなり、水の回収率が下がってしまう。そのため、第一分離温度（Ｔ１）は、Ｔ０以上Ｔ０＋３０℃以下であることが好ましく、Ｔ０以上Ｔ０＋２０℃以下であることがより好ましい。
２段目の熱相分離において取り出す水リッチ相（Ａ２）は、１段目で得られた熱相分離物質リッチ相（Ｂ１）を第一分離温度（Ｔ１）より十分に高い温度で処理することで、水の回収率を高めることができる。しかしながら、熱相分離温度が高すぎると、耐圧性能を担保するために設備コストが高くなる、放熱によるエネルギーロスが大きくなる等の問題が生じる。そのため、第二分離温度（Ｔ２）は、Ｔ１＋２０℃以上Ｔ１＋１１５℃以下であることが好ましく、Ｔ１＋３０℃以上Ｔ１＋９０℃以下であることがより好ましい。
【００３１】
水リッチ流である熱相分離物質含有水の熱相分離物質濃度は、２００ｐｐｍ以上２０，０００ｐｐｍ以下が好ましい。本発明者らの検討により、後述する含有水中の塩の存在により凍結防止の効果とともに配管の錆発生の影響が確認できた。この塩の影響に対して含有水に含まれる熱相分離物質は、塩による配管の錆発生抑制効果があることが判明した。上記塩による配管の錆発生抑制効果を発現するためには、ポリマー（熱相分離物質)の濃度は下限値で２００ｐｐｍ以上であることが好ましく、５００ｐｐｍ以上がより好ましく、１，０００ｐｐｍ以上が更に好ましく、２，５００ｐｐｍ以上が特に好ましい。他方、ポリマー(熱相分離物質)濃度は、２０，０００ｐｐｍ以下であれば十分であり、１０，０００ｐｐｍ以下であることがより好ましく、５，０００ｐｐｍであることが更に好ましく、４，０００ｐｐｍ以下であることが特に好ましい。熱相分離物質は、上記濃度範囲でも十分凝固点降下により凍結防止効果がみられ、上限値が２０，０００ｐｐｍ以下である場合、熱相分離物質含有水の粘度が過度に高くならないから、さらに後続で精製工程（例えば、ナノフィルターによるろ過工程）を行ったとしても容易に行えることとなり好ましい。
【００３２】
熱相分離物質含有水中の熱相分離物質としては、ポリアルキレンポリマー、ポリビニルアルコールポリマー、ポリ酢酸ビニルポリマー、アクリル酸ポリマー、ポリアクリルアミドポリマー、イオン液体ポリマー、ポリエーテル変性シリコーンなどである。ポリアルキレンポリマーとしては、少なくとも一部にエチレンオキシドユニットを含むポリマーであり、例えばポリエチレンオキシド、ポリエチレンオキシド・ポリプロピレンオキシド共重合体、ポリエチレンオキシド・ポリブチレンオキシド共重合体、それらの疎水基修飾物が挙げられる。疎水基としては、炭化水素基が挙げられる。熱相分離物質は、単独で又は混合物であることができる。
【００３３】
熱相分離物質含有水中の塩濃度は、０．１ｗｔ％以上６．０ｗｔ％以下であることが好ましい。上記範囲で塩が含有水中に含まれることで、含有水の凝固点が低下し凍結防止効果も得られる。したがって、塩濃度の下限値は０．１ｗｔ％以上であり、好ましくは０．６ｗｔ％以上、より好ましくは１．０ｗｔ％以上である。
他方、含有水中の塩の存在は、配管の錆発生を引き起こすおそれがあるため、塩濃度の上限値は、６．０ｗｔ％以下が好ましく、より好ましくは３．５ｗｔ％以下である。また、３．５ｗｔ％以下の方が後段の膜分離工程において、さらに精製する場合、ろ過圧を妥当な値とすることができる。
【００３４】
熱相分離物質含有水中の塩としては、金属塩及び／又はアンモニウム塩から選ばれる無機塩、又は有機塩を少なくとも含む塩であり、例えば、塩化ナトリウム、水酸化ナトリウム、炭酸ナトリウム、ナトリウムシリケート、硫酸ナトリウム、リン酸ナトリウム、ギ酸ナトリウム、コハク酸ナトリウム、酒石酸ナトリウム、硫酸リチウム、硫酸アンモニウム、炭酸アンモニウム、カルバミン酸アンモニウム、硫酸亜鉛、硫酸銅、硫酸鉄、硫酸マグネシウム、硫酸アルミニウム、塩化マグネシウム、二ナトリウムリン酸一水素、一ナトリウムリン酸二水素、リン酸カリウム、炭酸カリウム、硫酸マンガン、クエン酸ナトリウム、チオ硫酸ナトリウム、及び亜硫酸ナトリウムからなる群から選ばれる無機塩又は有機塩を少なくとも含む塩であることができる。
