JP2009112995A - Apparatus for forming fine bubbles of carbon dioxide in high pressure and underground storage system of carbon dioxide using the same - Google Patents
Apparatus for forming fine bubbles of carbon dioxide in high pressure and underground storage system of carbon dioxide using the same Download PDFInfo
- Publication number
- JP2009112995A JP2009112995A JP2007291635A JP2007291635A JP2009112995A JP 2009112995 A JP2009112995 A JP 2009112995A JP 2007291635 A JP2007291635 A JP 2007291635A JP 2007291635 A JP2007291635 A JP 2007291635A JP 2009112995 A JP2009112995 A JP 2009112995A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- dioxide gas
- solvent
- dissolved
- gas
- 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.)
- Granted
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 736
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 368
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 367
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 120
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 132
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 114
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 47
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 39
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 37
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 36
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 22
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 20
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 17
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 14
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 12
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 12
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 claims description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 9
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 claims description 8
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims description 6
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 4
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 163
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 25
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 8
- YLZOPXRUQYQQID-UHFFFAOYSA-N 3-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)-1-[4-[2-[[3-(trifluoromethoxy)phenyl]methylamino]pyrimidin-5-yl]piperazin-1-yl]propan-1-one Chemical compound N1N=NC=2CN(CCC=21)CCC(=O)N1CCN(CC1)C=1C=NC(=NC=1)NCC1=CC(=CC=C1)OC(F)(F)F YLZOPXRUQYQQID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 5
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 150000001721 carbon Chemical class 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000007922 dissolution test Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process 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
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
- B01F23/00—Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
- B01F23/20—Mixing gases with liquids
- B01F23/23—Mixing gases with liquids by introducing gases into liquid media, e.g. for producing aerated liquids
- B01F23/232—Mixing gases with liquids by introducing gases into liquid media, e.g. for producing aerated liquids using flow-mixing means for introducing the gases, e.g. baffles
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
- B01F23/00—Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
- B01F23/40—Mixing liquids with liquids; Emulsifying
- B01F23/48—Mixing liquids with liquids; Emulsifying characterised by the nature of the liquids
- B01F23/481—Mixing liquids with liquids; Emulsifying characterised by the nature of the liquids using liquefied or cryogenic gases
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
- B01F25/00—Flow mixers; Mixers for falling materials, e.g. solid particles
- B01F25/30—Injector mixers
- B01F25/31—Injector mixers in conduits or tubes through which the main component flows
- B01F25/314—Injector mixers in conduits or tubes through which the main component flows wherein additional components are introduced at the circumference of the conduit
- B01F25/3142—Injector mixers in conduits or tubes through which the main component flows wherein additional components are introduced at the circumference of the conduit the conduit having a plurality of openings in the axial direction or in the circumferential direction
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
- B01F25/00—Flow mixers; Mixers for falling materials, e.g. solid particles
- B01F25/30—Injector mixers
- B01F25/31—Injector mixers in conduits or tubes through which the main component flows
- B01F25/314—Injector mixers in conduits or tubes through which the main component flows wherein additional components are introduced at the circumference of the conduit
- B01F25/3142—Injector mixers in conduits or tubes through which the main component flows wherein additional components are introduced at the circumference of the conduit the conduit having a plurality of openings in the axial direction or in the circumferential direction
- B01F25/31425—Injector mixers in conduits or tubes through which the main component flows wherein additional components are introduced at the circumference of the conduit the conduit having a plurality of openings in the axial direction or in the circumferential direction with a plurality of perforations in the axial and circumferential direction covering the whole surface
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
- C01B32/50—Carbon dioxide
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Abstract
Description
本発明は、地球温暖化の原因とされる温室効果ガスの一つである炭酸ガスの削減に資するため、炭酸ガスの大規模な排出源等から分離・回収した炭酸ガスを、海水及び/又は水からなる溶媒に溶解させて地中に圧入する際に、溶解効率を向上させるために用いられる高圧用炭酸ガスの細泡化装置、およびこれを利用して炭酸ガスを長期的かつ安定的に貯留・隔離するための炭酸ガスの地中貯留システムに関する。 The present invention contributes to the reduction of carbon dioxide, which is one of the greenhouse gases that cause global warming, so that the carbon dioxide separated and recovered from a large-scale emission source of carbon dioxide, etc. is treated with seawater and / or A high-pressure carbon dioxide foaming device used to improve the dissolution efficiency when dissolved in a water solvent and injected into the ground, and using this, carbon dioxide gas can be used for a long time and stably. The present invention relates to a carbon dioxide underground storage system for storage and sequestration.
従来より、排出ガスから分離・回収した炭酸ガスを、地中の枯渇した油田やガス田あるいは帯水層に貯留する際、下記非特許文献1,2に記載されるように、前記炭酸ガスを液体又は超臨界状態に圧縮し、注入井より地中に圧入することが試みられている。一般に、この炭酸ガスは深度800m以上の貯留層に圧入することにより、炭酸ガスの超臨界状態(二酸化炭素の場合、温度31℃以上、圧力7.4MPa以上)を維持し、炭酸ガスの密度を大きくして効率的な貯留を図っている。
Conventionally, when storing carbon dioxide separated and recovered from exhaust gas in an oil field, gas field, or aquifer that is depleted in the ground, as described in
しかしながら、超臨界状態の炭酸ガスは周辺地下水より比重が軽く、浮力で上方へ移動するため、炭酸ガスを貯留する帯水層として、形状がドーム状とされ、上方中央部に浮上した炭酸ガスがトラップされるようなシール層(キャップロック)が形成されていることが必要であった。ところが、一般的に油田やガス田では、貯留層が前記シール層とドーム形状との組合せによるトラップ構造を有することが確認されているが、自然界において係る条件に適合した帯水層を見つけることが課題となっている。このため適用できる条件を拡げ、炭酸ガスが浮上せず長期的かつ安定的に地中に貯留・隔離させる方法が望まれていた。 However, supercritical carbon dioxide has a lower specific gravity than the surrounding groundwater and moves upward by buoyancy, so the shape of the aquifer that stores carbon dioxide is dome-shaped, and the carbon dioxide that has floated in the upper center is It was necessary to form a sealing layer (cap lock) to be trapped. However, in oil and gas fields, it is generally confirmed that the reservoir has a trap structure that is a combination of the seal layer and the dome shape, but it is possible to find an aquifer that meets the conditions in nature. It has become a challenge. For this reason, there has been a demand for a method for expanding the applicable conditions and storing and isolating carbon dioxide in the ground for a long term and stably without rising.
一方、炭酸ガスの地中への圧入方法としては、地表面上から地中に貫通したパイプの上部から、CO2昇圧装置で昇圧された二酸化炭素と、ポンプで昇圧された水とをパイプ内で合流混合しつつ圧入する下記特許文献1記載の方法、ガス田又は油田の地下層内に二酸化炭素をミキサーによって水に溶解させた状態で貯蔵する下記特許文献2記載の方法、炭酸ガスを含む気体をマイクロバブル化して水または海水中に分散させ、マイクロバブル化した炭酸ガスを地底に隔離する下記特許文献3記載の方法などがある。これらいずれの方法も、帯水層に海水又は水の溶媒と炭酸ガスとを圧入し、溶媒に炭酸ガスを溶解させて帯水層に貯留させるようにしている。
On the other hand, as a method of pressurizing carbon dioxide into the ground, carbon dioxide boosted by a CO 2 booster and water pressurized by a pump are introduced into the pipe from the top of the pipe penetrating from the ground surface into the ground. Including the method described in
しかしながら、上記特許文献1〜3記載の方法では、溶媒に炭酸ガスを飽和濃度レベルの高い濃度で溶解させることにより、周辺地下水より比重を重くした状態とし、帯水層に炭酸ガスを長期的かつ安定的に貯留・隔離させるというものであるが、溶媒が水だけであったり、溶解手段が「合流」、「ミキサー」、「マイクロバブル発生装置」では、溶解条件によっては、炭酸ガスの溶解濃度レベルが不十分であると考えられ、周辺地下水より比重を重くすることができないおそれがあった。
However, in the methods described in
そこで本出願人は、下記特許文献4において、炭酸ガスを液体又は超臨界状態まで圧縮する炭酸ガス圧縮装置と、海水及び/又は水からなる溶媒を圧縮・搬送する圧送ポンプと、前記圧縮された炭酸ガス及び溶媒が注入され、前記溶媒に前記炭酸ガスを溶解させて炭酸ガス溶解水とする1又は複数の溶解槽と、生成された炭酸ガス溶解水を地中の帯水層に圧入する地表面から前記帯水層まで貫通した注入井とから構成され、前記溶解槽は、密閉された容器の下部に、前記炭酸ガス圧縮装置から送られた炭酸ガスが注入される炭酸ガス注入口と、前記溶媒圧送ポンプから送られた溶媒が注入される溶媒注入口とが形成されるとともに、前記容器の上部に前記炭酸ガス溶解水が吐出される吐出口が形成され、前記容器内に粒状の充填材が充填されて構成される炭酸ガスの地中貯留システムを提案した。
しかし、上記特許文献4における溶解槽の場合は、炭酸ガスの十分な溶解を促すとともに、大量の炭酸ガスを効率的に処理するには、溶解槽の容積が大きくなる問題点、および溶解槽中で滞留時間を確保するために溶解槽の流路長、すなわち溶解槽の高さ寸法が長くなるなどの問題がある。
However, in the case of the dissolution tank in
上記問題を解決するために、本発明者等は鋭意研究を重なった結果、炭酸ガスを細泡化して溶媒との接触面積の増大を図ることが有効であるとの知見を得た。 細泡化装置としては、例えば上記マイクロバブル発生装置などが開発されているが、炭酸ガスの溶解は、8MPa以上の高圧状態下(8〜20MPa)で行われるため、マイクロバブル発生装置の内、圧力開放を伴うものは原理的に採用することができない。また、エジェクタ方式、旋回流方式のものは高圧状態下で実証されておらず、また高圧状態に適用するためには機構が複雑であるため、信頼性および耐久性に欠けるなどの問題がある。 In order to solve the above problems, the present inventors have made extensive studies, and as a result, have found that it is effective to increase the contact area with the solvent by reducing carbon dioxide bubbles. As the microbubble generator, for example, the microbubble generator has been developed. However, since the dissolution of carbon dioxide gas is performed under a high pressure state (8 to 20 MPa) of 8 MPa or more, Those with pressure relief cannot be adopted in principle. Further, the ejector method and the swirl flow method have not been proved under a high pressure state, and there are problems such as lack of reliability and durability because the mechanism is complicated to apply to the high pressure state.
