CN102481540B - 储存物质的储存装置及储存物质的储存方法 - Google Patents
储存物质的储存装置及储存物质的储存方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102481540B CN102481540B CN201080033754.7A CN201080033754A CN102481540B CN 102481540 B CN102481540 B CN 102481540B CN 201080033754 A CN201080033754 A CN 201080033754A CN 102481540 B CN102481540 B CN 102481540B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- stored substance
- salt solution
- bearing layer
- porous member
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims description 64
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 328
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 163
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 163
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 103
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims abstract description 56
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 44
- 229910001651 emery Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 30
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 18
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 15
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- 238000005245 sintering Methods 0.000 claims description 10
- 239000007767 bonding agent Substances 0.000 claims description 9
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 claims description 6
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 3
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 23
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 17
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 11
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 11
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- -1 carbonate.Therefore Chemical class 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N alpha-acetylene Natural products C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000002534 ethynyl group Chemical group [H]C#C* 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005286 illumination Methods 0.000 description 2
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001000 micrograph Methods 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000003292 diminished effect Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical group O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LENZDBCJOHFCAS-UHFFFAOYSA-N tris Chemical compound OCC(N)(CO)CO LENZDBCJOHFCAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
- B65G—TRANSPORT OR STORAGE DEVICES, e.g. CONVEYORS FOR LOADING OR TIPPING, SHOP CONVEYOR SYSTEMS OR PNEUMATIC TUBE CONVEYORS
- B65G5/00—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C11/00—Use of gas-solvents or gas-sorbents in vessels
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
提供一种能够直接向地下的盐水含水层注入二氧化碳，在盐水含水层高效率地储存二氧化碳的二氧化碳的储存装置及二氧化碳的储存方法。在注入井(9)的前端设置例如砂轮制的过滤器(13)。储存在二氧化碳罐(3)内的二氧化碳被加压输送装置(5)加压输送。加压输送装置(5)用泵将二氧化碳罐(3)内的二氧化碳送入注入井(9)。此时，二氧化碳在加压输送装置内通过压力调节阀、温度调节器等保持为规定压力范围且规定温度范围的状态。二氧化碳沿箭头(A)方向送入注入井(9)，通过设于注入井(9)端部的过滤器(13)注入盐水含水层(11)。注入到盐水含水层(11)的二氧化碳被微泡化。
