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強化石油回収（EORと略される）は、三次回収とも呼ばれ、一次回収法と二次回収法を完全に使い果たした後でも抽出できない油田から原油を抽出する方法です。一次回収法と二次回収法は地表と地下の井戸の間の圧力差に依存しますが、強化石油回収法は、抽出しやすくするために原油自体の物理的または化学的性質を変化させることによって機能します。EORを使用すると、貯留層の原油の30%から60%以上を抽出できます[ 1 ]。これは、一次回収法と二次回収法のみを使用した場合の20%から40%と比較して高い値です[ 2 ] [ 3 ]。
EOR の主な技術は、二酸化炭素 (CO 2 ) 注入、ガス注入、熱 EOR、化学 EOR の 4 つです。より高度な、投機的な EOR 技術は、第 4 次回収と呼ばれることもあります。[ 4 ] [ 5 ] [ 6 ] [ 7 ] CO 2 -EORとして知られる二酸化炭素注入は、最も一般的な方法です。この方法では、CO 2が枯渇した油田に注入され、ほとんどが地下に残されます。
CO₂ - EORは通常、天然の地下鉱床から採取したCO₂を用いて行われます。また、工業施設の排ガスから回収したCO₂を用いて行われる場合もあります。排ガスから回収したCO₂を用いてEORを行う場合、一部の排出物の発生を防ぐことができます。しかし、このプロセス全体が気候変動対策として有益かどうかについては議論があります。EOR作業はエネルギー集約型であり、その結果、排出量が増加します。さらに、回収した石油を燃焼させる際にも、追加の排出物が発生します。
EOR（強化石油回収）は石油生産コストを増加させるものの、原油価格が高い場合には経済的に魅力的な選択肢となり得る。米国エネルギー省は、回収した200億トンのCO2から670億バレルの経済的に回収可能な石油を生産できると推定している。国内石油生産を促進する手段として、米国連邦税法は1979年からEORに対する優遇措置を導入し始めた。
原油の開発と生産は、一次回収、二次回収、三次回収（または強化回収）の 3 つの段階に分けられます。一次回収では、貯留層の自然圧力または重力によって原油が坑井に押し込まれ、ポンプなどの人工揚水技術によって原油が地表に運ばれます。[ 1 ]しかし、一次回収で生産される原油は、通常、貯留層の原油埋蔵量の約 10 パーセントに過ぎません。 [ 1 ]二次回収技術は、一般的に水やガスを注入して原油を押し出し、生産坑井に押し込むことで、油田の生産寿命を延ばし、原油埋蔵量の 20 ～ 40 パーセントを回収します。[ 1 ]
生産者は、最終的に貯留層の原油埋蔵量の30～60％以上を生産できる見込みのある、いくつかの三次回収法、または強化石油回収法（EOR）を試みてきました。[ 1 ]
EOR技術の主な種類は以下のとおりです。
2017年には、世界中で374件のEORプロジェクトがありました。そのうち、44%がCO2 - EOR、12%がその他のガス注入EOR、32%が熱EOR、9%が化学EOR、2%がその他のEOR手法でした。[ 8 ]
ガス注入または混和性フラッディングは、現在、強化石油回収で最も一般的に使用されている手法です。混和性フラッディングは、貯留層に混和性ガスを導入する注入プロセスの総称です。混和性置換プロセスは、油とガスの間の界面張力が低下するため、貯留層圧力を維持し、石油置換を改善します。これは、相互作用する 2 つの流体の間の界面を除去することを意味します。これにより、完全な置換効率が可能になります。[ 9 ] 使用されるガスには、CO2 、天然ガス、または窒素があります。混和性置換に最も一般的に使用される流体は二酸化炭素です。これは、石油の粘度を低下させ、液化石油ガスよりも安価であるためです。[ 9 ]二酸化炭素注入による石油置換は、そのガスと原油の混合物の相挙動に依存しており、これは貯留層の温度、圧力、および原油の組成に大きく依存します。
