DE102022203277B3 - PROCESS AND PLANT FOR RECOVERING HYDROGEN FROM A HYDROCARBON RESERVOIR - Google Patents

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Abstract

Es wird ein Verfahren und eine Anlage zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem Kohlenwasserstoffreservoir bereitgestellt. Das Verfahren und die Anlage zeichnen sich dadurch aus, dass eine Flüssigkeit, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht, in mindestens ein erstes Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs injiziert wird, die Bohrlöcher des Kohlenwasserstoffreservoirs verschlossen werden, für einen Zeitraum von mindestens zwei Wochen inkubiert wird und nach einem Öffnen von dem mindestens einen ersten Bohrloch und/oder von mindestens einem zweiten Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs ein Wasserstoff-haltiges Fluid gefördert wird und Wasserstoff aus dem Wasserstoff-haltigen Fluid gewonnen wird. Das Verfahren und die Anlage erlauben eine ökonomische und effiziente Gewinnung von Wasserstoff in industriellem Maßstab aus einem Kohlenwasserstoffreservoir, insbesondere aus einer (bereits) ausgeförderten fossilen Kohlenwasserstofflagerstätte.A method and system for recovering hydrogen from a hydrocarbon reservoir is provided. The method and system are characterized in that a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant is injected into at least a first borehole of the hydrocarbon reservoir, the boreholes of the hydrocarbon reservoir are sealed, and incubated for a period of at least two weeks and after opening the at least one first well and/or at least one second well of the hydrocarbon reservoir, a hydrogen-containing fluid is produced and hydrogen is obtained from the hydrogen-containing fluid. The method and the system allow hydrogen to be extracted economically and efficiently on an industrial scale from a hydrocarbon reservoir, in particular from a (already) depleted fossil hydrocarbon deposit.

Description

Es wird ein Verfahren und eine Anlage zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem Kohlenwasserstoffreservoir bereitgestellt. Das Verfahren und die Anlage zeichnen sich dadurch aus, dass eine Flüssigkeit, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht, in mindestens ein erstes Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs injiziert wird, die Bohrlöcher des Kohlenwasserstoffreservoirs verschlossen werden, für einen Zeitraum von mindestens zwei Wochen inkubiert wird und nach einem Öffnen von dem mindestens einen ersten Bohrloch und/oder von mindestens einem zweiten Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs ein Wasserstoff-haltiges Fluid gefördert wird und Wasserstoff aus dem Wasserstoff-haltigen Fluid gewonnen wird. Das Verfahren und die Anlage erlauben eine ökonomische und effiziente Gewinnung von Wasserstoff in industriellem Maßstab aus einem Kohlenwasserstoffreservoir, insbesondere aus einer (bereits) ausgeförderten fossilen Kohlenwasserstofflagerstätte.A method and system for recovering hydrogen from a hydrocarbon reservoir is provided. The method and system are characterized in that a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant is injected into at least a first borehole of the hydrocarbon reservoir, the boreholes of the hydrocarbon reservoir are sealed, and incubated for a period of at least two weeks and after opening the at least one first well and/or at least one second well of the hydrocarbon reservoir, a hydrogen-containing fluid is produced and hydrogen is obtained from the hydrogen-containing fluid. The method and the system allow hydrogen to be extracted economically and efficiently on an industrial scale from a hydrocarbon reservoir, in particular from a (already) depleted fossil hydrocarbon deposit.

Liu, J.-F. et al. (The diversity of hydrogen-producing microorganisms in a high temperature oil reservoir and its potential role in promoting the in situ process, Applied Environmental Biotechnology, Bd. 2, S. 25-34, 2016) untersuchten wasserstoffproduzierende Mikroorganismen im Produktionswasser eines Ölfeldes sowie Anreicherungskulturen mit Hilfe einer Klonbibliothek auf [FeFe]-Hydro-genase kodierende Gene. Die Ergebnisse zeigten, dass die [FeFe]-Hydrogenase-Gene im Produktionswasser vielfältig sind und zu Bacteroidetes, Firmicutes, Spirochaetes und Unkultivierten gehören. Die Ergebnisse deuten darauf hin, dass wasserstoffproduzierende Mikroorganismen in Öllagerstätten eine positive Rolle bei der Förderung des In-situ-Bioprozesses durch Wasserstoffproduktion spielen können, sobald die üblichen Nährstoffe verfügbar sind.Liu, J.-F. et al. (The diversity of hydrogen-producing microorganisms in a high temperature oil reservoir and its potential role in promoting the in situ process, Applied Environmental Biotechnology, Vol. 2, pp. 25-34, 2016) studied hydrogen-producing microorganisms in the production water of an oil field and enrichment cultures genes coding for [FeFe]-hydrogenase using a clone library. The results showed that the [FeFe]-hydrogenase genes in the production water are diverse and belong to Bacteroidetes, Firmicutes, Spirochaetes and uncultivated. The results suggest that hydrogen-producing microorganisms in oil reservoirs can play a positive role in promoting the in situ bioprocess through hydrogen production once the usual nutrients are available.

