JP2022543957A - 二酸化炭素と硫化水素を削減する方法 - Google Patents

Abstract

本発明は、地層中の二酸化炭素（ＣＯ２）および／または硫化水素（Ｈ２Ｓ）を削減する方法およびシステムに関するものである。水は、水源から注入井戸にポンプまたは移送される。水の水圧が合流点でのＣＯ２および／またはＨ２Ｓガスの圧力よりも低い条件下で、ガスを水に合流させる。ＣＯ２および／またはＨ２Ｓガスの気泡を含んだ水は、ＣＯ２および／またはＨ２Ｓガスの気泡の上昇流速よりも高い一定の速度でさらに下方に移送され、圧力の上昇により水中のＣＯ２および／またはＨ２Ｓが完全に溶解するようにガスの気泡が下方に移動する。この完全溶解により、地層（例えば、地熱貯留層）に流入する水のｐＨが低下し、ＣＯ２やＨ２Ｓの削減につながる鉱物反応が促進されることが必要である。この削減量は、溶解したＣＯ２やＨ２Ｓに対して所定のモル比でトレーサー物質を溶解することで定量化でき、モニタリング井戸中でモニターされる。

Description

発明の分野
本発明は、二酸化炭素（ＣＯ_２）や硫化水素（Ｈ_２Ｓ）を地中貯留層に注入し、その後貯留することで、これらを削減する方法およびシステムに関するものである。

発明の背景
二酸化炭素（ＣＯ_２）と硫化水素（Ｈ_２Ｓ）は、化石燃料の燃焼など、さまざまな産業プロセスで大量に放出されるガスである。この２つのガスは、環境にとって重要な課題となっている。

産業界のＣＯ_２排出量の削減は、今世紀の主要な課題の１つである(Ref.1: Broecker and Kunzig)。一般的に、地熱資源からのＣＯ_２排出量は比較的少なく、これらは再生可能エネルギーに分類される。これは、化石燃料を使用する通常の発電所が、公害防止のための許可証（「排出枠」と呼ばれる）を売買しているのとは対照的である。

従来の地熱発電所は、熱異常、透過性のある岩石、流体を特徴とする地熱貯留層からの蒸気とブラインの高温混合物を利用して、地球の熱を利用している(Ref.2:Barbier)。これらの地熱貯留層からの地熱蒸気には、温室効果ガスであるＣＯ_２と硫化水素（Ｈ_２Ｓ）の両方を含む溶存ガスが自然に含まれている。これらのガスは、地熱エネルギー生産の副産物であり、マグマ起源である。従来の地熱発電所が稼働すると、蒸気中のガスは大気中に排出される。

これまで地熱発電所は、温室効果ガスの排出量が少ないため、ＣＯ_２排出枠の購入が免除されていた。しかし、気候変動政策が厳しくなるにつれ、ＣＯ_２排出量の価格が上昇することが予想される。

地熱発電所からの硫化水素の排出は、地熱利用における環境問題の一つである。硫化水素は、無色で可燃性の有毒なガスで、腐った卵のような特徴的な臭いがする。硫化水素にさらされると、そのレベルと期間に応じて健康問題を引き起こす可能性がある。低レベルで長時間の暴露は目の炎症や刺激を引き起こすが、高レベルで短時間の暴露はめまい、頭痛、吐き気を引き起こし、大気中のＨ_２Ｓの濃度が３００ｐｐｍを超えると死に至ることもある。

地熱流体中の硫化水素の濃度は通常、数ｐｐｂから数百ｐｐｍの範囲である(Ref. 3 + 4: Arnorsson)。高温の地熱流体を利用する際、硫化水素は蒸気相に濃縮され、蒸気が凝縮した後に大気中に放出される。例えば、アイスランドにあるHellisheioi発電所では、年間９５００トンの硫化水素が大気中に排出されているが、何の対策も施されていない。硫化水素は、発電所の近くで高濃度の硫化水素が発生するリスクを下げるために、冷却塔の上で放出される。硫化水素は風に運ばれて発電所の敷地から離れていき、天候によっては近隣のコミュニティに悪臭をもたらすこともある。

今日までＣＯ_２は、北海のSleipner、アルジェリアのIn Salah、カナダのWeyburnなどの主要なガス・石油生産施設に関連して、超臨界流体として貯蔵されてきた(Ref.5: Kerr)。いずれにしても、地熱発電に起因するものであれ、他の発電所に起因するものであれ、大気中に放出されるＣＯ_２の量を削減するためには、地中構造物でのＣＯ_２の削減は、まだ比較的未開拓ではあるが、魅力的な可能性である。地中での炭素貯留・隔離の標準的な方法は、深さ８００ｍ以上の地層にＣＯを_２バルクとして注入することである。この深さでは、ＣＯ_２は超臨界状態にあり、母岩の流体に対して浮力がある。その結果、浮力のあるＣＯ_２は、浅い地下や地表に戻ってくる可能性がある（Ref.6:Hawkins; Ref.7:Benson)。

Gislason et al.(Ref.8)は、高圧ガスとしてパイロット注入サイトまで３ｋｍのパイプラインで輸送されるＣＯ_２を回収する方法を一般的な方法で説明している。想定されている方法では、ＣＯ_２は水と一緒に圧入され、圧入されたＣＯ_２を井戸のさらに下に流すことになるが、この出版物の著者によれば、結果として単一の流体相が隔離層に入ることになるという。同様に、Sigfusson et al.(Ref.16)は、約１７５トンのＣＯ_２を５０００トンに溶かして注入したと述べている。同様に、Sigfusson et al.(Ref.16)は、５０００トンの水に溶解した約１７５トンのＣＯ_２を（地表から約３５０ｍの深さで）地表から４００～８００ｍの位置にある多孔質岩に注入することについて述べており、この方法でＣＯ_２を貯留するために大量の水が必要であっても、ＣＯ_２は溶解しているため浮力がなく、超臨界ＣＯ_２の場合よりも地表からの距離を短くして貯留することができるという事実を指摘している。同様に、Gunnarson et al.(Ref.17)は、地表から約２０００ｍのところにある玄武岩に、２００～２６０℃の温度でＣＯ_２とＨ_２Ｓ（地表から約７５０ｍの深さの水に溶解）を連続的に注入することについて述べており、大深度と高温によって、より浅くて冷たい岩層に注入した場合よりも大量のＣＯ_２とＨ_２Ｓを注入することができるという事実を指摘している。

これらの刊行物に詳細に記載されている方法は、本発明の方法とは異なる。したがって、これらの刊行物のいずれも、水流の下降速度と、合流点で所定の寸法の気泡として放出されたＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが所定の深さ／圧力で溶液中に維持されることを効率的に保証する能力との間の関係の重要性を指摘していない。このように、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが豊富なガス流と合流した水を、水中に溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡の上向きの速度よりも高い速度で下向きに移送することの重要性については、刊行物は沈黙している。実際には、これとは全く逆に(Ref.16)、単により一般的に、二酸化炭素を注入中に水に溶解させることの重要性を指摘しており、典型的な体積流量と平均滞留時間に言及しているだけで、水とＣＯの_２質量比を一定にすることの重要性に焦点を当てている。これは、このような方法の有用性に影響を与える要因が、当時の著者には十分に理解されていなかったことを意味する。同様に、これらの出版物のいずれも、水の下向きの流速を増加させるだけで水の需要を減少させることができるという本発明の関連する発見を指摘していない。この特徴は、先行技術に記載されている方法と比較して、本発明の方法の実現可能性にとって経済的に非常に重要である。

Sanopoulos and Karabelasは、地熱発電所などでＨ_２Ｓの削減に利用できるプロセスのレビューを行っている(Ref.9)。ほとんどの既知の方法は、Ｈ_２Ｓを酸化して元素状の硫黄や硫酸にするものである。これらの製品の価値は、需要が少なすぎるか供給過多であるため低い。これらの製品の廃棄はコストがかかり、環境問題を引き起こす可能性がある。

Hibara et al.(Ref.10)は、硫化水素を圧縮してブラインと混合し、補助坑井に再注入する方法を提案している。しかし、このような硫化水素の除去方法については、これまで詳細に説明されておらず、また、実際にどのような要因がこのような方法の有用性に影響を与えるのかについても十分に理解されていない。

以上のことから、地熱発電に由来するものであれ、他の発電所に由来するものであれ、ＣＯ_２とＨ_２Ｓを削減するための、費用対効果が高く、環境に優しい新しい削減方法が必要であることが理解できるだろう。本発明者らは、ＣＯ_２とＨ_２Ｓの安全で恒久的な地中貯留を容易にする新しい方法を発見した。この方法では、水の下向きの流速を増加させることによって水の需要を大幅に減少させることができ、例えば、ＣＯ_２とＨ_２Ｓの豊富なガス流と水の合流点を囲むパイプの直径を単純に減少させることができる。このように、所定の合流点および水の所定の流速において、注入された水に溶解するＣＯ_２およびＨ_２Ｓガスの量を制御するだけで、ＣＯ_２およびＨ_２Ｓの安全な長期貯蔵を容易にすることができる。

発明の概要
上述したように、従来型の発電所や地熱発電所から排出される二酸化炭素や硫化水素を削減するための効果的で環境に優しい方法を実現することができれば有利である。一般的に、本発明は、上述の欠点の１つ以上を単独または任意の組み合わせで軽減、緩和、解消することを目的としている。

これらの懸念の１つまたは複数をよりよく解決するために、本発明の第１の側面では、以下を含む、二酸化炭素（ＣＯ_２）および／または硫化水素（Ｈ_２Ｓ）を地質貯留層に貯蔵するための方法が提供される：
・水源から注入井戸に水をポンプで送る（またはその他の方法で移送する）こと；
・水の水圧が、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流中のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの分圧よりも低い条件下で、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流を水に合流させることにより、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを水に溶解させること；
・溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを含む水を、水中のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡の上昇速度よりも速い速度で下向きに移送することにより、水中に溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを確実に保持すること；
・前記溶解したＣＯ_２およびＨ_２Ｓを含む前記加圧水流の結果として得られるｐＨ値を約２～４、好ましくは約２．５～３．５、より好ましくは約３．２に保つこと；および
・ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを溶解した水を、地質貯留層中に注入すること。