Description
技术领域
本发明涉及用于向地下的盐水含水层注入二氧化碳，将含有二氧化碳、在水中的溶解度大于二氧化碳的物质及甲烷中的至少一种的储存物质储存到盐水含水层的储存物质的储存装置及储存物质的储存方法。
背景技术
当前，减少作为温室效应气体的二氧化碳向大气中的排出量是当务之急。为了减少二氧化碳的排出量，除了抑制二氧化碳自身的产生量的方法之外，还研究将二氧化碳储存于地下的方法。
作为一年间将100万吨规模的大量二氧化碳储存于地下的方法，有向地层内注入二氧化碳的方法。图13是表示二氧化碳储存装置80的图。管体即注入井87延伸到储存二氧化碳的储存层91。储藏于二氧化碳罐81中的二氧化碳通过加压输送装置83经由注入井87注入到储存层91。
此时，向储存层91内注入二氧化碳后，希望二氧化碳不向地上渗出。因此，如图13所示，需要在储存层91上方存在具有背斜构造(向上方凸出的形状)的密封层89。密封层89是例如粘土土质等二氧化碳难以通过的地层。
注入到地下的二氧化碳被密封层89封住而不会向地上渗出。但是，这样的具有上凸形状的密封层89的地层仅存在于有限的场所，所以可应用的场所受限。
因此，作为在密封层89不是背斜构造而是单斜构造的场所也能应用的方法，研究如下的方法：使二氧化碳溶解于地下的盐水含水层所含的地层水中，将二氧化碳高效率地储存于地下水中。
例如有如下方法：使二氧化碳微泡化，使其分散于水或海水中，使分散有微泡的水溶解于海中，从而将二氧化碳做成水合物的微粒而投放于海洋地底(专利文献1)。
此外，还有如下方法：汲取含水层的地层水，将二氧化碳微泡化做成气液混合流体而注入到含水层(专利文献2，专利文献3)。
专利文献1：日本特开2004-50167号公报
专利文献2：日本特开2008-6367号公报
专利文献3：日本特开2008-19644号公报
发明内容
但是，如专利文献1所述，在微泡化后做成水合物粒子而储存于海洋的方法中，通常为了将稍大于10℃的二氧化碳水合而需要超过10MPa的高压，因此认为该方法的利用限于10℃以下的环境，存在难以在更高温的环境下高效率地储存二氧化碳的问题。
此外，在以往的利用旋回流的发生装置等的方法中，装置复杂，为了在地下环境发生微泡，要求更简单的构造。
此外，专利文献2、专利文献3所述的方法，是暂时汲取位于含水层的地层水后以气液混合状态再次注入含水层，所以，除了注入井之外还需要用于汲取地层水的抽水井、用于抽水的泵，整个系统全体变得大型化，而且，还存在用于储存的动力增多的问题。而且，向含水层注入的注入压力需要与用抽水井的抽出压力平衡，并且需要使抽水量和注入量一致，因此还存在不能有效储存二氧化碳的问题。
但是，如上所述，将二氧化碳等储存物质储存于地下受制于可储存的场所。例如，储存到过浅的场所时，所储存的储存物质对人类的使用水造成影响，因此不优选。
另一方面，在更深的场所(例如800m以上的深度)注入储存物质时，对人类使用的水没有影响，并且利用其压力，能够成为可提高储存效率的超临界状态。但是，向深场所储存储存物质，存在能够作为储存场所的场所有限、注入井等的设置耗费工时等问题。
因此，若能向在不会对人类使用的水造成影响的范围内更浅的范围(400～600m深度)储存储存物质，则能够使储存场所的选择范围更大。但是，向较浅场所储存时，难以通过其压力以超临界状态注入，导致以气体或液体状态注入储存物质。因此，希望有可以更高效率地储存气体或液体状态的储存物质的方法。
本发明是为解决上述问题而做出的，其目的在于提供一种能够将二氧化碳等储存物质直接注入地下较浅的盐水含水层，在盐水含水层高效率地储存储存物质的、储存物质的储存装置及储存物质的储存方法。
为了达到上述目的，第一发明是一种储存物质的储存装置，用于向地下储存储存物质，该储存装置包括：注入井，其达到盐水含水层；加压输送装置，其向所述注入井加压输送包括二氧化碳、在水中的溶解度大于二氧化碳的物质及甲烷中的至少一种的储存物质；多孔质构件，其为设于所述注入井的前端附近的陶瓷制品，所述储存装置能够将被加压输送到所述注入井内的储存物质经由所述多孔质构件注入到所述盐水含水层，在从所述多孔质构件向所述盐水含水层注入储存物质时，产生储存物质的微泡。
优选所述多孔质构件是将陶瓷制的粒子和结合所述粒子的结合剂混合烧结而成，孔径分布的最频值为40μm以下，孔径分布的半值全宽为10μm以下。
所述多孔质构件可以是砂轮。自所述多孔质构件注入所述盐水含水层的所述储存物质可以是液体、气体或气液混合状态。
根据第一发明，在注入二氧化碳等储存物质的注入井的前端设置多孔质构件，储存物质通过多孔质构件时产生微泡，因此能够使储存物质高效率地溶解于盐水含水层。
此外，若多孔质构件使用将陶瓷制的粒子和结合粒子的结合剂混合烧结而成的、孔径分布的最频值为40μm以下、孔径分布的半值全宽为10μm以下的构件，则能够将储存物质更高效率地溶解于盐水含水层。这样的多孔质构件可以通过将例如粒子的50％累积粒径为40μm以下、且粒子的50％累积粒径的误差为2.5μm以下的陶瓷制粒子与结合剂混合烧结而得到。若使用这样的多孔质构件，则能够更可靠地产生微泡，作为这样的多孔质构件，可使用例如由精密研磨用微粉构成的陶瓷结合剂砂轮。另外，孔径分布的半值全宽是指，在作为对象物质的孔径分布的、以微分细孔容积分布为纵轴、以孔径(孔径的对数)为横轴时所确定的孔径分布曲线中，在微分细孔容积分布的最大值的半值处的孔径分布宽度。
此外，作为自多孔质构件注入到盐水含水层的储存物质的状态，可以是气体、液体或气液混合状态，因此不需要是超临界状态等特殊状态，因此，可以储存于较浅的地下。因此，储存的场所范围的限制少。另外，微泡是指小于1mm的气泡或液滴。
此外，若使用来自天然气田等的生产井采集石油等，并将与石油等同时采集的水与储存物质混合而注入盐水含水层，则能够一边将储存物质储存于地下，一边进行石油等的增进回收。此时，可以向天然气田、油田或油砂中任一者注入所述储存物质，使所述储存物质的微泡和天然气、石油或重油形成溶解或悬浊状态。
第二发明是一种储存物质的储存方法，其中，在到达盐水含水层的注入井的前端附近设置多孔质构件，经由所述多孔质构件向所述盐水含水层注入所述储存物质，产生所述储存物质的微泡，所述多孔质构件是将陶瓷制的粒子和结合所述粒子的结合剂混合烧结而形成，孔径分布的最频值为40μm以下，孔径分布的半值全宽为10μm以下。
根据第二发明，在注入二氧化碳等储存物质的注入井的前端设置将陶瓷制的粒子和结合粒子的结合剂混合烧结而成的、孔径分布的最频值为40μm以下且孔径分布的半值全宽为10μm以下的多孔质构件，因此通过多孔质构件的储存物质被微泡化。因此，能够将储存物质高效率地溶解于盐水含水层。另外，此时，储存物质可以是气体、液体或气液混合状态，不需要是超临界状态等特殊状态。因此，即使在储存深度较浅的范围也能储存储存物质。
根据本发明，能够提供一种可将二氧化碳等储存物质直接注入地下较浅的盐水含水层，在盐水含水层高效率地储存储存物质的储存物质的储存装置及储存物质的储存方法。
附图说明
图1是表示二氧化碳储存装置1的图。
图2是过滤器13附近的放大图。
图3是表示二氧化碳储存装置20的图。
图4是表示二氧化碳储存装置30的图。
图5是表示二氧化碳储存试验装置40的图。
图6是表示孔径分布曲线的示意图。
图7(a)是表示陶瓷结合剂砂轮过滤器表面的扫描电子显微镜照片的图。
图7(b)是表示不锈钢过滤器表面的扫描电子显微镜照片的图。
图8(a)是表示微泡75的发生状态的图。
图8(b)是表示微泡75的发生状态的示意图。
图9(a)是表示未微泡化产生了气泡79的状态的图。
图9(b)是表示未微泡化产生了气泡79的状态的示意图。
图10(a)是表示微泡75的发生状态的图。
图10(b)是表示微泡75的发生状态的示意图。
图11(a)是表示微泡75的发生状态的图。
图11(b)是表示微泡75的发生状态的示意图。
图12(a)是表示微泡75的发生状态的图。
图12(b)是表示微泡75的发生状态的示意图。
图13是表示二氧化碳储存装置80的图。
具体实施方式
以下，详细说明本发明的实施方式。图1是表示本实施方式的二氧化碳储存装置1的图。二氧化碳储存装置1主要由二氧化碳罐3、加压输送装置5、注入井9、过滤器13等构成。另外，在以下的实施方式中，作为储存物质，以二氧化碳为例，但即使是在水中的溶解度大于二氧化碳的乙炔、氨、二氧化硫、氯化氢、氯气、硫化氢、甲烷等火炬气(flaregas)也是同样。
在工厂等排出的二氧化碳被回收并储存于二氧化碳罐3。另外，在二氧化碳产生源相邻时，可以通过直接将配管等连接到二氧化碳罐3而进行储存。
二氧化碳罐3与加压输送装置5连接。加压输送装置5由省略了图示的泵、压力调节阀、阀门、温度调节器等构成。管体即注入井9与加压输送装置5接合。注入井9被设计成向地面7下方延伸至盐水含水层11。盐水含水层11是与沙子、沙砾等一起存在于地下的地层。另外，在盐水含水层11的上部有省略了图示的密封层(所谓的盖层(caprock))。
在注入井9的前端设有多孔质构件过滤器13。作为过滤器13可以使用例如将陶瓷制粒子和使所述粒子结合的结合剂混合后烧结而成的构件。另外，过滤器13的孔径细小时则更容易产生微泡，但流体的通过阻力变大，因此用于增大二氧化碳流量的加压输送装置5大型化。此外，若增大过滤器13的孔径，则流体的通过阻力变小，但微泡化的效率变差。可使用过滤器13的孔径例如为20～40μm左右的过滤器。
在此，作为特别优选的过滤器13，优选多孔质构件的孔径分布的最频值为40μm以下，并且其偏差(半值全宽)为10μm以下。这样的多孔质构件是构成多孔质构件的陶瓷制粒子的50％累积粒径为40μm以下、且粒子的50％累积粒径的误差为2.5μm以下的构件，例如是将所述的粒子和结合剂混合烧结而形成的陶瓷磨削砂轮(以下的JIS中规定的#320以上的砂轮)。
另外，粒子的累积粒度及粒径的误差依照日本工业标准JISR6001：1998的“4.粒径分布”及JISR6002：1998的“8.电阻试验方法”(ISO8486-1：1996，ISO8486-2：1996)进行测定。此外，过滤器13的孔径由JISR1655：2003中规定的水银测孔计(MercuryPorosimeter)测定。
在二氧化碳罐3内储存的二氧化碳被加压输送装置5加压输送。加压输送装置5利用泵将二氧化碳罐3内的二氧化碳送入注入井9。此时，加压输送装置5可以利用压力调节阀、温度调节器等以规定压力、规定温度的状态加压输送二氧化碳。
另外，加压输送装置5例如也可以以超临界状态加压输送二氧化碳，但在本装置中，即使二氧化碳是气体、液体或气液混合状态，也能取得效果。例如，作为二氧化碳的加压输送条件可以是二氧化碳温度为20～40℃、压力为2～8MPa。这是适于向例如200～800m深度储存二氧化碳时的条件。这样条件的二氧化碳向箭头A方向被送入注入井9，并通过设置于注入井9端部的过滤器13而注入盐水含水层11。
图2是表示注入井9的前端附近的剖视图。在注入井9的下端附近的侧面设有环状的过滤器13。另外，注入井9的下端(底面)被封闭，在内部流通的二氧化碳从过滤器13向盐水含水层11喷射。通过注入井9内的二氧化碳通过过滤器13向周围的盐水含水层11喷射时，被过滤器13微泡化。
以微泡注入到盐水含水层11内的二氧化碳在喷射时(图中箭头B)或其后上浮时(图中箭头C)溶解于盐水含水层11内。通过使二氧化碳微泡化，从而延长二氧化碳在盐水含水层11内的滞留时间(这是由于微泡15在盐水含水层11内的上浮速度极慢)，而且，由于能够增大与每单位量的盐水含水层11的接触面积，因此也能极其高效率地进行二氧化碳向盐水含水层11的溶解。
此外，一边在盐水含水层11内缓慢移动一边溶解于盐水含水层11的二氧化碳，通过与存在于盐水含水层11周围的岩石矿物等的化学反应，形成碳酸盐等化合物。因此，二氧化碳不仅可以储存于盐水含水层，还可以形成碳酸化合物后固定于地下、海底。
接下来说明本发明的二氧化碳的储存方法的其他实施方式。图3是表示二氧化碳储存装置20的图。另外，在以下的实施方式中，对于发挥与图1所示的二氧化碳储存装置1相同功能的构成要件标注与图1相同的附图标记，并省略重复说明。
二氧化碳储存装置20与二氧化碳储存装置1的不同点在于设有多个注入井9a、9b。在地下形成有渗透性低的泥岩层和渗透性高的砂岩层交替存在的沙泥互层时，设置注入井9a、9b，使其分别达到盐水含水层11a、11b中存在的多个砂岩层中的每一个。二氧化碳储存装置20可以利用各个注入井9a、9b将二氧化碳同时或分别地注入盐水含水层11a、11b。因此，可以高效率地将二氧化碳注入盐水含水层11a、11b。
图4是表示二氧化碳储存装置30的图。二氧化碳储存装置30与二氧化碳储存装置1的不同点在于设置于海面31上。为了高效地向存在于海底33下方的盐水含水层11储存二氧化碳，在海面31设置二氧化碳储存装置30。二氧化碳储存装置30能够高效地向海底33下方的盐水含水层11储存二氧化碳。而且，可以使用船舶作为向二氧化碳罐3输送二氧化碳的手段，从船舶直接向二氧化碳罐3补充二氧化碳。
【实施例】
对本发明的储存物质的储存方法，进行了微泡的产生状况的确认。图5是表示二氧化碳储存试验装置40的图。
二氧化碳储存试验装置40由二氧化碳罐41、压力调节阀45、55、水罐51、注射泵43、53、压力容器63等构成。
