天然ガス処理

天然ガス処理は、固体、水、二酸化炭素（CO ₂）、硫化水素（H ₂ S）、水銀、高分子量炭化水素（凝縮物）などの汚染物質を除去して、パイプライン品質の乾燥天然ガス[ ^{1 ]を}生産し、パイプラインで配給して最終使用するための工業プロセスです^{[ 2 ]} 。天然ガスを汚染する物質の中には経済的価値があり、さらに処理または販売されるものもあります。常温常圧で液体の炭化水素（ペンタンやそれより重いもの）は、天然ガス凝縮物（天然ガソリンまたは単に凝縮物と呼ばれることもあります）と呼ばれます。

天然ガスは主に、原油井、ガス井、コンデンセート井の3 種類の井戸から産出されます。原油と天然ガスは、同じ貯留層で一緒に見つかることがよくあります。原油とともに井戸で生産される天然ガスは、ガスが原油と関連していたか、原油に溶解していたため、一般的に関連溶解ガスに分類されます。原油と関連しない天然ガスの生産は、「非関連」に分類されます。2009 年、米国の井戸頭からの天然ガス生産の 89 % は非関連でした。^{[ 3 ]}コンデンセートと水に関してドライガスを生産する非関連ガス井は、分離処理を経ずにドライガスをパイプラインまたはガスプラントに直接送ることができ、すぐに使用できます。^{[ 4 ]}

天然ガスの処理は、地下または坑口で開始されます。原油井では、流体が圧力を失い、貯留岩を通って坑井管に到達するまで流れると、天然ガスの処理が開始されます。^{[ 5 ]}他の井戸では、処理は坑口で開始され、地下堆積物の種類、深さ、場所、およびその地域の地質に応じて天然ガスの組成が抽出されます。^{[ 2 ]}

硫化水素が比較的少ない天然ガスはスイートガスと呼ばれ、硫化水素の濃度が高い天然ガスはサワーガスと呼ばれ、硫化水素、二酸化炭素、または同様の酸性ガスを多量に含む天然ガス、またはその他のガス混合物はアシッドガスと呼ばれます。

• 原油井：原油井から産出される天然ガスは、一般的に随伴ガスと呼ばれます。このガスは、地下貯留層の原油の上に独立したガス層として存在する場合もあれば、原油に溶解して、生産中に圧力が低下すると最終的に溶解から分離する場合もあります。油井から産出される凝縮液は、しばしばリース凝縮液と呼ばれます。^{[ 6 ]}
• ドライガス井：これらの井戸は通常、凝縮液を含まない天然ガスのみを産出し、原油はほとんど、あるいは全く含まれておらず、非随伴ガスと呼ばれます。ドライガスからの凝縮液はガス処理プラントで抽出され、プラント凝縮液と呼ばれることがよくあります。^{[ 6 ]}
• コンデンセート井：これらの井戸は通常、原油をほとんど含まない天然ガス液とともに未処理の天然ガスを産出し、非随伴ガスと呼ばれます。このような未処理の天然ガスは、しばしば湿性ガスと呼ばれます。
• 炭層ガス井：これらの井戸は通常、炭層の孔隙に存在するメタンガスから天然ガスを生産します。メタンは地下では、石炭の表面に高濃度で吸着した状態で存在することが多いです。このようなガスは炭層ガスまたは炭層メタン（オーストラリアでは炭層ガス）と呼ばれます。炭層ガスは、ここ数十年で重要なエネルギー源となっています。

天然ガスの原料は、一般的に最も短く軽い炭化水素分子であるメタン（CH₄）とエタン（C₂H₆ ）を主成分としています。また、様々な量_の以下の成分_も含まれていることがよくあります。

• より重い気体炭化水素：プロパン（C₃H₈ _）、ノルマルブタン（nC₄H₁₀ _）、_{イソブタン}（iC₄H₁₀ ）、およびペンタン_類。これらはすべて総称して天然ガス液（NGL）と呼ばれ、加工して最終製品にすることができる_。
• 液体炭化水素（ケーシングヘッドガソリンまたは天然ガソリンとも呼ばれる）および／または原油。
• 酸性ガス：二酸化炭素（CO₂ _）、硫化水素（H₂S _）、およびメタンチオール（CH₃SH _）やエタンチオール（_C₂H₅SH ）などのメルカプタン_類。
• その他の気体：窒素（N₂ _）とヘリウム（He）。
• 水：水蒸気と液体の水。また、溶解した塩類や溶解したガス（酸）も含まれる。
• 水銀：微量の水銀が主に元素状で存在するが、塩化物やその他の形態も存在する可能性がある。^{[ 7 ]}
• 天然放射性物質（NORM）：天然ガスにはラドンが含まれている可能性があり、生産水にはラジウムの微量が溶解している可能性があり、これらは配管や処理設備内に蓄積し、時間の経過とともに配管や設備を放射性にする可能性がある。^{[ 8 ]}

