JP2016155987A - 天然ガスから二酸化炭素を分離するシステム及び方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】 ガス分離膜で天然ガスからＣＯ２を除去する際に、天然ガスを昇圧する条件で行っても、ガス分離膜に閉塞が生じたり、劣化が生じたりすることを防ぐことができる、天然ガスから二酸化炭素を分離するシステム及び方法を提供する。【解決手段】 Ｈ２Ｓ除去器１０で、原料ガスである天然ガスから硫化水素を除去した後、圧縮機２０でこのＨ２Ｓを除去した天然ガスを昇圧する。次に、この昇圧した天然ガスを冷却器２２で冷却してガスの一部を凝縮し、気液分離器３０でこの凝縮成分を除去する。そして、ＣＯ２を分離する分離膜４１を備えるＣＯ２分離器４０で、この凝縮成分を除去した天然ガスからＣＯ２を除去する。このＣＯ２を除去した天然ガスを、圧縮機２０と駆動軸５１を共有する膨張機５０で膨張させてエネルギーを回収する。【選択図】 図１
Description
本発明は、天然ガスから二酸化炭素（ＣＯ２）を分離するシステム及び方法に関する。
ガス田や油田から産出される天然ガスには、ＣＯ２等の不純物が多く含まれており、天然ガスからＣＯ２等を除去した後に製品ガスとして出荷される。ＣＯ２を除去する方法として、例えば、特開２００５−２９６８１７号公報に開示されているように、アミン吸収液を用いて天然ガス中のＣＯ２を吸収、除去する方法が知られている。この方法は、ＣＯ２を吸収した吸収液を加熱して、ＣＯ２を放出させて再生する必要があるため、特にＣＯ２濃度が高い天然ガスを処理する場合、再生エネルギーが多大で、運転コストが非常にかかるという問題がある。
一方、ＣＯ２の選択性が高いガス分離膜を用いて、ＣＯ２を除去する方法も知られている。特開２００９−１１３９９４号公報には、対象ガスが発電プラントの排ガスであるが、排ガスをガスタービンの圧縮機で昇圧してからガス分離膜でＣＯ２を除去する方法が開示されている。このようなガス分離膜を用いた方法は、アミン吸収法よりも運転コストに優れている。
天然ガスの主成分であるメタン（ＣＨ４）に対するＣＯ２の選択性に優れ、且つガス透過速度も高いガス分離膜が開発されてきているが、このような高性能のガス分離膜は非常に高価であるという問題がある。本願発明者らは、天然ガスを圧縮して昇圧することで、ガス分離膜を介してＣＯ２の分圧差を拡大することができ、よって、所定のガス透過量に対して必要なガス分離膜の面積を低減することができ、ガス分離膜の設備コストが低減できることを見出したが、しかしながら、天然ガスを昇圧してガス分離膜でＣＯ２を除去すると、ガス分離膜に閉塞や劣化が生じるという問題が起こった。
そこで、本発明は、上記問題に鑑み、ガス分離膜で天然ガスからＣＯ２を除去する際に、天然ガスを昇圧する条件で行っても、ガス分離膜に閉塞が生じたり、劣化が生じたりすることを防ぐことができる、天然ガスから二酸化炭素を分離するシステム及び方法を提供することを目的とする。
本発明は、その一態様として、二酸化炭素および硫化水素を含有する天然ガスから二酸化炭素を分離するシステムであって、前記天然ガスから硫化水素を除去する硫化水素除去器と、前記硫化水素除去器で硫化水素を除去した天然ガスを昇圧する圧縮機と、前記圧縮機で昇圧した天然ガスを冷却し、ガスの一部を凝縮する冷却器と、前記冷却器で冷却した天然ガス中の凝縮成分を除去する気液分離器と、前記気液分離器で凝縮成分を除去した天然ガスから二酸化炭素を分離する分離膜を備える二酸化炭素分離器と、前記二酸化炭素分離器で二酸化炭素を分離した天然ガスを、膨張させて当該天然ガスからエネルギーを回収する膨張機を備えるものである。