【００３５】
［随伴水処理費用のモニタリング］
現在、油田・ガス田における随伴水処理方法においては、使用可能な廃棄井戸への随伴水の廃棄量の積算が限度量を超過しないように、限度量に近付くと、新たに廃棄井戸を掘削し、かかる新たな廃棄井戸に上記限度量を超えた随伴水を廃棄しているのが現状である。油・ガス混合物は、油井から配管で重力分離タンクまで移送され、重力分離タンクに隣接する貯水池から共同廃棄井戸まで、随伴水を積んだタンクローリーで、長距離（一般に、約２０マイル）輸送する場合が殆どであり、そうでない場合には配管を使って移送しているため、その輸送コストが、随伴水処理の全体コストに占める割合が高く、コスト削減が求められている。
また、現在、油田・ガス田井戸から重力分離タンクまでの距離は、半径１マイル以内とする傾向がある。１マイルより離れると、トラック等の場合には輸送コストの問題が生じることとなり、配管を使って移送する場合には、随伴水に含まれるスラッジによる配管詰まりの原因になる。
同様に、重力分離タンクから貯水池までの距離は、１００ｍ以内の傾向があり、貯水池から廃棄井戸までの距離は、５マイル以上５０マイル以下の傾向がある。
【００３６】
随伴水浄化工程コスト、随伴水輸送コスト、随伴水廃棄コストは、以下の関係式：
(随伴水浄水化工程コスト）＜（減容分濃縮随伴水輸送代）＋（減容分濃縮随伴水廃棄井戸使用料）
を満たさなければ、コストメリットがないので、この関係を満たすように随伴水処理の効率化を検討する必要がある。  一般に、油田・ガス田には、近隣に同様の随伴水浄化処理施設が複数存在する場合があり、その場合、重力分離タンクの設備、随伴水浄水化処理の設備、廃棄井戸の各々の稼働状況の全体をモニタリングし、輸送タンクローリーの位置、随伴水を積載する場所、輸送先の稼働状況等を総合的に解析し、随伴水処理を最も効率的に実施するように指令・制御するシステムを導入することもできる。
かかる指令・制御システムのコンピュータプログラムは、少なくとも、第一ステップとして、(随伴水浄水化工程コスト）＜（減容分濃縮随伴水輸送代）＋（減容分濃縮随伴水廃棄井戸使用料）が成り立つ油田を選択するステップ；第二ステップとして、濃縮随伴水トータル処理コストをミニマイズするステップ、具体的には、（濃縮随伴水の輸送距離（輸送にかかる時間）＋廃棄井戸使用のための待ち時間）をミニマイズするために、濃縮随伴水発生時点で、近隣廃棄井戸の随伴水廃棄処理状況（トラックの待ち状況）をモニタリングし、トータル処理コストをミニマイズするステップ；の２つのステップを有することができる。
【実施例】
【００３７】
以下、随伴水浄化工程として正浸透膜システム用いた脱塩処理工程を用いた場合の実施例を具体的に記入するが、本発明はこれらのみに限定されるものではない。
以下の実施例においては、溶媒として水を使用し、熱相分離物質としてＡＨ−０６７３Ａ（東邦化学株式会社）を用い、無機塩として硫酸アンモニウム（和光純薬工業株式会社）を用いた。溶液中の熱相分離物質濃度の測定は、アタゴ社製ＰＡＬ−ＲＩを用いて屈折率により測定した。溶液中の硫酸アンモニウムの濃度測定は、塩化バリウム溶液（シグマアルドリッチ株式会社）とアリザリンレッドＳ（シグマアルドリッチ株式会社）溶液を用いた滴定によって行い、滴定終点は色調の変化を目視により判断した。
