198

特集論

大容量排出源からの CO2 回収・CO2 EORトータルシステムとコスト

文

吸収塔

Large Scale Flue Gas CO 2 Recovering/CO 2
Cost and Total System for CO2 Enhanced Oil
Recovery

再生塔
排ガス冷却塔岩 崎 省 二 郎＊1

上高田 中 裕 士＊4Shojiro Iwasaki

品Toru Takashina

徹＊3

條孝＊2Takashi Kamijo
Hiroshi Tanaka

CO2 を油田に注入し，原油回収率を向上させる原油高次回収（EOR）は米国を中心に商業化されている．排煙脱炭技術を利用すれば，発電所等の排ガスから回収した CO2 を EOR に適用可能となる．排煙脱炭プラントを CO2 EOR の CO2 源とする場合，排煙脱炭プラントは全体の投資額の中で大きな比重を占め，CO2 の回収コストは原油回収コストに大きな影響を与える．本論文では，MHI の排煙脱炭 CO2 EOR を概説し，CO2 回収コストに及ぼす様々な因子を検討するとともに回収コストを最小にする排ガス源や立地場所の選定について論じている．

1．はじめの排煙脱炭プラントがテキサス州 Lubbock に建設さにれた．しかし本装置は経済的な理由から 1985 年に撤）は油田の去されている．ダウケミカル社が開発した技術は，古高次回収法として，非常に高い原油回収率を可能とすくから酸性ガス吸収に使用されたモノエタノールアミる方法として知られている．米国では 1970 年代からン液を使用しており，エネルギー消費が多く，吸収溶商業化されており，現在毎日約 20 万バレルの原油増剤の劣化が激しい，また，腐蝕防止のために金属系の産が行われているほか，カナダやトルコ，ハンガリー腐蝕防止剤が必要になるなど，技術上の問題が多く残などでも実施されている．米国の EOR では，ほぼ全されている．その後，フロアーダニエル社が本化学吸量の CO 2 がガス田から供給されているが，このよう収プロセスのライセンスを取得したが，ほとんど技術な大規模な CO 2 源がない地域でも，排煙脱炭プラン改良がなされないまま，現在に至っている．

トを利用すれば，工場や発電所の煙突から排出される排ガスから CO 2 を回収し，近隣の油田地帯に供給す

注２： MMSCFD ＝ 106 standard cubic feet per day
MMSCF CO2 ＝ 106 standard cubic feet of CO2
feet of CO2 ＝ 52.6 metric ton CO2

ることで CO2 EOR の実施が可能となる．排ガスから

当社は 1990 年代初めから関西電力(株)と共同で発電の回収 CO2 を EOR に適用すると，CO 2 が地下油田に所からの大規模 CO 2 回収を目的として，新しい排煙隔離されるから，CO2 排出削減という環境面の効果も脱炭化学吸収プロセスの開発に着手し，1998 年には期待出来る．

マレーシアに最大回収能力 210 t/d（４ MMSCFD）のCO2 EOR（Enhanced Oil Recovery(注１)

注１：原油生産の際，水攻法等の２次回収法が利用されるが，通常これでも 60 〜 70 ％の原油が油田から回収できない状態にある．Enhanced Oil Recovery は，この状態から更に原油回収を図る３次回収法である．CO 2 を用いる EOR では
油層内においてミッシブル状態（CO2 と原油が超臨界圧下において自由に混ざり合う状態）を形成し，原油回収率を飛躍的に向上させることができる．

商業プラントを納入するに至っている．当社技術はエネルギー消費が少なく，吸収溶剤の保守が容易という優れた特徴を有している．EOR や温暖化対策を目的とした大規模な CO 2 回収を低コストで可能とする技術であり，中東地区や東南アジア地区で近い将来，排一方，燃焼排ガスから CO 2 を回収する商業プラン

煙脱炭プラントによる CO 2 EOR を実現させるべく，

トが，ダウケミカル社の技術により世界で始めて建設積極的にプロジェクトに参画している．言うまでもなされたのは今から約 20 年以上も前である．排煙脱炭

く CO2 EOR は，CO2 のコストが原油生産コストに大プラントを EOR に適応する構想は当時からあり，実きな影響を与える．EOR 目的で排煙脱炭プラントを際，1983 年に EOR の目的で 1 000 t/d（19 MMSCFD建設する場合，大量の CO 2 を如何に安価に回収し，

＊1＊2）

(注２)