CO 2を用いた石油増進回収法は、1952 年に初めて研究され、特許が取得されました。 [ 10 ]このプロセスは、1977 年にテキサス州スカリー郡で初めて商業的に試みられました。[ 11 ]それ以来、このプロセスは米国のパーミアン盆地地域で広く使用されるようになり、最近ではさまざまな州で追求されています。[ 12 ]現在、中国や世界の他の地域でもより積極的に追求されています。[ 13 ] [ 14 ] [ 15 ]
CO2 -EORプロジェクトで注入されるCO2のほとんどは、自然に存在する地下のCO2鉱床から得られます。 [ 16 ] EORで使用されるCO2の一部は、炭素回収技術を使用して、天然ガス処理プラントなどの産業施設から回収されます。[ 16 ]
CO 2 は 、CO 2が超臨界状態になる2,000 フィートより深い貯留層で特に効果的です。 [ 17 ]軽質油の高圧用途では、CO 2は油と混和し、その結果、油が膨張し、粘度が低下し、貯留岩との表面張力も低下する可能性があります。低圧貯留層または重質油の場合、CO 2は非混和性流体を形成するか、油と部分的にしか混ざりません。油の膨張が多少発生する可能性があり、油の粘度は大幅に低下する可能性があります。[ 18 ] [ 19 ]
これらの用途では、注入された CO 2の半分から 3分の 2 が生産された石油とともに戻り、通常は運転コストを最小限に抑えるために貯留層に再注入されます。残りはさまざまな方法で石油貯留層に捕捉されます。溶媒としての二酸化炭素は、プロパンやブタンなどの他の同様に混和する流体よりも経済的であるという利点があります。[ 20 ]
水とガスの交互注入（WAG）は、EORで使用されるもう1つの技術です。二酸化炭素に加えて水が使用されます。ここでは、油井内の炭酸塩層が乱されないように、塩水溶液が使用されます。[ 21 ] [ 22 ]水と二酸化炭素は、通常、油との混和性が低いため、より多くの回収のために油井に注入されます。水と二酸化炭素の両方を使用すると、二酸化炭素の移動性も低下し、ガスがより多くの油を押し出すようになります。[ 23 ] Kovscekによる研究によると、二酸化炭素と水の少量のスラグを使用すると、油を迅速に回収できます。[ 23 ]さらに、2014年にDangが行った研究では、塩分濃度の低い水を使用すると、より多くの油が除去され、地球化学的相互作用が大きくなります。[ 24 ]
このアプローチでは、さまざまな方法を使用して地層内の原油を加熱し、粘度を下げたり、油の一部を気化させて移動度比を下げます。加熱が進むと表面張力が低下し、油の浸透性が高まります。加熱された油は気化して凝縮し、改良油を形成することもあります。方法には、周期的な蒸気注入、蒸気圧入、燃焼などがあります。これらの方法は、掃効率と置換効率を向上させます。蒸気注入は、1960年代からカリフォルニアの油田で商業的に使用されています。[ 25 ]太陽熱を利用した石油増進回収では、太陽アレイを使用して蒸気を生成します。[ 26 ]
蒸気圧入（図を参照）は、水圧入と同様のパターンで蒸気を井戸に注入することにより、貯留層に熱を導入する手段の1つです。[ 27 ]最終的に蒸気は熱水に凝縮し、蒸気ゾーンでは油が蒸発し、熱水ゾーンでは油が膨張します。その結果、油が膨張し、粘度が低下し、浸透率が増加します。成功を確実にするためには、このプロセスは周期的に行われる必要があります。これは、現在使用されている主要な強化石油回収プログラムです。