そこで本発明の主たる課題は、先ず第1に高圧状態下において炭酸ガスを溶媒に効率的かつ高い処理能力で細泡化し混入するための高圧用炭酸ガス細泡化装置を提供することにある。 Accordingly, a main object of the present invention is to firstly provide a high-pressure carbon dioxide gas refining apparatus for finely mixing and mixing carbon dioxide gas with a solvent at high pressure under high pressure conditions.
また第2に、上記高圧用炭酸ガス細泡化装置を利用することにより、飽和濃度レベル付近の高い濃度で炭酸ガスを溶媒(海水又は水)に溶解させた状態で、炭酸ガス溶解水を帯水層に圧入し、貯留・隔離するための炭酸ガスの地中貯留システムを提供することにある。 Second, by using the high-pressure carbon dioxide gas refining device, carbon dioxide-dissolved water is charged in a state where carbon dioxide gas is dissolved in a solvent (seawater or water) at a high concentration near the saturation concentration level. An object is to provide a carbon dioxide underground storage system for press-fitting into an aquifer and storing and isolating it.
前記第1課題を解決するために請求項1に係る本発明として、液体又は超臨界状態まで圧縮した炭酸ガスを細泡化して溶媒中に混入させるための高圧用炭酸ガス細泡化装置であって、
前記溶媒を所定の高流速で流した主流管路の内部に前記炭酸ガスの供給管路を配設するか、前記主流管路を外嵌する前記炭酸ガスの供給管路を配設し、前記溶媒と炭酸ガスとを仕切る管路壁面に細孔を形成し、前記主流管路を流れる溶媒のせん断力によって前記炭酸ガスを細泡化しながら混入させることを特徴とする高圧用炭酸ガス細泡化装置が提供される。
In order to solve the first problem, the present invention according to
The carbon dioxide gas supply line is disposed inside the main flow line through which the solvent flows at a predetermined high flow rate, or the carbon dioxide gas supply line that externally fits the main flow line is disposed, A high-pressure carbon dioxide gas bubble is formed by forming pores in a wall surface of a pipe partitioning a solvent and carbon dioxide gas, and mixing the carbon dioxide gas while making the carbon dioxide gas fine by the shearing force of the solvent flowing through the mainstream pipe line An apparatus is provided.
上記請求項1記載の発明では、主流管路を流れる溶媒のせん断力によって炭酸ガスを細泡化しながら溶媒に混入させるようにしてある。このような構造であれば、圧力開放を伴うこと無く、高圧状態を維持した状態で炭酸ガスを溶媒に効率的かつ高い処理能力で細泡化し混入することができる。また、管路の組合せからなる構造であるため、パイプライン中に簡単に組み込むことが可能となる。 In the first aspect of the invention, the carbon dioxide gas is mixed into the solvent while being made fine by the shearing force of the solvent flowing through the main flow line. With such a structure, the carbon dioxide gas can be finely bubbled and mixed in the solvent with an efficient and high processing capability in a state where the high pressure state is maintained without pressure release. Further, since the structure is a combination of pipe lines, it can be easily incorporated into the pipeline.
請求項2に係る本発明として、下式(1)によって求められるウェーバー数(We)が10以上となるように、前記溶媒の流速、前記細孔の孔径が設定されている請求項1記載の高圧用炭酸ガス細泡化装置が提供される。
上記第2課題を解決するために請求項3に係る本第1発明として、炭酸ガスを溶媒に溶解させた状態で地中の帯水層に圧入し、貯留・隔離するための炭酸ガスの地中貯留システムであって、
炭酸ガスを液体又は超臨界状態まで圧縮する炭酸ガス圧縮装置と、海水及び/又は水からなる溶媒を圧縮・搬送する圧送ポンプとを設け、
前記溶媒を所定の高流速で流した主流管路の内部に前記炭酸ガスの供給管路を配設するか、前記主流管路を外嵌する前記炭酸ガスの供給管路を配設し、前記溶媒と炭酸ガスとを仕切る管路壁面に細孔を形成し、前記主流管路を流れる溶媒のせん断力によって前記炭酸ガスを細泡化しながら混入させる高圧用炭酸ガス細泡化装置を設置し、
前記高圧用炭酸ガス細泡化装置の後段に、密閉された容器の下部に、前記細泡化された炭酸ガスが混入された溶媒の注入口が形成されるとともに、前記容器の上部に前記炭酸ガス溶解水が吐出される吐出口が形成され、前記容器内に粒状の充填材が充填されて構成された1又は複数の溶解槽を設置し、
前記溶解槽から吐出された炭酸ガス溶解水を地中の帯水層に圧入するために地表面から前記帯水層まで貫通した注入井を設置したことを特徴とする炭酸ガスの地中貯留システムが提供される。
In order to solve the second problem, the first aspect of the present invention according to
A carbon dioxide gas compression device that compresses carbon dioxide gas to a liquid or supercritical state, and a pressure feed pump that compresses and conveys a solvent composed of seawater and / or water,
The carbon dioxide gas supply line is disposed inside the main flow line through which the solvent flows at a predetermined high flow rate, or the carbon dioxide gas supply line that externally fits the main flow line is disposed, A fine wall is formed on the wall surface of the pipe partitioning the solvent and the carbon dioxide gas, and a high-pressure carbon dioxide gas foaming device for mixing the carbon dioxide gas with the shearing force of the solvent flowing through the mainstream pipe is installed.
In the latter stage of the high-pressure carbon dioxide foaming device, an inlet for the solvent mixed with the foamed carbon dioxide gas is formed in the lower part of the sealed container, and the carbon dioxide is formed in the upper part of the container. A discharge port through which gas dissolved water is discharged is formed, and one or a plurality of dissolution tanks configured by filling a granular filler in the container are installed,
A carbon dioxide underground storage system comprising an injection well penetrating from the ground surface to the aquifer in order to press-fit carbon dioxide dissolved water discharged from the dissolution tank into the underground aquifer Is provided.
上記請求項3記載の発明では、先ず溶解槽は、密閉容器内に粒状の充填材が充填されて構成されることにより、この溶解槽において飽和濃度レベル付近の高い濃度で炭酸ガス(液体又は超臨界状態)を溶媒(海水又は水)に溶解させることが可能となり、これにより炭酸ガス溶解水の比重が周辺地下水より大きくなるため、炭酸ガスを帯水層に長期的かつ安定的に貯留・隔離させることができるようになる。 In the third aspect of the invention, the dissolution tank is configured by first filling a granular container with a granular filler, so that carbon dioxide gas (liquid or (Critical state) can be dissolved in a solvent (seawater or water), and the specific gravity of carbon dioxide-dissolved water is greater than that of the surrounding groundwater. To be able to.
また、前記溶解槽の前段に、高圧用炭酸ガス細泡化装置を設置することにより、後述の実施例2−1に示されるように、溶解槽との相乗効果により高い溶解効率を実現することが可能となる。その結果、溶解槽のコンパクトが可能になるとともに、高い処理能力を有するようになる。 In addition, by installing a high-pressure carbon dioxide gas bubbler in the previous stage of the dissolution tank, as shown in Example 2-1 described later, a high dissolution efficiency is realized by a synergistic effect with the dissolution tank. Is possible. As a result, the dissolution tank can be made compact and has a high processing capacity.