なお、本明細書において、原料ガスとしての天然ガスとは、ガス田から産出される天然ガスのみならず、油田から石油に随伴して産出される随伴ガスや、シェールガス等の非在来型天然ガスを広く含むものである。原料ガスとしての天然ガスには、製品ガスとしての天然ガスの主成分であるメタンの他、Ｃ２以上の炭化水素が含まれているとともに、不純物として、二酸化炭素および硫化水素も含まれている。
前記冷却器は、前記圧縮機で昇圧した天然ガスと、前記膨張機で膨張させた天然ガスとの間で熱交換する熱交換器としてもよい。
本発明に係るシステムは、前記二酸化炭素分離器で分離した二酸化炭素を含有するガスを昇圧する第二の圧縮機と、前記第二の圧縮機で昇圧した二酸化炭素を含有するガスを冷却して液化する第二の熱交換器と、この液化物に含まれるオフガスを分離する第二の気液分離器と、前記膨張機で膨張させた天然ガスを前記第二の熱交換器の冷熱源として供給するラインとを更に備えるようにしてもよい。
本発明に係るシステムは、前記二酸化炭素分離器で二酸化炭素を分離した天然ガスを冷却し、ガスの一部を液化する第三の熱交換器と、前記第三の冷却器で冷却した天然ガスから液化分を分離する第三の気液分離器と、前記第三の気液分離器で液化分を分離した天然ガスを前記膨張機に供給するラインと、前記膨張機で膨張させた天然ガスを前記第三の熱交換器の冷熱源として供給するラインとを更に備えるようにしてもよい。
本発明は、別の態様として、二酸化炭素および硫化水素を含有する天然ガスから二酸化炭素を分離する方法であって、前記天然ガスから硫化水素を除去するステップと、前記硫化水素を除去した天然ガスを圧縮して昇圧するステップと、前記昇圧した天然ガスを冷却し、ガスの一部を凝縮するステップと、前記冷却した天然ガス中の凝縮成分を除去するステップと、分離膜を用いて、前記凝縮成分が除去された天然ガスから二酸化炭素を分離するステップと、前記二酸化炭素が除去された天然ガスを膨張させて、当該天然ガスからエネルギーを回収するステップを含むものである。
前記昇圧した天然ガスを冷却するステップは、前記昇圧した天然ガスと、前記膨張させた天然ガスとの間で熱交換することで行うようにしてもよい。
本発明に係る方法は、前記分離膜を用いて分離した二酸化炭素を含有するガスを昇圧するステップと、前記昇圧した二酸化炭素を含有するガスを冷却して液化する第二の冷却ステップと、この液化物に含まれるオフガスを液化物から分離する第二の気液分離ステップとを更に含んでよく、前記二酸化炭素を含有するガスを冷却する第二の冷却ステップは、前記二酸化炭素を含有するガスと、前記膨張させた天然ガスとの間で熱交換することで行うようにしてもよい。
本発明に係る方法は、前記分離膜を用いて二酸化炭素を分離した天然ガスを冷却し、ガスの一部を液化する第三の冷却ステップと、前記第三の冷却ステップで冷却した天然ガスから液化分を分離する第三の気液分離ステップとを更に含んでもよく、前記天然ガスを膨張させるステップは、前記第三の気液分離ステップで液化分を分離した天然ガスを膨張させるものであり、前記第三の冷却ステップが、前記二酸化炭素を分離した天然ガスと、前記膨張させた天然ガスとの間で熱交換することで行うようにしてもよい。