火炎注入法は、油の飽和度と多孔度が高い場合に最も効果的です。燃焼によって貯留層内部で熱が発生します。酸素含有量の高い空気またはその他のガス混合物を継続的に注入することで、火炎前線を維持できます。火が燃えるにつれて、貯留層内を生産井に向かって移動します。火の熱によって油の粘度が低下し、貯留層の水を蒸気に蒸発させるのに役立ちます。蒸気、温水、燃焼ガス、および蒸留溶剤のバンクはすべて、火の前の油を生産井に向かって押し出す働きをします。[ 28 ]
燃焼方法には、乾式順燃焼、逆燃焼、湿式燃焼の3種類があります。乾式順燃焼では、点火装置を使って油に火をつけます。火が燃え進むにつれて、油は火から離れて生産井の方へ押し出されます。逆燃焼では、空気の注入と点火が反対方向から行われます。湿式燃焼では、先端のすぐ後ろに水を注入し、高温の岩石によって水蒸気に変えます。これにより火が消され、熱がより均一に拡散されます。
流動性の向上と表面張力の低下を目的として、通常は希釈溶液として様々な化学物質を注入する方法が用いられてきた。[ 29 ]油中に有機酸が自然に存在する油層にアルカリ性または苛性溶液を注入すると、石鹸が生成され、界面張力が低下して生産量が増加する可能性がある。[ 30 ] [ 31 ]注入水の粘度を高めるために水溶性ポリマーの希釈溶液を注入すると、一部の地層では回収される油の量を増やすことができる。石油スルホン酸塩などの界面活性剤やラムノリピドなどのバイオ界面活性剤の希釈溶液を注入すると、油滴が貯留層を通過するのを妨げる界面張力または毛細管圧を低下させることができる。これは、毛細管力と重力を関連付ける結合数の観点から分析される。油、水、界面活性剤の特殊な配合であるマイクロエマルションは、界面張力の低下に特に効果的である。これらの方法の適用は通常、化学薬品のコストと、油層岩への吸着および損失によって制限される。これらの方法すべてにおいて、化学薬品は複数の井戸に注入され、生産は近隣の他の井戸で行われる。
ポリマーフラッディングとは、注入する水に長鎖ポリマー分子を混合することで水の粘度を高める手法である。この方法により、水と油の移動度比が向上するため、垂直方向および面積方向の掃効率が向上する。
界面活性剤はポリマーやハイパーブランチポリグリセロールと併用して使用することができ、油と水の間の界面張力を低下させます。[ 29 ] [ 32 ]これにより残留油飽和度が低下し、プロセスのマクロ効率が向上します。
主界面活性剤には通常、製剤の安定性を向上させるために、共界面活性剤、活性促進剤、および共溶媒が添加される。
苛性ソーダ注入法とは、注入水に水酸化ナトリウムを添加する方法である。これにより、表面張力が低下し、岩石の濡れ性が逆転し、油が乳化・移動し、岩石から油を吸い出すのに役立つ。
EORプロセスは、ナノ触媒、ナノ流体、ナノエマルジョンの3つの方法でナノ粒子によって強化できます。ナノ流体は、コロイド懸濁液中にナノ粒子を含む基底流体です。ナノ流体は、油田のEORにおいて、細孔分離圧力、チャネル閉塞、界面張力低下、移動度比、濡れ性変化、アスファルテン沈殿防止など、多くの機能を果たします。ナノ流体は、界面での凝集を介して堆積物に捕捉された油を除去するために分離圧力を促進します。あるいは、濡れ性変化と界面表面張力低下は、EORの他の代替メカニズムです。[ 33 ] [ 34 ]
微生物注入は微生物による石油増進回収の一部であり、コストが高く、その開発が広く受け入れられていないため、めったに使用されません。これらの微生物は、長い炭化水素分子を部分的に分解するか、バイオサーファクタントを生成するか、二酸化炭素を放出することによって機能します（二酸化炭素は、上記のガス注入で説明されているように機能します）。[ 35 ]