本発明の文脈では、ポンプという用語は、水などの液体をある場所から別の場所に移送するためのあらゆる手段として理解されるべきである。

本発明の文脈では、水源または水という用語は、例えば、地下水、海／海水、湧水、地熱凝縮物またはブライン、または河川、小川、湖からの地表水など、あらゆる種類の水として理解されるべきである。

本発明の文脈では、注入井（注入井戸）という用語は、地下深く、あるいは地中に下向きに流体やガスを入れる可能性を提供するあらゆる種類の構造と理解される。例えば、玄武岩や玄武岩などの反応性岩層、砂岩や石灰岩などの多孔質岩層、あるいは浅い土壌層の中や下に流体を入れる装置などが挙げられる。

本発明の文脈では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが豊富なガス流とは、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの相対的な含有量が大気中のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの相対的な含有量よりも高いガス流と理解される。

本発明の文脈では、油圧（水圧）という用語は、作動油（作動液）が容器、井戸、ホース、または作動油が存在するあらゆるものの全方向に及ぼす圧力と理解される。液圧は、流体が高圧から低圧に流れるときに、油圧システムに流れを生じさせることがある。圧力はＳＩ単位のパスカル（Ｐａ）、すなわち１ニュートン／平方メートル（１Ｎ／ｍ^２）、１ｋｇ／（ｍ・ｓ^２）、又は、１Ｊ／ｍ^３で表される。他にも、１平方インチ当たりのポンド、正確には１平方インチ当たりのポンド・フォース（略号：ｐｓｉ）やバールという圧力の単位もよく使われる。ＳＩ単位では、１ｐｓｉは６８９５Ｐａに、１ｂａｒは１００，０００Ｐａにほぼ等しい。

本発明の文脈において、（ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの）ガスの分圧または単なる圧力という用語は、ガスの混合物において、この与えられたガスがそれ自体で同じ温度で元の混合物の全体積を占めた場合の、当該与えられたガスの想定される圧力として理解されるべきである。理想的な混合ガスの全圧力は、その混合ガス中の個々の構成ガスの分圧の合計である。

本発明の文脈では、速度という用語は、物体がある方向にその位置を変化させる速度を意味するベクトル量として理解されるべきである。したがって、速度は距離／時間に等しく、ＳＩ単位はｍ／ｓである。所定の方向に所定の速度で移動する水は、一定の流量で移動する。この流量は、体積流量または質量流量として提供される。体積流量とは、単位時間当たりにある地点を通過する流体の体積のことで、通常、記号Ｑ（Ｖの場合もある）で表される。体積流量のＳＩ単位はｍ^３／ｓである。したがって、体積流量は体積／時間に等しい。一方、質量流量は、単位時間当たりに所定の地点を通過する流体の質量（ｋｇ／ｓ）を表す。

本発明の文脈では、「注入」または「噴射」は、何かを何か他のものに強制的に導入すること、すなわち流体を地下構造物に強制的に導入することと理解される。

本発明の文脈では、地中貯留層という用語は、地下構造物、例えば玄武岩の中の、上向きと下向き以外の方向に膨張する割れ目と理解されるべきであり、この構造物は、本発明による注入井戸に注入される水のための流路を提供するものであり、地熱貯留層と呼ばれるものを含んでもよい。本文脈において、地熱貯留層という用語は、上向きおよび下向き以外の方向に膨張し、井戸から注入された水のための流路を提供する高温の岩石中の割れ目として理解されるべきである。

本発明の方法およびシステムでは、水を下向きに移送する際に、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力が水の水圧よりも小さくなる（それによって溶液に保たれる）ため、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが水に溶解したままとなり、漏れのリスクが減少して安全性が大幅に向上する。また、本発明による方法では、水の下向きの流速を増加させることにより、水の需要を大幅に減少させることができる。例えば、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを多く含むガス流と水の合流点を囲むパイプの直径を単純に小さくすることができる。ＣＯ_２の注入は、母岩の炭化を促進し、地下でのＣＯ_２の安全な長期貯蔵を可能にする。したがって、地熱システムの天然反応性岩石、例えば玄武岩の貯留層であるで起こっている水と岩石の反応を、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを貯留層の地熱システムに注入する手段によって利用する方法が提供される。そのため、地熱発電所などから排出されるＣＯ_２やＨ_２Ｓガスによる環境への影響を低減することができる。また、ＣＯ_２やＨ_２Ｓの安全な長期貯蔵は、所定の合流点と水の所定の下降速度において、注入された水にどれだけのＣＯ_２やＨ_２Ｓガスを溶解させるかを制御するだけで容易にできる。

また、本発明の削減（除去）方法は、廃棄する必要のある副産物がないため、非常に経済的で環境に優しい。ＣＯ_２やＨ_２Ｓを元の場所に戻すことは、地熱発電所などから排出されるガスを削減するための理想的な方法として考えられている。

本発明の方法およびシステムでは、水を下方に移送する際に、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓのガス圧（すなわち分圧）が水の水圧よりも小さくなる（それによって溶液状態が維持される）ため、ガスが水に溶解したままとなり、水から脱ガスすることがないのである。このように、本発明の方法では、水からガスの泡が立ち上がるリスクを最小限に抑えることができる。そうでなければ、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが、ガスを吸収および／または鉱物化しようとしている地質貯留層に効果的に移送されないことになる。

同時に、水のｐＨが低いため、貯留層の鉱物の溶解が促進され、炭素や硫黄の鉱物化と除去に必要な陽イオンが供給される。

水中に注入する前のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力は、水の水圧よりも大きいため、合流点（すなわちガス注入点）では水中にガスの泡が存在することになるが、ガスの泡は臨界水流速で下方に移送されるため、ガスの流れが水中に溶解し、溶解したままの状態、すなわち溶液状態であることが保証される。

一実施形態では、ガスを水に溶解させる前記ステップは、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを、前記注入管の前記開放端における前記注入井戸内の水の水圧が、前記注入管内のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの圧力よりも小さくなるように選択された深さで、前記注入井戸内に下向きに延びる開放端を有する注入管を介して導出することを含む。同時に、水が、ガスが注入井に注入された時点に相対する速度で下方に移送され、これにより、水流の所定の部分について、ガスが水に注入された比較的直後に、水の水圧が溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力よりも大きくなることを保証する。このように、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを水中に溶解させるため、およびＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを水中に溶存させておくために必要な水圧は、水とガスを適切な深さに移動させることで得られるため、必要な水圧を得るため、または維持するために、合流点でもそれ以下でも外部エネルギーは必要ない。さらに、本発明による方法では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが注入井戸に注入されたとき（注入管内の水圧が注入井戸内の水圧よりも大きいので可能である）、開放端では、注入後に「発泡」し始めることはなく、代わりに、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの鉱化水岩反応が起こるために必要な時間枠の間、溶解状態、すなわち溶液中に保たれることが保証される。これは、炭酸飲料のボトルを開けたときに、二酸化炭素の泡立ちが始まり、その結果、ボトルから二酸化炭素が大気中に放出されるというシナリオを回避することに似ている。このように、ボトル内の圧力と同じかそれ以上の周囲の圧力下でボトルを開けた場合、二酸化炭素の泡立ちは起こらない。本発明による方法では、さらに、その中に溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが存在することにより、水の低いｐＨは、地質貯留層中の鉱物の溶解を促進し、それにより、炭素および硫黄の鉱化および軽減に必要なカチオンを提供することができる。

一実施形態では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを水に溶解させるステップは、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを、前記注入井戸内に延びる開放端を有する注入管を介して導出することを含み、前記注入管は、前記注入管の前記開放端よりも大きな深さに配置された開放端を有する外管によって囲まれており、前記水のポンピングは、前記外管と前記注入管との間の空間に行われる。前記外管における前記注入管の開口部の深さは、前記注入管の前記開口部における前記外管内の水の水圧が、前記注入管内のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの圧力よりも小さくなるように選択されており同時に、ガスが注入井戸に注入された時点に相対する速度で水が下方に移送され、水流の所定の部分について、水の水圧が、ガスが水に注入された比較的直後に溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの分圧の合計よりも大きくなることを保証する。

一実施形態では、水の汲み上げ速度とパイプの直径は、下向きに流れる水の注入井戸への抗力がＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの浮力よりも大きくなるように選択される。したがって、一定の下向きの水流が提供され、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが下向きに、貯蔵タンクに向かって移動することが保証される。比較的小さな気泡、例えば直径６ｍｍ以下の気泡を扱う方法またはシステムは、本発明によれば、システム内の動的な力に応じて０．４ｍ／ｓから１．４ｍ／ｓの間の最小の水流速度を必要とする。

一実施形態では、注入管の開放端におけるＣＯ_２ガスの圧力（すなわち、前記注入井戸内の水の水圧が注入管内のＣＯ_２ガスの圧力よりも小さい場合）は、２０～３５ｂａｒの間である。この圧力では、水の温度は２０～４０℃であり、その結果、単一の流体相が、例えば比較的新鮮な玄武岩質の溶岩からなる貯蔵層（地中貯留層）に入ることになるが、これに限定されるものではない。

一実施形態では、外管の前記開放端における深さは、溶解したＣＯを含む注入水のｐＨ値_２が２～４、好ましくは２．５～３．５、より好ましくは３．２程度になるように選択される。溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが外管から離れ、ＣＯ_２およびＨ_２Ｓの岩石への隔離が始まるのはこの深さであり、すなわち二酸化炭素ＣＯ_２および硫化水素Ｈ_２Ｓの地層への貯蔵が始まる。ｐＨ値が低ければ低いほど、岩石の溶解速度は速くなり、ｐＨ値が低ければ貯留層（地中貯留層）における二酸化炭素ＣＯ_２および硫化水素Ｈ_２Ｓの隔離が著しく促進されることになる。