請求項4に係る本発明として、前記溶解槽から注入井に至る流路の途中に、送給された炭酸ガス溶解水の全量に対して、未溶解の炭酸ガスと、炭酸ガスが飽和濃度で溶解した状態の炭酸ガス溶解水とを分離する分離槽が配設されるとともに、分離された前記未溶解炭酸ガスを前記炭酸ガス圧縮装置と溶解槽との中間流路に戻す炭酸ガス圧送装置が配設された請求項3記載の炭酸ガスの地中貯留システムが提供される。
As the present invention according to
上記請求項4記載の発明は、前記溶解槽で生成した炭酸ガス溶解水の全量を対象として、未溶解炭酸ガス分を前記分離槽において分離し、この未溶解の炭酸ガス分を溶解槽にリターンさせることにより、確実に飽和濃度レベルで炭酸ガスを溶媒(海水又は水)に溶解させた状態で地中に圧入することが可能となる。この炭酸ガス溶解水は、帯水層の周辺地下水より大きな比重を持つようになり、帯水層に注入しても炭酸ガスが浮上せず、長期的かつ安定的に帯水層に貯留・隔離させることができるようになる。
The invention of
上記第2課題を解決するために請求項5に係る本第2発明として、炭酸ガスを溶媒に溶解させた状態で地中の帯水層に圧入し、貯留・隔離するための炭酸ガスの地中貯留システムであって、
炭酸ガスを液体又は超臨界状態まで圧縮する炭酸ガス圧縮装置と、海水及び/又は水からなる溶媒を圧縮・搬送する圧送ポンプと、前記圧縮された炭酸ガス及び溶媒が注入され、前記溶媒に前記炭酸ガスを溶解させて炭酸ガス溶解水とする1又は複数の溶解槽と、生成された炭酸ガス溶解水を地中の帯水層に圧入するために地表面から前記帯水層まで貫通した注入井とから構成され、
前記溶解槽は、密閉された容器の下部に、前記炭酸ガス圧縮装置から送られた炭酸ガスが注入される炭酸ガス注入口と、前記溶媒圧送ポンプから送られた溶媒が注入される溶媒注入口とが形成されるとともに、前記容器の上部に前記炭酸ガス溶解水が吐出される吐出口が形成され、前記容器内に粒状の充填材が充填されて構成され、
前記溶解槽から注入井に至る流路の途中に、送給された炭酸ガス溶解水の全量に対して、未溶解の炭酸ガスと、炭酸ガスが飽和濃度で溶解した状態の炭酸ガス溶解水とを分離する分離槽と、該分離槽で分離された炭酸ガスを圧送する炭酸ガス圧送装置を設置するとともに、この炭酸ガス圧送装置の後段に、前記炭酸ガス溶解水を所定の高流速で流した主流管路の内部に、前記炭酸ガス圧送装置から圧送された炭酸ガスの供給管路を配設するか、前記主流管路を外嵌するように前記炭酸ガス圧送装置から圧送された炭酸ガスの供給管路を配設し、前記炭酸ガス溶解水と炭酸ガスとを仕切る管路壁面に細孔を形成し、前記主流管路を流れる炭酸ガス溶解水によるせん断力によって前記炭酸ガスを細泡化しながら混入させる高圧用炭酸ガス細泡化装置を設置したことを特徴とする炭酸ガスの地中貯留システムが提供される。
In order to solve the second problem, as the second invention according to
A carbon dioxide gas compression device that compresses carbon dioxide gas to a liquid or supercritical state, a pressure feed pump that compresses and conveys a solvent composed of seawater and / or water, and the compressed carbon dioxide gas and solvent are injected, and the solvent is One or a plurality of dissolution tanks that dissolve carbon dioxide to form carbon dioxide-dissolved water, and injection that penetrates from the ground surface to the aquifer in order to press-fit the generated carbon dioxide-dissolved water into the underground aquifer Well and
The dissolution tank includes a carbon dioxide gas inlet through which a carbon dioxide gas sent from the carbon dioxide compressor is injected into a lower part of a sealed container, and a solvent inlet through which a solvent sent from the solvent pump is injected. And a discharge port through which the carbon dioxide-dissolved water is discharged is formed at the top of the container, and the container is filled with a granular filler,
In the middle of the flow path from the dissolution tank to the injection well, undissolved carbon dioxide gas and carbon dioxide dissolved water in a state where the carbon dioxide gas is dissolved at a saturated concentration with respect to the total amount of carbon dioxide dissolved water fed. And a carbon dioxide gas feeding device that pumps the carbon dioxide gas separated in the separation tank, and the carbon dioxide-dissolved water was allowed to flow at a predetermined high flow rate after the carbon dioxide gas feeding device. A supply pipe for carbon dioxide pumped from the carbon dioxide pump is disposed inside the main stream pipe, or the carbon dioxide pumped from the carbon dioxide pump so as to externally fit the main pipe. A supply pipe is provided, pores are formed in the pipe wall surface that partitions the carbon dioxide-dissolved water and carbon dioxide, and the carbon dioxide is made fine by the shearing force of the carbon dioxide-dissolved water flowing through the mainstream pipe. High pressure carbon dioxide gas bubbles Underground storage system of carbon dioxide gas, characterized in that they have installed is provided.
上記請求項5記載の発明は、高圧用炭酸ガス細泡化装置を溶解槽から注入井に至るパイプライン中に組み込んだ態様を示したものである。 The fifth aspect of the present invention shows an embodiment in which the high-pressure carbon dioxide gas bubbler is incorporated into a pipeline from the dissolution tank to the injection well.
請求項6に係る本発明として、前記炭酸ガス圧送装置と前記供給管路との間に、前記炭酸ガス圧送装置から圧送された炭酸ガスを分岐する分岐装置が配置されるとともに、前記分岐装置にて前記炭酸ガスのうち前記細泡化装置から前記帯水層までの経路で溶解可能な量を分岐して前記供給管路に圧送し、前記炭酸ガスのうち残りの量を前記溶解槽に戻すようにしてある請求項5記載の炭酸ガスの地中貯留システムが提供される。
As a sixth aspect of the present invention, a branching device for branching the carbon dioxide gas fed from the carbon dioxide pressure feeding device is disposed between the carbon dioxide pressure feeding device and the supply pipe line. The amount of the carbon dioxide gas that can be dissolved in the path from the fine foaming device to the aquifer is branched and pumped to the supply pipe, and the remaining amount of the carbon dioxide gas is returned to the dissolution tank. A carbon dioxide underground storage system according to
上記請求項6記載の発明は、未溶解の炭酸ガス分を溶解槽にリターンさせることにより、確実に飽和濃度レベルで炭酸ガスを溶媒(海水又は水)に溶解させた状態で地中に圧入することが可能となる。 In the sixth aspect of the invention, by returning the undissolved carbon dioxide gas component to the dissolution tank, the carbon dioxide gas is reliably injected into the ground at a saturated concentration level in a solvent (seawater or water). It becomes possible.
請求項7に係る本発明として、前記溶解槽に充填される粒状の充填材として、砂、砕石、ラシヒリング、サドルの内のいずれか又は組み合わせとする請求項3〜6いずれかに記載の炭酸ガスの地中貯留システムが提供される。
The carbon dioxide gas according to any one of
上記請求項7記載の発明では、溶解槽に充填される粒状充填材として、例えば砂、砕石、ラシヒリング、サドルの内のいずれか又は組み合わせて用いるものである。 In the invention according to the seventh aspect, as the granular filler filled in the dissolution tank, for example, any one of sand, crushed stone, Raschig ring, and saddle or a combination thereof is used.
請求項8に係る本発明として、前記溶解槽に充填される粒状の充填材は、充填材の種類ごとに、炭酸ガス及び溶媒の流量及び前記溶解槽の形状に基づいて定められる炭酸ガス溶解量と前記溶解槽における圧力損失とから決定される最適な平均粒径とする請求項3〜7いずれかに記載の炭酸ガスの地中貯留システムが提供される。
As the present invention according to
上記請求項8記載の発明では、粒状の充填材は、充填材の種類ごとに、炭酸ガス及び溶媒の流量及び前記溶解槽の形状に基づいて定められる炭酸ガス溶解量と前記溶解槽における圧力損失とから決定される最適な平均粒径のものを用いるものであり、平均粒径が上記の最適平均粒径であると、溶解効率に優れるようになる。
In the invention according to
請求項9に係る本発明として、前記溶解槽において、前記充填材の充填領域内に、流路を仕切るように多数の開孔が形成された整流板が1又は複数設けられている請求項3〜8いずれかに記載の炭酸ガスの地中貯留システムが提供される。 上記請求項9記載の発明では、前記整流板を設けることにより、前記溶解槽における炭酸ガスの溶解が促進されるようになる。
As the present invention according to
以上詳説のとおり、本発明に係る高圧用炭酸ガス細泡化装置によれば、高圧状態下において炭酸ガスを溶媒に効率的かつ高い処理能力で細泡化し混入することが可能となる。 As described above in detail, according to the high-pressure carbon dioxide gas refining device according to the present invention, carbon dioxide can be bubbled into a solvent with high efficiency and high efficiency under high pressure conditions.
