第13章　CO2の回収・貯留（CCS) 13.2 CCSの技術

　ここでは、CCSの「技術面」に焦点をあて、とくに「回収技術」と「貯留技術」がどんなものなのか勉強したいと思います。

CO2 はどのような物質か？
CO2の回収技術
CO2の貯留技術

CO2 はどのような物質か？

　CCS という技術について理解するには、まず CO₂ が持つ性質について知らねばなりません。ここでは「状態図」「分子の形と大きさ」「極性」「溶解度」などについて調べていきましょう。

状態図

　物質内の異なる相が組成・温度・圧力などの状態量によって、安定して存在する領域を図示したものを「状態図」といいます。メタンハイドレートのところでも出てきましたね。図 13-2-1 が CO₂の状態図です。CO₂ は気体、液体、固体（ドライアイス）と超臨界という 4 つの状態をとります。

　常温常圧では気体です。1 の赤丸ですね。圧力を維持したまま、矢印の方向に冷やしていきましょう。2 まで来て、さらに左に移動しますと固体となります。つまり、CO₂ は常圧では液体にならず、−79 ℃ で昇華して固体（ドライアイス）となるのですね。みなさんがよく知っている現象です。つぎに 2 の位置から固体＋気体の線の上を右上に移動します。青い丸、3 の状態です。ここでは気体、液体、固体の 3 つの状態が重なっていますので、三重点と呼びます。この –56.6 ℃、0.52 MPa （Paは圧力の単位 N/m² = kg/ms²）以上の温度と圧力条件下では、CO₂ は液体になります。CO₂ のボンベですが、この加圧された液体が入っています。加圧下では CO₂ を蒸留（液体→気体）することができます。沸点の違いを利用して他のガスと分離することができるのです。深冷分離という方法です。さて、3 の位置から今度は液体＋気体の線上を右上に上がります。オレンジの丸です。この温度と圧力（31.1℃、7.4MPa）を越えると 4 の超臨界状態に入ります。超臨界状態とは気体と液体の特徴を兼ね備えた状態です。このオレンジの丸を臨界点と呼びます。後で出てきますが、CO₂の貯留では、CO₂ を超臨界状態で貯留しています。

分子の形と大きさ

　つぎの分子の形と大きさです。図13-2-2 が分子の形と大きさを示しています。直線分子ですから、双極子モーメントはありません。ただし、　C^δ＋ーO^δー　という風に分極しています。つまり電子が偏っていて、塩基性の物質とくっつきやすいルイス酸の性質を示します。この性質を利用した分離法があります。

　つぎが分子サイズです。C－O の距離が 116.3 pm ＝ 0.116 nm（nm は10^-9 m）、全体の長さが 0.33 nm です。分子サイズは水素 H₂ が 0.29、窒素 N₂ が 0.36、メタン CH₄ が 0.38 nm ですから、水素と窒素の間ですね。この分子サイズを利用した分離方法があります。

比重と溶解度

　空気を 1 としたときの比重は 1.53 ですから、空気より重く、下にたまりやすいです。密閉した部屋で起こる酸欠はこのせいです。

　溶解度ですが、つぎの性質があります。

CO₂ は水にはあまり溶解しない。温度が上昇すると溶解度は低下する
水にアミンのような塩基を添加すると、CO₂ の溶解度は増す。
CO₂ はアルコール類などによく溶解する。溶解度は CO₂ 分圧依存性が大きい。

　溶解度に大きな選択性があり、脱離が容易であれば分離回収法として使えます。この性質を使った回収方法が一般的に用いられています。2 の性質を使った方法は「化学吸収法」、3 の性質を使ったものは「物理吸収法」と呼ばれます。

CO2の回収技術

　以上の CO₂ の性質を利用した回収技術ですが、CCS 向けには CO₂ を小さな消費エネルギーかつ低コストで回収することに徹しなければなりません。回収方法を図 13-2-3 にまとめました。

　大きくつぎの 3 つに分類することができます。

液体・固体に吸収・吸着させた後、条件を変えて(温度差、圧力差）放出させる⇒吸収法・吸着法 (a)
沸点差で分ける⇒深冷分離 (c)
サイズ・極性を用いてCO₂通過／非通過⇒膜分離 (b)

　CO₂ が液体に溶解する現象が「吸収」で、固体にくっつく現象が「吸着」です。温度や圧力の条件を変えて、CO₂ を回収することができます。化学吸収法では温度、物理吸収法では圧力を主に変化させます。

　このようにいろいろな回収方法があるのですが、分離すべき CO₂ を含むガスの条件に応じて、適する回収方法を選択しなければなりません。図 13-2-4 に対象となるガスの性状を示しました。このうちの、CO₂ 分圧に注目して下さい。CO₂ 分圧とは全体のガスの圧力に CO₂ の濃度を掛けたものです。溶解度は CO₂ の分圧にほぼ比例しますので、分圧の大きな IGCC（石炭ガス化複合発電）や天然ガス生産では、圧力の高い状態で CO₂ を吸収液に吸収させ、圧力を解除して回収する物理回収法が選択されます。一方、CO₂ 分圧の低い一般的な火力発電所、製鉄所、セメント工場などのガスでは、アミンなどを添加した吸収液に吸収させ、熱をかけてCO2を回収する化学吸収法が採られます。

　詳しくは、つぎのレポートを参照ください。

http://seisan.server-shared.com/641/641-25.pdf

CO2の貯留技術

　つぎに貯留技術です。図 13-2-5 に貯留の原理を示しています。左側の図、上部に泥岩など CO₂ を透さない層を持つ砂岩などからなる CO₂ 貯留層に圧入井を設置し、CO₂ を圧入していきます。この貯留層は深さが 800 m 以上ある場所を選びます。右の図、深度が大きくなるほど圧力が上昇しますし、前にメタンハイドレートのところで説明した地温勾配によって温度も上昇します。800 ｍですと、地温勾配を 3 ℃ / 100 ｍとすると、3 × 8 ＝ 24 ℃、入り口が 10 ℃ だとすると、34 ℃、圧力は静水圧だとすると、p =ρ×ｇ×H (ρ ：密度、ｇ：重力加速度、H：深度）で重力加速度をざっと 10 m / s² として、1 × 10 × 800 ＝ 8000 kPa = 8 MPa で、31.1 ℃、7.4 MPa の臨界点を越えますので CO₂は超臨界になります。超臨界になると CO₂ は気体から堆積が約 1／250 に圧縮され、コンパクトに貯留されることになります。

では、「日本でそのような貯留場所があるのか？」というと、それを示したのが図 13-2-6 です。さまざまな地震探査のデータから可能性のある場所を求めています。なお、水深が大きくなるほどコストがかかりますので、経済性の問題から水深を1000 ｍでカットオフしています。水深が 300 m より浅い部分は層の厚さに応じて色づけしてあり、赤い色ほど厚みが大きな場所となります。石油・天然ガスの分布に似ていますね。そうなのです。 CCS できる地層と石油・天然ガスの地層は同類のものです。図 13-2-7 には CO₂ の貯留場所のイメージを示しました。対象となる貯留層は、生産量が落ちた油田・ガス田（CO₂ 圧入によって生産量が増加するので、増進回収といいます。石油の場合が Enhanced Oil Recovery で EOR、天然ガスの場合は Enhanced Gas Recovery で EGR といいます)。さらに枯渇して生産を中止した油・ガス田や塩水しか入っていない帯水層（塩水層）、石炭層も対象となります（図13-2-7）。

　では、「どのくらいの潜在的な貯留量があるのか？」、その調査の結果が図 13-2-8 です。これは可能性のある貯留層の空隙に仮定を置いて CO₂ を埋めていった理論量ですから、これだけの量が現実に入るわけではありません。さらに詳しい調査が行われており、その結果についてはつぎの 13－3 で紹介しようと思います。

　つぎに海域の貯留層への圧入方法ですが、そのイメージを示したのが、図 13-2-9 です。貯留層が陸に近ければ、井戸を水平に掘って、坑口を陸上に設ける「大偏距掘削（ERD)」という方法がとれます。貯留層が遠い場合にはプラットフォームを設けるか、海底に坑口を設けてパイプラインで結ぶ方法が取られます。プラットフォームには着底式と浮体式があります。これらは、「第5章　海洋エネルギー概論　5.1　人はなぜ海に出るのか？」や「第11章　海洋エネルギー資源 11.1 石油・天然ガス開発に関する基礎的事項」で説明した海洋石油・天然ガスの場合と同じです。つまり、探査を含め、海洋石油・天然ガスの技術が利用できるのです。相違点としてはつぎの様なものが考えられます。