WO2005099890A1 - 不純物廃棄システム及び方法 - Google Patents

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impurity
impurities
carbon dioxide
disposal system
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Kazumasa Ogura
Masaki Iijima
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Mitsubishi Heavy Industries, Ltd.
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    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
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    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Definitions

  • the present invention relates to an impurity disposal system and method for dumping impurities in natural gas (NG) into the ground, for example.
  • NG natural gas
  • Liquefied natural gas is attracting attention as a clean energy source.
  • LNG is used in LNG plants to remove impurities such as carbon dioxide (CO) and sulfur (HS) in natural gas.
  • It is manufactured by removing liquids and then removing water, and then performing liquid siding with a liquid siding device.
  • a power source for example, a boiler for driving a carbon dioxide removal device, a liquefaction device, or the like for removing carbon dioxide in natural gas during the production process.
  • a carbon dioxide removal device for example, a boiler
  • a liquefaction device for removing carbon dioxide in natural gas during the production process.
  • Patent Document 1 Press-fitting has been proposed.
  • Patent Document 1 JP-A-6-170215
  • the present invention provides a system and method for discarding impurities that do not corrode pipes.
  • the task is to provide
  • a first invention of the present invention for solving the above-mentioned problems is an impurity disposal system for disposing impurities in natural gas or oil-associated gas into the ground, wherein the impurities are removed in a gaseous state. It is equipped with an impurity removing device, a compressor for compressing the removed impurity gas, and a drying device for removing moisture in the compressed impurity gas, and the dried compressed impurity gas is discarded into an underground aquifer.
  • An impurity disposal system characterized in that:
  • a second invention is the impurity disposal system according to the first invention, wherein the impurity is carbon dioxide or hydrogen sulfide.
  • a third invention is the impurity disposal system according to the first invention, wherein the driving device for driving the compressor is a gas turbine, a gas engine, or a steam turbine.
  • the apparatus further comprises a removing device for removing the carbon dioxide discharged from the driving device and the incidental equipment thereof, and removes the carbon dioxide removed by the removing device from the impurity.
  • a removing device for removing the carbon dioxide discharged from the driving device and the incidental equipment thereof, and removes the carbon dioxide removed by the removing device from the impurity.
  • the gas turbine or the gas engine is used as a heat source for removing impurities by using steam of boiler power for recovering exhaust heat exhausted from the gas engine.
  • An impurity disposal system characterized by the following.
  • a sixth invention is an impurity disposal method for discarding impurities in natural gas or oil-associated gas into the ground, wherein the impurities are removed in a gaseous state, and the removed impurity gas is compressed.
  • An impurity disposal method is characterized in that moisture in a compressed impurity gas is removed, and the dried compressed impurity gas is discarded to an underground aquifer in the next step.
  • a seventh invention is the impurity disposal method according to the sixth invention, wherein the impurity gas is carbon dioxide or hydrogen sulfide.
  • An eighth invention is the impurity disposal method according to the sixth invention, wherein the driving device for driving the compressor for compressing the impurity gas is a gas turbine, a gas engine, or a steam turbine.
  • the driving device for driving the compressor for compressing the impurity gas is a gas turbine, a gas engine, or a steam turbine.
  • the carbon dioxide discharged from the driving device and the incidental equipment thereof is removed, and the removed carbon dioxide is mixed with the impurity gas to form an underground aquifer. And a method of discarding impurities.
  • a tenth invention is the eighth invention, wherein the gas turbine or the gas engine is used as a heat source for removing impurities by using steam of a boiler power for recovering exhaust heat also exhausted. It is a characteristic impurity disposal method.
  • the impurities are compressed by the compressor, and then the moisture in the gas is removed in the drying device to form the dry gas, so that the corrosion of the piping for introducing the gas into the ground is prevented.
  • the durability over a long period of time is improved.
  • impurities such as carbon dioxide are not released into the atmosphere, global warming can be prevented.
  • FIG. 1 is a conceptual diagram showing an impurity disposal system according to a first embodiment.
  • FIG. 2 is a view showing a specific example showing an impurity disposal system according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a schematic diagram of a device using a gas turbine as a drive device according to a second embodiment.