また、本発明に係る炭酸ガスの地中貯留システムによれば、飽和濃度レベル付近の高い濃度で炭酸ガスを溶媒(海水又は水)に溶解させた状態で、炭酸ガス溶解水を帯水層に圧入し、貯留・隔離することが可能となる。 Further, according to the carbon dioxide underground storage system according to the present invention, the carbon dioxide-dissolved water is added to the aquifer while the carbon dioxide is dissolved in the solvent (seawater or water) at a high concentration near the saturation concentration level. It is possible to press-fit, store and isolate.
以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら詳述する。以下、高圧用炭酸ガス細泡化装置7、これを利用した炭酸ガスの貯留システム1の順で詳述する。
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. Hereinafter, the high-pressure carbon dioxide
〔高圧用炭酸ガス細泡化装置7〕
図1〜図3に基づいて、高圧用炭酸ガス細泡化装置7(以下、単に細泡化装置という。)について詳述する。この細泡化装置7は、液体又は超臨界状態まで圧縮した炭酸ガスを細泡化して溶媒中に混入させることにより、接触面積の増大化により炭酸ガスの溶解を促進させるためのものである。この細泡化装置7は、単独で使用されるか、好ましくは後述の実施例のように、溶解槽4と組み合わせて使用される。
[High pressure carbon dioxide gas bubbler 7]
Based on FIGS. 1 to 3, the high-pressure carbon dioxide gas bubble reduction device 7 (hereinafter, simply referred to as the bubble reduction device) will be described in detail. This
(第1形態例)
図1に示される第1形態例に係る細泡化装置7Aは、後述の例示した2つの炭酸ガス地中貯留システムの内、第1構成パターンの場合は海水及び/又は水を溶媒とし、第2構成パターンの場合は炭酸ガス溶解水を溶媒として、これらの溶媒を所定の高流速で流した主流管路30に対して、これを外嵌する炭酸ガス供給管路31を配設し、前記溶媒と炭酸ガスとを仕切る管路壁面、図示例の場合は主流管路30の管路壁面に細孔30a、30a…を形成し、前記主流管路30を流れる溶媒のせん断力によって、液体又は超臨界状態まで圧縮した炭酸ガスを細泡化しながら混入させるものである。
(First embodiment)
In the first configuration pattern, among the two carbon dioxide underground storage systems to be described later, the
前記細孔30aは、複数配置する場合は、図示されるように、主流管路30の管路壁面に、周方向に均等配置としかつ軸方向に間隔を空けて多段配置で複数設けるのが望ましい。
When a plurality of the
前記溶媒の流速、前記細孔30aの孔径は、後述の実施例2−3に従って、下式(1)によって求められるウェーバー数(We)が10以上となるように設定するのが望ましい。但し、細孔からの炭酸ガスの流速は、8×10−2m/s以上であることを条件とする。
なお、前記細泡化された炭酸ガスの径は、概ね0.05〜0.2mm程度で十分であり、特にマイクロレベル(10〜数十μm)までは細泡化する必要はない。 The diameter of the fine carbon dioxide gas is about 0.05 to 0.2 mm, and it is not necessary to make it fine up to the micro level (10 to several tens of μm).
(第2形態例)
図2及び図3に示される第2形態例に係る細泡化装置7B、7Cは、溶媒を所定の高流速で流した主流管路30の内部に、炭酸ガス供給管路31を配設し、前記溶媒と炭酸ガスとを仕切る管路壁面、図示例の場合は炭酸ガス供給管路31の管路壁面に細孔31a、31a…を形成し、前記主流管路30を流れる溶媒のせん断力によって液体又は超臨界状態まで圧縮した炭酸ガスを細泡化しながら混入させるものである。
(Second embodiment)
The
〔炭酸ガスの地中貯留システム1〕
図4に示される炭酸ガスの地中貯留システム1Aは、炭酸ガスの大規模な排出源等から分離・回収した炭酸ガスを、飽和濃度レベル付近の高い濃度で溶媒(海水又は水)に溶解させた状態で地中の帯水層に封じ込め、長期的かつ安定的に貯留・隔離するためのものである。
[Carbon dioxide underground storage system 1]
The carbon dioxide underground storage system 1A shown in FIG. 4 dissolves carbon dioxide separated and recovered from a large-scale emission source of carbon dioxide into a solvent (seawater or water) at a high concentration near the saturation concentration level. It is intended to be stored in the aquifer under the ground and stored and isolated in a long-term and stable manner.
溶媒に炭酸ガスを飽和濃度レベルの高い濃度で溶解させることにより、周辺地下水より比重を重くした状態とし、帯水層に炭酸ガスを長期的かつ安定的に貯留・隔離させるというものであるため、炭酸ガスの溶解量は、溶媒1m3当たり40〜50kg、好ましくは45〜50kgを目標とする。 By dissolving carbon dioxide in the solvent at a high saturation concentration level, the specific gravity is heavier than the surrounding groundwater, and carbon dioxide is stored and sequestered in the aquifer over a long period of time. The amount of carbon dioxide dissolved is 40 to 50 kg, preferably 45 to 50 kg per 1 m 3 of the solvent.
また、系内の圧力は、炭酸ガスが液体又は超臨界状態を維持した状態で溶解が行われるようにするとともに、炭酸ガス溶解水を地下の帯水層に圧入するための帯水層内の注入圧力と配管系の圧力損失とを考慮して、8MPa以上の高圧状態を維持するようにする。 The pressure in the system is such that the carbon dioxide is dissolved in a liquid or supercritical state, and the carbon dioxide dissolved water is injected into the underground aquifer. Considering the injection pressure and the pressure loss of the piping system, a high pressure state of 8 MPa or more is maintained.
〔第1構成パターン〕
本地中貯留システム1Aは、同図4に示されるように、炭酸ガスを液体又は超臨界状態まで圧縮する炭酸ガス圧縮装置2と、海水及び/又は水からなる溶媒を圧縮・搬送する圧送ポンプ3と、前記液体又は超臨界状態まで圧縮された炭酸ガスを細泡化して溶媒中に混入させる細泡化装置7,7…と、該細泡化装置7、7…によって細泡化された炭酸ガスが混入された溶媒が注入され、前記溶媒に前記炭酸ガスを溶解させて炭酸ガス溶解水とする複数の溶解槽4、4…と、生成された炭酸ガス溶解水を地中の帯水層に圧入するために地表面から前記帯水層まで貫入させた注入井5とから主に構成される。なお、本形態例では、前記溶解槽4は、炭酸ガスの溶解を促進するため複数設置したが、処理能力に応じた数とすればよい。
[First configuration pattern]
As shown in FIG. 4, the
前記細泡化装置7は、図5に示されるように、各溶解槽4の下部に設置され、溶媒を所定の高流速で流した主流管路30の内部に、炭酸ガス供給管路31を配設し、前記溶媒と炭酸ガスとを仕切る炭酸ガス供給管路31の管路壁面に細孔31a、31a…を形成し、前記主流管路30を流れる溶媒のせん断力によって液体又は超臨界状態まで圧縮した炭酸ガスを細泡化しながら混入させる上記第2形態例に係る細泡化装置7が用いられている。
As shown in FIG. 5, the
前記溶解槽4は、同図5に示されるように、密閉された容器10の下部に、前記細泡化装置7によって細泡化された炭酸ガスが混入された溶媒が注入される注入口9とが形成されるとともに、前記容器10の上部に前記炭酸ガス溶解水が吐出される吐出口13が形成され、前記容器10内の下方及び上方に夫々、前記容器10内を上下方向に仕切る多孔板14、14がそれぞれ配設され、前記多孔板14、14間に粒状の充填材16が充填されて構成されている。また、前記注入口9にはメッシュ板15が設置されている。
As shown in FIG. 5, the
前記充填材16は、溶媒と炭酸ガスとの撹拌を促し、炭酸ガスの溶解を効率化するためのものであり、例えば、砂、砕石、ラシヒリング、サドルの内のいずれか又は組み合わせとすることができる。前記ラシヒリングとは、セラミック、プラスチック、メタル、カーボンなどからなる円筒形状をした、充填塔で使用される充填物で、一般に広く用いられているものを使用することができる。前記サドルとは、セラミックなどからなる馬鞍形状をした、充填塔で使用される充填物で、一般に前記ラシヒリングより圧力損失が小さくなるように形成されている。
The
また、前記充填材16は、充填材の種類ごとに、炭酸ガス及び溶媒の流量及び前記溶解槽の形状に基づいて定められる炭酸ガス溶解量と前記溶解槽における圧力損失とから決定する最適な平均粒径とすることが好ましい。具体的には、充填材の種類ごとに、充填材の平均粒径に対する、下記の2つの関係(1)(2)を実験的に得た上で、溶解槽において許容される圧力損失(溶解槽の注入口と吐出口の間の圧力差)に対して、最も溶解量が多くなる平均粒径のものを最適な平均粒径として選定する。
(1)所定の炭酸ガス及び溶媒の流量及び溶解槽の形状において、充填材の平均粒径に対する炭酸ガス溶解量の関係。
(2)充填材の平均粒径に対する溶解槽の圧力損失の関係。
Moreover, the said
(1) The relationship of the amount of carbon dioxide dissolved with respect to the average particle diameter of the filler in the predetermined flow rate of carbon dioxide gas and solvent and the shape of the dissolution tank.