本発明者らは、ガス分離膜で天然ガスからＣＯ２を分離する際に、天然ガス中に含まれるＨ２Ｓ及び水分が分離膜に吸着して分離膜の性能を低下させているということを見出した。また、ガス分離膜では、ガス分離膜に供給した天然ガスから結構な濃度のＣＯ２が除去されることから、天然ガス中に含まれるその他の成分の分圧が上昇する。これら成分のうち、水分や、天然ガスの主成分であるメタンよりも高い沸点を有する成分であるＣ２以上の炭化水素（天然ガス液、ＮＧＬとも呼ばれる）は、その蒸気圧以上に分圧が上昇することから、分離膜表面で凝縮ないし析出し、分離膜を閉塞する原因となっていることを見出した。本発明によれば、原料ガスである天然ガスを昇圧する前に、天然ガスからＨ２Ｓを除去するとともに、昇圧後に天然ガスから水分および高沸点成分を除去するという構成にしたことから、分離膜にＨ２Ｓ及び水分が吸着すること並びに高沸点成分が凝縮、析出することを抑制することができ、よって、分離膜の性能低下や閉塞が起こるのを防ぐことができる。
以下、図面を参照して、本発明に係る天然ガスからＣＯ２を分離するシステムおよび方法の実施の形態について説明する。
図１に示すように、本実施の形態である天然ガスからＣＯ２を分離するシステムは、ＣＯ２およびＨ２Ｓを含有する天然ガスからＨ２Ｓを除去するＨ２Ｓ除去器１０と、このＨ２Ｓ除去器でＨ２Ｓを除去した天然ガスを昇圧する圧縮機２０と、この圧縮機２０で昇圧した天然ガスからＣＯ２を分離するＣＯ２分離器４０と、このＣＯ２分離器でＣＯ２を分離した天然ガスを、膨張させて当該天然ガスからエネルギーを回収する膨張機５０とを主に備える。
Ｈ２Ｓ除去器１０には、原料ガスであるＣＯ２およびＨ２Ｓを含有する天然ガスを本システムに供給する原料ガス供給ライン１１を設ける。Ｈ２Ｓ除去器１０としては、特に限定されないが、吸着法や吸収法などを用いてガス中のＨ２Ｓを除去する装置が好ましい。原料ガスとしての天然ガスは、産地等によって異なるが、Ｈ２Ｓを％オーダーで含有するものもある。Ｈ２Ｓ除去器１０は、このＨ２Ｓ濃度を０．５ｐｐｍ以下までに除去する性能のものが好ましい。
Ｈ２Ｓ除去器１０と圧縮機２０は、Ｈ２Ｓが除去された天然ガスが流れるライン１２で接続する。圧縮機２０は、詳しくは後述する膨張機５０と駆動軸５１を共有しており、膨張機５０で得られた回転エネルギーの一部を圧縮機２０の駆動に用いる構成となっている。また、圧縮機２０は、対象ガスをパイプライン受入圧力（例えば、４ＭＰａＧ以上）にまで昇圧することができる性能を有することが好ましい。
圧縮機２０とＣＯ２分離器４０は、昇圧された天然ガスが流れるライン２１で接続する。このライン２１に、本実施の形態では、天然ガスを冷却する冷却器２２と、この冷却によって生じた凝縮液を天然ガスから除去する気液分離器３０を配置する。
冷却器２２は、特に限定されないが、例えば、圧縮機２０で昇圧された天然ガスと冷却液を熱交換する構成を有する。冷却液としては、特に限定されないが、水などを用いることが好ましい。気液分離器３０は、原料ガス中に含まれる水分および天然ガスの主成分であるメタンよりも高い沸点を有する成分（Ｃ２以上の炭化水素）の凝縮液をガスから分離できる構成を有するものであれば、特に限定されない。気液分離器３０には、凝縮液を系外に排出するライン３２と、凝縮液を分離した天然ガスをＣＯ２分離器４０に送るライン２１ａを設ける。
ＣＯ２分離器４０は、ＣＯ２／ＣＨ４の選択性に優れた分離膜４１を備える。分離膜４１としては、例えば、規則的な細孔を有するゼオライト膜や炭素膜などの無機膜が好ましい。
ＣＯ２分離器４０には、分離膜４１を通過することによって天然ガスから分離されたＣＯ２ガスが流れるライン４２を設ける。また、ＣＯ２分離器４０と膨張機５０を、分離膜４１を通過しなかった天然ガス、すなわち、ＣＯ２が除去された天然ガスが流れるライン４３で接続する。
膨張機５０は、高圧の天然ガスを膨張させて、例えば、タービン翼を回転させる等して、回転力としてエネルギーを取り出すことができるものであれば、特に限定されるものではない。この回転力の一部は、駆動軸５１を介して圧縮機２０の駆動に利用するように構成されている。また、この回転力の一部は、発電機（図示省略）の駆動にも利用することができ、電力を得ることもできる。膨張機５０には、製品ガスとして、ＣＯ２及びＨ２Ｓが除去され且つ減圧された天然ガスが流れるライン５２を設ける。