プラント･交通システム事業センター CO2 事業推進グループ主席
プラント･交通システム事業センター CO2 事業推進グループ＊3＊4

技術本部広島研究所化学プラント研究推進室主席
技術本部広島研究所化学プラント研究推進室

199

油田に供給出来るかで EOR 採算が決まると言って良CO 2 ガスが混入する．この CO 2 による後流プラント

い．の影響を低減し，製品となる炭化水素類と CO 2 を分

本論文では，当社の排煙脱炭プラントにより，ボイ離するために随伴ガス CO 2 分離プラントを設けてい

ラやガスタービンの大容量排ガス源から CO 2 を回収る．この CO 2 分離プラントで回収した CO 2 は排煙脱し，CO2 EOR を行う場合を想定して CO2 回収コスト

炭プラントから供給する CO 2 と混合され，油田に再に影響を及ぼす因子を定量的に検討した．

注入される．随伴ガスの CO 2 は分圧が高く，排ガスから CO 2 を回収するより，低いエネルギーで容易に

2．CO2 EOR の全体システム概要分離できる．すなわち随伴ガスからの分離 CO 2 を有排煙脱炭プラントを組み込んだ CO2 EOR の全体シ効利用することで運転操業費を低減できる．

ステム概念図を図１に示す．原油と随伴ガス，水の分

随伴ガスからの CO 2 分離装置（CO 2 リサイクルプ

離等の設備基本構成は通常の原油生産基地と変わらなラント）は単なる圧縮設備だけの場合から膜法，吸収い．通常の原油生産設備と異なるのは，排煙脱炭プラ法，蒸留法など様々な方式がある．各方法には一長一ントや CO2 圧縮・脱水設備，CO2 パイプライン，CO2短があり，随伴ガス中の CO 2 濃度や精製後の炭化水を油田に圧入する CO 2 注入井，随伴ガスからの CO 2素類の製品仕様により，各現場で最適な方法が選択さ分離装置が設置される点である．

れる．

排煙脱炭プラントにより，ボイラやガスタービン排CO2 EOR は CO2 と水による交互圧入を行うことがガスから回収された CO 2 は水雰囲気下の炭酸腐蝕防一般的である．CO2 は水分を含むと極めて強い炭酸腐止のため，露点が０℃未満になるまで脱水する．CO2

食環境になるので，CO2 注入井や油ガスセパレータ等の輸送と地下油田への圧入を行うため，臨界圧力の生産設備の腐食部位は炭素鋼に換えて耐食鋼やコー74 kg/cm G 以上に圧縮し，CO 2 パイプラインで油田ティング材を使用したり，腐蝕防止剤を使用したりすに送る．

る．

2CO2 EOR では油田への CO2 圧入にともなって，生現在，通常の生産を行っている油田において，高次産原油に CO2 が多量に同伴し（ブレークスルー回収として CO2 EOR を実施する場合，新たな設備投Breakthrough と呼ばれる），随伴ガス中に高濃度の資のうちの排煙脱炭プラント及び CO 2 圧縮・脱水設

処理済排ガス

排ガス

ボイラ，ガスタービン等
排ガス源

外販用天然ガス

テストセパレータ

脱炭プラントCO2

CO2 脱水及び圧縮装置

CO2 供給ライン

随伴ガス
CO2 分離プラント

マニホールドガススクラバー
ヒータ

セパレータ
水遊離水ノックアウト

油水
エマルジョン

エマルジョン
生産井
注入井

油タンク

外販油

水

ガスノックアウトドラム

水タンク
水注入ポンプ

図１

CO2 EOR の全体システム概念
三菱重工技報 Vol.41 No.4（2004-7）

200備の設備費は，条件によって異なるが，全体の投資の８ MMSCF/bbl ならば CO2 EOR の効果が高い油田と半分程度を占める．したがって，下記では排煙脱炭プ言える．

ラント及び CO 2 圧縮・脱水設備で生産される CO 2 の3．3 ガ ス 圧 力回収コストに焦点をあてる．

CO2 の油田への輸送は，通常，臨界圧力（74.3 Kg/cm2 G）以上の超臨界状態で行われる．これは輸送配

3．EOR 用 CO2 の必要条件
3．1

管内で CO 2 が気液２相に分離し，圧力損失の増大やCO2 ガス純度ハンマリング現象を引き起こすのを防止するためである．米国の CO2 EOR 設備では，CO2 パイプラインのCO2 は油層内においてミシブル状態，すなわち CO2

入口圧力は 2 000 psig としている．と原油が超臨界圧下において自由に混ざり合う状態を形成し，原油粘度を著しく下げ，原油の油層内におけ油田まで輸送された超臨界状態の CO 2 は，地下油る流動性を高めて，原油回収率を飛躍的に向上させる．