  • FIG. 4 is a schematic view of an apparatus provided with a carbon dioxide recovery device in Example 2.
  • FIG. 5 is a schematic view of an apparatus for recovering carbon dioxide according to a third embodiment.
  • FIG. 6 is a schematic diagram of a device using a motor as a driving device according to a fourth embodiment.
  • FIG. 7 is a schematic diagram of a device using a steam turbine as a drive device according to a fifth embodiment.
  • LNG Liquefied natural gas
  • FIG. 1 is a conceptual diagram illustrating an impurity disposal system according to the first embodiment.
  • the impurity disposal system is an impurity disposal system for disposing impurities in natural gas (or oil-associated gas) 11 into the ground, and removes the impurities in a gaseous state.
  • An impurity removing device 13, a compressor 15 for compressing the removed impurity gas 12 by a drive device 14, and a drying device 18 for removing moisture 17 in the compressed compressed impurity gas 16 are provided. Gas 19 is discarded into an underground aquifer 20.
  • the natural gas 21 from which the impurities have been removed is then sent to a liquefier 22 for liquefying natural gas, which is an LNG plant, to be liquefied natural gas (LNG) 23.
  • natural gas which is an LNG plant
  • LNG liquefied natural gas
  • it is exported to various parts of the world by LNG carriers. In some cases, it is sent to a GTL plant or the like via a pipeline in a gaseous state without liquid shaking.
  • the impurity gas 12 is compressed by the compressor 15, and then the moisture in the gas is removed by the drying device 18 to obtain the dry compressed impurity gas 19.
  • the drying Corrosion of the piping for introducing the compressed impurity gas 19 into the ground is prevented, and the durability of the plant equipment over a long period of time is improved.
  • diacid carbon (CO 2) which is an impurity gas
  • the removal device can also remove hydrogen sulfide (HS) as an impurity.
  • HS hydrogen sulfide
  • an impurity removing device 13 for removing the impurity gas 12 in the natural gas 11, a compressor 15 for compressing the removed impurity gas 12, and a drying device for drying the compressed compressed impurity gas 16 18 and a pipe 25 for sending the dry compressed impurity gas 19 to the underground aquifer 20.
  • the impurity removing device 13 makes a CO-containing natural gas 11 containing CO, which is an impurity gas, come into contact with a CO absorbing liquid 51 that absorbs CO.
  • the absorption tower 52 that absorbs CO and the lower force of the absorption tower 52 also absorbs the discharged CO.
  • a feed line 54 for feeding the rich solution 53, a regeneration tower 55 for regenerating the fed rich solution 53, and a lean solution (regeneration solution) 56 from which CO has been removed by the regeneration tower 55 are absorbed in an absorption tower.
  • Reference numeral 60 denotes a heat exchanger
  • 61 denotes a cooler provided as needed.
  • the absorbent is regenerated by heating with the regenerative heater 62 to which the low-pressure steam 59 is supplied, and is passed through the feed line 58 to the heat exchanger 60 and the cooler 61 if necessary. And is returned to the CO absorption tower 52.
  • the CO from which the absorption liquid force has been separated is supplied to a nozzle (not shown).
  • the water vapor entrained in the CO is separated from the condensed reflux water and converted into impurity gas 12.
  • An example of the amount of impurity gas 12 sent from the discharge line 66 is 0.05 MPa, 20 ⁇ 10 6 SCFD (Standard cubic feet per day).
  • the drying device 18 is composed of a gas-liquid separation device 18-1 and a dehydration tower 18-2.
  • the gas-liquid separation device 18-1 removes the outline of the moisture in the gas.
  • the water content in the gas is adjusted to a predetermined concentration (50 ppm or less) by the dehydration tower 18-2.
  • triethylene glycol or the like is used as a dehydrating agent.
  • the dried compressed impurity gas 19 dried by the drying device 18 is discarded to the underground aquifer 20 via a pipe.
  • An example of the compression pressure at this time is 14 MPa.
  • the absorbing solution for impurity gas such as CO that can be used in the present invention is not particularly limited.