水リッチの第一浸透物質流として、６３．５ｗｔ％のＡＨ−０６７３Ａと０．６０ｗｔ％の硫酸アンモニウムを含む溶液を得、ＡＨ−０６７３Ａの熱分離可能な温度（Ｔ０、６０℃）に対して２０℃高い温度である８０℃で熱相分離し、第一熱相分離物質リッチ流を１５０℃で熱相分離した。比較例として、６３．５ｗｔ％のＡＨ−０６７３Ａと０．６０ｗｔ％の硫酸アンモニウムを含む溶液を８０℃と１５０℃で、それぞれ熱相分離した。
【００３８】
【表１】
2018043221.tif 000003
【００３９】
水回収率は、例えば、図３において、１段目の熱相分離過程に入る溶媒リッチの第一浸透物質流１ｋｇ（符号２０８の流れ）に含まれる水のうち、熱相分離過程によって得られた水リッチ相の溶媒重量の割合を指す。
水回収率（％）＝１００×（１ｋｇの第一浸透物質流から得られた水リッチ相の水重量）／（１ｋｇの水リッチの第一浸透物質流に含まれる水重量）
つまり、分離方法Ａ及びＢでは、熱相分離は１段であるから、１ｋｇの第一浸透物質流に含まれる水のうち、１ｋｇの第一浸透物質流から得られた水リッチ相（Ａ１、すなわち２１１）の溶媒重量の割合を指す。分離方法Ｃ、Ｄ及びＥでは、熱相分離過程は２段であるから、１ｋｇの第一浸透物質流に含まれる水のうち、１ｋｇの第一浸透物質流から得られた水リッチ相（Ａ２、すなわち２１８）の水重量の割合を指す。
塩除去率は、１段目の熱相分離過程に入る水リッチの第一浸透物質流１ｋｇ（２０８）に含まれる無機塩（硫酸アンモニウム）重量から、熱相分離過程によって得られた水リッチ相に含まれる無機塩重量を減じ、減じた後の数値を、１段目の熱相分離過程に入る水リッチの第一浸透物質流１ｋｇ（２０８）に含まれる無機塩重量で除した値に１００を乗じたものである。
塩除去率（％）＝１００×{（１ｋｇの水リッチの第一浸透物質流に含まれる無機塩重量）―（１ｋｇの第一浸透物質流から得られた水リッチ相に含まれる無機塩重量）}／（１ｋｇの水リッチの第一浸透物質流に含まれる無機塩重量）
分離方法Ａ及びＢでは、上記水リッチ相としては水リッチ相（Ａ１、すなわち２１１）を意味し、分離方法Ｃ，Ｄ及びＥでは、上記水リッチ相としては水リッチ相（Ａ２、すなわち２１８）を意味する。
尚、図２における水回収率と塩除去率については、１段目の熱相分離過程に入る溶媒リッチの第一浸透物質流１ｋｇは符号１０５の流れ、Ａ１は符号１０８の流れ、並びにＡ２は符号１１５の流れとして、図３の場合と同様にして求めた。
【００４０】
１５０℃、１段で熱相分離した場合、水の回収率は６３．６％と高いものの、熱相分離過程への供給流の塩を除去できなかった（５％未満）。８０℃、１段で熱相分離した場合は、水の回収率は２４．５％と中程度であったが、塩の除去率が１４．９％と依然低かった。これに対して、実施例において示されるように、８０℃および１５０℃で２段の熱相分離を行った場合、水の回収率は３６．７％で中程度かつ塩の除去率は８６．０％と高い生産水を得ることができた。
８０℃で２段の熱相分離を行った場合と１５０℃で２段の熱相分離を行った場合、水の回収率が非常に低い値になった。
【００４１】
１段目の熱相分離（実施例においては８０℃、比較例においては１５０℃で熱相分離）の結果を表２に示す。
比較例における第一熱相分離物質リッチ流のＡＨ−０６７３Ａ濃度は８１．２ｗｔ％で、実施例における濃度は６８．７ｗｔ％であった。また、比較例における第一水リッチ流のＡＨ−０６７３Ａ濃度は３．７ｗｔ％で、実施例における濃度は９．８ｗｔ％であった。１段目の熱相分離過程における比較例と実施例の熱相分離温度は異なり、比較例の方が、熱相分離温度が高いため、熱相分離リッチ流の熱相分離物質の濃度は高くなり、水リッチ流の熱相分離物質の濃度は低くなる。これは、下限臨界溶解温度（ＬＣＳＴ）を示す熱相分離物質で一般に理解される現象である。
【００４２】
【表２】
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【００４３】