微生物注入を実現するには、3 つのアプローチが用いられてきました。最初のアプローチでは、細菌培養物を栄養源（糖蜜などの炭水化物が一般的に使用される）と混合し、油田に注入します。1985 年以降使用されている 2 番目のアプローチでは、既存の微生物体を育成するために栄養素を地中に注入します。これらの栄養素により、細菌は、通常、地下で原油を代謝するために使用する天然界面活性剤の生産を増加させます。[ 37 ]注入された栄養素が消費されると、微生物はほぼ停止状態になり、その外面は親水性になり、油水界面領域に移動します。そこで、より大きな油塊から油滴を形成し、油滴が坑口に移動しやすくなります。このアプローチは、フォーコーナーズ付近の油田や、カリフォルニア州ビバリーヒルズのビバリーヒルズ油田で使用されています。
3つ目のアプローチは、原油に含まれるパラフィンワックス成分の問題に対処するために用いられる。パラフィンワックスは、原油が地表に流れ出る際に沈殿する傾向がある。これは、地表が石油鉱床よりもかなり低温であるためである（ 通常、深さ1000フィートあたり9～10～14℃の温度低下が見られる）。
2013年に、プラズマパルス技術と呼ばれる技術がロシアから米国に導入されました。この技術により、既存の油井の生産量をさらに50パーセント向上させることができます。[ 38 ]
石油回収方法を追加すると石油のコストが増加します。CO 2の場合、通常 CO 2 1トンあたり 0.5 ～ 8.0 米ドルです。一方、石油の抽出量の増加は経済的利益であり、収益は現在の石油価格に依存します。[ 39 ]陸上 EOR は、1バレルあたり 15 ～ 20 米ドルの石油価格の場合、注入されたCO 2 1 トンあたり 10 ～ 16 米ドルの純利益を支払っています。現在の価格は多くの要因に依存しますが、あらゆる手順の経済的適合性を決定することができ、価格が高いほど、より多くの手順とより高価な手順が経済的に実行可能になります。[ 40 ]例: 石油価格が約 90 米ドル/バレルの場合、経済的利益は CO 2 1 トンあたり約 70 米ドルです。米国エネルギー省は、 200 億トンの回収された CO 2が 670 億バレルの経済的に回収可能な石油を生産できると推定しています。[ 41 ]
1986年から2008年にかけて、石油需要の増加と石油供給の減少により、EORによる石油生産量は0.3%から5%に増加した。[ 42 ]
石油増進回収井では、通常、大量の生産水が地表に汲み上げられます。この水には塩水が含まれており、有毒な重金属や放射性物質が含まれている場合もあります。[ 43 ]適切に管理されないと、飲料水源や環境全般に非常に大きな損害を与える可能性があります。処分井は、生産水を地下深くに注入することで、土壌や水の地表汚染を防ぐために使用されます。[ 44 ] [ 45 ]
二酸化炭素は、天然ガス処理プラントや石炭火力発電所などの産業施設の排ガスから回収することができます。回収したCO₂をEOR（強化石油回収）に利用する場合、そのプロセスは炭素回収・強化石油回収（CC-EOR）と呼ばれ、炭素回収・貯留の一形態です。
二酸化炭素回収とその後の石油増進回収が気候変動に有益かどうかについては議論がある。EORプロセスは、損失を最小限に抑えるためにCO2を複数回分離して再注入する必要があるため、エネルギー集約型である。CO2の損失を1%に抑えると、 EOR作業に必要なエネルギーは、隔離されたCO2 1トンあたり約0.23トンのCO2排出量となる。[ 46 ]
さらに、EORを使用して抽出された石油がその後燃焼されると、CO 2が放出されます。これらの排出量を計算に含めると、EOR による炭素回収は、炭素回収をまったく使用しない場合と比較して、通常、全体的な排出量を増加させることがわかります。 [ 47 ]抽出された石油の燃焼による排出量を計算から除外すると、EOR による炭素回収は排出量を減少させることがわかります。これらの排出量を除外する議論では、EOR によって生産された石油は、世界の石油消費量を増やすのではなく、従来生産された石油を置き換えるものと想定されています。[ 47 ] 2020 年のレビューでは、EOR による炭素回収が排出量を増加させるか減少させるかという問題について、科学論文はほぼ均等に分かれていることがわかりました。[ 47 ]
