コールベッドメタン増進回収システムの成立性に関する研究
環境システムコース

エネルギー環境システム学
26644 児玉 裕幸

1．研究目的コールベッドメタン（Coalbed Methane：CBM）は，地中の石炭層に存在するメタンである．
CBM は遊離ガスと吸着ガスで構成されるが，9 割以上は吸着ガスであると考えられており，これをいかに回収するかが CBM 開発の大きな鍵であった．
CBM の生産技術の一つとして，ガスを石炭層に注入することにより CH4 の生産を促進させる，いわゆる CBM 増進回収法が近年注目されている．注入ガスには，主として CO2 や N2 が使N2 は CH4 の 1/2 であると言われている．
用される．石炭に対する吸着性は CO2 が CH4 の約 2 倍，CO2 を含んだガスを石炭層に注入すると，CO2 は石炭に吸着していた CH4 と置換して石炭に吸着して固定され，脱着した CH4 を回収できる．一方で，N2 を含んだガスを石炭層に注入すると，CO2 を注入するより多くの CH4 を回収できる．しかし，石炭への吸着性の小ささから N2 は CH4と一緒に生産されてしまうので，生産後に分離する必要がある．従って，コールベッドメタン増進回収システムの設計の際には，CO2 分離後のガスを注入する方法と，N2 を含んだガスを注入して回収した CH4 から N2 を分離する方法のどちらが経済的に有利かを検討する必要がある．
以上の背景を踏まえ，本研究はコールベッドメタン増進回収システムの成立性に注目し，システムの開発可能性を提示することを目的とした．まず，CBM 増進回収シミュレータを開発し，CBM の生産量がどのように変化するかを評価した．次に，システムの採算が合うための条件を検討するためにその経済性を評価した．
2．石炭層シミュレータの開発
2.1 ECOMERS の改善
本研究室で関口[1]が作成した 2 次元 3 相 CBM 増進回収シミュレータ「ECOMERS」に改善を加えて新たなシミュレータを作成した．ECOMERS は，石炭層内の流体として CH4，CO2，N2 の 3 種類のガスと水を考慮し，5 スポットパターンで注入・生産を行うことを前提とするシミュレータである．
本研究では，以下の点を主に変更した．
・流体の圧力変化による孔隙体積の変化と，絶対浸透率の変化を組み込む．
・ガスの石炭に対する吸着・脱着時間を定義する．
・CBM 成分としてフラクチャー内の水への溶解ガスを取り扱う．
また，注入ガス量一定の条件での計算を可能にするなど，計算手法を変更した．
2.2 作成したシミュレータの信頼性評価
作成したシミュレータの信頼性を検証するためには，実測データとシミュレーションで得られる結果のマッチングを行う必要があるが，実測データを得ることは難しい．そこでカナダのAlberta Research Council Inc.が開催する石炭層シミュレータの比較研究[2]の結果とマッチングした．この比較研究には，石油会社などが作成する 6 つのシミュレータが参加している．これ
らのシミュレータは石油生産シミュレータを基礎にして作られたもので，実際に CBM 生産にも利用されており，信頼性があると考える．

比較研究では，炭層の地質条件（表 1），水・ガスの物性値，注入・生産条件（表 2），注入井・生産井配置（図 1）などが提供されているので，それに従ってシミュレーションを行った．
表1
炭層厚さ
炭層深さ
絶対浸透率
孔隙率
貯留層温度
炭層圧力
水飽和率
ガス飽和率