田への圧入のために更に圧縮される．この状態からのCO2 中の不純物は油田のミシブル圧力（ミシブル状態

CO2 圧縮は，通常，特殊なポンプで実施する．

を達成する圧力）を増加させ，一方で原油生産設備の4．検 討 条 件

激しい腐蝕の要因になったりする．

4．1 検 討 ケ ー ス

したがって EOR に使用される CO2 は，混入する不純物を許容値以内にする必要がある．不純物の許容量検討ケースとして，発電所や工場のボイラやガスタは対象とする油田で異なる．現在，米テキサス州西部ービンから大規模に CO 2 回収する例として，表１のを中心に行われている CO2 EOR を例とすると，CO2４ケースを想定した．

純度が 94 vol ％以上となるように，メタン（CH4）や上記ボイラ及びガスタービンのいずれのケースも燃エタン（C2H6），窒素，硫化水素等の不純物が管理さ料は天然ガスとし，排煙脱炭プラント前流に脱硫処理れている．CO2 中のメタンとエタンは油田のミシブルが必要となる SOx が排ガス中に含まれないものとす状態を粗害するため，４ vol ％未満となるように制限る．また全ケースで，CO 2 回収プラント及び CO 2 コされる．窒素もミシブル状態を粗害するので，最大でンプレッサの運転で必要となる蒸気供給用として，専も５ vol ％未満に制限している．硫化水素はミシブル用の補助ボイラを設置するものとした．
図２及び図３に排煙脱炭プラントと CO 2 圧縮・脱状態にはむしろ有益だが，地上設備への安全上の配慮

水装置のシステム構成図を示す．ボイラ及びガスターから 100 ppmv 未満としている．
当社排煙脱炭プラントは化学吸収プロセスを利用しビンの排ガスから回収された CO 2 は圧縮，乾燥されているため，回収される CO 2 の純度は 99 vol ％以上て CO 2 パイプラインに送られる．CO 2 の供給条件はと極めて高い．主な不純物は窒素と酸素のみであり，
表１ 排煙脱炭プラント CO2 回収コスト検討各ケースの条件

EOR に適用するに際して何ら問題にならない．
3．2

必要量

CO2 濃度（vo 1 ％）

CO2 回収量（t/d（MMSCFD））

ボイラケース１8.55 260（100）

ボイラケース２8.5

3 160 （60）には供給 CO2 に対して増産される原油量は３〜

ガスタービンケース１3.0

4 730 （90）

20 MMSCF/bbl と報告されている．CO2 必要量が３〜ガスタービンケース２

3.0

2 630 （50）

CO2 を圧入した際に回収される原油の量，すなわちCO2 EOR の効果は対象とする油田で異なる．一般的

蒸

検討ケース

気
低圧蒸気

ボイラ

脱炭プラントCO2
脱水・圧縮装置

2 000 psig

CO2 パイプライン

凝縮水
補助
ボイラ
：設備費算定範囲

図２ボイラケース

201
蒸

気
低圧蒸気

ガス
タービン

廃熱
ボイラ

2 000 psig
CO2
脱水・圧縮装置

脱炭プラントCO2
パイプライン

凝縮水
補助
ボイラ：設備費算定範囲

図３

ガスタービンケース

圧力を 2 000 psig，温度を 45 ℃と想定した．なお CO2

5．CO2 回収コストとコスト影響因子の関係と考察

コンプレッサは４段で１系列としている．
4．2

CO2 回収コスト（ベースケース）

5．1

設備費算定ベース

設備費（CAPEX）は排煙脱炭プラント，CO2 圧置，ユーティリティ単価がベースであるとき，すなわち排煙脱炭プラント用補助ボイラ設備の初期建設投資額

燃料ガス 1.0 US$/MMBtu，冷却水 1.5 US￠/t，電気の合計とする．プラントコストは，当社の中東での商3.0 US￠/kWh の時の CO2 回収及び圧縮コスト（以下，業プラント納入実績に基いて算定した．設備費の減価