国際エネルギー機関の石油需給モデルによると、EORで生産される石油の80%は市場の他の石油を置き換えることになる。[ 46 ]このモデルを使用すると、従来のEORで生産された石油を燃焼すると、CO2が1トン隔離されるごとに、0.13トンのCO2が排出されると推定される（ EORプロセス自体で排出される0.24トンのCO2に加えて）。 [ 46 ]
EORで使用されるCO2が地下のCO2鉱床から供給される場合（通常はそうである）、EORは気候変動対策に何のメリットももたらさない。[ 16 ]
米国では、規制によって、二酸化炭素回収・利用や一般的な石油生産に用いられるEOR（強化石油回収）技術の開発が促進される場合もあれば、阻害される場合もある。
国内石油生産を促進する手段として、米国連邦税法は、原油がまだ連邦価格統制下にあった1979年にEORに対するインセンティブを盛り込み始めた。1986年には、米国連邦EOR税制優遇措置として15％の税額控除が法制化され、その後、CO2を使用したEORによる石油生産は急速に増加した。[ 48 ]
米国では、2021年インフラ投資・雇用法により、 さまざまなCCS実証プロジェクトに30億ドル以上が割り当てられています。同様の金額が、回収されたCO2のより広範な回収、輸送、貯蔵または利用に焦点を当てた地域CCSハブにも提供されています。さらに数億ドルが、CO2輸送インフラを支援する融資保証に毎年充てられています。 [ 49 ]
2022年インフレ削減法（IRA）は、炭素回収・貯留の利用を促進するために税額控除法を改正しました。同法に基づく税制優遇措置は、塩水地層でのCO2回収・貯留に対して1トンあたり最大85ドル、または石油増進回収に使用されるCO2に対して1トンあたり最大60ドルを提供します。[ 50 ]内国歳入庁は、CO2がどれだけ隔離されているかの主張を裏付けるために企業からの文書に依存しており、独立した調査は行っていません。[ 51 ] 2020年の連邦調査では、 45Q税額控除の申請者が、請求した10億ドルのうち約9億ドルについて、地質学的貯留の成功を文書化していなかったことが判明しました。[ 52 ]
EORを規制する主要な規制の1つは、 1974年の安全飲料水法（SDWA）であり、EORおよび同様の石油回収作業に対する規制権限の大部分をEPAに与えています。[ 53 ] EPAは、この権限の一部を独自の地下注入管理プログラムに委任し、[ 53 ]残りの規制権限の大部分を州政府および部族政府に委任したため、EOR規制の多くはSDWAの最低要件の下で地域的な問題となっています。[ 53 ] [ 54 ] EPAは、これらの地方政府および個々の井戸から情報を収集し、二酸化炭素隔離作業の報告ガイドラインを規定する大気浄化法などの連邦規制全体を遵守していることを確認します。[ 53 ] [ 55 ]大気に関する懸念を超えて、これらの連邦ガイドラインのほとんどは、二酸化炭素注入がアメリカの水路に大きな損害を与えないことを保証するためのものです。[ 56 ]全体として、EOR規制の地域性はEORプロジェクトをより困難にする可能性があり、地域によって異なる基準があると建設が遅れ、同じ技術を使用するために異なるアプローチを強いられる可能性がある。[ 57 ]
EPAは飲料水源を保護するために地下注入規制（UIC）規則を発行しました。[ 58 ]強化石油回収井戸はEPAによって「クラスII」井戸として規制されています。この規則では、井戸の操業者は回収に使用した塩水をクラスII処分井戸の地下深くに再注入する必要があります。[ 44 ]