(2) Relationship between dissolution tank pressure loss and average filler particle size.
一般に、前記充填材の平均粒径に対する特性は、(1)炭酸ガス及び溶媒の流量と溶解槽の形状とが与えられれば、充填材の平均粒径を細かくするほど、炭酸ガスの溶解量は増加する。(2)一方、充填材の平均粒径を細かくするほど、溶解槽内の炭酸ガス及び溶媒の流れによる圧力損失が大きくなり、一定の流量を確保するために使用するエネルギーが増加する、という傾向がある。したがって、上記炭酸ガス及び溶媒の流量と溶解槽の形状とを総合的に勘案した上で、充填材の平均粒径を選定する。上記の最適な平均粒径の充填材16を用いることにより、炭酸ガスの溶解効率に優れるようになる。
Generally, the properties of the filler with respect to the average particle size are as follows: (1) Given the flow rate of carbon dioxide gas and solvent and the shape of the dissolution tank, the smaller the average particle size of the filler, the more the dissolved amount of carbon dioxide gas. To increase. (2) On the other hand, as the average particle size of the filler becomes finer, the pressure loss due to the flow of carbon dioxide and solvent in the dissolution tank increases, and the energy used to secure a constant flow rate tends to increase. There is. Therefore, the average particle size of the filler is selected after comprehensively considering the flow rates of the carbon dioxide gas and the solvent and the shape of the dissolution tank. By using the
前記容器10は、図5に示されるように、密閉された縦長の管型とすることが好ましい。これにより、溶解槽4における炭酸ガスと溶媒の滞留時間を確保することが可能になる。また、系内の前記設定圧力に対して耐圧性を有する構造とすることができるとともに、短時間で連続的かつ安定的な炭酸ガス溶解水の生成が可能となる。
As shown in FIG. 5, the
ここで、溶解槽4内の流れについて説明すると、前記注入口9から容器10内に圧送された炭酸ガス及び溶媒は、メッシュ板15から均等に充填材16の充填領域に浸入する。前記充填材16の充填領域においては、充填材16間での流動と相まって溶媒と炭酸ガスとが充分に撹拌されて溶媒に炭酸ガスが溶解されるとともに、上方に流動していく。この作用により、上方側多孔板14に到達したときには、溶媒に炭酸ガスがほぼ溶解された炭酸ガス溶解水が生成され、溶媒の飽和溶解レベルにまで達するようになる。その後、上方側多孔板14から上方ホッパー部18に浸入した炭酸ガス溶解水は、吐出口13から吐出される。
Here, the flow in the
前記溶解槽4においては、前記充填材16の充填領域内に、流路を仕切るように多数の開孔が形成された整流板19を1又は複数設けるようにするのが望ましい。前記整流板19を設けることにより、充填材16による炭酸ガスと溶媒との流れが均一に整えられ、両者の接触機会の増大により、前記溶解槽4における炭酸ガスの溶解が向上するようになる。前記溶解槽4における滞留時間と炭酸ガス溶解量とは、飽和濃度レベルまでは概ね比例的関係にあるため、所定の操業条件の下で、目標溶解量に応じた滞留時間となるように装置規模を設定するのが望ましい。
In the
また、本第1構成パターンでは、図4に示されるように、前記溶解槽4から注入井5に至る流路の途中に、送給された炭酸ガス溶解水の全量に対して、未溶解の炭酸ガスと、炭酸ガスが飽和濃度で溶解した状態の炭酸ガス溶解水とを分離する分離槽6を配設し、分離された前記未溶解炭酸ガスを前記炭酸ガス圧縮装置2と細泡化装置7との中間流路に戻す炭酸ガス圧送装置8が配設されている。
Moreover, in this 1st structure pattern, as FIG. 4 shows, in the middle of the flow path from the said
前記溶解槽4から吐出された炭酸ガス溶解水の全量を対象として、未溶解炭酸ガス分を前記分離槽6において分離し、この未溶解の炭酸ガス分を溶解槽4にリターンさせることにより、飽和濃度レベルで炭酸ガスを溶媒(海水又は水)に溶解させた状態で地中に圧入することが可能となる。従って、この炭酸ガス溶解水は、未溶解炭酸ガスを含むことなく、帯水層の周辺地下水より大きな比重を持つようになり、帯水層に注入しても炭酸ガスが浮上せず、長期的かつ安定的に帯水層に貯留・隔離させることができるようになる。
Saturation is achieved by separating undissolved carbon dioxide in the
前記分離槽6は、図6に示されるように、密閉された容器20の内部に下面から所定高さで立設し、前記溶解槽4を通過した炭酸ガス溶解水の流路と接続した流入管21が設けられ、概ね前記炭酸ガス溶解水で容器20内が満たされて、未溶解炭酸ガスが上方側に重力分離されるとともに、前記容器20の上部に、前記未溶解炭酸ガスを吐出する未溶解炭酸ガス吐出口22が形成され、前記容器20の下方に、前記未溶解炭酸ガスが分離された後の炭酸ガス溶解水を吐出する炭酸ガス溶解水吐出口23が形成されて構成されている。
As shown in FIG. 6, the
溶解槽1基当たりの溶媒及び炭酸ガスの各流量は、溶解槽4の容積と炭酸ガス及び溶媒の溶解槽4内の滞留時間によって定めた全体流量に対して、注入する炭酸ガス及び溶媒の重量比(炭酸ガス重量/溶媒重量)から求めることができる。この際、炭酸ガス及び溶媒の重量比は、所望の炭酸ガスの溶解量に基づいて定められる。この炭酸ガス及び溶媒の重量比と炭酸ガスの溶解量との関係については、予め行われる通水試験によって求めておく。
Each flow rate of the solvent and carbon dioxide gas per dissolution tank is the weight of the injected carbon dioxide gas and solvent with respect to the total flow rate determined by the volume of the
後段の実施例で詳述するように、溶解槽4での溶解濃度は、注入される炭酸ガス及び溶媒の重量比(炭酸ガス重量/溶媒重量)に影響する。具体的には、注入される前記重量比が大きくなると、溶解槽4での溶解濃度が大きくなる傾向にあるため、炭酸ガスの溶解を促進させる目的で、炭酸ガス及び溶媒の注入重量比は、前記炭酸ガス溶解濃度の目標値より大きく設定することが好ましい。
As will be described in detail in an example at a later stage, the dissolution concentration in the
本第1構成パターンでは、前述の通り、全ての溶解槽4、4…から吐出された炭酸ガス溶解水は前記分離槽6に注入されるため、前記分離槽6において溶解槽4、4…から吐出される炭酸ガス溶解水に含まれる未溶解炭酸ガスが完全に分離され、注入井5には、炭酸ガスが溶媒に完全に溶解した状態の炭酸ガス溶解水が圧入される。
In the first configuration pattern, as described above, the carbon dioxide dissolved water discharged from all the
〔第2構成パターン〕
次に、図7及び図8に基づいて、第2構成パターンに係る地中貯留システム1Bについて述べる。
[Second configuration pattern]
Next, the
地中貯留システム1Bでは、図7に示されるように、炭酸ガスを液体又は超臨界状態まで圧縮する炭酸ガス圧縮装置2と、海水及び/又は水からなる溶媒を圧縮・搬送する圧送ポンプ3と、前記圧縮された炭酸ガス及び溶媒が注入され、前記溶媒に前記炭酸ガスを溶解させて炭酸ガス溶解水とする複数の溶解槽4、4…と、生成された炭酸ガス溶解水を地中の帯水層に圧入するために地表面から前記帯水層まで貫入させた注入井5とから主に構成され、前記溶解槽4,4…から注入井5に至る流路の途中に、送給された炭酸ガス溶解水の全量に対して、未溶解の炭酸ガスと、炭酸ガスが飽和濃度で溶解した状態の炭酸ガス溶解水とを分離する分離槽6と、該分離槽6で分離された炭酸ガスを圧送する炭酸ガス圧送装置8を設置するとともに、この炭酸ガス圧送装置8の後段に、前記炭酸ガス溶解水を所定の高流速で流した主流管路30の内部に、前記炭酸ガス圧送装置8から圧送された炭酸ガスが供給される供給管路31を配設するか、前記主流管路30を外嵌するとともに、前記炭酸ガス圧送装置8から圧送された炭酸ガスが供給される供給管路31を配設し、前記炭酸ガス溶解水と炭酸ガスとを仕切る管路壁面に細孔を形成し、前記主流管路30を流れる炭酸ガス溶解水によるせん断力によって前記炭酸ガスを細泡化しながら混入させる細泡化装置7を設置したものである。
In the
前記溶解槽4は、図8に示されるように、密閉された容器10の下部に、前記炭酸ガス圧縮装置2から送られた炭酸ガスが注入される炭酸ガス注入口11と、前記溶媒圧送ポンプ3から送られた溶媒が注入される溶媒注入口12とが形成されるとともに、前記容器10の上部に前記炭酸ガス溶解水が吐出される吐出口13が形成され、前記容器10内の下方及び上方に夫々、前記容器10内を上下方向に仕切る多孔板14、14がそれぞれ配設され、前記多孔板14、14間に粒状の充填材16が充填されて構成されている。
As shown in FIG. 8, the
本第2構成パターンでは、前記炭酸ガス圧送装置8と前記供給管路30との間に、前記炭酸ガス圧送装置8から圧送された炭酸ガスを分岐する分岐装置32が配置されるとともに、前記分岐装置32にて前記炭酸ガスのうち前記細泡化装置7から前記帯水層までの経路で溶解可能な量を分岐して前記供給管路30に圧送し、前記炭酸ガスのうち残りの量を前記溶解槽4に戻すようにしてもよい。
In the second configuration pattern, a branching