在二氧化碳罐41中储存二氧化碳。二氧化碳罐41借助配管49连接有注射泵43、压力调节阀45、阀门47。注射泵43向压力容器63加压输送二氧化碳。另外，可利用压力调节阀45将二氧化碳调整为任意的压力，还可利用省略图示的温度调节器将被加压输送到压力容器63的二氧化碳调整为任意的温度。
在水罐51内填充有水。水罐51借助配管59连接有注射泵53、压力调节阀55、阀门57。注射泵53向压力容器63加压输送水。另外，与二氧化碳同样，可利用压力调节阀55将水调整为任意的压力，还可利用省略图示的温度调节器将向压力容器63加压输送的水调整为任意的温度。
配管59与配管49接合。因此，通过调节阀门47、57，能够将二氧化碳单体或二氧化碳和水的混合物加压输送至压力容器63(图中箭头D方向)。
在压力容器63与配管49的接合部设有过滤器61。过滤器61的形状为直径50mm、厚度5mm的圆板状。过滤器61可更换，例如可改变孔径进行试验。
在压力容器63的彼此相对的侧面设有照明窗67及拍摄窗71。照明窗67及拍摄窗71是透明窗，可确认内部状况。设于外部的照明69从照明窗67照射内部。在设于相向位置的拍摄窗71的外部设有照相机73。照相机73能够拍摄由照明69照射的压力容器63内的状况。另外，照相机73是高速照相机，可获知通过过滤器61注入到压力容器63内的二氧化碳的状态。
在压力容器63内填充有规定压力的水。此外，在压力容器63上设有排出阀65。排出阀65起到即使向压力容器63内注入二氧化碳等，也能将压力容器63内保持恒定压力的功能。即，若由于注入的二氧化碳等使压力上升，则排出内部的水等以使上升的压力为恒定状态。另外，压力容器63内的水相当于模拟的盐水含水层。
使用二氧化碳储存试验装置40，观察以各种状态注入到压力容器63内的二氧化碳的状态。作为向压力容器63注入的二氧化碳，有液体状态、气体状态、及气液混合状态。作为过滤器61，使用孔径(规格)20μm及40μm的不锈钢烧结过滤器和孔径(规格)28μm及40μm的陶瓷结合剂砂轮。另外，用全自动细孔径分布测定装置(QUANTACrome社制PoreMaster60-GT)测定孔径40μm(规格)的不锈钢烧结过滤器和孔径28μm及40μm(规格)的陶瓷结合剂砂轮。表1示出结果。
【表1】
(μm)
| 中值 | 最频值 | 半峰全宽 | |
| 40μm SUS烧结过滤器 | 37.9 | 38.4 | 18 |
| 28μm陶瓷结合剂砂轮 | 17.3 | 17.8 | 6 |
| 40μm陶瓷结合剂砂轮 | 30.0 | 28.5 | 9 |
如表1所示，陶瓷结合剂砂轮的孔径比标称直径稍小，尤其是半值全宽与不锈钢烧结过滤器相比极小。即，可知陶瓷结合剂砂轮的孔径偏差小，并且孔径尺寸比不锈钢烧结过滤器的孔径尺寸整齐。在此，孔径分布的半值全宽是指，在作为对象物质的孔径分布的、以微分细孔容积分布为纵轴、以孔径(孔径的对数)为横轴时所确定的孔径分布曲线中，在微分细孔容积分布的最大值的半值处的孔径分布宽度。图6是表示孔径分布的示意图。如图6所示，孔径分布可通过将纵轴设为微分细孔容积分布(-dV/d(logD))、横轴取孔径而得到。微分细孔容积分布是考虑到测定点的偏差及孔径的对数坐标图，用每个孔径的细孔容积即差分细孔容积dV除以孔径的对数处理的差分值d(logD)而得到的值。半值全宽在图6所示的例子中是分布曲线的最大微分细孔容积分布F的半值G处的曲线分布宽度H。若使用陶瓷结合剂砂轮，则孔径分布的偏差(半值全宽)可以为大致10μm以下。为了得到这样的孔径偏差，作为陶瓷制(氧化铝及钛氧化物)的粒子使用50％累积粒径为40μm以下，且粒子的50％累积粒径的误差为2.5μm以下的粒子。另外，所使用的陶瓷结合剂砂轮是松永砂轮株式会社制的氧化铝砂轮。
图7(a)是本发明的孔径40μm的陶瓷结合剂砂轮的照片，图7(b)是孔径40μm的不锈钢烧结过滤器的过滤器表面的照片。如上所述，陶瓷结合剂砂轮与不锈钢烧结过滤器相比，即使是同一孔径(规格)，孔径偏差也较小。这是由于陶瓷结合剂砂轮的粒度偏差(2.5μm以下)小的缘故。
另外，在试验中，除了上述的陶瓷结合剂砂轮之外还使用了孔径12μm的陶瓷结合剂砂轮。该陶瓷结合剂砂轮的孔径分布的中值为4.87μm、最频值为4.63μm。即，孔径分布的最频值较孔径28μm及40μm的陶瓷结合剂砂轮更小。此外，该陶瓷结合剂砂轮的孔径分布的半值全宽是2.0μm。该陶瓷结合剂砂轮与上述的陶瓷结合剂砂轮同样，满足孔径分布的最频值为40μm以下、孔径分布的半值全宽为10μm以下这样的条件。
另外，除了采用二氧化碳单体的情况，还确认了将二氧化碳和水的混合物注入压力容器63时的状态。
表2示出各试验的条件及结果。在表2中，“流量”、“温度”、“压力”分别表示向压力容器注入的二氧化碳的流量、温度、压力。试验No.1～12、19～24的二氧化碳是气体状态。试验No.13～18中二氧化碳是液体(或是与气体的混合)状态。此外，在“过滤器种类”中，“SUS烧结”是不锈钢烧结过滤器，“砂轮”是陶瓷结合剂砂轮，“过滤器”表示过滤器的孔径(规格)。
此外，在表2的试验No.29～31中二氧化碳是气体状态，并表示在压力容器内充满海水的状态下进行试验的结果。“海水浓度”表示在压力容器充满的水的海水浓度。
另外，压力为4MPa的条件假定储存深度为400m，压力为6MPa的条件假定储存深度为600m。
【表2】
作为微泡的产生状况，即使确认到1mm以上的气泡或液滴(以下，不论气体、液体或其混合状态，都简称为“气泡”)，但若产生许多小于1mm的微泡则表示为“◎”。若产生的几乎所有气泡都为1mm以上，但确认到极少量的微泡，则表示为“△”。若全部是1mm以上的气泡，表示为“×”。
在表2中，比较试验No.1～28可知，在使过滤器孔径、流量、压力变化时，使用砂轮过滤器作为过滤器61时(试验No.1～24)，有效地产生微泡。而使用不锈钢烧结过滤器作为过滤器61时(试验No.25～28)，不产生微泡(产生少量微泡)。
图8(a)、图8(b)是表示试验No.6的微泡的产生状况的例子。图8(a)是由照相机73拍摄的图像，图8(b)是图8(a)的示意图。需要说明的是，图中右侧是压力容器63的下侧，图中左侧是压力容器63的上侧。
如图8(b)所示，自压力容器63的下方(面向附图时为右侧)注入二氧化碳时，二氧化碳沿箭头E方向喷射到压力容器63内的水中。此时，虽然产生若干气泡79，但确认到非常细小的微泡75。还观察到微泡75随着朝向附图的左侧(压力容器63的上方)移动而消失。这是由于成为微泡的二氧化碳溶解于水77中的缘故。
同样，图9(a)、图9(b)是表示试验No.28的二氧化碳的状况的例子。图9(a)是由照相机73拍摄的图像，图9(b)是图9(a)的示意图。图中箭头E是二氧化碳的注入方向。
