成果報告書詳細
管理番号20110000000629
タイトル平成22年度成果報告書 国際連携クリーンコール技術開発プロジェクト クリーンコール技術に関する基盤的国際共同研究 CO2の地下深部塩水層貯留についての基盤的国際共同研究
公開日2011/7/28
報告書年度2010 - 2010
委託先名応用地質株式会社
プロジェクト番号P10017
部署名環境部
和文要約 カナダの石油技術開発センター(PTRC)が実施する地下深部塩水層へのCO2圧入実証プロジェクト(Aquistore)は日本でのCO2地下深部塩水層(帯水層)貯留のモデルケースとなるものである。このプロジェクトに参加し、本年度は実際の大規模実証プロジェクトの実施内容の把握と、地質モデルおよびそれに基づく圧入性(貯留層)評価のためのシミュレーションに向けたデータ収集整理をおこなった。プロジェクトの実施内容、各個別技術に関するデータ収集結果は以下のとおりである。 プロジェクト実施内容:(1)深部帯水層貯留はEOR(石油増進回収:Enhanced Oil Recovery)等と比較して、排出源の近傍で圧入可能なこと、貯留層への井戸掘削本数や地上施設・モニタリングがよりシンプルで済むこと、カナダ国内の深部帯水層へのCO2推定貯留可能量は廃油・ガス田より大きいことなどのメリットがあり、今後CO2の帯水層貯留が不可欠なため研究を開始 (2)プロジェクトの運営管理はPTRCが、運営に関しての提言はサスカチュワン州内のエネルギー関連企業、スポンサー企業、サスカチュワン州政府からなる運営委員会が実施 (3)運営資金は政府補助金およびスポンサー企業からの資金提供による (4)技術的研究内容・研究項目は、地質調査所・大学の有識者等からなる委員会で検討 (5)現在までにサイト選定と評価、井戸設計、リスク評価がおこなわれており、2011年秋には圧入井・観測井の掘削と各種ベースライン測定を実施予定 (6)CCSを想定した法律はサスカチュワン州では未策定のため、本プロジェクトにはサスカチュワン州の石油・天然ガス等に関する既存の法律を準用 (7)サスカチュワン州での法的手続きは、州知事より鉱業権の取得、地上権の取得、環境保全計画の策定、州知事への許可申請、土地及および貯留層の借用、圧入井の許可申請の流れ (8)公開地質データや既存ボーリングデータでは地質構造は地域的に大きな変化がないことから、排出源との距離、アクセス、地権者との交渉を考慮してサイトを選定 (9)リスクマネジメントはカナダ標準化協会のガイドラインに従って実施 各個別技術に関するデータ収集・整理結果:(10)地質モデル作成には地震探査データは利用しておらず、主に検層結果の対比、解析により構造面を作成し、既往文献や公開地質情報等との比較検討により決定 (11)作成した地質モデルは、州の許可申請手続き用の資料、圧入井・観測井の設計に利用 (12)シミュレーションモデルの各層の物性値は検層結果で得られた値を各層に同一の値として設定し、実測値のないものは仮定値を適用 (13)CO2圧入は定流量とし、排出源からのCO2供給量に基づき圧入レートを設定 (14)最大圧入圧は州法で定められている地層の破壊圧の90%、破壊圧は同地域での一般的な値を適用 (15)シミュレーション結果は許可申請手続き用の資料(CO2プリュームの範囲)、圧入井、観測井の設計、モニタリング計画の検討に利用 来年度は新たに得られる各種ベースライン測定結果、坑井掘削および各種試験結果等の解析を行い、地質モデルの作成、物性値の検討およびCO2移行シミュレーションを実施し、カナダ側の結果との比較検討をおこなう計画である。さらに、これまでの国内の知見との比較検討と新たな知見をとりまとめ、わが国でのCO2地中貯留における基準のための基礎資料作成につなげる計画である。
英文要約Title: 「Clean coal technology development international cooperation project」
「Foundational international collaborative research for clean coal technology」
Research Theme: 「Foundational international collaborative research for CO2 storage in a deep saline aquifer」
Aquistore project is the demonstration project to store CO2 in a deep saline Aquifer commenced by PTRC, which can be considered as a model case for CCS in Japan. In this fiscal year, we have figured out the scheme of this project, and collected and arranged the data to evaluate the geological model and injectivity. The results are as follows: (1)This research has commenced based on the idea of that the deep saline CO2 storage is essential in the future and more preferable than EOR because of A)short distance from the emission source to the injection site B)small number of wells, simple surface facilities and the monitoring operation C)large estimated storage capacity. (2)This project is managed by PTRC with steering committee consists of State government, sponsors and energy related companies. (3)Operation funds are provided by government subsidies and sponsor companies. (4)Technical research contents and research tasks are considered by the committee consists of experts of the Geological Survey and Universities. (5)Site selection and evaluation, well design and risk assessment have done by now, well drilling and baseline surveys will be performed on fall 2011. (6)Existing regulations for oil/gas are applied to this project because of no regulations for CCS in Saskatchewan. (7)The legal process in Saskatchewan is as follows: a)Acquire mineral lights from the state governor b)Acquire the surface rights c)Complete environment protection plan d)Receive Minister order approval e)Receive lease of space approval f)Receive injection well permit (8)Site was selected in terms of the distance and access from emission source and negotiation with land owners. (9)Risk management was performed according to the guideline of the Canadian Standards Association. (10)Logging data are mainly used to make the geological model which is constructed by comparative discussions of open geological information. No seismic data are used. (11)The geological model is used as one of the materials for legal procedures of state and the well design. (12)Properties of each layer are set up as a one value from logging data, and postulate values are used for other property. (13)CO2 injection is defined as the constant flow, and the injection rate is based on the supplied amount from the emission source. (14) According to the state law, maximum injection pressure is 90% of the fracture pressure. General fracture pressure in this region is applied. (15)Results of simulations are applied to the materials for the regal procedure, design wells and monitoring plans. At the next year, various baseline measurements, well drilling and downhole tests will be performed in this project. We will construct the geological model and perform numerical simulations using those results, and compare our results with that by PTRC. Furthermore, we plan to summarize the new knowledge obtained form comparison with present knowledge in Japan, and summarize basic materials of the regulations for CCS in Japan.
ダウンロード成果報告書データベース(ユーザ登録必須)から、ダウンロードしてください。

▲トップに戻る