  • alkanolamine and hindered amines having an alcoholic hydroxyl group can be exemplified.
  • alkanolamines include monoethanolamine, diethanolamine, triethanolamine, methyljetanolamine, diisopropanolamine, diglycolamine, and the like.
  • MCA 2-amino-2-methyl-1 propanol
  • EAE 2- (ethylamino) -ethanol
  • MAE 2- (methylamino) ethanol
  • examples include ethanol (DEAE).
  • the impurity disposal system shown in FIG. 3 shows a case where a gas turbine 70 is used as an example of a driving device for driving the compressor 15. The same applies to the case of a gas engine, so the description is omitted.
  • the gas turbine driving the compressor 15 drives the gas turbine 70 by the fuel gas 72 supplied from the fuel gas line 71, and rotates the compressor 15 to compress the impurity gas 12.
  • the fuel gas 72 has a gas composition of 90% methane and 10% ethane power, and has an LHV of 9220 kcal / Nm 3 and a gas amount of 1640 Nm 3 / hr. Insufficient steam is supplied by the fuel line 71a to the heat recovery steam generator 74. It is possible to cope with additional cooking with fuel gas 72.
  • the exhaust gas 73 from the gas turbine 70 is supplied to an exhaust heat recovery boiler 74 for recovering the heat.
  • the supplied water 75 is heat-exchanged to the steam 76. After that, the exhaust gas was discharged from chimney 77.
  • the amount of steam obtained here is 14.8 tZhr, 0.3 MPa
  • heat exchanger duty is 7. 56 X 10 6 kcal / hr .
  • This steam 76 is used for the low-pressure steam 59 shown in FIG.
  • the impurity disposal system shown in FIG. 4 recovers and removes CO contained in the exhaust gas 73 after heat exchange by the waste heat recovery boiler 74 in the impurity disposal system shown in FIG.
  • a carbon dioxide recovery device 78 is provided on the downstream side of the exhaust heat recovery boiler 74.
  • the CO removed by the carbon dioxide capture device 78 that captures and removes the carbon dioxide is mixed with the impurity gas 12, compressed by the compressor 15, dried, and dried.
  • FIG. 5 is a schematic view showing an example of the carbon dioxide recovery apparatus 78 shown in FIG. Since the configuration of the apparatus is substantially the same as that of the impurity removing apparatus described above, the same reference numerals are given to the same members, and description thereof will be omitted.
  • the exhaust gas 73 from the exhaust heat recovery boiler 74 is introduced into the absorption tower 52, where it comes into contact with the absorbing solution 51, where CO is recovered, and the exhaust gas 79 from which the CO has been removed becomes smoke.
  • the steam 76 from the exhaust heat recovery boiler 74 shown in FIG. 4 is also used for the low-pressure steam 59 used for the regeneration of the regeneration tower 55 of the carbon dioxide recovery unit 78.
  • FIG. 6 shows a case where a motor 80 is used as a drive source of the compressor 15.
  • the motor Electricity 81 for driving 80 is provided by a generator 82 driven by a gas turbine 70. Recovers CO contained in exhaust gas 73 after heat exchange by waste heat recovery boiler 74
  • FIG. 7 shows a case where a steam turbine 91 is used as a drive source for driving the compressor 15.
  • High-pressure steam (4 MPa) 92 is obtained by heat exchange in a boiler 94 by supplying a fuel gas 93.
  • the low-pressure steam (0.3 MPa) 95 discharged from the steam turbine 91 is used for the low-pressure steam 59 of the impurity removal unit 13 and the carbon dioxide recovery unit 78 described above.
  • the low-pressure steam 95 from the steam turbine 91 can be used effectively, and power is prevented and global warming is prevented, since neither gas in natural gas nor CO in exhaust gas is released to the atmosphere.
  • the underground aquifer is formed. Disposal can prevent global warming.
  • the incidental equipment is not limited to a boiler or the like, but may be any equipment that discharges impurities such as carbon dioxide.
  • the present invention since the impurity gas is dried and then discarded into an underground aquifer, the present invention is applied to a liquid spill natural gas plant in which the durability of equipment for preventing corrosion of a pipe is improved. Suitable!