Veshareh, M. J. et al. (The light in the dark: In-situ biorefinement of crude oil to hydrogen using typical oil reservoir, International Joural of Hydrogen Energy, Bd. 47, S. 5101-5110, 2022) offenbaren, dass Mikroorganismen wie z.B. Mikroorganismen der Art Pseudothermotoga, die aus Kohlenwasserstofflagerstätten isoliert wurden, in der Lage sind, Kohlenwasserstoffe in H2 umzuwandeln. Es wurde gefunden, dass die Zugabe von Glukose und des nicht-ionischen Tensids Tween 80 die H2-Produktion aus Kohlenwasserstoffen auf das 12-fache steigerte. Die Zugabe von Glukose zur Steigerung der Effizienz der Wasserstoffausbeute hat jedoch den Nachteil, dass das Verfahren gerade bei der Herstellung von Wasserstoff in sehr großen Mengen (d.h. im industriellen Maßstab) sehr teuer und damit unökonomisch wird, da Glukose eine verhältnismäßig teure Energiequelle darstellt. Ferner wird in dieser Publikation nicht angegeben, auf welche Art und Weise Wasserstoff effizient aus einer fossilen (ausgeförderten) Kohlenwasserstofflagerstätte (z.B. einer fossilen ausgereiften Öllagerstätte) gewonnen werden kann.Veshareh, MJ et al. (The light in the dark: In-situ biorefinement of crude oil to hydrogen using typical oil reservoir, International Joural of Hydrogen Energy, Vol. 47, pp. 5101-5110, 2022) disclose that microorganisms such as microorganisms of the species Pseudothermoga, isolated from hydrocarbon reservoirs are capable of converting hydrocarbons to H 2 . It was found that the addition of glucose and the non-ionic surfactant Tween 80 increased H 2 production from hydrocarbons 12-fold. However, the addition of glucose to increase the efficiency of the hydrogen yield has the disadvantage that the process is very expensive and therefore uneconomical, especially when producing hydrogen in very large quantities (ie on an industrial scale), since glucose is a relatively expensive energy source. Furthermore, this publication does not state how hydrogen can be efficiently extracted from a fossil (depleted) hydrocarbon deposit (eg a fossil mature oil deposit).

Die im Stand der Technik beschriebenen Verfahren haben den Nachteil, dass sie nicht sehr ökonomisch sind, d.h. eine wirtschaftliche Herstellung von industriellen Mengen an Wasserstoff aus einer Kohlenwasserstoffquelle nicht möglich ist. Ferner geben die im Stand der Technik bekannten Verfahren nicht an, wie aus einer fossilen (ausgeförderten) Kohlenwasserstofflagerstätte (z.B. einer fossilen ausgereiften Öllagerstätte) auf ökonomische und auch effiziente Art und Weise industriell relevante Mengen an Wasserstoff gewonnen werden kann.The processes described in the prior art have the disadvantage that they are not very economical, i.e. an economical production of industrial quantities of hydrogen from a hydrocarbon source is not possible. Furthermore, the methods known in the prior art do not indicate how industrially relevant amounts of hydrogen can be obtained from a fossil (depleted) hydrocarbon deposit (e.g. a fossil mature oil deposit) in an economical and efficient manner.

Die US 6 719 047 B2 offenbart Verfahren und Systeme zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen, Wasserstoff und/oder anderen Produkten aus verschiedenen kohlenwasserstoffhaltigen Formationen.The U.S. 6,719,047 B2 discloses methods and systems for the recovery of hydrocarbons, hydrogen and/or other products from various hydrocarbonaceous formations.