天然ガスは、主要なパイプライン輸送・配給会社が定める品質基準を満たすために精製されなければなりません。これらの品質基準はパイプラインごとに異なり、通常はパイプラインシステムの設計と供給先の市場によって決まります。一般的に、これらの基準では天然ガスが以下の条件を満たすことが求められます。

• 発熱量（カロリー値）が特定の範囲内であること。例えば、米国では、 1気圧、60 °Fでガス1立方フィートあたり約1035±5% BTU （ 1気圧、15.6°Cでガス1立方メートルあたり41 MJ ±5% ）である必要がある。英国では、国家送電システム（NTS）への接続には、総発熱量が37.0～44.5 MJ/ ^m3の範囲内でなければならない。 ^{[ 9 ]}  
• 指定された炭化水素露点温度以上で輸送される（この温度以下では、パイプライン圧力でガス中の炭化水素の一部が凝縮して液状の塊を形成し、パイプラインを損傷する可能性がある）。炭化水素露点調整は、重質炭化水素の濃度を下げ、パイプラインでのその後の輸送中に凝縮が発生しないようにする。英国では、炭化水素露点は NTSへの進入のために-2℃未満と定義されている。^{[ 9 ]}炭化水素露点は、周囲の気温によって変化し、季節変動は次のとおりである。^{[ 10 ]}

天然ガスは以下の条件を満たす必要があります。

• パイプラインの浸食、腐食、その他の損傷を防ぐため、微粒子状の固体や液体の水が混入しないようにしてください。
• ガス処理プラント内、またはその後の販売ガス輸送パイプライン内でメタンハイドレートの形成を防ぐため、水蒸気を十分に脱水する必要があります。米国における一般的な水分含有量の仕様は、ガス100万標準立方フィートあたり7ポンド以下の水分を含むことです。^{[ 11 ] [ 12 ]}英国では、NTSへの進入条件として、85bargで-10  ℃未満と定義されています。^{[ 9 ]}
• 硫化水素、二酸化炭素、メルカプタン、窒素などの成分は微量以下でなければならない。硫化水素含有量の最も一般的な仕様は、ガス100立方フィートあたり0.25グレインH₂S _、つまり約4ppmである。CO₂の仕様では、通常、含有量を2～3%以下に制限している。英国では、NTSへの輸入条件として、硫化水素は≤5mg _/  m³ ^、全硫黄は≤50mg  /m³ ^、二酸化炭素は≤2.0%（モル）、窒素は≤5.0%（モル）と規定されている。^{[ 9 ]}
• 水銀濃度を検出限界以下（体積比で約0.001ppb）に維持するのは、主に水銀アマルガム化やアルミニウムおよびその他の金属の脆化によってガス処理プラントやパイプライン輸送システムの機器が損傷するのを防ぐためです。^{[ 7 ] [ 13 ] [ 14 ]}

天然ガスの処理に使用されるさまざまな単位プロセスを構成する方法は多岐にわたります。以下のブロックフロー図は、非随伴ガス井からの天然ガスの処理に関する一般的な典型的な構成を示しており、天然ガスが最終消費者市場にパイプラインで送られる販売ガスに処理される様子を示しています。^{[ 15 ] [ 16 ] [ 17 ] [ 18 ] [ 19 ]}また、さまざまな副産物も生成されます。

• 天然ガス凝縮液
• 硫黄
• エタン
• 天然ガス液(NGL): プロパン、ブタン、C ₅ + (ペンタンとより高分子量の炭化水素の一般的な用語) ^{[ 20 ] [ 21 ] [ 22 ]}

天然ガスは通常、隣接する井戸群から採取され、まずその採取地点にある分離容器で処理され、遊離液状水と天然ガス凝縮液が除去されます。^{[ 23 ]}凝縮液は通常、石油精製所に輸送され、水は処理されて廃水として処分されます。

原料ガスはパイプラインでガス処理プラントに送られ、そこで最初の精製として通常は酸性ガス（硫化水素と二酸化炭素）が除去されます。フロー図に示すように、この目的のためにいくつかのプロセスが利用可能ですが、アミン処理は歴史的に使用されてきたプロセスです。しかし、アミンプロセスの性能と環境上の制約の範囲のため、天然ガス流から二酸化炭素と硫化水素を分離するためにポリマー膜を使用する新しい技術がますます受け入れられるようになっています。膜は試薬を消費しないため魅力的です。^{[ 24 ]}

酸性ガスが存在する場合は、膜処理またはアミン処理によって除去され、その後、硫化水素を単体硫黄または硫酸に変換する硫黄回収装置に送られます。これらの変換に利用できるプロセスの中で、単体硫黄の回収にはクラウス法が最もよく知られており、硫酸の回収には従来型の接触法とWSA（湿式硫酸法）が最も広く用いられています。少量の酸性ガスは、フレアリングによって処分される場合もあります。

クラウス法から排出される残留ガスは一般的にテールガスと呼ばれ、このガスはテールガス処理装置（TGTU）で処理され、残留する硫黄含有化合物が回収されてクラウス装置に再利用されます。フロー図に示すように、クラウス装置のテールガスを処理するためのプロセスは数多くありますが、テールガスに対して自己熱的に作用するWSAプロセスも非常に適しています。

ガス処理プラントの次のステップは、再生可能な液体トリエチレングリコール（TEG）吸収法（一般にグリコール脱水法と呼ばれる） ^{[ 12 ]}、潮解性塩化物乾燥剤、または固体吸着剤を使用した再生可能な吸着法である圧力スイング吸着（PSA）ユニット^{[ 25 ]}を使用して、ガスから水蒸気を除去することです。膜などの他の新しいプロセスも検討される可能性があります。

水銀は、活性炭や再生可能な分子ふるいなどの吸着プロセス（フロー図に示すとおり）を使用して除去されます。^{[ 7 ]}

一般的ではないが、窒素はフロー図に示す3つのプロセスのいずれかを使用して除去・排出されることがある。

• 低温蒸留を用いた極低温プロセス（窒素除去装置）^{[ 26 ]}。このプロセスは、必要に応じてヘリウムも回収するように変更できる（工業用ガスも参照）。
• 吸収プロセス^{[ 27 ]}は、希薄油または特殊な溶剤^{[ 28 ]}を吸収剤として使用する。
• 活性炭または分子ふるいを吸着剤として用いる吸着プロセス。このプロセスは、ブタン類やより重質の炭化水素が失われる可能性があるため、適用範囲が限られる可能性がある。

製品

NGL回収工程からの残留ガスは、最終的に精製された販売ガスであり、パイプラインでエンドユーザー市場に送られます。ガスの品質については、買い手と売り手の間で規則や合意が交わされます。これらの規則や合意には通常、CO₂、H₂S、H₂Oの最大許容濃度が規定される_ほか、_ガスが_商業的に不快な臭気や物質、粉塵やその他の固体または液体の物質、ワックス、ガム、ガム形成成分を含まず、買い手の設備の損傷や運転への悪影響がないことが求められます。処理プラントで異常が発生した場合、買い手は通常、ガスの受け入れを拒否したり、流量を下げたり、価格を再交渉したりすることができます。

• 液体の持ち越し
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• 石油精製所
• 米国における天然ガスおよび石油生産事故一覧

• Aspen HYSYSを使用して天然ガス処理をシミュレーションする
• 天然ガス処理の原理と技術（カナダ、アルバータ州カルガリー大学のAH Younger博士による、広範かつ詳細なコーステキスト）。
• 天然ガスの処理、天然ガス供給協会（NGSA）のウェブサイト。
• 天然ガス処理（米国環境保護庁（EPA）発行のAP-42出版物の一部）
• 天然ガス処理プラント（米国運輸省ウェブサイト）
• ガス処理協会（GPA）のウェブサイト。本部は米国オクラホマ州タルサにあります。
• ガス処理ジャーナル（発行元：イラン、イスファハン大学工学部）
• ガス処理プラントの効率向上（2021年2月18日にWayback Machineにアーカイブ済み）

• Haring, HW (2008). 工業用ガス処理. ドイツ、ヴァインハイム: WILEY-VCH Verlag Gmbh & CO. KGaA
• Kohl, A.、および Nielsen, R. (1997). ガス精製. 第 5 版. テキサス州ヒューストン: Gulf Publishing Company