このような構成によれば、先ず、原料ガスであるＣＯ２およびＨ２Ｓを含有する天然ガスが、ライン１１を介してＨ２Ｓ除去器１０に供給する。Ｈ２Ｓ除去器１０では、Ｈ２Ｓ濃度を好ましくは０．５ｐｐｍ以下にまで除去する。Ｈ２Ｓが除去された天然ガスは、ライン１２を介して圧縮機２０に供給する。
圧縮機２０では、天然ガスの圧力を好ましくは約４〜２０ＭＰａＧの範囲、より好ましくは約４〜１０ＭＰａＧの範囲にまで昇圧する。昇圧された天然ガスは、ライン２１を介してＣＯ２分離器４０に供給するが、ＣＯ２分離器４０に供給する前に、冷却器２２で冷却して天然ガス中の水分および高沸点成分（Ｃ２以上の炭化水素）を凝縮し、気液分離器３０でこの凝縮液を天然ガスから分離する。冷却器２２での冷却温度は、ガスの圧力および組成によって異なるが、ガス中の水分および高沸点成分が凝縮するように冷却する。
ＣＯ２分離器４０では、分離膜４１を通過するＣＯ２ガスと、分離膜４１を通過しないメタンを主成分とする天然ガスとに分離する。この時、ＣＯ２分離器４０に供給される天然ガスは昇圧されていることから、分離膜４１を介してＣＯ２の分圧差が拡大されており、よって、分離膜の面積に対するガス透過量を向上させることができる。換言すれば、所定のガス透過量に対して必要な分離膜の面積を低減することができるので、高価な分離膜の設備コストを低減することができる。
また、ＣＯ２分離器４０に供給される天然ガスは、Ｈ２Ｓが除去されているので、分離膜４１にＨ２Ｓが凝縮、滞留して分離膜４１を劣化させることを防ぐことができる。更に、ＣＯ２分離器４０に供給される天然ガスは、水分および高沸点成分（Ｃ２以上の炭化水素）が除去されているので、分離膜４１に水分および高沸点成分が凝縮して分離膜４１を閉塞することを防ぐことができる。
ＣＯ２分離器４０でＣＯ２が除去された天然ガスは、ライン４３を介して膨張機５０に供給する。膨張機５０では、供給された天然ガスの圧力を、製品ガスとしての受入圧力となるまで膨張させ、回転力としてエネルギーを取り出す。この回転力の一部は、駆動軸５１を介して圧縮機２０を駆動することで、圧縮機２０の運転コストを低減することができる。このように圧縮機２０の運転コストを低減できるので、従来のＣＯ２吸収法および膜分離法に比べて、運転コストを大幅に改善することができる。減圧された天然ガスは、ライン５２を介して製品ガスとして提供する。
図２に示す実施の形態について説明する。なお、図１に示す実施の形態と同様の構成については同じ符号を付し、その構成および作用についての説明は省略する。
本実施の形態では、図１に示す冷却器２２を、熱交換器２３とした。この熱交換器２３は、圧縮機２０で昇圧した天然ガスと、膨張機５０で減圧させた天然ガスとの間で熱交換する構成を有する。また、気液分離器３０とＣＯ２分離器４０との間のライン２１ａには、天然ガスを加熱するための加熱器３３を設ける。
このような構成によれば、熱交換器２３には、圧縮機２０で昇圧された天然ガスを供給するとともに、膨張機５０で減圧された天然ガスを供給することから、ライン５２の減圧された天然ガスの冷熱を利用して、ライン２１の天然ガスを図１の冷却器２２と同様に冷却し、ガス中の水分および高沸点成分（Ｃ２以上の炭化水素）を凝縮することができる。これによって、天然ガス中の水分および高沸点成分を凝縮するための冷却動力を削減することができ、更なる運転コストの低減を図ることができる。熱交換器２３で冷熱が利用された天然ガスは、ライン５３を介して製品ガスとして提供する。
また、本実施の形態では、気液分離器３０で水分および高沸点成分の凝縮液を天然ガスから除去した後、この天然ガスを加熱器３３で加熱する。天然ガスの温度は、好ましくは約２０〜２００℃の範囲、より好ましくは約３０〜１００℃の範囲にまで加熱することが好ましい。このようにＣＯ２分離器４０前に天然ガスを加熱しておくことで、分離性能を十分に発揮できるだけでなく、膨張機５０で天然ガスを減圧する際に膨張機５０内及び熱交換器２３で液滴が固化して膨張機５０や熱交換器２３を損傷するのを防止することができる。
図３に示す実施の形態について説明する。なお、図１に示す実施の形態と同様の構成については同じ符号を付し、その構成および作用についての説明は省略する。
本実施の形態のシステムは、図１に示す構成に加えて、ＣＯ２分離器４０で分離したＣＯ２ガスを昇圧するＣＯ２用圧縮機６０と、この昇圧したＣＯ２ガスを冷却して液化するＣＯ２用冷却器６２と、この液化したＣＯ２中の含まれるオフガスを分離するＣＯ２用気液分離器７０とを更に備えるものである。
また、図１に示す気液分離器３０を、天然ガス中に含まれる水分を吸着する吸着器３６とした。吸着器３６は、モレキュラーシーブやシリカゲル等の天然ガスから水分を吸収、除去できる吸着剤が充填されている。このような吸着器３６を配置することで、原料ガスである天然ガス中の高沸点成分の濃度が高くない場合には、ＣＯ２分離器４０の分離膜４１でＣＯ２が除去されても高沸点成分の分圧が蒸気圧以上に上昇しないので、分離膜４１での凝縮、液化が発生することを十分に防ぐことができる。
ＣＯ２用圧縮機６０とＣＯ２用冷却器６２は、ＣＯ２用圧縮機６０で昇圧されたＣＯ２ガスが流れるライン６１で接続する。ＣＯ２用圧縮機６０は、冷却後にＣＯ２ガスが液化可能な圧力にまで昇圧できる性能を有するものが好ましい。また、ＣＯ２用冷却器６２には、昇圧されたＣＯ２ガスとの熱交換を行う冷熱源を供給するために、膨張機５０で減圧された天然ガスが流れるライン５２を接続する。
ＣＯ２用気液分離器７０には、ＣＯ２用冷却器６２で冷却されたＣＯ２を供給するライン６３と、ＣＯ２用気液分離器７０で分離した液化ＣＯ２を排出するライン７１と、ＣＯ２用気液分離器７０で分離したオフガスを排出するライン７２を設ける。このライン７２は、オフガスをＣＯ２分離器４０のスイープガスとして再利用するためにＣＯ２分離器４０へと接続する。また、このライン７２には、バルブ７３を設け、オフガスを燃料等などに再利用するために系外に提供するライン７４も設けることができる。さらに、ライン７２には、オフガスをスイープガスとして再利用する場合に、オフガスを加熱するための加熱器７５を設ける。
このような構成によれば、ＣＯ２分離器４０で分離されたＣＯ２ガスは、ライン４２を介してＣＯ２用圧縮機６０に供給し、冷却後に液化可能な圧力まで昇圧する。そして、この昇圧されたＣＯ２ガスは、ライン６１を介してＣＯ２用冷却器６２に供給し、膨張機５０で減圧された天然ガスの冷熱によって、臨界温度以下の温度まで冷却して液化を行う。液化ＣＯ２は、ライン６３を介してＣＯ２用気液分離器７０に供給し、メタン等のオフガスを分離する。オフガスを分離した液化ＣＯ２は、例えば、ポンプ昇圧し、油田などの地中への貯留（ＣＣＳ）や石油回収増進法（ＥＯＲ）用のＣＯ２として用いることができる。
一方、オフガスは、ボイラ等の燃料として使用することができる。また、オフガスは、ＣＯ２分離器４０に供給してスイープガスとしても利用することができる。このようにメタンを主成分とするオフガスをスイープガスとして用いることで、分離膜の面積当たりのガス透過量を向上させることができるので、ＣＯ２分離器４０に設ける分離膜４１の面積を減らして、分離膜の設置コストを低減することができる。