地質条件

表29m
1253.6 m（最高点）
3.65 md
0.001
45℃
7650 kPa（一定）59.2 %
40.8 %

注入ガス・速度
注入・生産期間
最大注入井坑底圧
生産ガス
最大ガス生産速度
最低生産井坑底圧

注入・生産条件
CO2 100 %28316.82 sm3/day
182.5 days
15000 kPa
CH4，CO2
100000 m3/day
275 kPa2.3 評価結果と考察
Production
Production
Well
前節の条件の下で計算を行った結果をWell示す．図 2 は CH4 生産速度が時間の経過
Injection
Well
と共にどのように推移するかを示したものである．グラフ内の右上にはこの条件の比較研究に参加した 4 つのシミュレー
タ名を記載している．結果として，約 60
Production
Production
Well
日までは他のシミュレータと同じ挙動を示し
Well50.294 mているが，後半で大きい値を取っている．
また，図 3 は注入井の坑底圧力の時間推移
図 1 5 スポットパターンを示している．他のシミュレータでは 20 日
以降約 7500〜8000 kPa で一定であるのに対し，本シミュレータでは 7000 kPa 前後の値を取っている．

本研究

本研究

図2

CH4 生産量の時間推移

図3

注入井坑底圧の時間推移

この原因のひとつを以下のように考察した．CO2 が石炭に吸着すると，石炭内マトリックスが膨張し，絶対浸透率が減少して CH4 の生産量も減少すると考えられる．しかし，本シミュレー
タでは，CO2 の吸着による石炭の膨張を考慮しなかった．そのため，その減少分も余分に生産されてしまったと考えられる．今後，石炭の膨張をモデル化してプログラムに取り入れる必要がある．

3．経済性評価
3.1 コールベッドメタン増進回収システムの設定
日本で ECBMR システムを稼動すると想定する．
今回の経済性評価モデルでは，注入ガスの流量を 25,120 Sm3/h 規模と設定した．そして，後述する技術パラメータに基づいて逆算して CO2 分離・回収・圧縮の操業規模やパイプライン規模を想定した．火力発電所は，年間約 400 万ｔの排ガスを排出する出力 100 万 kW 級天然ガス焚き火力発電所を想定し，その中から，炭層注入に必要な量のみを ECBMR に利用すると仮定した．発電所の排ガスの成分は，N2：71.36 %，CO2：13.34 %，H2O：11.03 %，O2: 4.27 %，SO2：230 ppm，SO3：1.3 ppm，NOx：350 ppm とする．
システムの経済性評価を行うにあたっては全体を 1)火力発電所からの CO2 の分離・回収プラント，2)圧縮プラント，3)注入ガス輸送パイプライン，4)炭層へのガス注入と炭層からのガス生
産，5)CH4 の分離・回収プラント，6)生産 CH4 の輸送パイプラインの 6 段階に分ける．
3.2 経済パラメータの設定
資金調達の面では，開発システムにおいて総投資資金の 30 %を自己資本で，残りは借入金で調達されるものとする．開発システムは，建設から経済的操業まで 19 年を想定した．プラント建設に 3 年かかることを想定し，4 年目から 19 年目までの 16 年間で生産するスケジュールを設定した．
運転コストの算出に当たっては，2000 年度を基準年度として想定し，毎年 2 %のインフレ率を考慮した．原価要素の内容としては，1)変動費，2)減価償却費，3)修繕費，4)人件費，5)損害保険料，6)金利，7)一般管理費，8)運転用消耗品費，9)マーケティング費，10)法人税・地方税・固定資産税・消費税を想定した．
CH4 価格は，2000 年度 LNG の輸送費込み日本受け取り価格の 8 カ国単純平均 4.44
US$/MMBTU を想定し，削減 CO2 クレジット価格は 30 US$/ton，35 US$/ton，40 US$/ton，45US$/ton を設定した．
3.3 技術パラメータの設定
炭層へのガス注入成分としては，CO2 50 %と N2 50 %の混合ガス，100 % CO2 を考える．
Natural Gas (CH4)Natural Gas (CH4)Natural Gas Firing
Power Plant

CH4Flue Gas

Pipeline

Natural Gas Firing
Power Plant

CO2 Recovery(MEA)

CH4/N2 Separation(Cryogenic distillation)

Compressor

Pipeline

Pipeline

Surface

50% CO250% N2 Gas

CH4+ N2

CO2・N2 / CH4 Displacement

Flue Gas
CO2 Recovery (MEA)