使用不锈钢烧结过滤器时，所注入的二氧化碳不进行微泡化，是以较大的气泡79而注入到水77内。气泡77一旦脱离过滤器61就立刻向上方上浮。因此，二氧化碳几乎不溶解于水77。这是由于不锈钢烧结过滤器与砂轮过滤器相比，其孔径偏差大，二氧化碳优先通过较大的孔，因此抑制产生细小的微泡。
图10(a)、图10(b)是表示试验No.9的微泡产生状况的例子。图10(a)是由照相机73拍摄的图像，图10(b)是图10(a)的示意图。
如图10(b)所示，当过滤器孔径为28μm，向图中箭头E方向注入二氧化碳时，确认到与例如图8(b)相比非常细小的微泡75。微泡75随着向附图的左侧移动而消失。这是由于成为微泡75的二氧化碳溶解于水77中的缘故。
试验No.29～34表示压力容器的内部充满的不是水而是规定浓度的海水时的结果。在12μm陶瓷结合剂砂轮中，即使是海水浓度为50％和100％的条件，都产生了很多微泡。另外，图11(a)、图11(b)是表示试验No.31的微泡产生状况的例子。(在图11(a)、(b)中，附图的下侧是压力容器63的下方。)
另外，若缩小过滤器孔径，则即使是低压力也能够容易地产生微泡，但由于流量变小，注入量减少。相反，若增大过滤器孔径，只能以更高的压力使用才能产生微泡，但能够增大注入量。只要根据所要储存的深度来选择使用的过滤器的孔径即可。
图12(a)、图12(b)表示在砂轮过滤器上设置砂岩层，以40℃、10MPa、7ml/min的条件进行二氧化碳的微泡化时的微泡产生状况的例子。图12(a)是由照相机73拍摄的图像，图12(b)是图12(a)的示意图。
实际上，为了将二氧化碳储存于储存层，自过滤器喷射的二氧化碳通过砂岩层后在含水层的泡沫产生状况成为问题。因此，在过滤器61上设置多胡砂岩作为砂岩层，研究自砂岩层出来的泡沫的产生状况。其结果如图12(a)、图12(b)所示，可确认即使过滤器61上设置多胡砂岩，并通过过滤器61及多胡砂岩也产生微泡。另外，即使使用贝雷砂岩取代多胡砂岩，也同样确认到微泡的产生。
如此，若经由使用了砂轮的过滤器61将二氧化碳注入水77中，则能够容易地产生二氧化碳的微泡75。通过将二氧化碳微泡化，使二氧化碳高效率地溶解于水77。此外，即使是水和二氧化碳混合时，若经由过滤器61注入水77中，则进行微泡化。另外，在本实施例中，示出了二氧化碳的例子，但即使是其他物质，只要经由砂轮过滤器喷射到水中，也同样能产生微泡。尤其是在乙炔、氨、二氧化硫、氯化氢、氯气、硫化氢的情况下，在相同温度压力条件下的溶解度高于二氧化碳，可期待相当好的溶解促进效果。
以上根据本发明的实施方式，通过经由多孔质构件即砂轮过滤器将二氧化碳注入盐水含水层，使二氧化碳在盐水含水层内高效率地微泡化，因此，二氧化碳能够高效率地溶解于盐水含水层，并通过与岩石等的成分即Ca、Mg、Na等的化学反应形成碳酸化合物而固定于地下。
由于二氧化碳的状态不限于超临界状态等，因此可应用的条件广泛，应用场所的限制少。而且，由于可以直接注入地下的盐水含水层，因此不需要自地下汲取盐水含水层的地层水，因此也能使装置小型化。
以上，参照附图说明了本发明的实施方式，但本发明的保护范围不限于上述实施方式。本领域技术人员可以在权利要求记载的技术构思的范围内想到各种变形例或修正例是显而易见的，并且这些变形例或修正例当然也属于本发明的保护范围。
例如，设置到达天然气田、油田、油砂等的生产井，利用注入井将二氧化碳等注入到该地下，从而可利用生产井增进气体、石油、重油等的回收。在目前的气体、石油、重油等的增进回收法中，压入使油等与二氧化碳形成溶解或悬浊状态的高压二氧化碳，使二氧化碳与要采掘的油等混合来谋求增进回收。但是，二氧化碳与油等本来难以形成溶解或悬浊状态，实际上只有向存在于能够维持形成溶解或悬浊状态的压力的相当深的场所的天然气田、油田、油砂等压入二氧化碳，才能谋求增进回收。通过将本发明应用于这样的增进回收，使所压入的二氧化碳成为微细气泡，并且二氧化碳和油等在低于以往的压力下更容易形成溶解或悬浊状态。通过将本发明应用于这样的增进回收，从而即使在目前为止二氧化碳与油等难以成为溶解或悬浊状态而不能谋求增进回收的较浅范围的天然气田、油田、油砂等中，也能进行气体、石油、重油等的增进回收。
此外，此时，在从利用生产井采集的油等和水的混合物中回收油等后，将残余的水混合到二氧化碳而注入地下，从而能够将过度采集的水返回地下，因此可抑制地面下沉等，并能高效地向盐水含水层注入二氧化碳。
附图标记的说明
1，20，30......二氧化碳储存装置57.........阀
3.........二氧化碳罐59.........配管
5.........加压输送装置61.........过滤器
7.........地面63.........压力容器
9.........注入井65.........排出阀
11.........盐水含水层67.........照明窗
13.........过滤器69.........照明
15.........微泡71.........拍摄窗
31.........海面73.........照相机
33.........海底75.........微泡
40.........二氧化碳储存试验装置77.........水
41.........二氧化碳罐79.........气泡
43.........注射泵80.........二氧化碳储存装置
45.........压力调节阀81.........二氧化碳罐
47.........阀83.........加压输送装置
49.........配管85.........地面
51.........水罐87.........注入井
53.........注射泵89.........密封层
55.........压力调节阀91.........储存层
55.........压力调节阀91.........储存层
Claims (6)
1.一种储存物质的储存装置，用于向地下储存储存物质，其特征在于，该储存装置包括：
注入井，其达到盐水含水层；
加压输送装置，其向所述注入井加压输送包括二氧化碳、在水中的溶解度大于二氧化碳的物质及甲烷中的至少一种的储存物质；
多孔质构件，其为设于所述注入井前端附近的陶瓷制品，
所述储存装置能够将被加压输送到所述注入井内的储存物质经由所述多孔质构件注入到所述盐水含水层，
在从所述多孔质构件向所述盐水含水层注入储存物质时，产生储存物质的微泡，储存深度为400～600m，
所述多孔质构件是将陶瓷制的粒子和用于结合所述粒子的结合剂混合烧结而成，所述多孔质构件的孔径为20至40μm，孔径分布的最频值为40μm以下，孔径分布的半值全宽为10μm以下。
2.根据权利要求1所述的储存物质的储存装置，其特征在于，所述多孔质构件是砂轮。