実施例については、第一熱相分離物質リッチ流を１５０℃に加熱し、第二水リッチ流と第二熱相分離物質リッチ流を得た。それぞれの濃度を表３に示す。第二水リッチ流に含まれる硫酸アンモニウムの濃度は０．６４ｗｔ％で、熱相分離を１段で１５０℃において行った比較例の２．７３ｗｔ％と比較して、１／４以下の値である。加えて、実施例における第二水リッチ流に含まれるＡＨ−０６７３Ａの濃度は１．６ｗｔ％であった。これは、熱相分離を１段で１５０℃において行った比較例の３．７ｗｔ％と比較して、１／２以下の値であり、水リッチ流中の熱相分離物質を大幅に低減していることが分かった。
【００４４】
【表３】
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【００４５】
上述のように、熱相分離物質を用いる水回収プロセスにおいて、水リッチ流に含まれる残存物質の量を低減させることができ、これにより効率的に水を回収することができる。
【００４６】
熱相分離物質としてＡＨ−０６７３Ａを１．６ｗｔ％、無機塩として硫酸アンモニウムを０．６４ｗｔ％含む熱相分離物質含有水を、ＳＵＳ３１６製の配管に１０日間暴露しても錆の発生は確認できなかった。
熱相分離物質としてＡＨ−０６７３Ａを１．６ｗｔ％、無機塩として硫酸アンモニウムを０．６４ｗｔ％含む熱相分離物質含有水を、―０．１℃の環境で１２時間以上静置しても、凝固しなかった。
【産業上の利用可能性】
【００４７】
本発明に係る油田・ガス田の随伴水処理方法により浄化された随伴水は、脱塩され、かつ、大きな油粒子の除去がなされているため、廃棄井戸で廃棄することに代えて、直接、河川や池に放流することが可能となるため、飲料水汚染や、地震発生などの環境負荷を低減することに寄与する。さらに、随伴水浄化工程を、輸送工程開始直前に実施すれば、随伴水が減容されるため、廃棄井戸までのタンクローリーによる輸送コストを大幅に低減することができる。さらに、この浄化された随伴水は、非在来型油田・ガス田採掘工程における大量に必要なフラクチャリング水の一部として再利用することができる。
【符号の説明】
【００４８】
１０１    水
１０２    随伴水
１０３    熱相分離物質を含む第一浸透物質流
１０４    半透膜
１０５    水１０１と第一浸透物質流１０３からなる流れ
１０６    熱交換器
１０７    分離装置
１０８    第一水リッチ流
１０９    第一熱相分離物質リッチ流
１１０    ろ過膜
１１１    浄化水
１１２    膜回収流
１１３    熱交換器
１１４    分離装置
１１５    第二水リッチ流
１１６    第二熱相分離物質リッチ流
１１７    濃縮流（廃棄井戸で廃棄）
２０１    水
２０２    随伴水
２０３    塩を含む第二浸透物質流
２０４    半透膜
２０５    水２０１と第二浸透物質流２０３からなる流れ
２０６    熱相分離物質を含む第一浸透物質流
２０７    分離装置
２０８    第二浸透物質流２０６と水２０１からなる流れ
２０９    熱交換器
２１０    分離装置
２１１    第一水リッチ流
２１２    第一熱相分離物質リッチ流
２１３    ろ過膜
２１４    浄化水
２１５    膜回収流
２１６    熱交換器
２１７    分離装置
２１８    第二水リッチ流
２１９    第二熱相分離物質リッチ流
２２０    濃縮流（廃棄井戸で廃棄）
【図１】
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【図２】
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【図３】
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