一実施形態では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを前記水に溶解する前記ステップは、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの水中での均一な混合を得るために、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを、例えばスパージャーおよび／またはミキサーを用いて、合流点以下で水と混合することをさらに含み、大きな気泡を破壊し、水中に残ったＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡を溶解する。これにより、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスと加圧水の混合物に乱流が発生し、合流点以下でのＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの溶解がさらに促進された状態になる。また、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの大きな気泡は、より小さな気泡に分割され、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの溶解が促進される。

一実施形態では、前記水源は、地表水、地下水、または海水のうちの１つ以上から選択される。

実施形態では、前記水にＣＯ_２ガスを溶解させるステップは、ＣＯ_２ガスおよび／またはＨ_２Ｓガスと水との間の界面積を最大化することをさらに含む。これにより、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡が加圧水に均等に分散され、さらに、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスと水との間の界面積が最大化されることで気泡の平均直径が小さくなり、これらの要因により加圧水へのＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの溶解速度が大幅に向上する。

実施形態では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを前記水に溶解させる前記ステップは、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを水と混合して、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの水への均一な混合を得ること、および水に残っているＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡を溶解させることをさらに含む。これにより、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスと加圧水の混合物に乱流が発生し、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの溶解がさらに促進される。また、大きなＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡が小さな気泡に分割され、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの溶解速度が向上することになる。

一実施形態では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを水に溶解する前記ステップは、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを、前記注入管の前記開放端における前記注入井戸内の水の水圧が、前記注入管内のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの圧力よりも小さくなるように選択された深さで、前記注入井戸内に下向きに延びる開放端を有する注入管を介して伝導することを含む。同時に、水が、ガスが注入井に注入された時点に相対する速度で下方に移送され、水流の所定の部分について、水の水圧が、ガスが水に注入された比較的直後に溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの分圧よりも大きくなることを確実にする。水圧が合流点の深さでのガス圧よりもわずかに小さいのは、第一に、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスが合流点の深さで注入井の水中に入ることができるようにするためであり、第二に、水に溶解して所定の下降速度で下方に移動した後、そのやや大きな深さでの水の水圧がＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力よりも大きくなるようにするためである。したがって、注入井の合流点の深さと水の下降速度を選択することにより、注入管の開放端から出てくるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓのガスバブルが非常に短い時間内に水に溶解し、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが貯留層内の鉱化プロセスに先立って水に溶解したままになることが保証されるのである。同時に、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの添加により水のｐＨが低くなることで、貯留層内の鉱物の溶解が促進され、炭素や硫黄の鉱物化および除去に必要な陽イオンが供給される。

一実施形態では、本方法は、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの鉱化能力を推定するステップをさらに含み、この推定するステップは以下を含む：
・前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓに加えて、水中にトレーサー物質を溶解し、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと溶解したトレーサー物質の濃度は、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質の初期モル比があらかじめ決定されるように、制御可能な方法で行われること；
・前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと、溶解したトレーサー物質とを注入したことに応答して、監視井戸で前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと前記トレーサー物質とのモル比を監視するステップであって、前記監視井戸は、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと前記トレーサー物質とを混合した前記注入水の少なくとも一部が前記流路を介して前記監視井戸に流れるように、流路を介して前記注入井戸と相互に連結されている井戸である。前記監視は、前記監視井戸において、前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと前記トレーサー物質の濃度を測定し、それに基づいて前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと前記トレーサー物質のモル比を測定することを含む；及び
・水－岩石反応によって達成されたＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの削減量を示す削減指標を決定する。前記決定は、監視井におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質のモル比と、合流点における注入井の対応するモル比を比較することに基づいて行われる。

このような測定に基づいて、問題となっている地質貯留層が、注入井戸を介して注入されたＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを鉱物学的な形で貯蔵する能力を持っているかどうかを判断することができる。

ＣＯ_２に関して、前記トレーサー物質は、ＳＦ５ＣＦ３トレーサー、ＳＦ_６またはローダミントレーサー（いずれも保存性トレーサー）、または炭素のみを追跡するＣ－１４トレーサーであるが、これらに限定されるものではない。これらのトレーサーは、１つまたは複数を同時に使用することができる。

同様に、加圧水にＫＩを溶かしてヨウ素イオンなどのトレーサー物質を使用することで、アイスランドなどの地質系が水と岩石の反応によってＨ_２Ｓを鉱化する能力を持っているかどうかを判断することができる。

一実施形態では、本方法は、他の硫化物種によるＨ_２Ｓの酸化を考慮した前記忌避指標の補正を実施することをさらに含む。これにより、削減能力の推定がより正確になる。補正は、注入井からの地熱水に含まれる他の種類の硫黄を分析し、Ｈ_２Ｓを注入する前に得られた値と比較し、Ｈ_２Ｓの削減指標を計算する前に、Ｈ_２Ｓの酸化によって形成された過剰な硫黄種（例えばＳＯ_４ ^２－やＳ_２Ｏ_３ ^－）をＨ_２Ｓの値に加えることによって行うことができる。

一実施形態では、前記注入井戸と監視井戸との間の相互リンクは、地中貯留層の亀裂である。

ある実施形態では、前記方法は、ＣＯ_２またはＨ_２Ｓガスが注入された水に溶解したままであることをさらに確実にするために、注入管内の高い水圧を維持するように、前記注入管の開放端に狭窄部を設けることをさらに含む。

本発明の第２の側面では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを除去（削減）するのに適したシステムが提供され、以下の構成を備える：
・水源からの水を注入用井戸に送り込むための手段；
・ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを注入井戸に送出する手段；
・水の水圧がＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力よりも低い注入井戸の深さｈ１≧０において、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓのガスを水に溶解させる手段；
・前記水中のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡にかかる浮力に起因する前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡の上向きの流速よりも高い下向きの流速で、前記水流を前記深さｈ１≧０からより大きな深さｈ１＋ｈ２（ｈ１＋ｈ２＞ｈ１）に移送する手段；
・前記溶解したＣＯ_２およびＨ_２Ｓを含む前記加圧水流の結果として得られるｐＨ値を、約２～４、好ましくは約２．５～３．５、より好ましくは約３．２に保つ手段；及び
・前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを含む水を地中に注入する手段。

一実施形態では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを水中に溶解させる前記手段は、高圧のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを注入井戸に導くための注入管を備え、該注入管は、該注入管の該開口端における該注入井戸内の水の水圧が該注入管内のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの圧力よりも小さくなるように選択された深さｈ１≧０において、該注入井戸内に延びる開口端を有する。水の下降流速を、ｈ１以上の深さにおける前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡の上昇流速よりも大きくすることで、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが水から逃げることなく、水をｈ１以上の深さに移送することを可能にするポンプ手段と、を備える。

一実施形態では、システムは、さらに深さｈ１＋ｈ２で前記注入井戸内に下向きに延びる開放端を有する前記注入管を取り囲む外管をさらに備え、前記ポンプ手段は、外管と注入管との間の空間に水を汲み上げる水ポンプであり、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを地質貯留層に注入するための前記手段は、外管と注入管との間の前記空間に水を汲み上げることによって形成される水の下向きの流速およびその結果としての流量であることを特徴とする。ガスがＣＯ_２に限定されている状況では、溶解したＣＯ_２を含む注入水のｐＨ値が予め設定されたｐＨ限界値以下になるように、ｈ１＋ｈ２を選択してもよい。

一実施形態では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを水に溶解させるための前記手段は、さらに以下を含む：
・ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスと水との間の界面積を最大化するように適合された、ガス注入管の前記開放端に取り付けられたスパージャー、または
・前記注入管の前記開放端と前記外管の前記開放端との間の前記外管内に取り付けられ、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを水と混合して、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの水中での均一な混合を得るとともに、水中に残っているＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡を溶解するように適合された混合器、または
・ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスと水との間の界面積を最大にするように適合された、前記噴射管の前記開放端に取り付けられたスパージャーと、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの水中での均一な混合を得るように、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを水と混合するように適合された、前記スパージャーと前記外管の前記開放端との間の前記外管内に取り付けられたミキサーとを備え、水中に残っているＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの気泡を溶解することができるもの。

したがって、反応性岩石、例えば玄武岩における原位置での鉱物の炭酸化のための実用的で費用対効果の高いシステムが提供される。このシステムでは、反応性岩石、例えば玄武岩との反応を促進するのに十分な高濃度の溶存ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓ濃度の水を注入する。同様に、水の低いｐＨは、地質貯留層中の鉱物の溶解を促進し、それによって炭素および硫黄の鉱物化と軽減に必要なカチオンを提供する。

本発明による方法では、いったん溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓは浮力がなくなるため、漏洩リスクが減少し、安全性が飛躍的に向上する。また、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを注入することで、母岩の炭酸化が促進され、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの地下での安全な長期貯蔵が可能になる。

本発明によれば、水という用語は、淡水、地熱発電所からの水、ブライン、海水などを意味することに留意すべきである。前記水源は、したがって、どのような種類の水であってもよい。同様に、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスは、従来の発電所、地熱発電所、工業生産、ガス分離ステーションなど、どのようなソースから発生してもよい。

一般的に、本発明の様々な側面は、本発明の範囲内で可能なあらゆる方法で組み合わせ、結合することができる。本発明のこれらおよびその他の側面、特徴および／または利点は、以下に説明する実施形態を参照することで明らかになり、解明されるであろう。

図面の簡単な説明
以下、本発明のいくつかの実施形態を、例示としてのみ、図面を参照して説明する。
図１は、本発明による地中貯留層のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの削減方法のフローチャートである。 図２は、ＣＯ_２鉱石の原位置での貯留におけるホストロックと地層流体の相互作用を模式的に示したものである。 図３は、本発明による方法の一実施形態を示すフローチャートであり、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓがどのようにして貯留層に注入されるかをより詳細に示している。 図４は、地中貯留層に二酸化炭素（ＣＯ_２）を貯留するための本発明によるシステムである。 図５は、地中貯留層の硫化水素（Ｈ_２Ｓ）を除去する本発明による方法の一実施形態のフローチャートである。 図６は、水が連続的に注入されている注入井戸を示す、本発明による方法を模式的に示したものである。 図７は、ある温度、圧力、ガスと水の組成において、浮力と下向きの抗力が釣り合っている場合の、注入井への水の下降流速（ｍ／ｓ）と、球形（上線）および細長い（下線）ガス気泡の直径との関係を示したものである。斜線部分は、球形と細長い形の中間の気泡を表している。この図から明らかなように、小さな気泡を発生させることができる手段は、本発明による方法またはシステム（すなわち、少なくともバランスが取れている）を提供するためには、比較的低い流速、例えば０．４ｍ／ｓ以下で動作させることができるが、大きな気泡に限定される手段は、本発明による方法またはシステム（すなわち、バランスが取れている）を提供することができるためには、より高い流速、例えば０．８ｍ／ｓ以上を提供することができる手段が必要となる。 図８は、図７の第１四半期の拡大図である。 図９は、本発明による、貯留層内の硫化水素（Ｈ_２Ｓ）および二酸化炭素（ＣＯ_２）を除去（削減）するシステムの異なる実施形態を示す図である。 図１０は、本発明による、貯留層内の硫化水素（Ｈ_２Ｓ）および二酸化炭素（ＣＯ_２）を除去（削減）するシステムの異なる実施形態を示す図である。 図１１は、本発明による、貯留層内の硫化水素（Ｈ_２Ｓ）および二酸化炭素（ＣＯ_２）を除去（削減）するシステムの異なる実施形態を示す図である。

実施形態の説明
図１は、地中貯留層でＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを減衰させる本発明による方法のフローチャートである。地層貯留層という用語は、上方および下方以外の方向に拡大し、井戸からの注入水のための流路を提供する高温の岩石中の割れ目として理解されてもよい。

第１ステップ（Ｓ１）１０１では、水源から注入井戸に水を圧送する。水源は、地熱水やブラインなどであってもよいし、淡水や海水であってもよいが、これに限定されるものではない。以下、簡略化のために「水」という用語を使用する。また、水の温度は、数℃程度のものから数百℃程度のものまで様々である。

第２ステップ（Ｓ２）１０３では、水の水圧がＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力よりも低くなる合流点で、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓのガスを水に合流させるが、同時に、ガスが注入井に注入された時点に比べて相対的な速度で水を下方に移送することで、水流の所定の部分について、ガスが水に注入された比較的直後に、水の水圧がＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの分圧よりも大きくなることを保証する。

ステップ（Ｓ３）１０５では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが溶解した水を地中貯留層に注入する。

一実施形態では、ステップ（Ｓ２）１０３は、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを、注入管の開放端における注入井戸内の水の水圧が注入管内のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの圧力よりも小さくなるように選択された深さｈ１≧０の前記注入井戸内に下向きに延びる開放端を有する注入管を介して導出することを含む。これは、単にＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスが深さｈ１≧０の水中に流入することを可能にするためであり、同時に、ｈ１より大きい深さにおける前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡の上向きの流速よりも高い水の下向きの流速を提供することにより、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが水から逃げることなく、水がｈ１より大きい深さに移送されることを確実にするためである。

好ましい実施形態では、注入パイプの開放端でのＣＯ_２ガスの圧力は２０－３５ｂａｒの間である。この大きな圧力により、溶解したＣＯを含む水のｐＨ値_２が比較的低くなり、地中貯留層でのＣＯ_２水岩反応が促進される。

本発明の重要な側面の１つは、反応性岩盤の間隙に単相流体として分散させる前に、ＣＯ_２（および／またはＨ_２Ｓ）を水に溶解させることである。ＣＯ_２は溶解して炭酸（Ｈ_２ＣＯ_３）を形成し、これは以下の方法で重炭酸（ＨＣＯ_３）と炭酸（ＣＯ_３ ^２－）に解離することができる。

例えば、玄武岩では、斜長石((Ca, Na)Al_1.70Si_2.30O₈)、カンラン石((Mg, Fe)₂SiO₄)、輝石((Ca, Mg, Fe)₂SiO₃)が最も豊富な主要鉱物であるが、玄武岩ガラスもよく見られる。これらの鉱物やガラスが、注入された酸性流体と接触すると、溶解反応が起こり、岩石マトリックスからＣａ^２＋、Ｍｇ^２＋、Ｆｅ^２＋などの陽イオンが溶出する。以下の２～５の反応は、それぞれ斜長石、カンラン石、輝石、玄武岩ガラスの溶解を示している。反応５の玄武岩ガラスの組成は、Oelkers and Gislasonが科学文献で報告したＳｔａｐａｆｅｌｌガラスの組成である(Ref.11)。

ＣＯ_２やＨ_２Ｓの注入後、地下で２～５の溶解反応が進行すると、プロトン（Ｈ^＋）が消費され、地層流体のｐＨが上昇する。

図２は、ＣＯ_２が注入井戸２０００に注入された後、原位置でのＣＯ_２鉱石の隔離が行われる際のホストロックと地層流体の相互作用を模式的に示したものである。図２の左側には、８００ｍ以下の深さのスケールが示されている。矢印２００５－２００７は、地域の地下水の流れの方向と、注入井２０００からの距離の違いを示している。矢印２００５では、注入井２０００に隣接する水は弱酸性で、単相の流体が地層に入り、岩石マトリックスから陽イオンを溶出している可能性がある。注入井２００６からの距離が長くなると、岩石の溶解が進み、水のｐＨが上昇するため、イオンの濃度が上昇する。注入井からさらに離れたところでは、粘土やゼオライトが溶解した陽イオンを求めて炭酸塩と競合し、鉱物の過飽和や沈殿が起こる。

ある濃度になると、水は炭酸塩などの二次鉱物に対して過飽和状態になり、反応６によって沈殿し始める。

炭酸塩を形成する鉱物としては、方解石（ＣａＣＯ_３）、ドロマイト（ＣａＭｇ（ＣＯ_３）_２）、マグネサイト（ＭｇＣＯ_３）、サイデライト（ＦｅＣＯ_３）などが提案されている。これらの炭酸塩のうち、どれがＣＯ_２注入時に地下で実際に析出するのか、またどの程度析出するのかを事前に予測することは困難である。また、粘土、水酸化物、ゼオライトなどの他の鉱物も同様に形成される可能性があり、溶出した陽イオンをめぐって反応６と競合する。

図３は、前記ステップ（Ｓ３）１０５がどのように実行されるかをより詳細に示す、本発明による方法の一実施形態のフローチャートである。

ステップ（Ｓ３’）２０１では、加圧水を形成するために、前記水源から汲み上げた水の水圧を高める。これは、例えば、水源からパイプラインを介して注入井戸に水を送ることで行うことができ、パイプライン内の圧力は、圧力が制御され、溶解されるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの圧力に調整されるように、例えば、水ポンプなどの適切な装置を介して高められる。

ステップ（Ｓ３’’）２０３では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスが加圧された水に溶解され、水の水圧は、ガスの溶解中に水の水圧がＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの圧力よりも低くなるように選択される。水の圧力は、一実施形態では、約６バールまたはＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの圧力よりも幾分低い。本実施形態では、溶解したＨ_２Ｓを地中貯留層に注入する前記ステップ（Ｓ３）１０５は、注入井戸内の水の表面レベルよりも低い深さｈ１≧０で、注入井戸内に下向きに延びる開放端を有する注入管を介して行われる。この深さは、好ましくは、注入管の開放端が配置されている注入井戸内の水の水圧は小さいが、水が下方に流れるときに到達するやや大きな深さｈ２では、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力よりも大きくなるように選択される。これは、ＣＯ_２やＨ_２Ｓが溶解した水が注入管の開放端から出てくるときに、周囲の圧力がＣＯ_２やＨ_２Ｓの溶解圧力よりも大きくなるようにするためである。そうすることで、ＣＯ_２やＨ_２Ｓが溶解した状態のまま、ＣＯ_２やＨ_２Ｓの鉱化水岩反応が始まるまでの間、溶解したＣＯ_２やＨ_２Ｓを維持することができる。同時に、溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを含む水の低いｐＨは、貯留層の鉱物の溶解を促進し、それによって炭素および硫黄の鉱化および除去に必要なカチオンを供給する。このガス溶解プロセスは、Ｈ_２Ｓガスと水との間の界面積を最大化するための適切な装置を使用すること、およびＨ_２Ｓを水に均一に混合するために溶解したＨ_２Ｓを水に混合すること、および水に残っているＨ_２Ｓガスの気泡を溶解することによって容易に行うことができる。

一実施形態では、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを水に溶解させる前記ステップ（Ｓ３）１０５は、注入管の開放端における注入井戸内の水の水圧が注入管内のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの圧力よりも小さくなるように選択された深さｈ１≧０で、前記注入井戸内に下向きに延びる開放端を有する注入管を介してＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスを導出することからなる。好ましくは、水圧は、この開放端における配管内のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの圧力よりもわずかに小さい。これは、第一に、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスが注入井の水に入ることを確実にするためであり、第二に、深さｈ１≧０で水に入り、水流とともに下方にある程度の距離を移動した後、そのより大きな深さｈ１＋ｈ２での水圧（すなわち、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスが注入された後の水圧）を確実にするためである。ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓが下方への距離ｈ２を移動した後）の水圧は、水中に溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力よりも大きくなる。この注入管は、例えば、地熱ガスからＣＯ_２やＨ_２Ｓのガスを分離するガス分離ステーションから延びる管で、その後、パイプラインを介して注入井へと導かれるものである。

図４は、二酸化炭素ＣＯ_２を地中貯留層２０１に貯留するための本発明によるシステム２００の一実施形態を図示したものである。このシステムは、ＣＯ_２ガス管路２０２、坑口２０９、水入口２０３、ガス注入管２０６、スパージャー２０７、ミキサー２０８、外水注入管２０４から構成される。ＣＯ_２は、高圧で坑口２０９に導出され、深度ｈ１≧０に開放端を有するガス注入管２０６を介して注入井戸２１０に導出されるが、注入管２０６は、深度ｈ１＋ｈ２に配置された開放端を有する外水注入管２０４に囲まれている。本実施形態では、注入井戸２１０に送り込まれる水の量（リットル／秒）は、バルブ２１１を介して制御され、注入管２０６と外水管２０５との間の空間に水が送り込まれるようになっている。

深さｈ１≧０の注入管の開口部の深さは、この深さでの水の水圧が注入管内のＣＯ_２ガスの圧力よりもわずかに小さくなるように選択する。これは、ＣＯ_２ガスが水中に入っていけるようにするためである。水中へのＣＯ_２ガスの注入のさらに下側、すなわち深度ｈ１＋△ｈ（△ｈ＜＜ｈ１）では、水の水圧は溶解したＣＯ_２の圧力よりも大きくなる溶解したＣＯ_２の圧力が水圧よりも小さくなるようにして、ＣＯ_２が水中に溶解したままになるようにするためである。

注入管２０６と外管２０４の間の空間への水の流速は、矢印で示される水の流速が、注入管の開放端でのＣＯ_２ガスの浮力によるＣＯ_２ガスの気泡の上昇速度よりも大きくなるように選択される。そのため、ＣＯ_２ガスの気泡が下方に移動すると、水圧が高まり、ＣＯ_２が水に溶解して気泡が小さくなり、気泡の上昇速度が低下することになる。気泡が小さいと、気泡の上昇速度が小さくなり、また、表面積が大きくなるため、溶解速度が向上するので、好ましい条件と言える。

球状のガスバブルが噴射管を上昇しないようにするために、管内で必要な水流速度を分析する一つの方法は、関連する圧力と温度における二酸化炭素の気泡の密度を持つガスバブルの浮力（完全な球体の形）が、水の下降流速における抗力と等しくなるときに計算することである。この条件では、球状のガスバブルは静止している。流速が小さければ気泡は上向きに移動し、流速が大きければ気泡は水流とともに下向きに移動する。計算結果を図７、８に示す。横軸は水の下降流速（ｍ／ｓ）、縦軸は気泡の直径（ｍｍ）を示している。気泡は固体の球体ではないので、流れている媒体の中では変形して扁平な球体になることがある。これは特に大きな気泡の場合で、小さな気泡は表面張力によって球形に保たれます。比較的小さな気泡、例えば直径６ｍｍ以下の気泡を扱う方法やシステムは、本発明によれば、比較的低い流速、例えば０．４ｍ／ｓ以下で動作させることができ、一方、比較的大きな気泡、例えば直径２０ｍｍ以上の気泡を扱う方法やシステムは、本発明によれば、比較的高い流速、例えば０．８ｍ／ｓ以上で動作させることができる。

図４を参照すると、スパージャー２０７は、ＣＯ_２ガスと水の間の界面積を最大化するために、噴射管２０６の開放端に配置されている。これにより、ＣＯ_２ガスの気泡が水中に均等に分散され、さらに気泡の平均直径が小さくなることで、ＣＯ_２と水の間の界面積が最大化されることになる。

スパージャーの下にはミキサー２０８があり、その役割は、溶解したＣＯ_２と水を均一に混合し、水中に残っているＣＯ_２ガスの気泡を溶解させることである。これにより、より多くの乱流が発生し、ＣＯ_２ガスの溶解がさらに促進される。また、大きなＣＯ_２ガスの気泡が小さな気泡に分割されることで、ＣＯ_２の溶解速度が向上することになる。

一実施形態では、外管内の水柱の深さｈ１は約２５０ｍであり、水圧が２４．５バールとなることを意味する。これは、ＣＯ_２ガスの圧力が２４．５バールよりもわずかに大きいことを意味する。ＣＯ_２ガスは、噴射管２０６の開口部から出てスパージャー２０７を通過すると、すぐに小さな泡となって分散し、その後は水中に溶解する。注入管と外管２０４の間の空間に一定の水流があるため、垂直方向に下向きの速度が生じ、溶解したＣＯ_２が前記深さｈ１＋ｈ２で注入管の開放端に向かって移動する。この深さは、好ましくは、溶解したＣＯ_２のｐＨ値が約３．２になるように選択されるが、ｐＨ値はＣＯ_２圧力の増加とともに減少する。これは、ｈ１＋ｈ２≒５２０ｍのときに対応する。溶解したＣＯがシステム２００から出て、玄武岩_２へのＣＯの封じ込め_２が始まるのはこの深度である。また、ｐＨ値が低いほど、玄武岩内での溶解速度が高くなる。

本発明のさらなる利点は、従来の技術に比べてコストが低いことである。CarbFix2 Hellisheioi siteにおけるこの混合ガスの回収、輸送、貯蔵の全体的な「オンサイトコスト」は、２４．８米ドル／混合ガスＣＯ_２／Ｈ_２Ｓトンであり、これは他の人が報告している価格（３５米ドル～１４３米ドル／トンＣＯ_２）よりも大幅に低い(Ref.12: Global CCS Institute; Ref.13: Rubin et al; Ref.14: HU and Zhai, Ref.16 : Sigfusson et al; Ref.17: Gunnarsson et al)。この研究では、混合した溶存ガスの流れを捕獲して深部の地質サイトに貯蔵することの効率とコスト面での優位性が示された。

本発明を図面および前述の説明で詳細に図示および説明してきたが、このような図示および説明は例示または模範的なものであり、制限的なものではないと考えられ、本発明は開示された実施形態に限定されるものではない。開示された実施形態に対する他の変形は、当業者が請求された発明を実施する際に、図面、開示内容、および添付の請求項の検討から理解し、実施することができる。

添付の図を参照すると、本発明は、以下のステップを含む、二酸化炭素（ＣＯ_２）および／または硫化水素（Ｈ_２Ｓ）を削減する方法に関するものである。
・水源からの水を注入井戸（２１０）の外管（２０５）に汲み上げまたは移送することにより、前記外管（２０５）内に加圧された水流を形成すること；
・注入井戸（２１０）のガス注入管（２０６）にＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガスを注入することにより、前記注入管（２０６）内に加圧されたＣＯ_２および／または加圧されたＨ_２を含むＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流を生成すること；
・前記外管（２０５）内の前記水の水圧ｐ（Ｗ）が前記注入管（２０６）内の前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力ｐ（Ｃ）および／またはｐ（Ｈ）よりも低い深さｈ１≧０で、前記加圧水流と前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流とを合流させることにより、前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流の前記加圧水流に前記加圧水流の前記加圧水ガスの実質的にすべてを溶解させること；
・前記水流を前記深さｈ１≧０から深さｈ１＋ｈ２（（ｈ１＋ｈ２）＞ｈ１）まで、前記深さｈ１＋ｈ２において前記水流中のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡にかかる浮力に起因する前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの上向きの流速ｖ（Ｃ）および／またはｖ（Ｈ）よりも高い下向きの流速ｖ（Ｗ）で移送することにより、前記水流中の前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを溶液中に保持すること；
・溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを含む前記加圧水流を、ｈ１＋ｈ２または深さ＞（ｈ１＋ｈ２）の反応性岩石からなる貯留層に注入すること。

本発明による方法の特定の好ましい実施形態では、地中貯留層は地熱貯留層である。

本発明による方法の特に好ましい実施形態では、深さｈ１の合流点において、前記注入管（２０６）にスパージングのための手段（２０７）を装着することにより、前記水流に溶解するＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの間の界面積が増加する。

本発明による方法のさらに特に好ましい実施形態では、前記深さｈ１は約２５０～７５０ｍ、例えば２５０～６００ｍまたは４００～７５０ｍ、例えば３００～６００ｍまたは５００～７５０ｍである。

本発明による方法のさらに特に好ましい実施形態では、前記水の下降流速ｖ（Ｗ）は、０．５～１ｍ／ｓ、例えば０．６～０．９ｍ／ｓ、例えば０．６５～０．８５ｍ／ｓ、例えば０．７ｍ／ｓである。

本発明による方法のさらに特に好ましい実施形態では、前記注入管（２０６）は、前記加圧水流を構成する前記外側パイプ（２０５）の内側を下方に向かって延び、前記深さｈ１≧０の位置に開放端を有している。

本発明による方法のさらに特に好ましい実施形態では、前記加圧水流を構成する前記外側パイプ（２０５）は、前記深さｈ１＋ｈ２に開放端を有している。

本発明による方法のさらに特に好ましい実施形態では、深さｈ１≧０の合流点でのＣＯ_２の圧力、ｐ（ＣＯ_２）は、約１５～４０バール、例えば１７～３８バール、例えば２０～３６バール、好ましくは約２２～３４バール、より好ましくは約２４～３２バール、最も好ましくは約２４．５である。

本発明による方法のさらに特に好ましい実施形態では、深さｈ１≧０の合流点でのＨ_２Ｓの圧力（ｐＨ）は、約３～９バール、例えば４～８バール、好ましくは約５～７バール、より好ましくは約５．５～６．５バール、例えば５．６～６．４、例えば５．７～６．３バール、最も好ましくは約６バールである。

本発明による方法のさらに特に好ましい実施形態では、前記溶解したＣＯ_２およびまたはＨ_２Ｓを含む前記加圧水流の結果としてのｐＨ値は、約１から５の間、例えば約２から４の間、好ましくは約２．５から３．５の間、例えば約２．６から３．４の間、より好ましくは約２．７から３．３の間、例えば３．２の間である。

本発明による方法のさらに別の特に好ましい実施形態では、本方法は以下のステップをさらに含む：
・前記注入井戸（２１０／６１２）内の前記外管（２０５）の前記深さｈ１≧０の加圧水流中に、前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと比較して所定のモル比のトレーサー物質を溶解させるステップ；
・－流路（６１４）を介して前記注入井戸（２１０／６１２）の前記外管（２０５）と相互に連結されている監視井戸（６１０）を設け、それによって、前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと前記トレーサー物質とが混合された前記加圧水の少なくとも一部が、前記注入井戸（２１０／６１２）の前記外管（２０５）から前記流路（６１４）を介して前記監視井戸（６１０）に流れることを特徴とする；
・前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質 の濃度を測定し、それに基づいて、前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質のモル比を確立すること；および
・前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質とのモル比と、前記注入井戸（２１０／６１２）の前記外管（２０５）の前記深さｈ１における前記加圧水流中の前記所定のモル比とを比較することに基づいて、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの削減の度合いを示す削減指標を決定すること。

添付の図を参照すると、本発明はさらに、二酸化炭素（ＣＯ_２）および／または硫化水素（Ｈ_２Ｓ）を除去するためのシステムに関するものであり、以下の構成を含む：
・注入井戸（２１０）；
・前記注入井戸（２１０）の内部で下向きに延びる外管（２０５）；
・前記注入井戸（２１０）の内部で下向きに延びる注入パイプ（２０６）；
・水源からの水を前記外側のパイプ（２０５）にポンピングまたは転送し、それによって前記外側のパイプ（２０５）内に加圧された水流を形成する手段；
・ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガスを前記注入管（２０６）に送り込み、それによって前記注入管（２０６）内に加圧されたＣＯ_２、および／または加圧されたＨ_２を含むＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流を生成する手段；
・前記外管（２０５）内の前記水の水圧ｐ（Ｗ）が、前記注入管（２０６）内の前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力ｐ（Ｃ）および／またはｐ（Ｈ）よりも低い深さｈ１≧０で、前記加圧水流と前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流を合流させる手段；
・前記水流を前記深さｈ１≧０から、（ｈ１＋ｈ２）＞ｈ１である深さｈ１＋ｈ２まで、前記深さｈ１＋ｈ２において前記水流中のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡にかかる浮力に起因する前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの上向きの流速ｖ（Ｃ）および／またはｖ（Ｈ）よりも高い下向きの流速ｖ（Ｗ）で移送する手段；
・前記溶解したＣＯ_２およびＨ_２Ｓを含む前記加圧水流の結果としてのｐＨ値を約２～４、好ましくは約２．５～３．５、より好ましくは約３．２に維持する手段；
・溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを含む前記加圧水流を、ｈ１＋ｈ２または深さ＞（ｈ１＋ｈ２）の反応性岩石からなる貯留層に注入する手段。

本発明によるシステムの特定の好ましい実施形態では、システムは、深さｈ１≧０の合流点で前記注入管（２０６）に取り付けられたスパージングのための手段（２０７）をさらに備える。

本発明によるシステムのさらに特に好ましい実施形態では、前記深さｈ１≧０は、約２５０～７５０ｍ、例えば２５０～６００ｍまたは４００～７５０ｍ、例えば３００～６００ｍまたは５００～７５０ｍである。

本発明によるシステムのさらに特に好ましい実施形態では、前記水流を前記深さｈ１から深さｈ１＋ｈ２（（ｈ１＋ｈ２）＞ｈ１）に移送するための前記手段は、前記水の下向き流速ｖ（Ｗ）が０．５～１ｍ／ｓ、例えば０．６～０．９ｍ／ｓ、例えば０．６５～０．８５ｍ／ｓ、例えば０．７ｍ／ｓとなるようにすることができる。

本発明によるシステムのさらに特に好ましい実施形態では、前記注入管（２０６）は、前記外側パイプ（２０５）の中に下向きに延び、前記深さｈ１≧０の位置に開放端を有している。

本発明によるシステムのさらに特に好ましい実施形態では、前記外側パイプ（２０５）は、前記深さｈ１＋ｈ２において開放端を有している。

本発明によるシステムのさらに別の特に好ましい実施形態では、システムはさらに以下を含む：
・前記注入井戸（２１０／６１２）の前記外管（２０５）内の前記深さｈ１≧０の加圧水流に、前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと比較して所定のモル比のトレーサー物質を溶解させる手段；
・監視井戸（６１０）；
・前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと前記トレーサー物質とが混合された前記加圧水の少なくとも一部が、前記注入井戸（２１０／６１２）の前記外管（２０５）から前記監視井戸（６１０）に流れる 流路（６１４）と、を備える；
・前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質の濃度を測定し、それに基づいて、前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質のモル比を確立する手段；
・前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２及び／又はＨ_２Ｓとトレーサー物質とのモル比と、前記注入井戸（２１０／６１２）の前記外管（２０５）の前記深さｈ１における前記加圧水流中の前記所定のモル比とを比較することに基づいて、ＣＯ_２及び／又はＨ_２Ｓの削減の程度を示す削減指標を決定する手段と、を備える。

本発明による方法およびシステムは、以下の例を用いてさらに説明することができる。

例１：
地熱発電所のガス精製装置またはガス分離ステーションから０．０７ｋｇ／ｓのＣＯ_２が入ってくる。ガスの初期圧力は３０バールである。ガスを圧入井まで輸送するために、外径（ＯＤ）４０ｍｍのパイプが選択され、その結果、１．４５バールの圧力損失が発生する。他の圧力損失を含めて、坑口での圧力は２８バールと仮定する。注入には外径３２ｍｍのパイプを選択し、圧力損失は０．４１ｂａｒとなるが、重力により合流点の圧力ヘッドは１．１ｂａｒ増加し、合流点の圧力は２８．６ｂａｒとなる。

注入管は外径７５ｍｍのパイプで、ガス状の二酸化炭素を溶解するためには１．９４ｋｇ／ｓの水の体積流量が必要である。この条件での圧力損失は０．５１ｂａｒ／１００ｍである。したがって、注入管内の水柱は、合流点までの圧力損失により、井戸内の水位よりも約１３ｍ高くなる。この圧力上昇により、合流点の位置を変更する必要はない。しかし、配管内の水柱は、合流点以下の配管内の圧力低下により、さらに約１５ｍ上昇するため、それに合わせて合流点を高くする必要がある。したがって、水位は井戸の水位よりも約２８ｍ高くなる。合流点で２５バールの圧力を得るためには、パイプの水位から２５５ｍ、または井戸の水位から２２７ｍ下がらなければならない。

このような条件下では、合流部の圧力損失は最大で３．６バールにもなる。合流点での水の下降流速は約０．９５ｍ／ｓとなる。同じ手順をより低い水流量１．７３ｋｇ／ｓで行ったところ、合流点での下降流速は０．８５ｍ／ｓとなった。しかし、この流量では、すべての気泡が効率的に下降できず、プロセスの停止を余儀なくされた。合流部の水管の内径を小さくすれば、水流量を１．７３ｋｇ／ｓに抑えても十分な下降流速が得られ、気泡を完全に溶解させることができる。このような設計により、このガス除去方法の水需要を減らすことができる。

例２：
この例では、二酸化炭素の分圧はダウンホールで２５バールになるように選択されている。これは、２５バールの圧力での飽和を意味し、１７℃で３６ｇのＣＯ_２ pr.kgの水を意味する。この温度と圧力では、二酸化炭素の体積は、大気圧での水の等価質量の約２０倍になる。水が気体を下に引っ張るためには、気体の体積が水の体積を超えてはならず、できればはるかに小さくなければならない。水がパイプ内でガスを下方に引き下げることができるためには、ガス放出点（合流点）での水圧が２５バールの飽和圧力に近いことが望ましい。しかし、十分な水量が確保されていれば、圧力を低くすることも可能である。ガスの一部は水に溶解し、残りのガスは小さな気泡を形成して水と一緒にパイプを進みます。水深が深くなると、圧力が高くなって気泡が小さくなり、ガスが水に溶解していき、ガスがすべて溶解するまで続くる。

例３：
図１０に示す本実施形態では、監視井戸６１０が、例えば地中貯留層の亀裂であってもよい流路６１４を介して注入井戸６１２と相互に連結されている。この監視井戸６１０の実施は、ＣＯ_２の鉱化能力を推定することである。推定するステップは、ＣＯ_２ガス、または水、または炭素を追跡するために、１つまたは複数のトレーサー物質を使用することを含む。このように、ＣＯ_２ガス、または水、または炭素とトレーサー物質（複数可）との間のモル比が予め決定されるように、すなわちモル比が予め固定されるように、これらの１つまたは複数を追跡するための適切なトレーサー源を介して、１つまたは複数の種類のトレーサーを添加してもよい。これは、例えば、ＣＯ_２のみ、Ｃのみ、水のみ、またはそれらの組み合わせなど、１つのトレーサーのみを使用してトレースできることを意味する。一例として、注入された流体と貯槽内の周囲の水との間の希釈を追跡するために、また貯槽内のＣＯ_２飽和溶液の移流および分散輸送を特徴付けるために、ＳＦ_５ＣＦ_３トレーサー、ＳＦ_６トレーサーまたはローダミントレーサーを実装することができる。一方、ＣＯ_２と共に注入されたＣ－１４トレーサー濃度は、ＣＯ_２－水－岩石間の相互作用の結果として変化するため、マスバランス計算を行う際に、注入されたＣＯの鉱化度を推定_２することができる。前記溶解したＣＯ_２を注入した結果、この監視井戸６１０内のＣＯ_２ガス、または水、または炭素、およびトレーサー物質（複数可）の間のモル比を監視するための監視装置（ここでは図示せず）が提供されてもよい。既に述べたように、監視井戸６１０は、前記流路を介して注入井戸６１２と連結されており、溶解したＣＯ_２と前記トレーサー物質とが混合された注入水の少なくとも一部が、前記流路６１４を介して監視井戸６１０に流入するようになっている。監視井戸６１０と注入井戸６１２でのモル比を比較することで、水－岩石反応によるＣＯ_２の貯留量を示す削減指標を求めることができる。従って、使用したトレーサーがＳＦ_５ＣＦ_３トレーサーであり、[SF₅CF₃]/[CO₂]のモル比が注入井６１２では１であるが、監視井６１０では２であった場合、ＣＯ_２の半分が前記水－岩石反応により岩石と化学反応を起こしたことを明確に示すことができる。