CO2 回収コストと呼ぶ）の試算結果を表３に示す．設

償却は定額法で 10 ％とした．

備費と運転費の合計で見ると，CO2 回収容量が大きく，4．3

排ガス中の CO2 濃度が高いボイラケース１が一番 CO2

運転費算定ベース運転費（OPEX）として排煙脱炭プラントの運転にコストが安価になっている．

ナンス，消耗品，スペアパーツ，プラント一般管理費

CO2 回収コストとコスト影響因子の関係

5．2

伴う出費，すなわちユーティリティ，運転員，メンテ（1）CO2 回収量
CO 2 回収コストと排煙脱炭プラントの CO 2 回収を合計した．

量の関係を図４に示す．

ユーティリティ単価は燃料ガスの安い中東地区の値を代表例として，下記の範囲で変化させた．
運転員，メンテナンス，消耗品，スペアパーツ，プCO2 回収コスト（US$ /MSCF）

2.0

ラント一般管理費については，運転費に占める割合が小さく，表２の通り一定と考えた．
表２

運転費算定ベース
ユーティリティ単価変化

燃料ガス（US $/MMBtu）

0.5

1.0（Base）

1.5

冷却水

（US￠/t）

1.0

1.5（Base）

2.0

電 気（US￠/kWh）2.0

3.0（Base）

4.00.25＊→→→→

運転員（科学分析員，エンジニア含む）US $/Y
メンテナンス（消耗品，スペア品含む）US $/Y

ボイラ
1.0
燃料ガス
冷却水
電 気

1.0＄/MMBtu
1.5￠/t3.0￠/kWh0.5020406080100120

図４ CO 2 回収コストと排煙脱炭プラントの CO 2 回収量の関係検討結果（ベースケース）

排ガス CO2 濃度（vo 1 %）

CO2 回収量（MMSCFD）

稼働率（％）

設備費（CAPEX）（US $/MSCF）

運転費（OPEX）（US $/MSCF）

トータルコスト（US $/MSCF）

ボイラケース１8.5

10090

0.472

0.444

0.916

ボイラケース２

8.5

6090

0.533

0.515

1.048

ガスタービンケース１

3.090

90

0.609

0.830

1.439

ガスタービンケース２3.0

5090

0.609

0.838

1.446

ケース

140

脱炭プラント回収量（MMSCFD）

注）＊：メンテナンスは設備費の１％（年間当り）とした．

表３

ガスタービン
1.5

三菱重工技報 Vol.41 No.4（2004-7）

202

ガスタービンケースに比べてボイラケースの方がさせる燃料ガスに大きな影響を受けることを確認でCO2 回収コストは安価になっている．これはガスタ

きた．排煙脱炭プラントを建設する際は燃料ガスコービン排ガスに比べて，ボイラ排ガスの CO 2 濃度ストが安い地域を選ぶのが重要である．

は高く，CO2 回収に必要なユーティリティが小さく（3）冷却水単価と CO2 回収コストの関係
CO 2 回収コストと冷却水単価の関係を図６に示なること，又，排ガスを扱う機器のサイズが小型化

す．減少度合いは燃料ガス単価ほどでないが，CO2し，設備コストが低くなることが要因である．
ガスタービン及びボイラ両ケース共に CO 2 回収回収コストは冷却水コストの低下に伴って減少して量の増加に伴って CO2 回収コストは減少している．

いる．冷却水は排ガスの冷却，溶液再生塔の塔頂部

但し減少度合いはボイラケースの方が顕著である．

冷却に使用されており，そのコストは燃料ガスに次

これは，ガスタービン排ガスは CO 2 濃度が低く，いで CO 2 回収コストに影響を与えることが確認で排ガス処理量が多量になることから，CO2 回収量がきた．

100 MMSCFD となると，排煙脱炭プラントは２系（4）パイプラインの CO2 回収コストに与える影響
中東地区を対象とした我々の試算結果によると，列必要となり，設備費が割高になってしまうからである．なお現在の技術で，ガスタービンケースを１CO 2 パイプラインコストは６ US￠/MSCF/100 km

系列 で 建設 できる 排 煙 脱 炭 プ ラン トの 最大量 はから 10 US￠/MSCF/100 km の間であった．
仮に排煙脱炭プラントから油田まで 100 km の50 MMSCFD までである．
一方，ボイラ排ガスの場合はガスタービン排ガスCO 2 パイプラインで輸送するものと仮定すると，に比べて CO 2 濃度が高く，現在の技術でも最大