Compressor
Surface

図4CH4100% CO2

CO2/CH4 Displacement

Coal Seam

CO2 50 %と N2 50 %の混合ガス注入

Pipeline

図5Coal Seam

CO2 100 %注入

注入ガスが CO2 50 %と N2 50 %の混合ガスの場合，注入ガスが CO2 100 %のときに比べ，CH4生産量が多くなるが，N2 を分離する大規模な CH4 の分離・回収プラントが必要になる．一方，注入ガスが CO2 100 %のときに比べ CH4 生産量は少なくなる．
注入ガスが CO2 100 %の場合は，大規模な CO2 の分離・回収プラントを作る必要があるが，N2 を分離する CH4 の分離・回収プラントは必要ない．

注入ガスが CO2 50 %と N2 50 %の混合ガスの場合について経済パラメータを入れて算出した
ECBM システムの総コスト内訳を表 3 にまとめた．

3.3 経済性評価結果と考察
経済性評価を行うにあたり，収益判断指標として，純現在価値（NPV）を用いた．

表3

ECBMR システム（CO2 50 % N250 %）Item
CO2 Recovery
Compression
Pipeline
Coalbed (field)
Product separation
Methane pipeline
Sub-total
Continuing Expenses
Working CapitalTotal Investment

Capital Cost
（M US$）
33.1
8.3
10.5
92.9
77.5
11.7
234.0

Operating Cost
（M US$）
14.1
3.9
0.4
8.0
8.4
0.4
35.2

（1）ガスを注入する場合
削減 CO2 クレジット価格が US$ 30〜40/t では CO2 50 %・N2 50 %の混合ガスの注入によるシステムの方が18.0
16.1
100 %CO2 の注入によるシステムより303.3
経済的に有利であった．
表 4 経済性評価結果（16 年間）
両者の経済性の優劣の分岐点は，削減 CO2 クレジット価格が US$ 45/t
Sensitivity
Continuous
Continuous
No injection
factors
injection
injectionのあたりにある．
with 50% CO2
with 100%（2）ガス注入しない場合+ 50% N2
CO2
注入パターンの違いによる影響を
CO2 PriceNPV($)
NPV($)
NPV($)
検討するため，ガスを注入しない場合
US$ 30/t-39M-60M
126.8Mについても経済性評価を行った．そのUS$ 35/t-35M-48M
126.7M
US$40/t-31M-37M
126.6M
結果，経済利益が見込める状態となっ
US$45/t-27M-25M
126.5M
た．ガスを注入しなかった場合に NPVが正となり，ガスを注入すると NPV が負となる原因としては，炭層の浸透率が高いため，ガスを注入しなくてもガスを注入した場合と遜色ない量の CH4 を生産するためだと考えられる．ガスを注入しなかった場合でも 100 %CO2 ガスを注入した場合の 7 割の生産量があった．ガスを注入しない場合は，CO2 の分離回収・圧縮システム・注入ガスパイプラインが必要ないほか，注入井の掘削をする必要がないため，建設コストやその運転に関わるコストが省略できる．
6．結論
CBM 増進回収シミュレータを作成した．長期にわたる生産予測をする石炭層シミュレータの開発のためには，石炭の膨張をモデル化するなどの処理が必要である．
コールベッドメタン増進回収システムの経済性評価を行った．その結果，ガス注入の場合に関してはよい経済性の結果が得られなかった．日本では，電力単価，試錐機材コストが高価であるため，CO2 の分離回収・圧縮に高いコストがかかるためであると考えられる．

参考文献[1] 関口健志，排ガス注入によるコールベッドメタン増進回収法に関する研究，東京大学大学院工学系研
究科地球システム工学専攻修士論文，(2002)[2] David H.-S. Law, L.G.H. (Bert) van der Meer and W.D. (Bill) Gunter， Comparison of Numerical Simulators
for Greenhouse Gas Sequestration in Coalbeds, Part III: More Complex Problems ，

http://www .arc.ab.ca/extranet/ecbm/，（2003）