このような監視井戸６１０は、図４に示した実施形態に関連して実施することも同様に可能である。

例４．
図５は、地熱貯留層中の硫化水素を除去する本発明による方法の一実施形態を示しており、ここではＨ_２Ｓの鉱化能力が推定される。この方法は、図１の前記方法ステップに先立って行われるか、あるいは後の時点で実行される監視方法として実施されるかのいずれかである。

ステップ（Ｓ４）３０１では、溶解したＨ_２Ｓに加えてＫＩなどのトレーサー物質を制御可能な方法で溶解し、Ｈ_２Ｓとトレーサー物質のモル比をあらかじめ決めておくことができる。

ステップ（Ｓ５）３０３では、溶解したＨ_２Ｓと溶解したトレーサー物質を注入井戸に注入したことに対応して、監視井戸でＨ_２Ｓとトレーサー物質のモル比の監視を行う。この監視は、岩石中のクラックや亀裂などの流路を介して注入井と連通しており、前記トレーサー物質としての前記溶解したＨ_２Ｓが混入した注入水の少なくとも一部がこの流路を介して監視井に流入するようになっている井戸である。この監視には、監視井戸において、Ｈ_２Ｓとトレーサー物質の濃度を測定し、それに基づいてＨ_２Ｓとトレーサー物質のモル比を測定することが含まれる。

ステップ（Ｓ６）３０５では、監視坑井でのＨ_２Ｓとトレーサー物質のモル比と、注入坑井での対応するモル比を比較して、水－岩石反応によるＨ_２Ｓの削減量を示す削減指標を求める。例えば、注入井でのＨ_２Ｓとトレーサー物質のモル比が１．０であるのに対し、監視井では０．５であった場合、溶解したＨ_２Ｓの半分が水－岩石反応によって地熱貯留層で鉱化されることを示している。しかし、この方法をさらに向上させるためには、不確実性の原因となるＨ_２Ｓの他の硫黄種への酸化を考慮した補正を行うことが望ましいと思われる。

例５：
図６は、水４０９が連続的に注入される注入井戸４００を示す図５の方法を模式的に描いたものである。このような井戸の総深さは、数キロメートルにもなる。ここに示すように、井戸は部分的に水で満たされており、水面４０６は注入井戸のケーシング４０１の閉鎖キャップに近い。水の連続的な汲み上げにより、坑内には下方に伸びる水流が形成されており、水の一部は矢印４０４で示すような方向に地熱貯留層４０３に流れ込むことになる。ここに描かれているように、注入井戸は、井戸を封鎖する（例えば、地熱貯留層の上の新鮮な地下水から封鎖する）鋼管などのケーシング４０１を含んでいる。このようなケーシング４０１の高さは、数百メートルから１０００メートル以上まで様々である。ここに示すように、注入井の残りの部分は岩石４０２の中にある。地熱貯留層で起こる水と岩石の反応は、岩石中の溶解したＨ_２Ｓの流路を示す４０４の拡大図に示されており、溶解したＨ_２Ｓは岩石中の金属イオン（Ｍｅ）４０７と化学反応し、Ｍｅ硫化物４０８を形成する。例えば、ＭｅがＦｅの場合、Ｍｅの硫化物はＦｅ－硫化物となる。

井戸に送り込まれる水４０９の温度は、水源が地熱井戸の場合、通常は１００℃前後だが、熱水の場合よりもＨ_２Ｓを溶かすのに必要な水の量が少なくて済むので、できれば低温が望ましい。しかし、これは水源に依存する。すなわち、地熱水源の代わりに真水源（冷水）を使用するかどうかである。

例６：
図９は、地熱貯留層５０１内の硫化水素（Ｈ_２Ｓ）を削減するための本発明によるシステム５００の一実施形態を図式的に示している。このシステムは、Ｈ_２Ｓガスパイプライン５０２、坑口５０９、水入口５０３、注入管５０６、スパージャー５０７、ミキサー５０８、外管５０４を含む。Ｈ_２Ｓは、高圧で坑口５０９に導出され、深さｈ１≧０の位置に開放端を有する注入パイプ５０６を介して注入井戸５１０に導出されるが、注入パイプ２０６は、深さｈ１＋ｈ２に配置された開放端を有するアウターパイプ５０４によって囲まれている。本実施形態では、注入井戸５１０への水の体積流量（リットル／秒）は、バルブ５１１を介して制御され、注入パイプ５０６とアウターパイプ５０５との間の空間に水が圧送される。

深さｈ１の注入管の開口部の深さは、この深さでの水の水圧が注入管内のＨ_２Ｓガスの圧力よりもわずかに小さくなるように選択される。これは、Ｈ_２Ｓガスが水の中に入ることを確実にするためである。深さｈ１＋△ｈ（ただし、△ｈ＜＜ｈ１）のＨ_２Ｓガスの注入場所より下では、水の水圧は溶解したＨ_２Ｓの内圧よりも大きい。

注入パイプ５０６と外側パイプ５０４の間の空間への水の流れは、注入パイプの開放端でＨ_２Ｓガスにかかる浮力により、水の体積流量とそれゆえの速度（矢印で示される）がＨ_２Ｓガスの上向きの速度よりも大きくなるように選択される。したがって、Ｈ_２Ｓガスの気泡が下方に移動すると、水圧が増加して気泡が小さくなり、その結果、気泡の上向きの速度が減少する。気泡が小さいと、気泡の上向き速度が小さくなり、また、全表面積が大きくなって溶解速度が向上するので、好ましい条件である。

本実施形態では、Ｈ_２Ｓガスと水との界面積を最大化するために、スパージャー５０７を注入管５０６の開放端に配置している。これにより、Ｈ_２Ｓガスの気泡が水中に均等に分散され、さらに気泡の平均直径が小さくなることで、Ｈ_２Ｓガスと水の間の界面積が最大化される。

スパージャーの下にはミキサー５０８がある。ミキサーの役割は、溶解したＨ_２Ｓを水と混合することで、Ｈ_２Ｓガスの水中での均一な混合を得て、水中に残っているＨ_２Ｓガスの気泡を溶解させることである。したがって、より多くの乱流が発生し、Ｈ_２Ｓガスの溶解速度がさらに向上する。また、大きなＨ_２Ｓガスの泡が小さなガスの泡に分割され、Ｈ_２Ｓの溶解速度が向上することになる。

例７：
図１０は、地熱貯留層中の硫化水素（Ｈ_２Ｓ）を除去（削減）するための本発明によるシステム６００の別の実施形態を図示したものである。この実施形態では、監視井戸６１０が、例えば地熱貯留層内のフラクチャーであってもよい流路６１４を介して注入井戸６１２に相互に連結されている。この監視井戸６１０の実施は、図５に関連して前述したように、Ｈ_２Ｓの鉱化能力を推定するためである。

例８：
図１１は、地熱貯留層における硫化水素（Ｈ_２Ｓ）を軽減（削減）するための本発明によるシステム７００のさらに別の実施形態を図式的に示している。この実施形態では、硫化水素は、水注入パイプ７０５の外側にある別のパイプ７０１で注入井戸７０３に移送される。パイプは井戸元（ここでは図示せず）で固定されているため、水の流れが変わるなどの条件が変わっても、合流点の深さを変えることはできない。したがって、合流点で一定の圧力を維持するために、注入パイプ７０５の端部に圧力制御弁７０２を実装することが好ましい。この解決策の利点は、注入パイプ内の圧力損失が低いことであり、したがって、より高い水の流量を維持することができ、パイプ内にガスの泡を引き込みやすくすることができる。

例９：
地中に炭素を貯蔵する際のセキュリティリスクの大部分は、ガス状のＣＯ_２が地表に戻って大気中や隣接する淡水帯水層に漏出しやすいことに起因している。これは、多孔質の地層に貯留しようとする場合に特に問題となる。

今回の実験は、アイスランドのヘリシェイディにある地熱発電所で行われた。ヘリシェイディの注入サイトの岩石は、超苦鉄質から玄武岩の組成で、横方向と縦方向の両方に高い透水性があり（それぞれ３００ｍと１７００×１０^－１５ｍ^２）、空隙率は８．５％と推定されている。

図４に示したような装置を用いて，ＣＯ_２とＨ_２Ｏをそれぞれ７０と１９４０ｇｓ^－１の目標質量で注入した。ＣＯ_２とＨ_２Ｏは、３３０－３６０ｍの深さで放出された。この深さで、ＣＯ_２は、小さい気泡の形態で、流れるＨ_２Ｏ中に、スパージャーを介して放出された。ＣＯ_２とＨ_２Ｏの混合物は、５４０ｍの深さまで延びる混合管を経由してスパージャーから地下の岩石に放出された。その途中（約４２０ｍ）には、ＣＯ_２の溶解を助けるためのスタティックミキサーが設置されている。３ヶ月の間に、約１７５トンのＣＯ_２と約５０００トンのＨ_２Ｏが地下に注入された。

注入時にＣＯ_２が完全に溶解していることは、デジタルダウンホールカメラ（ＣＯ_２バブルがないことを示す）と、特注のベーラーを用いた高圧井戸水のサンプリングによって確認した。

画像を見ると、井戸水にはガスの泡がなく、５４０ｍ地点の流体出口から１．５ｍのところでＣＯ_２が完全に溶解していることがわかる。

１２の井戸水サンプルを分析して総溶存無機炭素量を測定し，そのうち６つのサンプルについては原位置でのｐＨを測定した。いずれの場合も、サンプル液の溶存無機炭素濃度は、坑井に流入するＣＯ_２およびＨ_２Ｏの質量流量の測定値に基づく０．８２±２％ｍｏｌ／ｋｇの濃度から平均で５％以内であり、液のｐＨは３．８９±０．１であったことから、ＣＯ_２が注入中に完全に溶解したことが確認された。

そのため、溶解した状態で地下に注入された場合、ＣＯ_２は気泡形成や浮力がないため、大気中に逃げ出す可能性が非常に低くなる(Ref.15: Gilfillan et al, 2009)。

例１０：
さらに、以下のパラメータでＣＯ_２／Ｈ_２Ｓの実験的注入を行った。

この例では、二酸化炭素と硫化水素の分圧を、ダウンホールで１８バールと６バールに設定した。

ＣＯ_２を溶解した水のｐＨ値は、ＣＯ_２圧力の増加に伴い、水のＣＯ_２含有量が増加することで低下する。ある実験では、ｐＨ値が約３．２になるように水深を選択した。これは、水深５２０ｍに相当する。上の表から明らかなように、この例での水の下降速度は約０．７ｍ／ｓであった。上の表から明らかなように、この例の水の下降速度は約０．７ｍ／ｓであり、水の下降速度を約０．３ｍ／ｓに変更すると失敗となった。

特許請求の範囲において、用語「含む」は、他の要素やステップを排除せず、また、不定冠詞「ａ」または「ａｎ」は、複数を除外するものではない。１つのプロセッサまたは他のユニットが、特許請求の範囲に記載された複数の項目の機能を果たすことがある。ある手段が相互に異なる従属請求項に記載されているという事実だけでは、これらの手段の組み合わせを有利に使用することができないことを示していない。また、特許請求の範囲に記載されている参照符号は、範囲を限定するものと解釈してはならない。

REFERENCES
これらすべてを参照することにより、その全体をここに組み込む。

Claims (13)

1. 以下のステップを含む、二酸化炭素（ＣＯ_２）および／または硫化水素（Ｈ_２Ｓ）を削減する方法：
   ・水源からの水を注入井戸（２１０）の外管（２０５）中に汲み上げ（ポンピング）または移送することにより、前記外管（２０５）内に加圧された水流を形成すること；
   ・注入井戸（２１０）の注入管（２０６）中にＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガスを送り込み、それによって、前記注入管（２０６）内に加圧されたＣＯ_２、および／または加圧されたＨ_２Ｓを含むＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流を生成すること；
   ・前記外管（２０５）内の前記水の水圧ｐ（Ｗ）が、前記注入管（２０６）内の前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力（ｐ（ＣＯ_２）および／またはｐ（Ｈ_２Ｓ））よりも低い深さｈ１≧０で、前記加圧水流と前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流とを合流させることにより、前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流の前記加圧水流に、前記加圧水流の前記加圧ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの実質的にすべてを溶解させること；
   ・前記水流を前記深さｈ１≧０から深さｈ１＋ｈ２（（ｈ１＋ｈ２）＞ｈ１）まで、前記深さｈ１＋ｈ２において前記水流中のＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの気泡にかかる浮力に起因する前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓガスの上向きの流速ｖ（ＣＯ_２）および／またはｖ（Ｈ_２Ｓ）よりも高い下向きの流速ｖ（Ｗ）で移送することによって、前記水流中の前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの溶液を維持すること；
   ・前記溶解したＣＯ_２およびＨ_２Ｓを含む前記加圧水流の結果としてのｐＨ値を約２～４、好ましくは約２．５～３．５、より好ましくは約３．２に維持すること；
   ・溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを含む前記加圧水流を、ｈ１＋ｈ２でまたは深さ＞（ｈ１＋ｈ２）で反応性岩石を含む地中貯留層中に注入すること。
2. 地中貯留層が地熱貯留層であることを特徴とする、請求項１に記載の方法。
3. 深さｈ１≧０の合流点において、前記注入管（２０６）にスパージング手段（２０７）を取り付けることにより、前記水流中に溶解するＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの間の界面積を増加させることをさらに含む、前記請求項のいずれかに記載の方法。
4. 前記注入管（２０６）が、前記加圧水流を含む前記外側パイプ（２０５）の内側を下方に向かって延び、前記深さｈ１≧０の位置に開放端を有することを特徴とする、前記請求項のいずれかに記載の方法。
5. 前記加圧水流を含む前記外側パイプ（２０５）は、前記深さｈ１＋ｈ２に開放端を有することを特徴とする、請求項４に記載の方法。
6. 深さｈ１における合流点でのＣＯ_２の圧力ｐ（ＣＯ_２）が、約２０～３６バール、好ましくは約２２～３４バール、より好ましくは約２４～３２バール、最も好ましくは約２４．５バールである、前述の請求項のいずれかに記載の方法。
7. 深さｈ１の合流点におけるＨ_２Ｓの圧力ｐ（Ｈ_２Ｓ）が、約４～８バール、好ましくは約５～７バール、より好ましくは約５．５～６．５バール、最も好ましくは約６バールであることを特徴とする、前述の請求項のいずれかに記載の方法。
8. 以下のステップをさらに含む、前述の請求項のいずれかに記載の方法：
   ・前記注入井戸（２１０／６１２）内の前記外管（２０５）の前記深さｈ１≧０の加圧水流中に、前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと比較して所定のモル比のトレーサー物質を溶解させること；
   ・流路（６１４）を介して前記注入井戸（２１０／６１２）の前記外管（２０５）に相互に連結された監視井戸（６１０）を設け、それによって、前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと前記トレーサー物質とが混合された前記加圧水の少なくとも一部が、前記注入井戸（２１０／６１２）の前記外管（２０５）から前記流路（６１４）を介して前記監視井戸（６１０）に流れること；
   ・前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質の濃度を測定し、それに基づいて、前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質のモル比を確立すること；
   ・前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質とのモル比と、前記注入井戸（２１０／６１２）中の前記外管（２０５）の前記深さｈ１における前記加圧水流中の前記所定のモル比とを比較することに基づいて、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの削減の度合いを示す削減指標を決定すること。
9. 以下を含む、二酸化炭素（ＣＯ_２）および／または硫化水素（Ｈ_２Ｓ）を削減するためのシステム：
   ・注入井戸（２１０）；
   ・前記注入井戸（２１０）の内部で下向きに延びる外管（２０５）；
   ・前記注入井戸（２１０）の内部で下向きに延びる注入管（２０６）；
   ・水源からの水を前記外管（２０５）中にポンピングまたは転送し、それによって前記外管（２０５）内に加圧された水流を形成する手段；
   ・ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガスを前記注入管（２０６）中に送り込み、それによって前記注入管（２０６）内に加圧されたＣＯ_２、および／または加圧されたＨ_２を含むＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流を生成する手段；
   ・前記外管（２０５）内の前記水の水圧ｐ（Ｗ）が、前記注入管（２０６）内の前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの圧力（ｐ（ＣＯ_２）および／またはｐ（Ｈ_２Ｓ））よりも低い深さｈ１≧０で、前記加圧水流と前記ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓリッチガス流とを合流させる手段；
   ・前記水流を前記深さｈ１≧０から深さｈ１＋ｈ２（（ｈ１＋ｈ２）＞ｈ１）まで、下降流速ｖ（Ｗ）で移送する手段であって、ｈ１＋ｈ２では、前記深さｈ１＋ｈ２での前記水流中のＣＯ_２ガスおよび／またはＨ_２Ｓガスの気泡にかかる浮力に起因する前記ＣＯ_２ガスおよび／またはＨ_２Ｓガスの上昇流速ｖ（ＣＯ_２）および／またはｖ（Ｈ_２Ｓ）よりも高くなる手段；
   ・前記溶解したＣＯ_２およびＨ_２Ｓを含む前記加圧水流の結果としてのｐＨ値を約２～４、好ましくは約２．５～３．５、より好ましくは約３．２に維持する手段；
   ・溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓを含む前記加圧水流を、ｈ１＋ｈ２でまたは深さ＞（ｈ１＋ｈ２）で反応性岩石を含む地中貯留層中に注入する手段。
10. 深さｈ１≧０の合流点で前記注入管（２０６）に取り付けられたスパージング用の手段（２０７）をさらに備えることを特徴とする、請求項９に記載のシステム。
11. 前記注入パイプ（２０６）は、前記外側パイプ（２０５）の中に下向きに延び、前記深さｈ１≧０の位置に開放端を有することを特徴とする、請求項９または１０のいずれかに記載のシステム。
12. 前記外側パイプ（２０５）は、前記深さｈ１＋ｈ２において開放端を有することを特徴とする、請求項９～１１のいずれかに記載のシステム。
13. さらに以下を含む、請求項９～１２のいずれかに記載のシステム：
    ・前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓに比べて所定のモル比のトレーサー物質を、前記注入井戸（２１０／６１２）内の前記外側パイプ（２０５）の前記深さｈ１にある前記加圧水流に溶解させる手段；
    ・監視井戸（６１０）；
    ・前記溶解したＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓと前記トレーサー物質とが混合された前記加圧水の少なくとも一部が、前記注入井戸（２１０／６１２）の前記外管（２０５）から前記監視井戸（６１０）に流れる流路（６１４）；
    ・前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質の濃度を測定し、それに基づいて、前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質のモル比を確立する手段；
    ・前記監視井戸（６１０）におけるＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓとトレーサー物質とのモル比と、前記注入井戸（２１０／６１２）の前記外管（２０５）の前記深さｈ１における前記加圧水流中の前記所定のモル比とを比較することに基づいて、ＣＯ_２および／またはＨ_２Ｓの削減の程度を示す削減指標を決定する手段。

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