図４に示す実施の形態について説明する。なお、図１に示す実施の形態と同様の構成については同じ符号を付し、その構成および作用についての説明は省略する。
本実施の形態のシステムは、図１に示す構成に加えて、ＣＯ２分離器４０で分離したＣＯ２ガスを昇圧するＣＯ２用圧縮機６０ａと、ＣＯ２分離器４０でＣＯ２を分離した天然ガスを冷却して天然ガス中に残る高沸点成分（Ｃ２以上の炭化水素）を液化する高沸点成分用冷却器４４と、高沸点成分用熱交換器４５と、この高沸点成分用の冷却器、熱交換器４４、４５で冷却した天然ガスから液化分を分離する第一の高沸点成分用気液分離器４６と、膨張機５０で減圧した天然ガスから液化分を分離する第二の高沸点成分用気液分離器８０とを更に備えるものである。
ここでのＣＯ２用圧縮機６０ａは、ＣＯ２分離器４０で分離したＣＯ２ガスを昇圧して、製品ガスとしてＣＯ２パイプライン等に供給するためのものである。そのため、ＣＯ２用圧縮機６０ａの前後には、ＣＯ２ガスを冷却する第一のＣＯ２用冷却器６４および第二のＣＯ２用冷却器６５を配置する。ＣＯ２用圧縮機６０ａと第一および第二のＣＯ２用冷却器６４、６５は、ＣＯ２ガスの圧力をＣＯ２パイプライン受入圧力以上に昇圧する性能を有するものである。
高沸点成分用の冷却器、熱交換器４４、４５は、ＣＯ２分離器４０でＣＯ２を分離した天然ガス中に残る高沸点成分が液化する温度まで冷却する性能を有するものであることが好ましい。第一の高沸点成分用気液分離器４６には、液化した高沸点成分を製品として提供するためのライン４８と、この液化分を除去した天然ガスを膨張機５０に供給するライン４７を設ける。第二の高沸点成分用気液分離器８０には、液化した高沸点成分を製品として提供するためのライン８１と、この液化分を除去した天然ガスを高沸点成分用熱交換器４５の冷熱源として供給するライン８２を設ける。
このような構成によれば、ＣＯ２分離器４０で分離されたＣＯ２ガスは、ライン４２を介してＣＯ２用圧縮機６０ａ並びに第一および第二のＣＯ２用冷却器６４、６５で、ＣＯ２パイプライン受入圧力、温度にまで昇圧、冷却する。そして、このように昇圧、冷却されたＣＯ２ガスは、ライン６６を介して製品として提供する。
また、ＣＯ２分離器４０でＣＯ２が分離された天然ガスは、ライン４３を介して高沸点成分用の冷却器、熱交換器４４、４５に順に供給して冷却し、天然ガス中に残る高沸点成分を液化する。そして、第一の高沸点成分用気液分離器４６で、液化した高沸点成分を分離して、ライン４８を介して提供する。
一方、この液化分を除去した天然ガスは、ライン４７を介して膨張機５０に供給する。膨張機５０では、この天然ガスをパイプライン受入圧力にまで減圧する。ガス中に残る高沸点成分が液化するため、第二の高沸点成分用気液分離器８０で、液化した高沸点成分を分離して、ライン８１を介して製品として提供する。また、この液化分を除去した天然ガスは、ライン８２を介して高沸点成分用熱交換器４５に冷熱源として供給する。冷熱源として使用された天然ガスは、ライン８３を介して製品ガスとして提供される。
ＣＯ２分離器４０後流の天然ガス中に含まれる高価な高沸点成分を得るために、本実施の形態では、ＣＯ２分離器４０の後に、天然ガスを冷却したり、膨張させ、これにより、ＣＯ２を含まない高沸点成分の液体を得ることができる。
１０ Ｈ２Ｓ除去器
２０、６０ 圧縮機
２２、４４、６４、６５ 冷却器
２３、４５、６２ 熱交換器
３０、４６、７０、８０ 気液分離器
３３、７５ 加熱器
３６ 吸着器
４０ ＣＯ２分離器
４１ 分離膜
５０ 膨張機
５１ 駆動軸
２０、６０ 圧縮機
２２、４４、６４、６５ 冷却器
２３、４５、６２ 熱交換器