Die US 2010/0248321 A1 offenbart Verfahren zur Konditionierung eines kohlenstoffhaltigen Materials in einer unterirdischen geologischen Formation zur Umwandlung in eine Verbindung mit erhöhtem Wasserstoffgehalt durch ein Mikroorganismenkonsortium und einen Kontakt des kohlenstoffhaltigen Materials mit einem Tensid.The US 2010/0248321 A1 discloses methods of conditioning a carbonaceous material in a subterranean geological formation for conversion to a hydrogen-enhanced compound by a consortium of microorganisms and contacting the carbonaceous material with a surfactant.

Ausgehend hiervon war es die Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren und eine Anlage bereitzustellen, welche die Nachteile aus dem Stand der Technik nicht aufweisen. Insbesondere sollte ein Verfahren und eine Anlage bereitgestellt werden, die eine ökonomischere und effizientere Gewinnung von Wasserstoff in industriellem Maßstab aus einem Kohlenwasserstoffreservoir, insbesondere aus einer (bereits) ausgeförderten fossilen Kohlenwasserstofflagerstätte, erlauben.Proceeding from this, it was the object of the present invention to provide a method and a plant which do not have the disadvantages of the prior art. In particular, a method and a plant should be provided that allow hydrogen to be extracted more economically and efficiently on an industrial scale from a hydrocarbon reservoir, in particular from a (already) exhausted fossil hydrocarbon deposit.

Die Aufgabe wird gelöst mit dem Verfahren mit den Merkmalen von Anspruch 1 und der Anlage mit den Merkmalen von Anspruch 8. Die abhängigen Ansprüche zeigen vorteilhafte Weiterbildungen auf.The object is achieved with the method having the features of claim 1 and the system having the features of claim 8. The dependent claims show advantageous developments.

Erfindungsgemäß wird ein Verfahren zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem Kohlenwasserstoffreservoir bereitgestellt, umfassend die Schritte oder bestehend aus den Schritten:

  1. a) Nutzen eines Kohlenwasserstoffreservoirs, das eine ölhaltige Zone mit einer beweglichen Wasserphase aufweist, wobei das Kohlenwasserstoffreservoir mindestens ein erstes Bohrloch aufweist, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone, bis in einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone, oder bis in einen unteren Bereich der ölhaltigen Zone, erstreckt;
  2. b) Injizieren einer Flüssigkeit, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht, in das mindestens eine erste Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs, wobei die Flüssigkeit bei einer Flüssigkeitstemperatur im Bereich von 40 °C bis <120 °C injiziert wird;
  3. c) Verschließen von zumindest dem mindestens einen ersten Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs;
  4. d) Inkubieren für einen Zeitraum von mindestens zwei Wochen;
  5. e) Fördern von Wasserstoff-haltigem Fluid aus dem Kohlenwasserstoffreservoir durch das mindestens eine erste Bohrloch nach einem Öffnen des mindestens einen ersten Bohrlochs, falls sich das mindestens eine erste Bohrloch von der Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über den oberen Bereich der ölhaltigen Zone des Kohlenwasserstoffreservoirs erstreckt, und/oder Fördern von Wasserstoff-haltigem Fluid aus dem Kohlenwasserstoffreservoir durch mindestens ein zweites Bohrloch nach einem Öffnen des mindestens einen zweiten Bohrlochs, wobei sich das mindestens eine zweite Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone erstreckt oder bis in einen unteren Bereich der ölhaltigen Zone erstreckt; und
  6. f) Gewinnen von Wasserstoff aus dem Wasserstoff-haltigen Fluid.
According to the invention, a method for obtaining hydrogen from a hydrocarbon reservoir is provided, comprising the steps or consisting of the steps:
  1. a) use of a hydrocarbon reservoir having an oil-bearing zone with a moving water phase, the hydrocarbon reservoir having at least one first wellbore extending from a surface of the hydrocarbon reservoir to above an upper portion of the oil-bearing zone into an upper portion of the oil-bearing zone, or extends to a lower portion of the oil-bearing zone;
  2. b) injecting a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant into the at least one first well of the hydrocarbon reservoir, the liquid being injected at a liquid temperature in the range from 40°C to <120°C;
  3. c) plugging in at least the at least one first wellbore of the hydrocarbon reservoir;
  4. d) incubating for a period of at least two weeks;
  5. e) conveying hydrogen-containing fluid from the hydrocarbon reservoir through the at least one first well after opening the at least one first well if the at least one first well extends from the surface of the hydrocarbon reservoir to above the upper region of the oil-bearing zone of the hydrocarbon reservoir, and/or producing hydrogen-containing fluid from the hydrocarbon reservoir through at least one second well after opening the at least one second well, wherein the at least one second well of the hydrocarbon reservoir extends from a surface of the hydrocarbon reservoir to above an upper region of the oil-bearing zone or extending into a lower portion of the oil-bearing zone; and
  6. f) recovering hydrogen from the hydrogen-containing fluid.