3.根据权利要求1所述的储存物质的储存装置，其特征在于，自所述多孔质构件注入到所述盐水含水层的所述储存物质为液体、气体或气液混合状态。
4.根据权利要求1所述的储存物质的储存装置，其特征在于，还包括到达天然气田、油田或油砂中任一者的生产井，
能够从所述生产井采集天然气、石油或重油。
5.根据权利要求4所述的储存物质的储存装置，其特征在于，
所述储存装置能够向天然气田、油田或油砂中任一者注入所述储存物质，使所述储存物质的微泡与天然气、石油或重油形成溶解状态或悬浊状态。
6.一种储存物质的储存方法，其特征在于，
在到达盐水含水层的注入井的前端附近设置多孔质构件，经由所述多孔质构件向所述盐水含水层注入所述储存物质，产生所述储存物质的微泡，储存深度为400～600m，所述多孔质构件是将陶瓷制的粒子和用于结合所述粒子的结合剂混合烧结而成，所述多孔质构件的孔径为20至40μm，孔径分布的最频值为40μm以下，孔径分布的半值全宽为10μm以下。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2009187157 | 2009-08-12 | ||
| JP2009-187157 | 2009-08-12 | ||
| PCT/JP2010/063622 WO2011019053A1 (ja) | 2009-08-12 | 2010-08-11 | 貯留物質の貯留装置および貯留物質の貯留方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102481540A CN102481540A (zh) | 2012-05-30 |
| CN102481540B true CN102481540B (zh) | 2016-01-20 |
Family
ID=43586228
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201080033754.7A Active CN102481540B (zh) | 2009-08-12 | 2010-08-11 | 储存物质的储存装置及储存物质的储存方法 |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8939223B2 (zh) |
| EP (1) | EP2465603B1 (zh) |
| JP (1) | JP5380463B2 (zh) |
| KR (1) | KR101354821B1 (zh) |
| CN (1) | CN102481540B (zh) |
| AU (1) | AU2010283271B2 (zh) |
| CA (1) | CA2768437C (zh) |
| WO (1) | WO2011019053A1 (zh) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8523487B2 (en) * | 2009-06-25 | 2013-09-03 | International Business Machines Corporation | Co-disposal and co-storage of desalination concentrated brine waste product and carbon dioxide waste product |
| JP2011147869A (ja) * | 2010-01-20 | 2011-08-04 | Shimizu Corp | 二酸化炭素の地中貯留施設およびその施工方法 |
| JP5706713B2 (ja) * | 2011-02-24 | 2015-04-22 | 一般財団法人電力中央研究所 | 油ガス田からの残留原油回収方法 |
| WO2012119058A2 (en) * | 2011-03-03 | 2012-09-07 | Battelle Memorial Institute | Downhole fluid injections, co2 sequestration methods, and hydrocarbon material recovery methods |
| JP5399436B2 (ja) * | 2011-03-30 | 2014-01-29 | 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 | 貯留物質の貯留装置および貯留方法 |
| CN102633329A (zh) * | 2012-04-12 | 2012-08-15 | 清华大学 | 从咸水层获得咸水以及制备淡水的方法 |
| KR101431982B1 (ko) * | 2013-07-11 | 2014-08-20 | 한국가스공사 | 가스 하이드레이트 회수시의 지반 변형을 예측하기 위한 실험장치 |
| RU2564187C2 (ru) * | 2013-12-25 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Приокский завод цветных металлов" | Способ извлечения платиновых металлов из отработанных катализаторов на носителях из оксида алюминия |
| NO20170525A1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-10-02 | Mirade Consultants Ltd | Improved Techniques in the upstream oil and gas industry |
| KR101967344B1 (ko) * | 2017-08-25 | 2019-04-09 | 한국과학기술원 | 이산화탄소의 지중 저장 시스템 및 이산화탄소의 지중 저장 방법 |
| US11441393B2 (en) * | 2020-05-14 | 2022-09-13 | Charm Industrial, Inc. | System and process for geological sequestration of carbon-containing materials |
| CN118450933A (zh) * | 2022-01-21 | 2024-08-06 | 乐佧本有限股份公司 | 水泥制造设备用二氧化碳捕获以及碳资源化系统 |
| CN114735701B (zh) * | 2022-03-15 | 2023-06-16 | 大连理工大学 | 一种注纳米粒子稳定co2微气泡强化地质封存方法 |