本地中貯留システム1による炭酸ガスの溶解状態を実証するため、図9に示される実験装置を用いて炭酸ガスの溶解実験を行った。なお、細泡化装置7は後述の実施例2の細泡化装置有りのケースにおいて設置した。
In order to verify the dissolution state of carbon dioxide gas by the
実験装置は、炭酸ガスボンベ30の炭酸ガスを炭酸ガス圧縮装置2によって加圧して溶解槽4に注入するとともに、塩水タンク31の塩水を溶媒圧送ポンプ3によって加圧して溶解槽4に注入し、溶解槽4で炭酸ガスの溶解処理を行い、この炭酸ガス溶解水を分離槽で未溶解炭酸ガスを分離した後の炭酸ガス溶解水をサンプリングする。ここで、溶解槽4の容積は850mlとし、充填材16は、平均粒径が0.18mm(粒度1)、0.63mm(粒度2)、1.32mm(粒度3)の砂状のものを使用した。実験では、温度、圧力、塩水流量、充填材16の粒度及び炭酸ガスと塩水の重量比(炭酸ガス重量/塩水重量)をそれぞれ変化させたとき、サンプリングした炭酸ガス溶解水の炭酸ガス溶解量を測定した。
The experimental apparatus pressurizes the carbon dioxide in the
図10、図11は、各温度における塩水流量及び充填材16の粒度をそれぞれ変化させたときの溶解槽4に注入する炭酸ガス及び塩水の重量比(炭酸ガス重量/塩水重量)と炭酸ガス溶解量との関係を示すグラフである。この結果、温度29℃、33℃のいずれの試験温度においても、炭酸ガスと塩水の重量比を増大させるほど、また充填材16の粒度を小さくするほど炭酸ガス溶解量が大きくなる傾向にある。
10 and 11 show the weight ratio of carbon dioxide and salt water (carbon dioxide weight / salt water weight) and carbon dioxide dissolution when injected into the
図12〜図14は、各温度における塩水流量及び圧力をそれぞれ変化させたときの前記重量比と炭酸ガス溶解量との関係を示すグラフである。この結果、前述と同様に、炭酸ガスと塩水の重量比を増大させるほど、炭酸ガス溶解量が増大する傾向にあるが、ある重量比以上では炭酸ガス溶解量がほぼ一定の飽和濃度レベルとなり、本地中貯留システムの有効性が確認された。 12 to 14 are graphs showing the relationship between the weight ratio and the amount of dissolved carbon dioxide gas when the salt water flow rate and pressure at each temperature are changed. As a result, as described above, as the weight ratio of carbon dioxide and salt water increases, the amount of dissolved carbon dioxide tends to increase, but at a certain weight ratio or more, the amount of dissolved carbon dioxide becomes a substantially constant saturation concentration level, The effectiveness of the underground storage system was confirmed.
図15は、各圧力における温度と炭酸ガス溶解量との関係を示すグラフである。この結果、25℃〜40℃の範囲の一般的な温度条件においては、炭酸ガス溶解量に大きく影響を及ぼさないことが確認された。 FIG. 15 is a graph showing the relationship between the temperature at each pressure and the amount of carbon dioxide dissolved. As a result, it was confirmed that, under general temperature conditions in the range of 25 ° C. to 40 ° C., the carbon dioxide dissolution amount was not greatly affected.
図16は、各塩水流量における充填材の平均粒径と炭酸ガス溶解量との関係を示すグラフである。この結果、本実施例では、充填材の平均粒径は、平均粒径1.0mm以下とすることにより、炭酸ガスの溶解効率に優れるようになる。 FIG. 16 is a graph showing the relationship between the average particle diameter of the filler and the amount of dissolved carbon dioxide gas at each brine flow rate. As a result, in this example, the average particle size of the filler is excellent in the dissolution efficiency of carbon dioxide gas by setting the average particle size to 1.0 mm or less.
(実施例2−1)
本実施例2−1では、本地中貯留システム1による前記細泡化装置7での溶解効果、前記溶解槽4での溶解効果を定量的に検証するための実験を行った。
実験は、ケース1:溶解槽4の充填材無し及び細泡化装置7無し、ケース2:溶解槽4の充填材無し及び細泡化装置7有り、ケース3:溶解槽4の充填材有り及び細泡化装置7有りの3ケースとし、(1)試験圧力:15MPa、試験温度:29℃、(炭酸ガス/塩水)重量比:約8%、(2)試験圧力:15MPa、試験温度:33℃、(炭酸ガス/塩水)重量比:約8%の2種類について溶解試験を行った。
(Example 2-1)
In Example 2-1, an experiment for quantitatively verifying the dissolution effect in the
Experiments were: Case 1: No filler in
その結果を図17に示す。同図17より、細泡化装置7単独によってもかなり炭酸ガスの溶解が促進されている事、更に細泡化装置7と溶解槽4とを組合せることによって、更に溶解が促進されることが実証できた。
The result is shown in FIG. From FIG. 17, the dissolution of carbon dioxide gas is considerably promoted by the
(実施例2−2)
本実施例2−2では、前記細泡化装置7による溶解促進効果の検証実験を行った。
(Example 2-2)
In the present Example 2-2, verification experiment of the melt | dissolution promotion effect by the said
一般に、炭酸ガス溶解量と溶解槽の容器高さZとの間には、下式(2)の関係が成り立つことが判明している。
溶解に要する容器の高さZは、総括容量係数KXaに依存しており、この総括容量係数KXaを溶解効率を表す指標とした。実験は、細泡化装置無しと細泡化装置有りの各ケースについて、(1)試験圧力:15MPa、試験温度:29℃、(炭酸ガス/塩水)重量比:約8%、(2)試験圧力:15MPa、試験温度:29℃、(炭酸ガス/塩水)重量比:約10%、(3)試験圧力:15MPa、試験温度:33℃、(炭酸ガス/塩水)重量比:約8%の3種類について試験を行い、図13〜図15に示されるように、縦軸を総括容量係数Kxa(mol/m3s)とし、横軸を水の断面モル流速(mol/(m2・s))とするグラフを得た。同図13〜図15のグラフによれば、水の断面モル流速(mol/(m2・s))の高い領域においては、細泡化装置有りのケースが細泡化装置無しのケースに比べて、総括容量係数Kxaが1.5倍以上になることが判明した。 The height Z of the container required for dissolution is dependent on overall capacity coefficient K X a, and the overall capacity coefficient K X a as an index representing the dissolution efficiency. The experiment is for each case without a foaming device and with a foaming device. (1) Test pressure: 15 MPa, Test temperature: 29 ° C, (Carbon dioxide / salt water) Weight ratio: About 8%, (2) Test Pressure: 15 MPa, test temperature: 29 ° C., (carbon dioxide / salt water) weight ratio: about 10%, (3) test pressure: 15 MPa, test temperature: 33 ° C., (carbon dioxide / salt water) weight ratio: about 8% Three types of tests were conducted. As shown in FIGS. 13 to 15, the vertical axis represents the overall capacity coefficient K x a (mol / m 3 s), and the horizontal axis represents the cross-sectional molar flow velocity of water (mol / (m 2).・ The graph of s)) was obtained. According to the graphs of FIGS. 13 to 15, in the region where the cross-sectional molar flow velocity (mol / (m 2 · s)) of water is high, the case with the foaming device is compared with the case without the foaming device. Thus, it has been found that the overall capacity coefficient K x a is 1.5 times or more.