３０、４６、７０、８０ 気液分離器
３３、７５ 加熱器
３６ 吸着器
４０ ＣＯ２分離器
４１ 分離膜
５０ 膨張機
５１ 駆動軸
Claims (8)
- 二酸化炭素および硫化水素を含有する天然ガスから二酸化炭素を分離するシステムであって、
前記天然ガスから硫化水素を除去する硫化水素除去器と、
前記硫化水素除去器で硫化水素を除去した天然ガスを昇圧する圧縮機と、
前記圧縮機で昇圧した天然ガスを冷却し、ガスの一部を凝縮する冷却器と、
前記冷却器で冷却した天然ガス中の凝縮成分を除去する気液分離器と、
前記気液分離器で凝縮成分を除去した天然ガスから二酸化炭素を分離する分離膜を備える二酸化炭素分離器と、
前記二酸化炭素分離器で二酸化炭素を分離した天然ガスを、膨張させて当該天然ガスからエネルギーを回収する膨張機と
を備えるシステム。 - 前記冷却器が、前記圧縮機で昇圧した天然ガスと、前記膨張機で膨張させた天然ガスとの間で熱交換する熱交換器である請求項１に記載のシステム。
- 前記二酸化炭素分離器で分離した二酸化炭素を含有するガスを昇圧する第二の圧縮機と、前記第二の圧縮機で昇圧した二酸化炭素を含有するガスを冷却して液化する第二の熱交換器と、この液化物に含まれるオフガスを分離する第二の気液分離器と、前記膨張機で膨張させた天然ガスを前記第二の熱交換器の冷熱源として供給するラインとを更に備える請求項１に記載のシステム。
- 前記二酸化炭素分離器で二酸化炭素を分離した天然ガスを冷却し、ガスの一部を液化する第三の熱交換器と、前記第三の冷却器で冷却した天然ガスから液化分を分離する第三の気液分離器と、前記第三の気液分離器で液化分を分離した天然ガスを前記膨張機に供給するラインと、前記膨張機で膨張させた天然ガスを前記第三の熱交換器の冷熱源として供給するラインとを更に備える請求項１に記載のシステム。
- 二酸化炭素および硫化水素を含有する天然ガスから二酸化炭素を分離する方法であって、
前記天然ガスから硫化水素を除去するステップと、
前記硫化水素を除去した天然ガスを圧縮して昇圧するステップと、
前記昇圧した天然ガスを冷却し、ガスの一部を凝縮するステップと、
前記冷却した天然ガス中の凝縮成分を除去するステップと、
分離膜を用いて、前記凝縮成分が除去された天然ガスから二酸化炭素を分離するステップと、
前記二酸化炭素が除去された天然ガスを膨張させて、当該天然ガスからエネルギーを回収するステップと
を含む方法。 - 前記昇圧した天然ガスを冷却するステップが、前記昇圧した天然ガスと、前記膨張させた天然ガスとの間で熱交換することで行う請求項５に記載の方法。
- 前記分離膜を用いて分離した二酸化炭素を含有するガスを昇圧するステップと、前記昇圧した二酸化炭素を含有するガスを冷却して液化する第二の冷却ステップと、この液化物に含まれるオフガスを液化物から分離する第二の気液分離ステップとを更に含み、前記二酸化炭素を含有するガスを冷却する第二の冷却ステップが、前記二酸化炭素を含有するガスと、前記膨張させた天然ガスとの間で熱交換することで行う請求項５に記載の方法。
- 前記分離膜を用いて二酸化炭素を分離した天然ガスを冷却し、ガスの一部を液化する第三の冷却ステップと、前記第三の冷却ステップで冷却した天然ガスから液化分を分離する第三の気液分離ステップとを更に含み、前記天然ガスを膨張させるステップが、前記第三の気液分離ステップで液化分を分離した天然ガスを膨張させるものであり、
前記第三の冷却ステップが、前記二酸化炭素を分離した天然ガスと、前記膨張させた天然ガスとの間で熱交換することで行う請求項５に記載の方法。
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