| US11795784B1 (en) * | 2022-05-06 | 2023-10-24 | Low Carbon Energies, LLC | System and method for carbon dioxide sequestration in offshore saline aquifers as carbon dioxide hydrate |
| GB2621871A (en) * | 2022-08-25 | 2024-02-28 | Equinor Energy As | Carbon dioxide injection |
| US20240084672A1 (en) * | 2022-09-07 | 2024-03-14 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for microbubble and nanobubble co2 and other gas dissolution and sequestration in geological formations |
| US12049805B2 (en) | 2022-12-15 | 2024-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | Bottom-up sequestration of carbon dioxide in negative geologic closures |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3908780B1 (ja) * | 2006-09-27 | 2007-04-25 | 石油資源開発株式会社 | 二酸化炭素溶解水による水溶性天然ガスの回収方法 |
| WO2008007718A1 (fr) * | 2006-07-13 | 2008-01-17 | Mizuho Information & Research Institute Inc. | Procédé de récupération optimisée pour pétrole ou gaz naturel, système de récupération optimisée associé, et injecteur pour fluide mélangé de gaz/liquide |
| CN101190743A (zh) * | 2007-11-30 | 2008-06-04 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 基于混合流体自分离的二氧化碳地质封存方法 |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3058908A (en) * | 1959-01-29 | 1962-10-16 | Fmc Corp | Method of dispersing gases |
| US3978176A (en) * | 1972-09-05 | 1976-08-31 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Sparger |
| US4042029A (en) * | 1975-04-25 | 1977-08-16 | Shell Oil Company | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs |
| JP2004050167A (ja) * | 2002-05-27 | 2004-02-19 | Kenichi Suzuki | 炭酸ガスの隔離方法及びその装置 |
| JP2005342656A (ja) * | 2004-06-04 | 2005-12-15 | Nakajima Kogyo:Kk | 気体成分を海洋の深層域に溶入させる方法および装置 |
| JP5347154B2 (ja) | 2006-06-28 | 2013-11-20 | 小出 仁 | 二酸化炭素地中貯留の処理方法及びその処理システム |
| AU2007333308B2 (en) * | 2006-12-07 | 2013-05-02 | Roman Bilak | Method for reducing the emission of green house gases into the atmosphere |
| US7927405B2 (en) | 2007-04-23 | 2011-04-19 | Gore Enterprise Holdings, Inc | Porous composite article |
| JP5163996B2 (ja) * | 2007-07-06 | 2013-03-13 | 小出 仁 | 液化炭酸ガスの地中送り込み方法及びその地中送り込み装置 |
| CN102119053B (zh) | 2008-08-14 | 2014-04-16 | 东京瓦斯株式会社 | 储存物质的储存装置及储存物质的储存方法 |
-
2010
- 2010-08-11 CN CN201080033754.7A patent/CN102481540B/zh active Active
- 2010-08-11 EP EP10808236.3A patent/EP2465603B1/en active Active
- 2010-08-11 WO PCT/JP2010/063622 patent/WO2011019053A1/ja active Application Filing
- 2010-08-11 KR KR1020127004869A patent/KR101354821B1/ko active IP Right Grant
- 2010-08-11 JP JP2010548303A patent/JP5380463B2/ja active Active
- 2010-08-11 AU AU2010283271A patent/AU2010283271B2/en active Active
- 2010-08-11 CA CA2768437A patent/CA2768437C/en active Active
- 2010-08-11 US US13/386,532 patent/US8939223B2/en active Active
-
2014
- 2014-12-15 US US14/570,337 patent/US9279313B2/en active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008007718A1 (fr) * | 2006-07-13 | 2008-01-17 | Mizuho Information & Research Institute Inc. | Procédé de récupération optimisée pour pétrole ou gaz naturel, système de récupération optimisée associé, et injecteur pour fluide mélangé de gaz/liquide |
| JP3908780B1 (ja) * | 2006-09-27 | 2007-04-25 | 石油資源開発株式会社 | 二酸化炭素溶解水による水溶性天然ガスの回収方法 |
| CN101190743A (zh) * | 2007-11-30 | 2008-06-04 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 基于混合流体自分离的二氧化碳地质封存方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2768437A1 (en) | 2011-02-17 |
| EP2465603A1 (en) | 2012-06-20 |
| EP2465603A4 (en) | 2018-02-14 |
| US9279313B2 (en) | 2016-03-08 |
| AU2010283271A1 (en) | 2012-02-16 |
| US20150122476A1 (en) | 2015-05-07 |
| KR20120058525A (ko) | 2012-06-07 |
| KR101354821B1 (ko) | 2014-01-23 |
| EP2465603B1 (en) | 2019-10-30 |
| CN102481540A (zh) | 2012-05-30 |
| AU2010283271B2 (en) | 2013-06-20 |
| CA2768437C (en) | 2015-10-13 |
| US8939223B2 (en) | 2015-01-27 |
| JPWO2011019053A1 (ja) | 2013-01-17 |
| WO2011019053A1 (ja) | 2011-02-17 |
| US20120118586A1 (en) | 2012-05-17 |
| JP5380463B2 (ja) | 2014-01-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102481540B (zh) | 储存物质的储存装置及储存物质的储存方法 | |
| CN102119053B (zh) | 储存物质的储存装置及储存物质的储存方法 | |
| CN103442798B (zh) | 储存物质的储存装置及储存方法 | |
| US10415388B2 (en) | Apparatus for making underground reservoir | |
| US8096934B2 (en) | System for treating carbon dioxide, and method for storing such treated carbon dioxide underground | |
| JP4871279B2 (ja) | ガスハイドレートの生成方法、置換方法及び採掘方法 | |
| Oomole et al. | Carbon dioxide-dolomite rock interaction during CO2 flooding process | |
| CN103827439A (zh) | 用于在地下地质构造中封存二氧化碳组合物的方法以及用于这种方法的装置 | |
| US20240052726A1 (en) | Method for enhanced storage of carbon dioxide in geological formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| EE01 | Entry into force of recordation of patent licensing contract | ||
| EE01 | Entry into force of recordation of patent licensing contract |
Application publication date: 20120530 Assignee: Res Inst Innovative Tech Earth Assignor: Tokyo Gas Co., Ltd. Contract record no.: 2019990000010 Denomination of invention: Storing device for stored substance and method for storing stored substance Granted publication date: 20160120 License type: Common License Record date: 20190109 |
|
| EE01 | Entry into force of recordation of patent licensing contract | ||
| EE01 | Entry into force of recordation of patent licensing contract |
Application publication date: 20120530 Assignee: Institute of Chemistry, Chinese Academy of Sciences Assignor: Res Inst Innovative Tech Earth Contract record no.: 2019990000104 Denomination of invention: Storing device for stored substance and method for storing stored substance Granted publication date: 20160120 License type: Common License Record date: 20190329 |