(実施例2−3)
上記実施例2−2の実験結果を下式(1)に示すウェーバー数Weを用いて整理し直して、図21に示されるように、縦軸を総括容量係数比Kxa(B)/Kxa(NB)[ここに、Kxa(B):細泡化装置有りの総括容量係数、Kxa(NB):細泡化装置無しの総括容量係数]、横軸をウェーバー係数Weとするグラフを得た。
(Example 2-3)
The experimental results of Example 2-2 were rearranged using the Weber number We shown in the following equation (1), and as shown in FIG. 21, the vertical axis represents the overall capacity coefficient ratio K x a (B) / K x a (NB) [where K x a (B): overall capacity coefficient with a finer, K x a (NB): overall capacity without a finer], the horizontal axis is the Weber coefficient A graph of We was obtained.
同図より、ウェーバー数Weが10以上の領域で細泡化による溶解効率が高いことが判明した。従って、前記細泡化装置7においては、溶媒の流速、細孔30a(31a)の孔径は、ウェーバー数(We)が10以上となるように設定するのが望ましい。但し、細孔からの炭酸ガスの流速は、同実験によれば、8×10−2m/s以上であることを条件とする。
From the figure, it was found that the dissolution efficiency by fine foaming is high in the region where the Weber number We is 10 or more. Therefore, in the
1A・1B…地中貯留システム、2…炭酸ガス圧縮装置、3…溶媒圧送ポンプ、4…溶解槽、5…注入井、6…分離槽、7…細泡化装置、8…炭酸ガス圧送装置、10…容器、11…炭酸ガス注入口、12…溶媒注入口、13…吐出口、14…多孔板、15…メッシュ板、16…充填材、19…整流板、20…容器、21…流入管、22…未溶解炭酸ガス吐出口、23…炭酸ガス吐出口、30…主流管路、31…炭酸ガス供給管路、30a・31a…細孔、32…分岐装置
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1A * 1B ... Underground storage system, 2 ... Carbon dioxide compression device, 3 ... Solvent pump, 4 ... Dissolution tank, 5 ... Injection well, 6 ... Separation tank, 7 ... Foaming device, 8 ... Carbon dioxide pump DESCRIPTION OF
Claims (9)
前記溶媒を所定の高流速で流した主流管路の内部に前記炭酸ガスの供給管路を配設するか、前記主流管路を外嵌する前記炭酸ガスの供給管路を配設し、前記溶媒と炭酸ガスとを仕切る管路壁面に細孔を形成し、前記主流管路を流れる溶媒のせん断力によって前記炭酸ガスを細泡化しながら混入させることを特徴とする高圧用炭酸ガス細泡化装置。 A high-pressure carbon dioxide gas bubbler for finely mixing carbon dioxide gas compressed to a liquid or supercritical state into a solvent,
The carbon dioxide gas supply line is disposed inside the main flow line through which the solvent flows at a predetermined high flow rate, or the carbon dioxide gas supply line that externally fits the main flow line is disposed, A high-pressure carbon dioxide gas bubble is formed by forming pores in a wall surface of a pipe partitioning a solvent and carbon dioxide gas, and mixing the carbon dioxide gas while making the carbon dioxide gas fine by the shearing force of the solvent flowing through the mainstream pipe line apparatus.
炭酸ガスを液体又は超臨界状態まで圧縮する炭酸ガス圧縮装置と、海水及び/又は水からなる溶媒を圧縮・搬送する圧送ポンプとを設け、
前記溶媒を所定の高流速で流した主流管路の内部に前記炭酸ガスの供給管路を配設するか、前記主流管路を外嵌する前記炭酸ガスの供給管路を配設し、前記溶媒と炭酸ガスとを仕切る管路壁面に細孔を形成し、前記主流管路を流れる溶媒のせん断力によって前記炭酸ガスを細泡化しながら混入させる高圧用炭酸ガス細泡化装置を設置し、
前記高圧用炭酸ガス細泡化装置の後段に、密閉された容器の下部に、前記細泡化された炭酸ガスが混入された溶媒の注入口が形成されるとともに、前記容器の上部に前記炭酸ガス溶解水が吐出される吐出口が形成され、前記容器内に粒状の充填材が充填されて構成された1又は複数の溶解槽を設置し、
前記溶解槽から吐出された炭酸ガス溶解水を地中の帯水層に圧入するために地表面から前記帯水層まで貫通した注入井を設置したことを特徴とする炭酸ガスの地中貯留システム。 A carbon dioxide underground storage system for press-fitting into a groundwater aquifer in a state in which carbon dioxide is dissolved in a solvent, and storing and isolating it,
A carbon dioxide gas compression device that compresses carbon dioxide gas to a liquid or supercritical state, and a pressure feed pump that compresses and conveys a solvent composed of seawater and / or water,
The carbon dioxide gas supply line is disposed inside the main flow line through which the solvent flows at a predetermined high flow rate, or the carbon dioxide gas supply line that externally fits the main flow line is disposed, A fine wall is formed on the wall surface of the pipe partitioning the solvent and the carbon dioxide gas, and a high-pressure carbon dioxide gas foaming device for mixing the carbon dioxide gas with the shearing force of the solvent flowing through the mainstream pipe is installed.
In the latter stage of the high-pressure carbon dioxide foaming device, an inlet for the solvent mixed with the foamed carbon dioxide gas is formed in the lower part of the sealed container, and the carbon dioxide is formed in the upper part of the container. A discharge port through which gas dissolved water is discharged is formed, and one or a plurality of dissolution tanks configured by filling a granular filler in the container are installed,
A carbon dioxide underground storage system comprising an injection well penetrating from the ground surface to the aquifer in order to press-fit carbon dioxide dissolved water discharged from the dissolution tank into the underground aquifer .
炭酸ガスを液体又は超臨界状態まで圧縮する炭酸ガス圧縮装置と、海水及び/又は水からなる溶媒を圧縮・搬送する圧送ポンプと、前記圧縮された炭酸ガス及び溶媒が注入され、前記溶媒に前記炭酸ガスを溶解させて炭酸ガス溶解水とする1又は複数の溶解槽と、生成された炭酸ガス溶解水を地中の帯水層に圧入するために地表面から前記帯水層まで貫通した注入井とから構成され、
前記溶解槽は、密閉された容器の下部に、前記炭酸ガス圧縮装置から送られた炭酸ガスが注入される炭酸ガス注入口と、前記溶媒圧送ポンプから送られた溶媒が注入される溶媒注入口とが形成されるとともに、前記容器の上部に前記炭酸ガス溶解水が吐出される吐出口が形成され、前記容器内に粒状の充填材が充填されて構成され、
前記溶解槽から注入井に至る流路の途中に、送給された炭酸ガス溶解水の全量に対して、未溶解の炭酸ガスと、炭酸ガスが飽和濃度で溶解した状態の炭酸ガス溶解水とを分離する分離槽と、該分離槽で分離された炭酸ガスを圧送する炭酸ガス圧送装置を設置するとともに、この炭酸ガス圧送装置の後段に、前記炭酸ガス溶解水を所定の高流速で流した主流管路の内部に、前記炭酸ガス圧送装置から圧送された炭酸ガスの供給管路を配設するか、前記主流管路を外嵌するように前記炭酸ガス圧送装置から圧送された炭酸ガスの供給管路を配設し、前記炭酸ガス溶解水と炭酸ガスとを仕切る管路壁面に細孔を形成し、前記主流管路を流れる炭酸ガス溶解水によるせん断力によって前記炭酸ガスを細泡化しながら混入させる高圧用炭酸ガス細泡化装置を設置したことを特徴とする炭酸ガスの地中貯留システム。 A carbon dioxide underground storage system for press-fitting into a groundwater aquifer in a state in which carbon dioxide is dissolved in a solvent, and storing and isolating it,
A carbon dioxide gas compression device that compresses carbon dioxide gas to a liquid or supercritical state, a pressure feed pump that compresses and conveys a solvent composed of seawater and / or water, and the compressed carbon dioxide gas and solvent are injected, and the solvent is One or a plurality of dissolution tanks that dissolve carbon dioxide to form carbon dioxide-dissolved water, and injection that penetrates from the ground surface to the aquifer in order to press-fit the generated carbon dioxide-dissolved water into the underground aquifer Well and
The dissolution tank includes a carbon dioxide gas inlet through which a carbon dioxide gas sent from the carbon dioxide compressor is injected into a lower part of a sealed container, and a solvent inlet through which a solvent sent from the solvent pump is injected. And a discharge port through which the carbon dioxide-dissolved water is discharged is formed at the top of the container, and the container is filled with a granular filler,
In the middle of the flow path from the dissolution tank to the injection well, undissolved carbon dioxide gas and carbon dioxide dissolved water in a state where the carbon dioxide gas is dissolved at a saturated concentration with respect to the total amount of carbon dioxide dissolved water fed. And a carbon dioxide gas feeding device that pumps the carbon dioxide gas separated in the separation tank, and the carbon dioxide-dissolved water was allowed to flow at a predetermined high flow rate after the carbon dioxide gas feeding device. A supply pipe for carbon dioxide pumped from the carbon dioxide pump is disposed inside the main stream pipe, or the carbon dioxide pumped from the carbon dioxide pump so as to externally fit the main pipe. A supply pipe is provided, pores are formed in the pipe wall surface that partitions the carbon dioxide-dissolved water and carbon dioxide, and the carbon dioxide is made fine by the shearing force of the carbon dioxide-dissolved water flowing through the mainstream pipe. High pressure carbon dioxide gas bubbles Underground storage system of carbon dioxide gas, characterized in that they have installed.