CO2 回収コストが 1.0 US$/MSCF の場合，油田の到100 MMSCFD まで１系列で建設可能である．

着地での CO 2 コストに占める CO 2 パイプラインコ

基本的に排煙脱炭プラントはスケールメリットのストは６〜９％程度となる．CO2 パイプラインコス効果が出る設備である．CO2 回収量が 50 〜

トの CO 2 回収コストへの影響はそれほど大きくな

100 MMSCFD の範囲で，１系列のまま建設出来るいと言える．

ボイラケースはスケールメリットを享受し，CO2 回（5）まとめ収量の増加に伴って CO 2 回収コストがかなり減少

以上のコスト試算結果より，ボイラ排ガスのような CO2 濃度が高い優良な排ガス源が油田の 100 kmすることが示されている．
以上より，排ガス源の選択は CO 2 濃度が高いボ程度の距離に存在し，安価な天然ガス及び冷却水が入手出来る場合，油田での CO2コストはイラ排ガスが有利である．
（2）燃料ガス単価と CO2 回収コストの関係

1.0 US$/MSCF 以下となる．このコスト値は EOR

CO2 回収コストと燃料ガス単価の関係を図５に示す．CO2 回収コストは燃料ガスコストの低下に伴っ用の媒体として CO 2 と競合する天然ガスのコストと同等のものである．て減少しており，排ガス CO 2 濃度が高いボイラ排

現在，原油の高次回収法の媒体として天然ガスがガスから CO 2 を回収する場合，CO 2 回収コストは注入されている例が多いが，コスト的に同等な排ガ

0.8 から 1.0 US$/MSCF の範囲となっている．排煙ス回収 CO 2 が取って代わる可能性が十分考えられ脱炭プラントは溶液の再生に多量の低圧蒸気が必要る．

であり，これにより CO 2 回収コストは蒸気を発生

また排ガスからの回収 CO 2 を EOR に用いる場

2.0
ガスタービン

1.5
ボイラ
1.0
冷却水
電 気
0.5
0.0

0.5

1.01.5￠/t3.0￠/kWh1.52.0

CO2 回収コスト（US$/MSCF）

CO2 回収コスト（US$/MSCF）

2.0

ガスタービン
1.5

ボイラ
1.00.5

燃料ガスコスト（￠/t）

図５

CO2 回収コストと燃料ガス単価の関係

1.0

燃料ガス
電 気

1.0＄/MMBtu
3.0￠/kWh2.02.51.5冷却水コスト（￠/t）

図６

CO2 回収コストと冷却水単価の関係

203

合，地中に注入された CO 2 が油田の中に固定化さ燃料ガスが１ US$/MMBtu 程度で，排ガス CO 2 濃れ，これが地球温暖化対策に貢献するメリットがあ

度がガス焚きボイラの典型的な値である 8.5 vol ％のる．排ガス回収 CO2 を用いた EOR プロジェクトが，ものを対象に CO 2 を大規模に回収する場合，CO 2 回

京都議定書で採択された京都メカニズムのクリーン収コストは 0.8 から 1.2 US$/MSCF（15 から 23 US$/開発メカニズム（CDM）や共同実施（JI）に適応

t）の範囲となった．これは将来予想されるヨーロッパ

される場合，CO2 削減分は温室効果ガス排出削減分の CO 2 排出権取引価格レベルに相当する．排ガス回として国際的に取引することが可能になる．

収 CO2 による EOR プロジェクトを CDM や JI に適応

CO2 の１ US$/MSCF は 19 US$/t に相当する．しさせると，CO2 回収コストは排出権取引により相殺さたがって CO 2 の排出権取引価格が 20 US$/t 以上にれるので，EOR プロジェクトの採算は更に有利なもなる状況となると，排ガスの CO 2 回収コストは完のとなる．

全に相殺されることになり，CO2 EOR プロジェク
トは大きな利益を生み出すことになる．

6．まとめ

ユーティリティの安価な地区で，CO2 濃度の高い排参 考 文 献（1）CO2 固定化・隔離の最新技術，シーエムシー(株)（2000）（2）Special Report Enhanced Oil Recovery, Oil &Gas Journal April 15 （2002）

ガス源から，CO2 を多量に回収する場合，CO2 回収コストは EOR の媒体として極めて競争力のある値となる．特に燃料ガス単価に対する CO 2 回収コストの影響は顕著であり，ガスの安価な場所で CO 2 回収コストは非常に小さくなる．また排煙脱炭プラントと油田の距離が 100 km 程度であれば，CO2 パイプラインコストの CO 2 回収コストに与える影響は少ないことが岩崎省二郎

上條孝

高品徹

わかった．したがって，油田地帯から数百 km 以内において，安価な燃料ガスが入手可能であり，かつ CO2濃度が高い排ガス源が多量に得られる地区に，排煙脱炭プラントを設置すれば高い経済性で，CO2 EOR が可能になる．

田中裕士

三菱重工技報 Vol.41 No.4（2004-7）