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Abstract

　本発明に係る不純物廃棄システムは、天然ガス（又は油随伴ガス）（１１）中の不純物を地中へ廃棄する不純物廃棄システムであって、前記不純物をガス状態で除去する不純物除去装置（１３）と、除去した不純物ガス（１２）を駆動装置（１４）により圧縮する圧縮機（１５）と、圧縮した圧縮不純物ガス（１６）中の水分（１７）を除去する乾燥装置（１８）とを具備してなり、乾燥圧縮不純物ガス（１９）を地中帯水層（２０）へ廃棄してなるものである。

Description

明 細 書
不純物廃棄システム及び方法
技術分野
[0001] 本発明は、例えば天然ガス (NG)中の不純物を地中に投棄する不純物廃棄システ ム及び方法に関する。
背景技術
[0002] 液化天然ガス (LNG)は、クリーンなエネルギー源として注目されており、 LNGは、 LNGプラントにおいて天然ガス中の二酸ィ匕炭素（CO )及び硫黄分 (H S等）の不純
2 2
物を除去し、さらに水分を除去した後、液ィ匕装置で液ィ匕することにより製造されている
[0003] このような LNGの製造方法においては、その製造プロセス中、天然ガス中の二酸 化炭素を除去するための二酸化炭素除去装置、液化装置等を駆動する動力源 (例 えばボイラ)力 二酸ィ匕炭素を含む大量の燃焼排ガスが発生するが、そのまま大気に 放出されていたため、地球の温暖化のような環境上、問題があった。
[0004] このため、従来においては、 COの大気放散の代わりに、地中の帯水層へ水と共に
2
圧入することが提案されて ヽる (特許文献 1)。
[0005] 特許文献 1 :特開平 6— 170215号公報
発明の開示
発明が解決しょうとする課題
[0006] 前述した特許文献 1に示す提案では、地中に COを投棄するに際し、より低い圧力
2
で圧入されるために、水を混合させ、パイプ内の流体の密度を増加させて静圧を増 すことで、圧入する圧力を低減させるものであるが、水分を混合する結果、配管等の 設備において、腐食が発生するという、問題がある。特に硫黄分を多く含む場合には その劣化は顕著である。
このため、従来ではパイプ等に腐食防止のライニングや高級ステンレス鋼を適用す ることが必要となり、設備費用が嵩むと!、う問題がある。
[0007] 本発明は、前記問題に鑑み、パイプの腐食がない不純物の廃棄システム及び方法 を提供することを課題とする。
課題を解決するための手段
[0008] 上述した課題を解決するための本発明の第 1の発明は、天然ガス又は油随伴ガス 中の不純物を地中へ廃棄する不純物廃棄システムであって、前記不純物をガス状態 で除去する不純物除去装置と、除去した不純物ガスを圧縮する圧縮機と、圧縮した 不純物ガス中の水分を除去する乾燥装置とを具備してなり、乾燥圧縮不純物ガスを 地中帯水層へ廃棄してなることを特徴とする不純物廃棄システムにある。
[0009] 第 2の発明は、第 1の発明において、前記不純物が二酸化炭素又は硫化水素であ ることを特徴とする不純物廃棄システムにある。
[0010] 第 3の発明は、第 1の発明において、前記圧縮機を駆動する駆動装置がガスタービ ン又はガスエンジン又はスチームタービンであることを特徴とする不純物廃棄システ ムにある。
[0011] 第 4の発明は、第 3の発明において、前記駆動装置及びその付帯設備から排出さ れる二酸化炭素を除去する除去装置を具備してなり、該除去装置で除去した二酸化 炭素を前記不純物ガスと混合し、地中帯水層へ廃棄してなることを特徴とする不純物 廃棄システムにある。
[0012] 第 5の発明は、第 3の発明において、前記ガスタービン又はガスエンジン力 排気さ れる排熱を回収するボイラ力 の水蒸気を用い、不純物を除去する際の熱源に利用 してなることを特徴とする不純物廃棄システムにある。
[0013] 第 6の発明は、天然ガス又は油随伴ガス中の不純物を地中へ廃棄する不純物廃棄 方法であって、前記不純物をガス状態で除去し、該除去した不純物ガスを圧縮し、該 圧縮した不純物ガス中の水分を除去し、次!ヽで該乾燥圧縮不純物ガスを地中帯水 層へ廃棄することを特徴とする不純物廃棄方法にある。
[0014] 第 7の発明は、第 6の発明において、前記不純物ガスが二酸化炭素又は硫化水素 であることを特徴とする不純物廃棄方法にある。
[0015] 第 8の発明は、第 6の発明において、前記不純物ガスを圧縮する圧縮機を駆動する 駆動装置がガスタービン又はガスエンジン又はスチームタービンであることを特徴と する不純物廃棄方法にある。 [0016] 第 9の発明は、第 8の発明において、前記駆動装置及びその付帯設備から排出さ れる二酸化炭素を除去し、該除去した二酸化炭素を前記不純物ガスと混合し、地中 帯水層へ廃棄することを特徴とする不純物廃棄方法にある。
[0017] 第 10の発明は、第 8の発明において、前記ガスタービン又はガスエンジン力も排気 される排熱を回収するボイラ力 の水蒸気を用い、不純物を除去する際の熱源に利 用することを特徴とする不純物廃棄方法にある。
発明の効果
[0018] 本発明によれば、不純物は圧縮機で圧縮した後、乾燥装置においてガス中の水分 を除去して乾燥ガスとするので、ガスを地中に導入するための配管の腐食が防止さ れ、長期間に亙っての耐久性が向上する。また、不純物である例えば二酸ィ匕炭素を 大気中に放散することがないので、地球温暖化を防止することができる。
図面の簡単な説明
[0019] [図 1]図 1は実施例 1に係る不純物廃棄システムを示す概念図である。
[図 2]図 2は実施例 1に係る不純物廃棄システムを示す具体例を示す図である。
[図 3]図 3は実施例 2に係る駆動装置のとしてガスタービンを用いた装置の概略図で ある。
[図 4]図 4は実施例 2おいて二酸化炭素回収装置を備えた装置の概略図である。
[図 5]図 5は実施例 3に係る二酸ィ匕炭素回収装置の概略図である。
[図 6]図 6は実施例 4に係る駆動装置のとしてモーターを用いた装置の概略図である
[図 7]図 7は実施例 5に係る駆動装置のとしてスチームタービンを用いた装置の概略 図である。
符号の説明
[0020] 11 天然ガス (又は油随伴ガス）
12 不純物ガス
13 不純物除去装置
14 駆動装置 16 圧縮不純物ガス
17 水分
18 乾燥装置
19 乾燥圧縮不純物ガス
20 地中帯水層
21 不純物が除去された天然ガス
22 液化装置
23 液化天然ガス (LNG)
発明を実施するための最良の形態
[0021] 以下、この発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、この実施例により この発明が限定されるものではない。また、下記実施例における構成要素には、当業 者が容易に想定できるもの、あるいは実質的に同一のものが含まれる。
実施例 1
[0022] 本発明による実施例 1に係る不純物廃棄システムについて、図面を参照して説明 する。
図 1は、実施例 1に係る不純物廃棄システムを示す概念図である。
図 1に示すように、本実施例に係る不純物廃棄システムは、天然ガス (又は油随伴 ガス） 11中の不純物を地中へ廃棄する不純物廃棄システムであって、前記不純物を ガス状態で除去する不純物除去装置 13と、除去した不純物ガス 12を駆動装置 14に より圧縮する圧縮機 15と、圧縮した圧縮不純物ガス 16中の水分 17を除去する乾燥 装置 18とを具備してなり、乾燥圧縮不純物ガス 19を地中帯水層 20へ廃棄してなるも のである。
[0023] 前記不純物が除去された天然ガス 21はその後、 LNGプラントである天然ガスを液 化する液化装置 22に送られ、液ィ匕天然ガス (LNG) 23とされ、この液化天然ガス 23 は例えば LNG船等により、世界各地へ輸出される。また、液ィ匕することなぐガス状 態のままパイプラインを介して例えば GTLプラント等に送られる場合もある。
[0024] 本実施例に係る装置によれば、不純物ガス 12は圧縮機 15で圧縮した後、乾燥装 置 18にお 、てガス中の水分を除去して乾燥圧縮不純物ガス 19とするので、該乾燥 圧縮不純物ガス 19を地中に導入するための配管の腐食が防止され、長期間に亙つ てのプラント設備の耐久性が向上する。また、不純物ガスである二酸ィ匕炭素 (CO )を
2 大気中に放散することがないので、地球温暖化を防止することができる。また、不純 物ガスである硫ィ匕水素 (H S)も同時に放出することがないので、 S分を固定するため
2
の処理設備を別途設けることが不要となり、プラント設備の簡略ィ匕が図れる。
[0025] 次に、図 2を参照して具体的な不純物処理システムの一例を説明する。
本説明では、不純物ガスとして二酸ィ匕炭素 (CO )を例示して説明するが、不純物
2
除去装置では、不純物である硫化水素 (H S)も同様に除去できる。
2
図 2に示すように、天然ガス 11中の不純物ガス 12を除去する不純物除去装置 13と 、該除去された不純物ガス 12を圧縮する圧縮機 15と、圧縮した圧縮不純物ガス 16 を乾燥する乾燥装置 18と、乾燥圧縮不純物ガス 19を地中帯水層 20へ送給する配 管 25とを具備するものである。
[0026] ここで、前記不純物除去装置 13は、その詳細を示す図 2に示すように、不純物ガス である COを含有する CO含有天然ガス 11と COを吸収する CO吸収液 51とを接触
2 2 2 2 させて COを吸収する吸収塔 52と、該吸収塔 52の下部力も排出される COを吸収し
2 2 たリッチ溶液 53を送給する送給ライン 54と、送給されたリッチ溶液 53を再生する再生 塔 55と、該再生塔 55で COを除去したリーン溶液 (再生液） 56を吸収塔 52へ送給ポ
2
ンプ 57により送給する送給ライン 58とが設けられている。また、符号 60は熱交^^、 61は必要に応じて設けられる冷却器を図示する。
また、再生塔 55下部では、低圧スチーム 59が供給される再生加熱器 62による加 熱により吸収液が再生され、送給ライン 58を通して熱交換器 60及び必要に応じて設 けられた冷却器 61により冷却されて CO 吸収塔 52へ戻される。
2
[0027] また、再生塔 55の上部において、吸収液力も分離された CO は図示しないノズル
2
より供給される還流水 63と接触し、再生塔還流冷却器 64により冷却され、 CO 分離
2 器 65にて CO に同伴した水蒸気が凝縮した還流水と分離され、不純物ガス 12とし
2
て回収 CO 排出ライン 66より、圧縮機 15に送出される。還流水 63の一部は還流水
2
ポンプ 67で再生塔 55へ還流される。なお、前記排出ライン 66より送られる不純物ガ ス 12量の一例としては、 0. 05MPaで、 20 X 106SCFD (Standard cubic feet per day)である。
[0028] 次に、回収 CO排出ライン 66から送出された不純物ガス (CO ) 12は、駆動装置 14
2 2
により駆動される圧縮機 15に送られ、ここで、圧縮された後、乾燥装置 18に送られる
[0029] この乾燥装置 18は気液分離装置 18— 1と脱水塔 18— 2とから構成されており、先 ず、気液分離装置 18— 1でガス中の水分の概略を除去し、さらに脱水塔 18— 2によ りガス中の水分含有量を所定濃度（50ppm以下）となるようにして ヽる。
前記脱水塔 18— 2では、脱水剤としてトリエチレングリコール等を用いて 、る。
[0030] この乾燥装置 18により乾燥した乾燥圧縮不純物ガス 19は、配管を介して地中帯水 層 20へ廃棄される。なお、この際の圧縮圧力の一例としては 14Mpaである。
[0031] また、本発明で使用できる CO 等の不純物ガスの吸収液としては特に限定されるも
2
のではな!/、が、アルカノールァミンやアルコール性水酸基を有するヒンダードアミン類 を例示することができる。このようなアルカノールァミンとしてはモノエタノールァミン、 ジエタノールァミン、トリエタノールァミン、メチルジェタノールァミン、ジイソプロパノー ルァミン、ジグリコールァミンなどを例示することができる力 通常モノエタノールァミン
(MEA)が好んで用いられる。またアルコール性水酸基を有するヒンダードァミンとし ては 2—アミノー 2—メチルー 1 プロパノール（AMP)、 2—（ェチルァミノ）—エタノ ール（EAE)、 2- (メチルァミノ） エタノール（MAE)、 2—（ジェチルァミノ）—エタノ ール（DEAE)などを例示できる。
実施例 2
[0032] 図 3に示す不純物廃棄システムは、圧縮機 15を駆動する駆動装置の一例としてガ スタービン 70を用いた場合を示して!/、る。ガスエンジンの場合も同様であるので省略 する。
図 3に示すように、圧縮機 15を駆動するガスタービンは燃料ガスライン 71から供給 される燃料ガス 72によりガスタービン 70を駆動し、圧縮機 15を回転させて不純物ガ ス 12を圧縮するようにしている。前記燃料ガス 72のガス組成はメタンが 90%、ェタン 力 10%であり、この燃料ガスの LHVは 9220kcal/Nm3、ガス量は 1640Nm3/hr である。なお、不足スチームは排熱回収ボイラ 74への燃料ライン 71aにより供給され る燃料ガス 72での追い炊きで対応することができる。
[0033] また、ガスタービン 70からの排ガス 73はその熱を回収する排熱回収ボイラ 74により
、供給する水 75をスチーム 76に熱交換するようにしている。その後排ガスは煙突 77 より排出されている。ここで得られるスチーム 76量は、 14. 8tZhr、 0. 3MPaである
。また、交換熱量の一例は 7. 56 X 106kcal/hrである。
このスチーム 76は、図 2に示す低圧スチーム 59に利用される。
[0034] 図 4に示す不純物廃棄システムは、図 3に示す不純物廃棄システムにおける排熱 回収ボイラ 74により熱交換した後の排ガス 73中に含まれる COを回収 ·除去するも
2
のである。なお、図 3の装置と同一部材については同一符号を付してその説明は省 略する。
図 4に示すように、排熱回収ボイラ 74の後流側には二酸ィ匕炭素回収装置 78が設け られている。ここで、二酸化炭素を回収'除去する二酸化炭素回収装置 78により除去 された COは、不純物ガス 12と混合され、圧縮機 15で圧縮させ、乾燥させて力ゝら地
2
中帯水層 20へ廃棄するようにしている。これにより、ガスタービンの付帯設備である 排熱回収ボイラ 74からの排ガス中の COも大気放散することがなぐ地球温暖化防
2
止に寄与する。
実施例 3
[0035] 図 5は図 4に示した二酸ィ匕炭素回収装置 78の一例を示す概略図である。前述した 不純物除去装置と装置構成は略同一であるので、同一部材については同一符号を 付してその説明は省略する。
図 5に示すように、排熱回収ボイラ 74からの排ガス 73は吸収塔 52内に導入され、こ こで吸収液 51と接触することにより COが回収され、 COが除去された排ガス 79は煙
2 2
突 77へ送られ、大気放散されている。また、分離回収された COは、不純物ガス 12と
2
混合され、圧縮機 15で圧縮される。
なお、前述した図 4に示す排熱回収ボイラ 74からのスチーム 76は、この二酸化炭 素回収装置 78の再生塔 55の再生に用いる低圧スチーム 59にも利用される。
実施例 4
[0036] 図 6は、圧縮機 15の駆動源としてモーター 80を用いた場合である。なお、モーター 80を駆動するための電気 81は、ガスタービン 70で駆動される発電機 82によってい る。排熱回収ボイラ 74により熱交換した後の排ガス 73中に含まれる COを回収する
2
のは図 4と同様であり、図 4の装置と同一部材については同一符号を付してその説明 は省略する。これにより、モーター 80を駆動する電気 81を発電機 82から得る際にお けるガスタービン 70の付帯設備である排熱回収ボイラ 74からの排ガス中の COも大
2 気放散することがなぐ地球温暖化防止に寄与する。
実施例 5
[0037] 図 7は圧縮機 15を駆動する駆動源としてスチームタービン 91を用いた場合である。
高圧スチーム (4MPa) 92は燃料ガス 93の供給によるボイラ 94での熱交換により得 ている。また、スチームタービン 91から排出される低圧スチーム（0. 3MPa) 95は前 述した不純物除去装置 13及び二酸化炭素回収装置 78の低圧スチーム 59に利用さ れる。これにより、スチームタービン 91からの低圧スチーム 95の有効活用ができ、し 力も天然ガス中のガス及び排ガス中の COも大気放散することがなぐ地球温暖化防
2
止に寄与する。
[0038] 以上、上述した実施例ではガスタービン、スチームタービン等の付帯設備であるボ イラ等力も排出する二酸ィ匕炭素等の不純物も除去した後に、不純物ガス 12と共に地 中帯水層へ廃棄するので、地球温暖化防止を図ることができる。なお、付帯設備は ボイラ等に限定されるものではなぐ二酸ィヒ炭素等の不純物を排出する設備であれ ばいずれでもよい。
産業上の利用可能性
[0039] 以上のように、本発明は、不純物ガスを乾燥した後地中帯水層へ廃棄するので、パ イブの腐食がなぐ設備の耐久性が向上した液ィ匕天然ガスプラントに用 、て適して!/ヽ る。

Claims

請求の範囲
[1] 天然ガス又は油随伴ガス中の不純物を地中へ廃棄する不純物廃棄システムであつ て、
前記不純物をガス状態で除去する不純物除去装置と、
除去した不純物ガスを圧縮する圧縮機と、
圧縮した不純物ガス中の水分を除去する乾燥装置とを具備してなり、
乾燥圧縮不純物ガスを地中帯水層へ廃棄してなることを特徴とする不純物廃棄シ ステム。
[2] 請求項 1において、
前記不純物ガスが二酸ィヒ炭素又は硫ィヒ水素であることを特徴とする不純物廃棄シ ステム。
[3] 請求項 1において、
前記圧縮機を駆動する駆動装置がガスタービン又はガスエンジン又はスチームタ 一ビンであることを特徴とする不純物廃棄システム。
[4] 請求項 3において、
前記駆動装置及びその付帯設備から排出される二酸化炭素を除去する除去装置 を具備してなり、該除去装置で除去した二酸化炭素を前記不純物ガスと混合し、地 中帯水層へ廃棄してなることを特徴とする不純物廃棄システム。
[5] 請求項 3において、
前記ガスタービン又はガスエンジン力 排気される排熱を回収するボイラからの水 蒸気を用い、不純物を除去する際の熱源に利用してなることを特徴とする不純物廃 棄システム。
[6] 天然ガス又は油随伴ガス中の不純物を地中へ廃棄する不純物廃棄方法であって 前記不純物をガス状態で除去し、該除去した不純物ガスを圧縮し、該圧縮した不 純物ガス中の水分を除去し、次いで該乾燥圧縮不純物ガスを地中帯水層へ廃棄す ることを特徴とする不純物廃棄方法。
[7] 請求項 6において、 前記不純物ガスが二酸化炭素又は硫化水素であることを特徴とする不純物廃棄方 法。
[8] 請求項 6において、
前記不純物ガスを圧縮する圧縮機を駆動する駆動装置がガスタービン又はガスェ ンジン又はスチームタービンであることを特徴とする不純物廃棄方法。
[9] 請求項 8において、
前記駆動装置及びその付帯設備から排出される二酸化炭素を除去し、該除去した 二酸ィ匕炭素を前記不純物ガスと混合し、地中帯水層へ廃棄することを特徴とする不 純物廃棄方法。
[10] 請求項 8において、
前記ガスタービン又はガスエンジン力 排気される排熱を回収するボイラからの水 蒸気を用い、不純物を除去する際の熱源に利用することを特徴とする不純物廃棄方 法。
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