Priority Applications (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007291635A JP5062527B2 (en) | 2007-11-09 | 2007-11-09 | High pressure carbon dioxide foaming device and carbon dioxide underground storage system using the same |
CN200880109676A CN101808717A (en) | 2007-11-09 | 2008-11-05 | High-pressure apparatus for forming fine bubbles of carbon dioxide and system for geological storage of carbon dioxide employing the same |
AU2008325692A AU2008325692B9 (en) | 2007-11-09 | 2008-11-05 | Carbon dioxide underground storage system |
PCT/JP2008/070117 WO2009060858A1 (en) | 2007-11-09 | 2008-11-05 | High-pressure apparatus for forming fine bubbles of carbon dioxide and system for geological storage of carbon dioxide employing the same |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007291635A JP5062527B2 (en) | 2007-11-09 | 2007-11-09 | High pressure carbon dioxide foaming device and carbon dioxide underground storage system using the same |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2009112995A true JP2009112995A (en) | 2009-05-28 |
JP5062527B2 JP5062527B2 (en) | 2012-10-31 |
Family
ID=40625746
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2007291635A Active JP5062527B2 (en) | 2007-11-09 | 2007-11-09 | High pressure carbon dioxide foaming device and carbon dioxide underground storage system using the same |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5062527B2 (en) |
CN (1) | CN101808717A (en) |
AU (1) | AU2008325692B9 (en) |
WO (1) | WO2009060858A1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2010284605A (en) * | 2009-06-12 | 2010-12-24 | Central Res Inst Of Electric Power Ind | Apparatus and method for preparing and injecting emulsion and method of mining methane hydrate |
JP2011005378A (en) * | 2009-06-24 | 2011-01-13 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | Method of storing carbon dioxide in the ground |
JP2012072080A (en) * | 2010-09-28 | 2012-04-12 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | Slurry floor type carbon dioxide fixed reactor |
JP2014523397A (en) * | 2011-03-29 | 2014-09-11 | エスティーエックス オフショア アンド シップビルディング カンパニー,リミテッド | Gas hydrate continuous production equipment |
US12031088B2 (en) * | 2022-03-15 | 2024-07-09 | Dalian University Of Technology | Method for stabilizing CO2 microbubble by injecting nanoparticles to enhance geological storage |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2726701B1 (en) * | 2011-06-30 | 2018-03-21 | Statoil Petroleum AS | A method for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an arrangement for use in such methods |
GB2505390A (en) * | 2012-03-29 | 2014-03-05 | Statoil Petroleum As | Capturing and storing acidic gas |
CN107837694B (en) * | 2017-11-28 | 2024-03-29 | 佛山科学技术学院 | Chemical solute quick-dissolving pipeline structure |
CN112705149B (en) * | 2019-10-25 | 2022-10-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Quartz reactor with liner |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH06170215A (en) * | 1992-12-07 | 1994-06-21 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Method for injecting carbon dioxide into ground under pressure |
JPH07251052A (en) * | 1994-03-15 | 1995-10-03 | Kinki Koka Cola Botoringu Kk | Carbonated water producing apparatus |
JPH10195205A (en) * | 1996-11-14 | 1998-07-28 | Nippon Shokubai Co Ltd | Production, production equipment for resin particle and product thereof |
JPH10235175A (en) * | 1997-03-03 | 1998-09-08 | Dow Chem Co:The | Shear mixing device and its use |
JP2001348584A (en) * | 2000-06-08 | 2001-12-18 | National Institute Of Advanced Industrial & Technology | Method for producing carbon dioxide hydrate |
JP2002273205A (en) * | 2001-03-21 | 2002-09-24 | Mitsubishi Materials Natural Resources Development Corp | Apparatus for producing gas hydrate |
JP2004050167A (en) * | 2002-05-27 | 2004-02-19 | Kenichi Suzuki | Method and apparatus for isolating gaseous carbon dioxide |
-
2007
- 2007-11-09 JP JP2007291635A patent/JP5062527B2/en active Active
-
2008
- 2008-11-05 WO PCT/JP2008/070117 patent/WO2009060858A1/en active Application Filing
- 2008-11-05 AU AU2008325692A patent/AU2008325692B9/en not_active Ceased
- 2008-11-05 CN CN200880109676A patent/CN101808717A/en active Pending
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH06170215A (en) * | 1992-12-07 | 1994-06-21 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Method for injecting carbon dioxide into ground under pressure |
JPH07251052A (en) * | 1994-03-15 | 1995-10-03 | Kinki Koka Cola Botoringu Kk | Carbonated water producing apparatus |
JPH10195205A (en) * | 1996-11-14 | 1998-07-28 | Nippon Shokubai Co Ltd | Production, production equipment for resin particle and product thereof |
JPH10235175A (en) * | 1997-03-03 | 1998-09-08 | Dow Chem Co:The | Shear mixing device and its use |
JP2001348584A (en) * | 2000-06-08 | 2001-12-18 | National Institute Of Advanced Industrial & Technology | Method for producing carbon dioxide hydrate |
JP2002273205A (en) * | 2001-03-21 | 2002-09-24 | Mitsubishi Materials Natural Resources Development Corp | Apparatus for producing gas hydrate |
JP2004050167A (en) * | 2002-05-27 | 2004-02-19 | Kenichi Suzuki | Method and apparatus for isolating gaseous carbon dioxide |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2010284605A (en) * | 2009-06-12 | 2010-12-24 | Central Res Inst Of Electric Power Ind | Apparatus and method for preparing and injecting emulsion and method of mining methane hydrate |
JP2011005378A (en) * | 2009-06-24 | 2011-01-13 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | Method of storing carbon dioxide in the ground |
JP2012072080A (en) * | 2010-09-28 | 2012-04-12 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | Slurry floor type carbon dioxide fixed reactor |
JP2014523397A (en) * | 2011-03-29 | 2014-09-11 | エスティーエックス オフショア アンド シップビルディング カンパニー,リミテッド | Gas hydrate continuous production equipment |
US12031088B2 (en) * | 2022-03-15 | 2024-07-09 | Dalian University Of Technology | Method for stabilizing CO2 microbubble by injecting nanoparticles to enhance geological storage |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2008325692A1 (en) | 2009-05-14 |
WO2009060858A1 (en) | 2009-05-14 |
AU2008325692B9 (en) | 2013-10-24 |
AU2008325692B2 (en) | 2013-06-13 |
CN101808717A (en) | 2010-08-18 |
JP5062527B2 (en) | 2012-10-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5062527B2 (en) | High pressure carbon dioxide foaming device and carbon dioxide underground storage system using the same | |
JP4924140B2 (en) | Carbon dioxide underground storage system | |
JP5523737B2 (en) | Methane hydrate mining method using carbon dioxide | |
CN110821448B (en) | Exploitation method and exploitation device for marine natural gas hydrate | |
US20110017456A1 (en) | Method and Device for Feeding Liquefied Carbon-Dioxide Gas into an Aquifer Deep Underground | |
EP2695671B1 (en) | Retention device for retained substance and retention method | |
JP5267810B2 (en) | Carbon dioxide gas storage method | |
JP2010239962A (en) | Method for producing methane gas using carbon dioxide | |
US20230038432A1 (en) | Enhanced oil recovery method using injection well including two passages | |
US9155992B2 (en) | Mass transfer apparatus and method for separation of gases | |
JP5360820B2 (en) | Carbon dioxide storage method | |
JP2010201330A (en) | Underground storage system for carbon dioxide | |
JP2017218728A (en) | Bubble injection system, bubble injection method and method for producing bubble injection system | |
Tsouris et al. | Scale‐up of a continuous‐jet hydrate reactor for CO2 ocean sequestration | |
JP5208862B2 (en) | Emulsion production / injection apparatus and method, and methane hydrate mining method | |
RU2514339C1 (en) | Creation and operation of underground gas storage | |
JP5748985B2 (en) | Gas hydrate production promotion method and gas resource enhanced recovery method | |
JP7177289B1 (en) | Method for storing carbon dioxide in strata, method for developing natural gas field containing carbon dioxide, and method for storing carbon dioxide in seawater | |
US20240084672A1 (en) | Systems and methods for microbubble and nanobubble co2 and other gas dissolution and sequestration in geological formations | |
West et al. | Producing Negatively Buoyant CO2 Streams at Intermediate Ocean Depths |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20090316 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120424 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20120620 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20120713 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20120726 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5062527 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150817 Year of fee payment: 3 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |