JP2024073520A - 地熱非凝縮性ガス混合物等のｈ２ｓ及びｃｏ２リッチガス混合物からｈ２ｓ及びｃｏ２を除去するための方法及びシステム - Google Patents

Abstract

【課題】本発明は、地熱非凝縮性ガス混合物（ＮＣＧ）等の硫化水素（Ｈ２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ２）リッチガス混合物からＨ２Ｓ及びＣＯ２を除去するための方法及びシステムを提供する。【解決手段】Ｈ２Ｓ及びＣＯ２ガスは、ガス流を加圧し、吸収塔に供給し、そこでＨ２Ｓ及びＣＯ２を水流に優先的に溶解することによって、Ｈ２Ｓ及びＣＯ２リッチガス混合物に含まれる残りのガスから分離され、Ｈ２Ｓ及びＣＯ２に富む水流をもたらす。次いで、Ｈ２Ｓ及びＣＯ２に富む水流は、地質貯留層に再注入されるか、又は地質起源の別の水流のｐＨ調整に使用され得る。【選択図】図３

Description

本発明は、地熱非凝縮性ガス混合物（ＮＣＧ）等の硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）に富むガス混合物からＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を除去する方法に関する。

従来の地熱発電所は、熱的異常、透水層及び流体を特徴とする地熱貯留層から、蒸気及びブライン（地熱水）の高温混合物を抽出することによって地球の熱を利用する（Ｂａｒｂｉｅｒ，Ｅ．（２００２）Ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ Ｅｎｅｒｇｙ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｓｔａｔｕｓ：ａｎ Ｏｖｅｒｖｉｅｗ．Ｒｅｎｅｗａｂｌｅ ａｎｄ Ｓｕｓｔａｉｎａｂｌｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｒｅｖｉｅｗｓ，６，ｐ．３－６５）。これらの地熱貯留層から抽出された流体は、ＣＯ_２、Ｈ_２Ｓ、Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４等の溶解されたガスを天然に含有する。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。地熱蒸気は、ブライン（地熱水）から分離されて、動力タービンによる発電に使用することができる。このプロセスに続いて、蒸気は凝縮され、ブライン（地熱水）と共に地熱貯留層に再注入される。しかし、地熱貯留層から抽出された高温混合物の元々の部分のガスの一部分のみが蒸気で再凝縮し、残りのいわゆる非凝縮性ガス（以下、ＮＣＧ又はＮＣＧ混合物）を熱エネルギー生産のガス状副産物として残す。これらのガスは通常、真空ポンプ又はエジェクタによって凝縮器から除去され、大気中に排出される。したがって、現在、例えば、アイスランドのほとんどの地熱発電所は、相当量のＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を大気中に排出する。図１は、アイスランドのいくつかの地熱発電所によって放出されたＣＯ_２及びＨ_２Ｓの量を示す。放出されるガスの量は、発電所の規模だけでなく、その場所の地質にも依存する。

上記に基づいて、地熱発電所からのＣＯ_２及びＨ_２Ｓの排出は、地熱エネルギー利用の主な環境問題の１つであることが容易に理解される。ＣＯ_２は、地球温暖化に寄与するいわゆる温室効果ガスであり、硫化水素は、無色、可燃性で、毒性が非常に高いガスであり、腐敗した卵の特有の臭いを有する。Ｈ_２Ｓへの曝露は、曝露のレベル及び期間に応じて健康問題を引き起こす可能性がある。低レベルの長期間の曝露は眼の炎症及び刺激を引き起こす可能性があり、一方で短時間の高レベルの曝露は、大気中のＨ_２Ｓの濃度が３００ｐｐｍを超える場合、眩暈、頭痛、吐き気、更には死を引き起こす可能性がある。

地熱流体中のＨ_２Ｓの濃度は、通常、数ｐｐｂ～数百ｐｐｍの範囲である（Ａｒｎｏｒｓｓｏｎ，Ｓ．（１９９５ａ）Ｈｙｄｒｏｔｈｅｒｍａｌ ｓｙｓｔｅｍｓ ｉｎ Ｉｃｅｌａｎｄ：Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ ａｎｄ ｃｏｎｃｅｐｔｕａｌ ｍｏｄｅｌｓ．１．Ｈｉｇｈ－ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｒｅａｓ．Ｇｅｏｔｈｅｒｍｉｃｓ ２４，５６１－６０２，Ａｒｎｏｒｓｓｏｎ，Ｓ．（１９９５ｂ）Ｈｙｄｒｏｔｈｅｒｍａｌ ｓｙｓｔｅｍｓ ｉｎ Ｉｃｅｌａｎｄ：Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ ａｎｄ ｃｏｎｃｅｐｔｕａｌ ｍｏｄｅｌｓ．２．Ｌｏｗ－ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｒｅａｓ．Ｇｅｏｔｈｅｒｍｉｃｓ ２４，６０３－６２９）。高温地熱流体の利用中、Ｈ_２Ｓは蒸気相で濃縮され、その後蒸気が凝縮した後に大気中に放出される。Ｈ_２Ｓは冷却塔の上部に放出され、そこで高濃度のＨ_２Ｓが発電所に接近するリスクを低下させるために空気中に分散される。Ｈ_２Ｓは、排出ガスに含まれるＣＯ_２、Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４等の他のガスと共に、発電所の現場から風によって運び去られ、一部の気象条件では、近くのコミュニティで悪臭を引き起こす可能性がある。

排気からＨ_２Ｓ及びＣＯ_２等のガスを処分する試みで、これまでにいくつかの方法が実施されてきた。これらの方法には、ガスを燃焼させること、又はＨ_２Ｓを他のガスから分離し、続いてそれを酸化することが含まれる。これらのガスを処分する別の既知の方法は、非凝縮性ガス流全体を水と混合することによるものである。しかし、非凝縮性ガス流中の様々なガスの溶解度は非常に異なるため、これは多くの状況で非常に大量の水を必要とする。例えば、２９３Ｋ（約２０Ｃ）及び１気圧（約１ｂａｒ）では、比較的可溶性のＣＯ_２及びＨ_２Ｓの溶解度は、水１００ｇ当たりそれぞれ０．１６９ｇ及び０．３８５ｇであるが、比較的難溶性のＨ_２、Ｎ_２、Ｏ_２、Ａｒ及びＣＨ_４の溶解度は、水１００ｇ当たりそれぞれ０．０００１６、０．００１９、０．００４３、０．００６２及び０．００２３ｇに過ぎない。

米国特許第５６５６１７２号明細書は、地熱エネルギー生産の文脈において、スケール及び他の沈殿物を溶解し、及び／又は更なる鉱物化を阻害するために使用することができる酸性ブライン（地熱水）を生成する目的で、地熱非凝縮性ガスからＨ_２ＳＯ_４含有水性ブライン（地熱水）を生成する方法を記載している。しかし、そのようなブライン（地熱水）は、それ自体は、本発明によって企図されるような、地層へのＨ_２Ｓ及びＣＯ_２の直接再注入及び貯蔵に有用ではない。Ｈ_２ＳＯ_４は強酸であるため、弱酸であるＨ_２Ｓを使用する場合と比較して、ブライン（地熱水）を酸性化するために必要な量はわずかである。したがって、再注入システムの鋼配管及び再注入井のケーシングの腐食を緩和するために広範な措置を必要とする前に、地熱発電所からの硫黄排出物のごく一部を除去することができる。

米国特許第２００２００６２７３５号明細書は、天然ガス、すなわち主にＣＨ_４からなり、例えば加熱及び調理を目的とするガスを前処理するプロセスを開示している。記載されたプロセスは、天然ガスが環境を害することなく使用及び市販され得るように、天然ガスを比較的低い含有量のＨ_２Ｓ及びＣＯ_２から精製することによって天然ガスを前処理することを目的としている。したがって、米国特許第２００２００６２７３５号明細書に記載されている方法又はシステムはいずれも、地熱エネルギー生産の副産物であり、天然ガスよりもＨ_２Ｓ及びＣＯ_２がはるかに豊富な上述のＮＣＧ等のＨ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガスからＨ_２Ｓ及びＣＯ_２をどのように処分するかを目的としておらず、そのような処分のための方法又はシステムを可能にするであろう解決策も提供していない。

米国特許第２０１１２２５９７１号明細書は、二酸化炭素を含む同じ地熱発電ユニットの凝縮器排出ガスと接触させることによって、地熱発電ユニットの蒸気凝縮物から硫化水素を除去する方法を記載している。したがって、記載される方法は、ＮＣＧ混合物からのＨ_２Ｓではなく凝縮物からＨ_２Ｓを除去することに関し、いずれの場合でも、本発明によって企図される、ＮＣＧ混合物のＨ_２Ｓ及びＣＯ_２の、蒸気凝縮物又は任意の他の水流への吸収に依存しない。

米国特許第５３４０３８２号明細書は、炭化水素坑井から水に酸性ガス（二酸化炭素及び硫化水素の混合物として説明される）を吸収する方法を記載している。米国特許第５３４０３８２号明細書によれば、酸性ガスは、スタティックミキサの使用によって水に吸収され、その後、この混合物は、パイプラインを通って注入ポンプに流れるように加圧され、注入ポンプを通って廃棄層に戻される。米国特許第５３４０３８２号明細書によれば、酸性ガスを含む水は、スタティックミキサの出口の圧力よりも高い圧力に維持されるべきである。米国特許第５３４０３８２号明細書から、そこに記載されている方法が、本発明の文脈のように、ＣＯ_２及びＨ_２Ｓの両方並びにＨ_２、Ｎ_２、Ｏ_２、Ａｒ及びＣＨ_４のうちの少なくとも１つも包含するＮＣＧ混合物の圧縮ではなく、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２のみからなる（酸性）ガス混合物の圧縮及び吸収に関することは非常に明らかである。したがって、米国特許第５３４０３８２号明細書に記載されている方法は、ＮＣＧ混合物からの比較的可溶性のＣＯ_２及びＨ_２Ｓガスを液体蒸気凝縮物（又は任意の他の水流）に選択的に吸収させることを目的としておらず、同時に、比較的難溶性のＨ_２、Ｎ_２及びＣＨ_４ガスを本発明の方法のようにＮＣＧ混合物中に残している。したがって、米国特許第５３４０３８２号明細書の方法は、いわゆる酸性ガスを構成するＨ_２Ｓ及びＣＯ_２が既に他の任意のガスから分離されていることを前提としているが、本発明の方法は、まさに、すなわちガス混合物中のＨ_２Ｓ及びＣＯ_２をその混合物中に存在する他のガスから分離することを目的としている。米国特許第５３４０３８２号明細書に記載されている方法が、ＮＣＧ混合物中のガスのいかなる分離も企図していないことは、いわゆる酸性ガスがいわゆるスタティックミキサ内で水と混合された後、この混合物が米国特許第５３４０３８２号明細書に従って加圧されたままであり、液体からガスを取り出すことなく廃棄層に直接注入されるという事実からも非常に明らかである（第３欄、ｌ．６２～ｌ．３４を参照）。したがって、本発明の方法とは異なり、米国特許第５３４０３８２号明細書の方法は、混合ユニット（米国特許第５３４０３８２号明細書におけるいわゆるスタティックミキサ）から出るガス流及び水流の両方を有することを意図しないが、水及びガスの両方を含むただ１つの単一の流れを有する。この違いはまた、米国特許第５３４０３８２号明細書（第２欄、ｌ．２２～２４を参照）の教示による、例えば吸収塔ではなくスタティックミキサが使用されるという事実からも非常に明らかであるが、他方では、吸収塔は、本発明による方法を実施する好ましい過程である。

米国特許第５６９４７７２号明細書は、硫化水素及び使用済み地熱液体流を含むガス流を生成するタイプの地熱発電所で使用される地熱流体中に存在する硫化水素を処分する方法を記載し、これは、使用済み地熱液体及びガス流の両方を圧縮することと、これらを接触させて、硫化水素を実質的に含まない加圧ガス流、及び液体流出物を生成することと、を含む。記載された方法は、いわゆる充填塔で蒸気凝縮物と接触させる前のガス混合物の圧縮に依存し、これはガス状ＮＣＧ混合物のＨ_２Ｓ及びＣＯ_２の両方を、本発明によって企図される液体蒸気凝縮物又は任意の他の水流に吸収させない一種の抽出であると理解されなければならない。米国特許第５６９４７７２号明細書で企図されている方法は、硫化水素及び二酸化炭素の両方の、蒸気凝縮物への吸収に依存しているとは言えないことは、米国特許第５６９４７７２号明細書の図（図１）及び本文（第４欄、５３行～５６行）の両方による、任意のＣＯ_２が依然として圧縮ガス流の一部であり、これはその後大気に排出されるという事実によって裏付けられる。したがって、米国特許第５６９４７７２号明細書に記載されている解決策は、明らかに、ＮＣＧ混合物からのＨ_２Ｓ及びＣＯ_２の両方を分離することを目的としているのではなく、むしろＨ_２Ｓのみを目的としている。また、米国特許第５６９４７７２号明細書には、上述のいわゆる充填塔に塩素を添加することによって、そこに記載されている方法を最適化できることが記載されている。塩素の添加は、具体的には、水溶液中でより高い溶解度を有する他の硫黄種への硫化水素の酸化の増加を目的とすると理解することができる。対照的に、単純な吸収は、システム中に存在する化学種の変化を伴わないであろう。また、米国特許第５６９４７７２号明細書の方法に関連して塩素を添加する提案は、これらがガス混合物中の存在する可能性のあるＣＯ_２ではなく、Ｈ_２Ｓの処分のみを目的としていることを明確に示す。実際、２９３Ｋ（約２０Ｃ）及び１気圧（約１ｂａｒ）における塩素の水への溶解度（水１００ｇ当たり約０．７ｇ）は、ＣＯ_２（水１００ｇ当たり０．１６９ｇ）よりも高く、上記のいわゆる充填塔に塩素を添加することは、ＣＯ_２に対する塩素の同様の酸化的役割（上で硫化水素に関して言及したような）がないため、（すなわち塩素のないシステムでは）そもそも液体流へのＣＯ_２の全吸収を低下させると考えられるであろう。

米国特許第４２４４１９０号明細書は、硫化水素並びに溶液中の重金属及び／又は遷移金属を含む非凝縮性ガスを含む地下地熱貯留層から生成された二相地熱ブライン（地熱水）を処理する方法を記載しており、これは硫化水素をより高い酸化状態の硫黄及び／又は他の硫黄化合物に変換することを含む。したがって、記載される方法は、Ｈ_２Ｓをより高い酸化状態に変換することによってＨ_２Ｓを除去することに関し、いずれにせよ、ＮＣＧ混合物のＨ_２Ｓ及びＣＯ_２の、本発明によって企図される蒸気凝縮物又は任意の他の水流への吸収に依存しない。

国際公開第９３２２０３２号明細書は、アンモニア及び硫化水素成分を含むガスを処理する方法を記載しており、これは、アンモニア又はアンモニア前駆体を添加し、混合ゾーン内の当該ガスを、当該硫化水素のかなりの部分を除去するのに十分な条件下でｐＨが上昇した液体と接触させることによって、酸素化液体のｐＨを上昇させることを含む。したがって、記載される方法は、地熱貯留層からのＮＣＧの典型的な組成物ではなく、相当量のアンモニアを含むガス状混合物からＨ_２Ｓを除去することに関し、いずれにせよ、本発明によって企図される蒸気凝縮物又は任意の他の水流へのＮＣＧ混合物のＨ_２Ｓ及びＣＯ_２の吸収に依存しない。

米国特許第５０８５７８２号明細書は、地熱ブライン（地熱水）のフラッシング中に生成された非凝縮性ガスを回収及び使用する方法を記載しており、当該ガスは、大量のＣＯ_２及び少量のＨ_２Ｓを含み、これは、硫化水素の実質的にすべてを酸化するために、酸化剤の存在下で、当該非凝縮性ガスをブライン（地熱水）に由来する蒸気の凝縮物に導入することを含む。したがって、記載される方法は、本発明によって企図される蒸気凝縮物又は任意の他の水流への吸収ではなく、Ｈ_２Ｓをより高い酸化状態に変換することによってＨ_２Ｓを除去することに関する。

したがって、本発明の発明者等は、後の貯蔵のためにＮＣＧからＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を分離、捕捉及び調製するための、又は例えば硫黄をより高い酸化状態に酸化するための塩素の添加に頼ることなく、ＮＣＧ混合物からの比較的可溶性のＣＯ_２及びＨ_２Ｓガスの、液体蒸気凝縮物（又は任意の他の水流）への吸収のみに依存し、同時にＮＣＧ混合物中に比較的難溶性のＨ_２、Ｎ_２及びＣＨ_４ガスを残す後の使用のための、環境に優しい方法の必要性を満たすシステム及び方法を初めて記載した。

上記のように、処分又は後の使用のために硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）を調製する目的で、地熱非凝縮性ガス（ＮＣＧ）混合物等のＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒガスのうちの少なくとも１つも包含する硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）リッチガスから、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２等の可溶性ガスを分離するための効果的で環境に優しい方法を達成することが有利であろう。一般に、本発明は、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の上記の欠点の１つ以上を、別々に又は任意の組み合わせで軽減、緩和又は排除する。特に、本発明の目的は、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２に関連する従来技術の上述の問題又は他の問題を解決する方法を提供することであると考えることができる。

これらの懸念の１つ以上をより良好に対処するために、本発明の第１の態様では、ＮＣＧ等の、Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒガスのうちの少なくとも１つも包含するＨ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガス混合物（Ｇ１）からＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を含む可溶性ガスを捕捉するための方法が提供され、少なくとも以下のもの、
・ＮＣＧ等の、Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒガスのうちの少なくとも１つも包含する当該Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガス混合物（Ｇ１）を、３～２０ｂａｒ、例えば３～１５ｂａｒの圧力まで加圧することと、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させることと、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）からの当該Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の少なくとも一部の、当該水流（Ｗ２）への吸収によって、
・当該水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該ガス混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成することと、
・溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された当該水流（Ｗ４）を、
・当該水流（Ｗ４）を地質貯留層に注入するための注入井、又は
・地質貯留層内に水流（Ｗ５）を注入して、当該水流（Ｗ５）のｐＨ調整の補助として当該水流（Ｗ４）を使用するためのシステムのいずれかに移送することと、
を含む。

本発明の文脈において、「移送」という用語は、例えば圧送によって、液体、例えば水、又は気体（例えば、ガス混合物）をある場所から別の場所に移送する任意の手段として理解される。

本発明の文脈において、「流」という用語は、体積流量又は質量流量のいずれかとして提供され得る、特定の流量で所与の速度で所与の方向に移動する物質、例えば水又はガスとして理解される。体積流量は、単位時間当たりに所与の点を通過する流体又はガスの体積であり、通常、記号Ｑ（時にはＶ）によって表される。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与の点を通過する流体又はガスの質量である。質量流量のＳＩ単位はｋｇ／ｓである。

本発明の文脈において、「水供給源又は水」という用語は、任意の種類の水、例えば地下水、海洋／海水、わき水、地熱凝縮物若しくはブライン（地熱水）、又は河川、小川若しくは湖からの表面水として理解される。

本発明の文脈において、「注入井」という用語は、例えば、玄武岩若しくは玄武岩質岩等の岩石層、及び砂岩若しくは石灰岩等の多孔質岩石層の中、又は浅い土壌層の中若しくは下に、流体を配置する装置等、流体又はガスを地下深部又は地面のすぐ下に下向きに配置する可能性を提供する任意の種類の構造として理解される。

本発明の文脈において、ＣＯ_２及び／又はＨ_２Ｓリッチガス混合物は、そのＣＯ_２及び／又はＨ_２Ｓの相対含有量が、大気中のＣＯ_２及び／又はＨ_２Ｓの相対含有量よりも高い任意のガス混合物として理解される。

本発明の文脈において、「水圧」という用語は、水圧液が存在する船舶、坑井、ホース又は任意のものの全方向に水圧液が及ぼす圧力として理解される。水圧は、流体が高圧から低圧に流れる際に、水圧システム内の流れを生じさせる可能性がある。

圧力は、ＳＩ単位パスカル（Ｐａ）、すなわち１ニュートン／平方メートル（１Ｎ／ｍ^２）又は１ｋｇ／（ｍ・ｓ^２）又は１Ｊ／ｍ^３で測定される。一般的に使用される他の圧力単位は、ポンド／平方インチ、又はより正確には重量ポンド／平方インチ（略語：ｐｓｉ）及びｂａｒである。ＳＩ単位では、１ｐｓｉは約６８９５Ｐａに等しく、１ｂａｒは１００，０００Ｐａに等しい。

本発明の文脈において、（ＣＯ_２及び／又はＨ_２Ｓの）ガスの「分圧」又は単なる「圧力」という用語は、所与のガス自体が同じ温度で元の混合物の全体積を占めていた場合、ガスの混合物中の当該所与のガスの概念的圧力として理解される。理想ガス混合物の全圧は、混合物中の個々の構成ガスの分圧の合計である。

本発明の文脈において、「加圧する」及び「加圧される」という用語は、それぞれ、周囲の圧力よりも高い圧力、例えば大気圧よりも高い圧力、例えば３～２０ｂａｒ、例えば３～１５ｂａｒ、例えば４～１０ｂａｒ、例えば６～８ｂａｒ、例えば７ｂａｒをもたらし、維持するプロセスとして理解される。特に、「加圧する」及び「加圧される」という用語は、本発明の文脈において、所与のガス又は所与のガス混合物をその液体状態に圧縮することを意味すると解釈されるべきではなく、所与のガス又は所与のガス混合物に対して所与の温度で、それを特定の閾値を超える圧力にかけることを意味する。

本発明の文脈において、「接触させる」、例えばガス流を水流と接触させるという用語は、何かを他の何かと接触させること、すなわち２つ以上のものを互いに触れさせ、物理的に相互作用させるか、又は互いに関連付けることとして理解される。

本発明の文脈において、「吸収」、例えばガスの水への吸収という用語は、原子、分子又はイオンがバルク相、例えば液体又は固体材料に入る、物理的又は化学的な現象又はプロセスとして理解される。この一例は、ガス－液体吸収（スクラビングとしても知られる）であり、これは、ガス混合物の１つ以上の成分を優先的に溶解し、それらの溶液を液体中に提供する目的で、ガス混合物を液体と接触させる操作である。原則として、溶質と溶媒（吸収剤）との間に化学反応が存在するかどうかに応じて、物理的吸収及び化学的吸収の２種類の吸収プロセスが存在する。本発明のうちの一つのプロセスのように、水が吸収剤として使用されるプロセスでは、吸収剤と溶質との間で化学反応はほとんど起こらず、したがって、このプロセスは一般に物理的吸収と呼ばれる。しかし、吸水剤のｐＨが塩基又は酸の添加によって調整されているプロセスでは、水への吸収は、溶質の化学的性質に応じて、液相中での迅速かつ不可逆的な中和反応を伴うことがあり、次いで、このプロセスは化学吸収又は反応性吸収と呼ばれることがある。したがって、例えばｐＨ調整によって引き起こされる化学反応を使用して、吸収速度を増加させ、溶媒の吸収能力を増加させ、ガス混合物の特定の成分のみを優先的に溶解する選択性を増加させ、及び／又はガス混合物の有害成分を安全又はより安全な化合物に変換することができる。

本発明の文脈において、「生成する」、例えば、水流又は加圧ガス流を生成するという用語は、何か、例えば水流又は加圧ガス流を生じさせる、引き起こす、作り出す、もたらす、又は得ることと理解される。

本発明の文脈において、「注入／再注入」、又は「注入する／再注入する」は、例えば流体を地下構造に押し込むために、何かを他のものに強制的に導入／再導入することとして理解される。

本発明の文脈において、「地質貯留層」という用語は、上向き及び下向きというよりも他の方向に膨張する地下構造、例えば玄武岩質岩における亀裂として理解され、この構造は、本発明による注入井に注入される水のための流路を提供し、地熱貯留層と呼ばれるものを含むことができる。本文脈において、「地熱貯留層」という用語は、上向き及び下向きというよりも他の方向に膨張し、坑井から注入された水の流路を提供する熱岩の亀裂として理解される。

したがって、溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された水流（Ｗ４）を生成することによって、例えばＮＣＧの残りのガスからＣＯ_２及びＨ_２Ｓを分離し、したがって後の廃棄のために、又は例えば流体のｐＨ調整に使用するためにこれらのガスを調製する方法が提供される。処分は、例えば、溶解したＣＯ_２及びＨ_２Ｓで富化された水流（Ｗ４）を地熱貯留層に注入して戻すことに基づいてもよく、地熱貯留層では、水－岩石反応を介して化学結合を形成する。したがって、天然地熱システムで既に行われている水－岩石反応は、溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された水流（Ｗ４）を地熱システムに注入して戻すことによって利用することができる。ＣＯ_２及びＨ_２Ｓを水流に溶解し、元の場所に戻すことによってＣＯ_２及びＨ_２Ｓを分離することは、例えば地熱発電所からのガス排出を削減するための理想的な方法と見なされるに違いない。

一実施形態では、当該Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガスは、以下のガス、Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つを更に含み、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガスに含まれる残りのガスからＨ_２Ｓ及びＣＯ_２ガスを除去する当該方法は、当該Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４、及び／又はＡｒガスのうちの少なくとも１つも包含するＨ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガスを、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２を水と接触させて、溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を残りの難溶性Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４、及び／又はＡｒガスから分離する吸収塔を通して導くことを含む。このようにして、当該残りの難溶性ガスからＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を分離するための簡単な方法が提供される。

本発明の第２の態様では、地熱非凝縮性ガス（ＮＣＧ）等の、Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒガスのうちの少なくとも１つも包含する硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）リッチガス混合物（Ｇ１）からＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を含む可溶性ガスを分離するためのシステムが提供され、少なくとも以下のもの、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該ガス混合物（Ｇ１）を、３～２０ｂａｒ、例えば３～１５ｂａｒの圧力に加圧する手段と、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させる手段と、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）からの当該Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の少なくとも一部の、当該水流（Ｗ２）への吸収によって、当該水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該ガス混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成する手段と、
・溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された当該水流（Ｗ４）を、
・当該水流（Ｗ４）を地質貯留層に注入するための注入井、又は
・地質貯留層内に水流（Ｗ５）を注入して、当該水流（Ｗ５）のｐＨ調整の補助として当該水流（Ｗ４）を使用するためのシステムのいずれかに移送する手段と、
を含む。

本発明によるシステムの特定の好ましい実施形態では、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する、当該加圧ガス混合物（Ｇ１）から当該Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の少なくとも一部を、当該水流（Ｗ２）に吸収する手段のための当該手段は、１つ以上の吸収塔を含む。

本発明による「水」という用語は、淡水、地熱坑井からの水、ブライン（地熱水）、海水等を意味し得ることに留意すべきである。したがって、当該水供給源は、任意の種類の水であってもよい。同様に、ＣＯ_２及び／又は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等の任意の供給源に由来し得る。

一般に、本発明の様々な態様は、本発明の範囲内で可能な任意の方法で組み合わせて統合することができる。本発明のこれら及び他の態様、特徴及び／又は利点は、以下に記載される実施形態を参照して明らかになり、解明されるであろう。

以下、本発明の多数の実施形態を、図面を参照して単なる例として説明する。

アイスランドの様々な地熱発電所によって放出されたＣＯ_２及びＨ_２Ｓの量を示す図である。 硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）を含む可溶性ガスを、ＮＣＧ等の、Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒガスのうちの少なくとも１つも包含するＨ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガス混合物から分離する本発明による方法を示すフローチャートである。 硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）を含む可溶性ガスを、ＮＣＧ等の、Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒガスのうちの少なくとも１つも包含するＨ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガス混合物から分離する本発明によるシステムを示す図である。 本発明によるシステム及び方法による吸収塔及び再注入井を示す図である。 本発明によるＣＯ_２／Ｈ_２Ｓを（５～６ｂａｒの吸収塔で）除去し、その後、（１ａ）ｐＨ調整の補助としての再注入、又は（１ｂ）地質貯留層への再注入のいずれかに使用する方法を示す図である。

図２は、硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）を含む可溶性ガスを、地熱非凝縮性ガス（ＮＣＧ）等の、Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒガスのうちの少なくとも１つも包含するＨ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガス混合物から分離する本発明による方法のフローチャートを示す。Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガス混合物は、ＮＣＧに限定されると解釈されるべきではないことに留意すべきである。しかし、簡単にするために、以下では、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチガス混合物はＮＣＧであると仮定するが、ＮＣＧは、Ｈ_２、Ｎ_２、Ａｒ及びＣＨ_４から選択される１つ以上のガスを更に含んでもよいが、これらに限定されない。

工程（Ｓ１）２０１では、ＮＣＧに含まれる残りのガスからＨ_２Ｓ及びＣＯ_２ガスが分離される。図３に関連してより詳細に論じるように、これは、好ましくは、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２が液体、典型的には水に溶解し、そのようにして残りのより難溶性のＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及びＡｒガスから分離される吸収塔を通してＮＣＧを導くことによって行われる。その後、溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を含む得られた水流は、例えば、廃棄／貯蔵のための再注入井、又はｐＨ調整のための別のプロセスに導かれる。

図３を参照すると、本発明は、特に、硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含するガス混合物（Ｇ１）からＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を除去するための方法に関し、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該ガス混合物（Ｇ１）を加圧する工程と、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させる工程と、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）からの当該Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の少なくとも一部の、当該水流（Ｗ２）への吸収によって、
・当該水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該ガス混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成する工程と、
・溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された当該水流（Ｗ４）を、
・当該水流（Ｗ４）を地質貯留層に注入するための注入井、又は
・地質貯留層内に水流（Ｗ５）を注入して、当該水流（Ｗ５）のｐＨ調整の補助として当該水流（Ｗ４）を使用するためのシステムのいずれかに移送する工程と、
を含む。

溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された当該水流（Ｗ４）を、当該水流（Ｗ４）を地質貯留層に注入するための注入井、又は
地質貯留層内に水流（Ｗ５）を注入して、当該水流（Ｗ５）のｐＨ調整の補助として当該水流（Ｗ４）を使用するためのシステムのいずれかに移送する工程は、図３には示されていない。

溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された当該水流（Ｗ４）を、当該水流（Ｗ４）を地質貯留層に注入するための注入井に移送する工程を図４に示す。図４に示す特定の実施形態では、水流（Ｗ４）は、「地熱水」とラベル付けされた別の水流と同時注入される。

水流（Ｗ５）のｐＨ調整のための水流（Ｗ４）の使用は、図３又は図４には示されていないが、例えば図５に示されており、水流（Ｗ４）の一部は、再注入（１ｂ）に使用され、一部は、水流（Ｗ５）のｐＨ調整（１ａ）に使用され、これは「地熱水」として示されている。

本発明による方法の特に好ましい実施形態では、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）の圧力は、３～２０ｂａｒ、例えば３～１５ｂａｒ、又は４～２０ｂａｒ、例えば４～１４ｂａｒ、例えば５～１３ｂａｒ、例えば６～１２ｂａｒ、例えば７～１１ｂａｒ、例えば７、８、９、１０及び１１ｂａｒである。

本発明による方法の更に特に好ましい実施形態では、当該ガス流（Ｇ１）の温度は、３０～５０℃、例えば３２～４８℃、例えば３３～４７℃、例えば３４～４６、例えば３５～４５、例えば３６～４４、例えば３７～４３、例えば３８～４２、例えば３９、４０及び４１℃である。

本発明による方法の更に特に好ましい実施形態では、当該水流（Ｗ２）の温度は、４～４０℃、例えば６～３５℃、例えば８～３０℃、例えば１０～２５℃、例えば１１～２４℃、例えば１２～２３℃、例えば１３～２２℃、例えば１４～２１℃、例えば１５～２０℃、例えば１５、１６、１７、１８、１９及び２０℃である。

本発明による方法の更に特に好ましい実施形態では、当該水流（Ｗ２）の圧力は、６～２３ｂａｒ、例えば６～２２ｂａｒ、例えば６～２１ｂａｒ、例えば６～２０ｂａｒ、例えば６～１９ｂａｒ、例えば６～１８ｂａｒ、例えば７～１７ｂａｒ、例えば８～１６ｂａｒ、例えば９～１５ｂａｒ、例えば１０～１４ｂａｒ、例えば９、１０、１１、１２、１３及び１４ｂａｒである。本発明による方法の特に好ましい実施形態では、当該水流（Ｗ２）の圧力は、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）の圧力よりも約２～５ｂａｒ高く、例えば、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）の圧力よりも３又は４ｂａｒ高い。したがって、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）の圧力が、約６ｂａｒである場合、当該水流（Ｗ２）の圧力は、好ましくは約９ｂａｒであるべきである。それでもなお、当業者であれば、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）の圧力と、当該水流（Ｗ２）との間の最適な圧力差は、例えば、適用可能な吸収塔の塔高及び適用可能な水分配システムの圧力降下に依存し、同様に、所与のシステムのどこで当該圧力が測定されるかに依存するであろうことを認識するであろう。

本発明による方法の更に特に好ましい実施形態では、当該ガス混合物（Ｇ１）の流量は、０．２～１．５ｋｇ／ｓ、例えば０．２５ｋｇ／ｓ～１．４５ｋｇ／ｓ、例えば０．３～１．４ｋｇ／ｓ、例えば０．３５～１．３５ｋｇ／ｓ、例えば０．４～１．３、例えば０．４５～１．２５ｋｇ／ｓ、例えば０．５～１．２ｋｇ／ｓ、例えば０．５５～１．１５ｋｇ／ｓ、例えば０．６～１．１ｋｇ／ｓ、例えば０．６５～１．０５ｋｇ／ｓ、例えば０．７～１ｋｇ／ｓ、例えば０．７、０．７５、０．８、０．８５、０．９、０．９５及び１ｋｇ／ｓである。

本発明による方法の更に特に好ましい実施形態では、当該水流（Ｗ２）の流量は、３６～５６ｋｇ／ｓ、例えば３７～５５ｋｇ／ｓ、例えば３８～５４ｋｇ／ｓ、例えば３９～５５ｋｇ／ｓ、例えば４０～５３ｋｇ／ｓ、例えば４１～５２ｋｇ／ｓ、例えば４２～５１ｋｇ／ｓ、例えば４２、４３、４４、４５、４６、４７、４８、４９及び５０ｋｇ／ｓである。

本発明による方法の更に特に好ましい実施形態では、当該ガス混合物（Ｇ１）は地熱非凝縮性ガス混合物（ＮＣＧ）である。

また、上記の方法から離れると、本発明は、また、特に、硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含するガス混合物（Ｇ１）からＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を除去するためのシステムに関し、少なくとも以下のもの、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該ガス混合物（Ｇ１）を加圧する手段と、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させる手段と、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）からの当該Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の少なくとも一部の、当該水流（Ｗ２）への吸収によって、当該水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該ガス混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成する手段と、
・溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された当該水流（Ｗ４）を、
・当該水流（Ｗ４）を地質貯留層に注入するための注入井、又は
・地質貯留層内に水流（Ｗ５）を注入して、当該水流（Ｗ５）のｐＨ調整の補助として当該水流（Ｗ４）を使用するためのシステムのいずれかに移送する手段と、
を含む。

本発明による特定の好ましいシステムでは、当該
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させるための手段と、
・Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該加圧ガス混合物（Ｇ１）からの当該Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の少なくとも一部の、当該水流（Ｗ２）への吸収によって、当該水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する当該ガス混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成する手段と、
は、吸収塔である。

本発明は、図面及び前述の説明において詳細に例示及び説明されているが、そのような例示及び説明は、説明的又は例示的であり、限定的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ない。開示された実施形態に対する他の変形は、図面、開示、及び添付の特許請求の範囲の研究から、特許請求された発明を実施する際に当業者によって理解及び達成され得る。特許請求の範囲において、「を含む（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」という語は他の要素又は工程を除外せず、不定冠詞「ａ」又は「ａｎ」は複数を除外しない。単一のプロセッサ又は他のユニットは、特許請求の範囲に記載のいくつかの項目の機能を果たすことができる。特定の測定値が、相互に異なる従属請求項に記載されているという単なる事実は、これらの測定値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すものではない。特許請求の範囲におけるいかなる参照符号も、範囲を限定するものとして解釈されるべきではない。

[例１]
ＣＯ_２／Ｈ_２Ｓの実験的注入は、レイキャヴィークのおよそ２０ｋｍ南東の西火山帯南東アイスランドに位置する、ヘンギル中央火山にあるヘトリスヘイジ発電所で行った。現在、ヘンギル地域には２つの生産地熱地帯があり、この地域の北部にはネーシャヴェトリルがあり、南部にはヘトリスヘイジがある。

６３の生産井がヘトリスヘイジ地熱地帯に掘削されており、その層位及び変質帯に関する貴重な情報を提供している。Ｆｒａｎｚｓｏｎ ｅｔ ａｌ．，Ｆｒａｎｚｓｏｎ，Ｈ．，Ｋｒｉｓｔｊａｎｓｓｏｎ，Ｂ．Ｒ．，Ｇｕｎｎａｒｓｓｏｎ，Ｇ．，Ｂｊｏｒｎｓｓｏｎ，Ｇ．，Ｈｊａｒｔａｒｓｏｎ，Ａ．，Ｓｔｅｉｎｇｒｉｍｓｓｏｎ，Ｂ．，Ｇｕｎｎｌａｕｇｓｓｏｎ，Ｅ．ａｎｄ Ｇｉｓｌａｓｏｎ，Ｇ．（２００５）Ｔｈｅ Ｈｅｎｇｉｌｌ－Ｈｅｌｌｉｓｈｅｉｄｉ Ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ ｆｉｅｌｄ．Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ａ Ｃｏｎｃｅｐｔｕａｌ Ｍｏｄｅｌ．Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ Ｗｏｒｌｄ Ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ Ｃｏｎｇｒｅｓｓ ２００５によって科学文献で報告され、その全体が参照により本明細書に組み込まれるように、ヘンギル地域の地表下の玄武岩層は、主に、海面下約１０００ｍの深さのハイアロクラスタイト火山層を含み、より顕著な溶岩の連続が下層にある。Ｈｅｌｇａｄｏｔｔｉｒ ｅｔ ａｌ．，Ｈｅｌｇａｄｏｔｔｉｒ，Ｈ．Ｍ．，Ｓｎａｅｂｊｏｒｎｓｄｏｔｔｉｒ，Ｓ．Ｏ．，Ｎｉｅｌｓｓｏｎ，Ｓ．，Ｇｕｎｎａｒｓｄｏｔｔｉｒ，Ｓ．Ｈ．，Ｍａｔｔｈｉａｓｄｏｔｔｉｒ，Ｔ．，Ｈａｒｄａｒｓｏｎ，Ｂ．Ｓ．，Ｇｕｎｎｌａｕｇｕｒ Ｍ．Ｅｉｎａｒｓｓｏｎ，Ｇ．Ｍ．ａｎｄ Ｆｒａｎｚｓｏｎ，Ｈ．（２０１０）Ｇｅｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｈｙｄｒｏｔｈｅｒｍａｌ Ａｌｔｅｒａｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｏｆ ｔｈｅ Ｈｅｌｌｉｓｈｅｉｄｉ Ｈｉｇｈ Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ Ｓｙｓｔｅｍ，ＳＷ－Ｉｃｅｌａｎｄ．Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ，Ｗｏｒｌｄ Ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ Ｃｏｎｇｒｅｓｓ ２０１０によって科学文献で報告され、その全体が参照により本明細書に組み込まれるように、熱水変質は、上にある冷たい地下水システムの新鮮な岩石から、ゼオライト集合体を通り、緑簾石、珪灰石及びアクチノ閃石を含む高温鉱物集合体にまで及ぶ。

ヘトリスヘイジ地熱地帯からの地熱ガスは、主にＣＯ_２、Ｈ_２Ｓ、Ｈ_２、並びにより少ない程度のＮ_２、ＣＨ_４及びＡｒからなる。パイロットガス分離ステーションが、ヘトリスヘイジ発電所の隣に建設された。パイロットステーションは、発電所の凝縮器から来る地熱ガスを、ＣＯ_２及びＨ_２Ｓリッチガス流（複数可）と、他のガス（主にＨ_２、Ｎ_２、Ａｒ、Ｏ_２及び／又はＣＨ_４）を含むガス流と、に分離した。ＣＯ_２及びＨ_２Ｓから分離されたガス流中の酸素は、地熱ガスの大気汚染に由来する。このようにして、発電所から来る総地熱ガスの約３％が分離された。ＣＯ_２／Ｈ_２Ｓガス流（複数可）はＣＯ_２／Ｈ_２Ｓ注入に使用されたが、残りのガスは、ヘトリスヘイジ発電所の凝縮器から来る残りの地熱ガスと共に大気中に放出された。

ＣＯ_２／Ｈ_２Ｓガス流（複数可）を、注入場所に近いヨウ化カリウムトレーサと共に地下水に溶解し、続いて地熱貯留層に注入して戻した。このプロジェクトの目的は、溶液からＨ_２Ｓを除去し、地熱貯留層内の鉱物中に貯蔵するために、地熱貯留層内の例えばＨ_２Ｓの濃度を制御するものと同じ制御パラメータを使用することであった。

硫化水素及び二酸化炭素の実験的注入のために選択された場所は、ヘトリスヘイジ発電所の約２ｋｍ北東のＳｌｅｇｇｊｕｂｅｉｎｓｄａｌｕｒにある。これは、好適な貯留層温度、発電所、したがってＨ_２Ｓの供給源に近いこと、トレーサ試験、及びその場所では注入実験に高温液体エンタルピー坑井が利用可能であるという事実に基づいて選択した。Ｈ_２Ｓガスは、パイロットガス分離ステーションから輸送し、注入場所付近の地熱水に溶解し、その後、坑井ＨＥ－０８に注入した。

ＨＥ－０８は、生産のために２００３年に掘削された深さ２８０８ｍの垂直井であるが、生産井として使用できないことが判明した。ＨＥ－０８坑井は、近くの坑井の掘削中にこの坑井とＨＥ－０８との間の明確な接続が観察されたため、注入用に選択した。坑井間の接続は、以下に記載するトレーサ試験で更に調査した。

ヘトリスヘイジ地熱地帯及び注入部位の層位及び変化は、Ｆｒａｎｚｏｎ ｅｔ ａｌ．，Ｆｒａｎｚｓｏｎ，Ｈ．，Ｋｒｉｓｔｊａｎｓｓｏｎ，Ｂ．Ｒ．，Ｇｕｎｎａｒｓｓｏｎ，Ｇ．，Ｂｊｏｒｎｓｓｏｎ，Ｇ．，Ｈｊａｒｔａｒｓｏｎ，Ａ．，Ｓｔｅｉｎｇｒｉｍｓｓｏｎ，Ｂ．，Ｇｕｎｎｌａｕｇｓｓｏｎ，Ｅ．ａｎｄ Ｇｉｓｌａｓｏｎ，Ｇ．（２００５）Ｔｈｅ Ｈｅｎｇｉｌｌ－Ｈｅｌｌｉｓｈｅｉｄｉ Ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ ｆｉｅｌｄ．Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ａ Ｃｏｎｃｅｐｔｕａｌ Ｍｏｄｅｌ．Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ Ｗｏｒｌｓ Ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ Ｃｏｎｇｒｅｓｓ ２００５，ａｎｄ ｉｎ ｔｈｅ ｓｃｉｅｎｔｉｆｉｃ ｌｉｔｅｒａｔｕｒｅ ｂｙ Ｈｅｌｇａｄｏｔｔｉｒ ｅｔ ａｌ．，Ｈｅｌｇａｄｏｔｔｉｒ，Ｈ．Ｍ．，Ｓｎａｅｂｊｏｒｎｓｄｏｔｔｉｒ，Ｓ．Ｏ．，Ｎｉｅｌｓｓｏｎ，Ｓ．，Ｇｕｎｎａｒｓｄｏｔｔｉｒ，Ｓ．Ｈ．，Ｍａｔｔｈｉａｓｄｏｔｔｉｒ，Ｔ．，Ｈａｒｄａｒｓｏｎ，Ｂ．Ｓ．，Ｇｕｎｎｌａｕｇｕｒ Ｍ．Ｅｉｎａｒｓｓｏｎ，Ｇ．Ｍ．ａｎｄ Ｆｒａｎｚｓｏｎ，Ｈ．（２０１０）Ｇｅｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｈｙｄｒｏｔｈｅｒｍａｌ Ａｌｔｅｒａｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｏｆ ｔｈｅ Ｈｅｌｌｉｓｈｅｉｄｉ Ｈｉｇｈ Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ Ｓｙｓｔｅｍ，ＳＷ－Ｉｃｅｌａｎｄ．Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ，Ｗｏｒｌｄ Ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ Ｃｏｎｇｒｅｓｓ ２０１０による科学文献で報告されており、参照によりその全体が本明細書に組み込まれる。注入部位の主な岩石層は、時折溶岩系列を有する氷河下に形成されたハイアロクラスタイトである。海面下約１４００ｍ未満では溶岩系列が顕著である。注入部位の帯水層温度は、排出された流体の石英地質温度計の適用及び計算された地層温度によって示されるように、２６０℃～２７０℃である。ＨＥ－０８の顕著な帯水層は深さ１３５０ｍにあり、地層温度は約２７０℃であり、これは石英地質温度計と非常に一致している。注入部位の岩石層は、新鮮な岩石から緑簾石－角閃石帯までの高温領域のすべての典型的な変質帯を通過する。

ＨＥ－０８の掘削中、ＨＥ－０８と、水位測定に使用される近くの坑井であるＫｈＧ－１との間に圧力関係が観察された。ＨＥ－３１、ＨＥ－４６及びＨＥ－５２の掘削中、掘削された坑井と坑井ＨＥ－８とＫｈＧ－１との間でも圧力関係が観察された。トレーサ試験を実施して、近くの坑井へのＨ_２Ｓリッチ地熱ブライン（地熱水）の可能な流路を明らかにし定量化し、その結果を使用して可能な監視井の監視プログラムを構成した。

２５０ｋｇの安息香酸ナトリウム（ＮａＣ_６Ｈ_５ＣＯ_２）を１０００リットルの水に溶解し、続いて坑井ＨＥ－８に注入することによって、トレーサ試験を行った。トレーサ地熱ブライン（地熱水）の注入後、４ｌ／ｓの体積流量で５６日間、坑井に圧送した。試験時、注入井近傍の坑井は排出していた。坑井は、ＨＥ－５、ＨＥ－３１、ＨＥ－４６及びＨＥ－５２であった。定期的に試料をそれらの堰ボックス（ｗｅｉｒｂｏｘ）から又はウェブレセパレータを使用して回収し、イオンクロマトグラフィを使用して安息香酸イオンについて分析した。ベンゾアートの濃度は、坑井ＨＥ－５２、ＨＥ－５及びＨＥ－３１のすべての試料において検出限界未満であった。ベンゾアート濃度の上昇レベルは、坑井ＨＥ－４６においてのみ明らかであった。トレーサ試験のモデル化により、２７０℃において２週間で報告されたベンゾアートの２０％の分解を考慮すると、注入された水の４０％近くが坑井ＨＥ－４６に排出されることが明らかになった。残りのベンゾアートは考慮されなかった。ＨＥ－０８に注入されたベンゾアートは、わずか２日後にＨＥ－４６に現れ始め、２つの坑井間の速い流路を明らかにしている。石英地質温度計によれば、帯水層温度は２６６℃であり、ＨＥ－０８及び注入部位付近のすべての坑井の帯水層温度に近い。

ヘトリスヘイジ地熱地域の帯水層流体中の硫化水素濃度は、この注入プロジェクトの一部、及び坑井の一般的な地球化学的監視の一部の両方として広く研究されており、Ｓｔｅｆａｎｓｓｏｎ ｅｔ ａｌ．ａｎｄ Ｓｃｏｔｔ ｅｔ ａｌ．，Ｓｔｅｆａｎｓｓｏｎ，Ａ．，Ａｒｎｏｒｓｓｏｎ，Ｓ．，Ｇｕｎｎａｒｓｓｏｎ，Ｉ．，Ｋａａｓａｌａｉｎｅｎ，Ｈ．ａｎｄ Ｇｕｎｎｌａｕｇｓｓｏｎ，Ｅ．（２０１１）．Ｔｈｅ ｇｅｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ ａｎｄ ｓｅｑｕｅｓｔｒａｔｉｏｎ ｏｆ Ｈ２Ｓ ｉｎｔｏ ｈｙｄｒｏｔｈｅｒｍａｌ ｓｙｓｔｅｍ ａｔ Ｈｅｌｌｉｓｈｅｉｄｉ，Ｉｃｅｌａｎｄ．Ｊ．Ｖｏｌｃａｎｏｌ．Ｇｅｏｔｈ．Ｒｅｓ．２０２，１７９－１８８）；Ｓｃｏｔｔ Ｓ．，Ｇｕｎｎａｒｓｓｏｎ，Ｉ．，Ｓｔｅｆａｎｓｓｏｎ，Ａ．ａｎｄ Ｇｕｎｎｌａｕｇｓｓｏｎ，Ｅ．（２０１１）．Ｇａｓ Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ ｏｆ ｔｈｅ Ｈｅｌｌｉｓｈｅｉｄｉ Ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ Ｆｉｅｌｄ，ＳＷ－Ｉｃｅｌａｎｄ．Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ ３６ｔｈ Ｓｔａｎｆｏｒｄ Ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ Ｗｏｒｋｓｈｏｐによる科学文献で報告されており、参照によりその全体が本明細書に組み込まれる。高温帯水層流体中の計算されたＨ_２Ｓ濃度は、１５～２６４ｐｐｍの範囲にある。濃度は温度の上昇と共に増加し、鉱物緩衝液集合体によって制御されるように思われる。データ点の大部分は、黄鉄鉱、磁硫鉄鉱、ぶどう石及び緑簾石又は黄鉄鉱、磁硫鉄鉱及び磁鉄鉱鉱物緩衝液の平衡線に近い。Ｓｔｅｆａｎｓｓｏｎ ｅｔ ａｌ．は、アイスランドの地熱地域は通常、磁鉄鉱が低く、これがアイスランドの地熱システムにおいて不安定であることを示唆しているため、Ｈ_２Ｓ濃度がぶどう石含有鉱物集合体と平衡すると結論付けた。

本発明のＨ_２Ｓ除去方法は、Ｈ_２Ｓ鉱物化を成功させるために行われる必要がある化学反応の速度に依存する。Ｈ_２Ｓは、地熱貯留層に永久的に貯蔵される二次鉱物を形成するための金属を必要とする。反応経路モデリングは、Ｈ_２Ｓ鉱物化の能力に影響を及ぼす主な要因が、参照によりその全体が本明細書に組み込まれる、Ｓｔｅｆａｎｓｓｏｎ ｅｔ ａｌ．，Ｓｔｅｆａｎｓｓｏｎ，Ａ．，Ａｒｎｏｒｓｓｏｎ，Ｓ．，Ｇｕｎｎａｒｓｓｏｎ，Ｉ．，Ｋａａｓａｌａｉｎｅｎ，Ｈ．ａｎｄ Ｇｕｎｎｌａｕｇｓｓｏｎ，Ｅ．（２０１１）．Ｔｈｅ ｇｅｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ ａｎｄ ｓｅｑｕｅｓｔｒａｔｉｏｎ ｏｆ Ｈ_２Ｓ ｉｎｔｏ ｈｙｄｒｏｔｈｅｒｍａｌ ｓｙｓｔｅｍ ａｔ Ｈｅｌｌｉｓｈｅｉｄｉ，Ｉｃｅｌａｎｄ．Ｊ．Ｖｏｌｃａｎｏｌ．Ｇｅｏｔｈ．Ｒｅｓ．２０２，１７９－１８８によって科学文献に報告されているように、鉄の移動度及び酸化状態に関連することを示している。２５０℃を超えると、緑簾石の形成時に黄鉄鉱の鉱物化速度が低下し、結果として、Ｈ_２Ｓを鉱物化するために、より多くの玄武岩質岩を溶解する必要がある。次いで、Ｈ_２Ｓ隔離のための最適温度は、緑簾石の安定域を下回るか、又は約２３０℃を下回る（Ｓｔｅｆａｎｓｓｏｎ ｅｔ ａｌ．を参照されたい）。注入部位の岩石層温度は２６０～２７０℃である。溶解したＨ_２Ｓを含む注入された地熱水は、監視井（ＨＥ－４６）に入る前に１００℃から最大２６０℃超まで加熱され、Ｈ_２Ｓを鉱物化するための広い温度間隔を提供する。

注入部位のトレーサ試験により、注入井及び監視井からの直接かつ高速な流路が明らかになった。主帯水層の間隔は約４５０ｍである。これは、坑井間の主流路が、ヘトリスヘイジ地熱地帯のような亀裂が顕著な地熱貯留層で予想される、貯留層内の亀裂を通過していることを示している。実験的な注入を成功させるために、硫化物鉱物が注入井の近傍の帯水層を満たし、注入に使用できなくなる可能性があるため、Ｈ_２Ｓ鉱物化の速度は速すぎてはならない。このような状況は、鉱物化反応を遅くするための対策を必要とするであろう。これらの手段は、例えば、注入されたブライン（地熱水）中のＨ_２Ｓの濃度を低下させ、したがって、堆積している硫化物鉱物に対するブライン（地熱水）の過飽和を低下させることであり得る。一方、ブライン（地熱水）が注入井から監視井に流れる時、鉱物化を行うには、Ｈ_２Ｓ鉱物化の速度が遅すぎる可能性がある。これに対する応答は、監視井をしばらくの間停止させるが、Ｈ_２Ｓの注入を継続することであり得る。これは、地熱貯留層内の保持時間を増加させ、Ｈ_２Ｓ隔離のためのより多くの時間を可能にする。

[例２]
アイスランドのヘトリスヘイジ地熱発電所では、非凝縮性地熱ガス（ＮＣＧ）は、主に３つのガス、二酸化炭素（ＣＯ_２）、硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び水素（Ｈ_２）からなる。窒素（Ｎ_２）、メタン（ＣＨ_４）及びアルゴン（Ａｒ）等の他のガスもＮＣＧガスの一部であるが、ごくわずかな割合である（参照：ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｔｈｉｎｋｇｅｏｅｎｅｒｇｙ．ｃｏｍ／ｔｒｅａｔｉｎｇ－ｎｏｎ－ｃｏｎｄｅｎｓａｂｌｅ－ｇａｓｅｓ－ｎｃｇ－ｏｆ－ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ－ｐｌａｎｔｓ－ｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ－ｂｙ－ｍａｎｎｖｉｔ／）。

地熱現場からの蒸気に適用された凝縮プロセスの結果として生じる非凝縮性ガス留分は、吸収塔に導かれ、ここでＮＣＧ（主にＣＯ_２、Ｈ_２Ｓ）は、一定温度（１５℃～２５℃）において高圧（６～１０ｂａｒ）下で水に溶解される。

硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）を含む水溶性ガスをＨ_２Ｓ及びＣＯ_２リッチ地熱非凝縮性ガス混合物（ＮＣＧ）から捕捉するための操作条件を以下に概説する。

硫化水素の最大９８％及び二酸化炭素の約５０％を水に溶解し、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２が鉱物化する発電所部位における岩盤の深部に再注入した（参照：ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｔｈｉｎｋｇｅｏｅｎｅｒｇｙ．ｃｏｍ／ｔｒｅａｔｉｎｇ－ｎｏｎ－ｃｏｎｄｅｎｓａｂｌｅ－ｇａｓｅｓ－ｎｃｇ－ｏｆ－ｇｅｏｔｈｅｒｍａｌ－ｐｌａｎｔｓ－ｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ－ｂｙ－ｍａｎｎｖｉｔ／）。

当業者であれば、上述の温度、流量及び圧力は、アイスランドのヘトリスヘイジ地熱発電所の特定の条件に基づいており、ガス流及び温度に関する他の所定の条件が与えられる場合、これらは異なり得ることを容易に理解するであろう。同様に、当業者は、関連する水流が、実際のガス流の特定の比率であるべきであり、これは適用可能な圧力及び温度に応じて変更されるべきことを容易に理解するであろう。

[例３]
本セットの実験もまた、アイスランドのヘトリスヘイジの地熱発電所で実施した。

注入部位の地表下の岩石は、８～１０％と推定される多孔性を有する比較的浸透性であり、８００ｍ未満の深さにおける高浸透率亀裂特徴とするかんらん石ソレアイト質玄武岩からなる。標的の酸性ガス貯留層の深さ約２０００ｍにおける温度は、２２０～２６０℃の範囲である。

ＣＯ_２及びＨ_２Ｓを水に溶解し、混合物を７５０ｍの深さで放出した。ＣＯ_２／Ｈ_２Ｓ／Ｈ_２Ｏ混合物は、１９００～２２００ｍまで延在する注入井を介して放出地点から運ばれ、地表下の岩石に放出された。次いで、この合わせた流体は、深さ１９００～２２００ｍの注入井から０，９～１，５ｋｍに位置する監視井に、水圧勾配を注ぎ込んだ。

１年間に、合計４５２６トンのＣＯ_２及び２５３６トンのＨ_２Ｓを注入した。注入されたガス混合物の最終結果を、深さ約１９００～２２００ｍの主帯水層の深さの注入井の下流９８４ｍ、１３５６ｍ、及び１４８２ｍに位置する３つの監視井の定期的なサンプリングによって監視した。これらの深さにおいて、貯留層流体は、水圧が水の液体蒸気飽和圧力よりも大きいため、２６６～２７７℃の温度を有する単相水性流体である。流体が監視井を上昇すると、圧力が低下するにつれて沸騰する。その結果、蒸気及び水は、各監視井の上部で５．７～９．３ｂａｒで別々にサンプリングされる。Ａｒｎｏｒｓｓｏｎ ｅｔ ａｌ．（２００６）Ｇｅｏｆｌｕｉｄｓ ６，２０３－２１６に記載されているように、気相中の溶存無機炭素（ＤＩＣ）及び硫化水素（Ｈ_２Ｓ）、並びにＣＯ_２及びＨ_２Ｓを決定するためのサンプルを収集し、分析した。

注入されたガス鉱物化の割合は、サンプリングされた監視井中の測定された水性ＤＩＣ及び溶存硫黄（ＤＳ）濃度を、混合及び希釈のみを想定し、地表下で反応が起こらなかったものと比較することによって算出した。

計算され、測定されたＤＩＣ及びＤＳの間の差は、注入されたＣＯ_２の５０％超及び注入されたＨ_２Ｓの７６％が鉱物化したことを示した。

[例４]
本セットの実験もまた、アイスランドのヘトリスヘイジの地熱発電所で実施した。システムを例２に記載の条件下で動作させた。

１５３日間、０．９～１．４ｌ／ｓの流量で溶解したＣＯ_２（４０９５～６３８８ｍｇ／ｌ）及びＨ_２Ｓ（１９３３～３８１１）を含む水を、１８～２０ｌ／ｓで、ｐＨ調整地熱ブライン（地熱水）流に使用した。ｐＨ調整ブライン（地熱水）のＣＯ_２及びＨ_２Ｓの濃度は、それぞれ２５４～４４８ｍｇ／ｌ及び１７０～３０５ｍｇ／ｌであり、ｐＨは５．５～６．７であった。１１７℃の温度を有する混合物を熱交換器を介して移し、６０℃に冷却し、交換器にわたる圧力降下を監視し、実験の前後に熱交換器を計量することによってスケーリング量を推定した。熱交換器全体で圧力降下は観察されず、測定されたスケールは２μｇ／ｌであった。比較のために、未処理の地熱ブライン（地熱水）を同じ流量及び温度低下で５３日間、熱交換器を介して移した。熱交換器が１１１μｇ／ｌの測定されたスケールで詰まったため、実験を更に延長することはできなかった。

１５３日間、０．９～１．４ｌ／ｓの流量で溶解したＣＯ_２（４０９５～６３８８ｍｇ／ｌ）及びＨ_２Ｓ（１９３３～３８１１）を含む水を、１８～２０ｌ／ｓで、ｐＨ調整地熱ブライン（地熱水）流に使用した。ｐＨ調整ブライン（地熱水）のＣＯ_２及びＨ_２Ｓの濃度は、それぞれ２５４～４４８ｍｇ／ｌ及び１７０～３０５ｍｇ／ｌであり、ｐＨは５．５～６．７であった。１１７℃の温度を有する混合物を熱交換器を介して移し、６０℃に冷却し、交換器にわたる圧力降下を監視し、実験の前後に熱交換器を計量することによってスケーリング量を推定した。熱交換器全体で圧力降下は観察されず、測定されたスケールは２μｇ／ｌであった。比較のために、未処理の地熱ブライン（地熱水）を同じ流量及び温度低下で５３日間、熱交換器を介して移した。熱交換器が１１１μｇ／ｌの測定されたスケールで詰まったため、実験を更に延長することはできなかった。
本願の出願当初の特許請求の範囲に係る発明の内容は、以下の通りである。
［項１］
硫化水素（Ｈ _２ Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ _２ ）並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する非凝縮性ガス（ＮＣＧ）混合物（Ｇ１）からＨ _２ Ｓ及びＣＯ _２ を除去するための方法であって、
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）を、３～２０ｂａｒの圧力に加圧する工程と、
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させる工程と、
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）からの前記Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ の少なくとも一部の、前記水流（Ｗ２）への吸収によって、
前記Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ の前記少なくとも一部を、前記Ｈ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つの少なくとも一部から分離し、前記水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ _２ Ｓ及びＣＯ _２ で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成する工程と、
溶解したＨ _２ Ｓ及びＣＯ _２ で富化された前記水流（Ｗ４）を、
前記水流（Ｗ４）を地質貯留層に注入するための注入井、又は
地質貯留層内に水流（Ｗ５）を注入して、前記水流（Ｗ５）のｐＨ調整の補助として前記水流（Ｗ４）を使用するためのシステムのいずれかに移送する工程と、
を含む方法。
［項２］
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）の圧力が、３～２０ｂａｒ、例えば４～１０ｂａｒ、例えば６～８ｂａｒ、例えば７ｂａｒである、項１に記載の方法。
［項３］
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）の温度が、３０～６０℃、例えば３５～５０℃、例えば３９～４１℃、例えば４０℃である、項１～２のいずれか一項に記載の方法。
［項４］
前記水流（Ｗ２）の温度が、４～４０℃、例えば６～３５℃、例えば８～３０℃、例えば１０～２５℃、例えば１２～２０℃、例えば１３～１７℃、例えば１５℃である、項１～３のいずれか一項に記載の方法。
［項５］
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）の流量が、０．２～１．５ｋｇ／ｓ、例えば０．２５～１．４５ｋｇ／ｓ、例えば０．４～１．４ｋｇ／ｓ、例えば１ｋｇ／ｓである、項１～４のいずれか一項に記載の方法。
［項６］
前記水流（Ｗ２）の流量が、３６～５６ｋｇ／ｓ、例えば４５～５５ｋｇ／ｓ、例えば４８～５２ｋｇ／ｓ、例えば５０ｋｇ／ｓである、項１～５のいずれか一項に記載の方法。
［項７］
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）が、地熱非凝縮性ガス混合物である、項１～６のいずれか一項に記載の方法。
［項８］
硫化水素（Ｈ _２ Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ _２ ）並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する非凝縮性ガス（ＮＣＧ）混合物（Ｇ１）からＨ _２ Ｓ及びＣＯ _２ を除去するためのシステムであって、少なくとも以下のもの、
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）を、３～２０ｂａｒの圧力に加圧する手段と、
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させる手段と、
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）からの前記Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ の少なくとも一部の、前記水流（Ｗ２）への吸収によって、前記Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ の前記少なくとも一部を、前記Ｈ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つの少なくとも一部から分離し、前記水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ _２ Ｓ及びＣＯ _２ で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成する手段と、
溶解したＨ _２ Ｓ及びＣＯ _２ で富化された前記水流（Ｗ４）を、
前記水流（Ｗ４）を地質貯留層に注入するための注入井、又は
地質貯留層内に水流（Ｗ５）を注入して、前記水流（Ｗ５）のｐＨ調整の補助として前記水流（Ｗ４）を使用するためのシステムのいずれかに移送する手段と、
含む、システム。
［項９］
項８に記載のシステムであって、前記、
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させるための手段と、
Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）からの前記Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ の少なくとも一部の、前記水流（Ｗ２）への吸収によって、前記Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ の前記少なくとも一部を、前記Ｈ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つの少なくとも一部から分離し、前記水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ _２ Ｓ及びＣＯ _２ で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ 並びにＨ _２ 、Ｎ _２ 、ＣＨ _４ 及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ _２ Ｓ及びＣＯ _２ が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成する手段と、
が、吸収塔である、項８に記載のシステム。

Claims (9)

1. 硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する非凝縮性ガス（ＮＣＧ）混合物（Ｇ１）からＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を除去するための方法であって、
   Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）を、３～２０ｂａｒの圧力に加圧する工程と、
   Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させる工程と、
   Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）からの前記Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の少なくとも一部の、前記水流（Ｗ２）への吸収によって、
   前記Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の前記少なくとも一部を、前記Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つの少なくとも一部から分離し、前記水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成する工程と、
   溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された前記水流（Ｗ４）を、
   前記水流（Ｗ４）を地質貯留層に注入するための注入井、又は
   地質貯留層内に水流（Ｗ５）を注入して、前記水流（Ｗ５）のｐＨ調整の補助として前記水流（Ｗ４）を使用するためのシステムのいずれかに移送する工程と、
   を含む方法。
2. Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）の圧力が、３～２０ｂａｒ、例えば４～１０ｂａｒ、例えば６～８ｂａｒ、例えば７ｂａｒである、請求項１に記載の方法。
3. Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）の温度が、３０～６０℃、例えば３５～５０℃、例えば３９～４１℃、例えば４０℃である、請求項１～２のいずれか一項に記載の方法。
4. 前記水流（Ｗ２）の温度が、４～４０℃、例えば６～３５℃、例えば８～３０℃、例えば１０～２５℃、例えば１２～２０℃、例えば１３～１７℃、例えば１５℃である、請求項１～３のいずれか一項に記載の方法。
5. Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）の流量が、０．２～１．５ｋｇ／ｓ、例えば０．２５～１．４５ｋｇ／ｓ、例えば０．４～１．４ｋｇ／ｓ、例えば１ｋｇ／ｓである、請求項１～４のいずれか一項に記載の方法。
6. 前記水流（Ｗ２）の流量が、３６～５６ｋｇ／ｓ、例えば４５～５５ｋｇ／ｓ、例えば４８～５２ｋｇ／ｓ、例えば５０ｋｇ／ｓである、請求項１～５のいずれか一項に記載の方法。
7. Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）が、地熱非凝縮性ガス混合物である、請求項１～６のいずれか一項に記載の方法。
8. 硫化水素（Ｈ_２Ｓ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する非凝縮性ガス（ＮＣＧ）混合物（Ｇ１）からＨ_２Ｓ及びＣＯ_２を除去するためのシステムであって、少なくとも以下のもの、
   Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）を、３～２０ｂａｒの圧力に加圧する手段と、
   Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させる手段と、
   Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）からの前記Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の少なくとも一部の、前記水流（Ｗ２）への吸収によって、前記Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の前記少なくとも一部を、前記Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つの少なくとも一部から分離し、前記水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成する手段と、
   溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された前記水流（Ｗ４）を、
   前記水流（Ｗ４）を地質貯留層に注入するための注入井、又は
   地質貯留層内に水流（Ｗ５）を注入して、前記水流（Ｗ５）のｐＨ調整の補助として前記水流（Ｗ４）を使用するためのシステムのいずれかに移送する手段と、
   含む、システム。
9. 請求項８に記載のシステムであって、前記、
   Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）流を、水流（Ｗ２）と接触させるための手段と、
   Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記加圧ＮＣＧ混合物（Ｇ１）からの前記Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の少なくとも一部の、前記水流（Ｗ２）への吸収によって、前記Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２の前記少なくとも一部を、前記Ｈ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つの少なくとも一部から分離し、前記水流（Ｗ２）と同等の溶解したＨ_２Ｓ及びＣＯ_２で富化された水流（Ｗ４）と、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２並びにＨ_２、Ｎ_２、ＣＨ_４及び／又はＡｒのうちの少なくとも１つも包含する前記ＮＣＧ混合物（Ｇ１）と比較して、Ｈ_２Ｓ及びＣＯ_２が枯渇している加圧ガス流（Ｇ３）と、を生成する手段と、
   が、吸収塔である、請求項８に記載のシステム。