Das Verfahren hat den Vorteil, dass es eine ökonomische und effiziente Gewinnung von Wasserstoff in industriellem Maßstab aus einem Kohlenwasserstoffreservoir, insbesondere aus einer (bereits) ausgeförderten fossilen Kohlenwasserstofflagerstätte, erlaubt.The method has the advantage that it allows hydrogen to be extracted economically and efficiently on an industrial scale from a hydrocarbon reservoir, in particular from a (already) depleted fossil hydrocarbon deposit.

Die ökonomische und effiziente Gewinnung von Wasserstoff ergibt sich beispielsweise daraus, dass die injizierte Flüssigkeit mindestens ein Tensid enthält. Das in Wasser dispergierte Öl ermöglicht es Mikroorganismen, die sich in der Wasserphase aufhalten und dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln, das Öl bzw. die Kohlenwasserstoffe effektiv aufzunehmen und somit auf effiziente Art und Weise Wasserstoff herzustellen.The economic and efficient production of hydrogen results, for example, from the fact that the injected liquid contains at least one surfactant. The water-dispersed oil allows microorganisms that reside in the water phase and are capable of converting hydrocarbons into hydrogen to effectively ingest the oil or hydrocarbons, thereby efficiently producing hydrogen.

Ferner kann sich eine ökonomische und effiziente Gewinnung von Wasserstoff daraus ergeben, die Flüssigkeit in einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone, (d.h. in einen Gaskappenbereich des Kohlenwasserstoffreservoirs, der durch eine bereits bestehende (primäre) Gaskappe und/oder durch eine während des Verfahrens entstehende (sekundäre) Gaskappe ausgebildet ist bzw. wird) oder bis in einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone zu injizieren. Das mindestens eine Tensid im Wasser bewirkt, dass Öl der ölhaltige Zone im injizierten Wasser besser dispergiert wird. Die Ausbildung der Dispersion ist im Falle dieser Injektionsorte effizient, da die injizierte Flüssigkeit über Gravitation einen langen Abschnitt der ölhaltigen Zone passieren muss, bevor sie die das Ende des Kohlenwasserstoffreservoirs oder einen Beginn einer Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs erreicht. Da für die effiziente Durchmischung kein zusätzlicher Energieeintrag (z.B. durch Zuführung von Mischenergie) nötig ist, gestaltet sich das Verfahren auch sehr ökonomisch.Furthermore, economical and efficient recovery of hydrogen can result from introducing the liquid into an upper portion of the oil-bearing zone, (i.e., into a gas cap portion of the hydrocarbon reservoir that is covered by a pre-existing (primary) gas cap and/or by a process generated ( secondary) gas cap is formed or is formed) or to inject into an upper region of the oil-bearing zone. The at least one surfactant in the water causes oil in the oily zone to be better dispersed in the injected water. Dispersion formation is efficient for these injection sites because the injected fluid must gravitate through a long section of the oil-bearing zone before reaching the end of the hydrocarbon reservoir or a beginning of a water zone of the hydrocarbon reservoir. Since no additional energy input (e.g. by supplying mixing energy) is required for efficient mixing, the process is also very economical.

Abgesehen davon kann die Flüssigkeit in einen unteren Bereich der ölhaltigen Zone injiziert werden, wobei dort eine direkte Durchmischung mit den in dieser Zone befindlichen Kohlenwasserstoffen stattfindet. Bei dieser Alternative ist es vorteilhaft, während dem Injizieren der Flüssigkeit in das mindestens eine erste Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs Fluid durch das eine mindestens eine zweite Bohrloch zu fördern. Diese Vorgehensweise hat den Vorteil, dass eine bessere Dispersion der injizierten Flüssigkeit vom unteren Bereich der ölhaltige Zone bis in den oberen Bereich der ölhaltigen Zone erreicht wird und die Gewinnung von Wasserstoff effizienter wird.Apart from that, the liquid can be injected into a lower region of the oil-bearing zone, where direct mixing with the hydrocarbons located in this zone takes place. In this alternative, it is advantageous to pump fluid through the at least one second well while injecting the liquid into the at least one first well of the hydrocarbon reservoir. This procedure has the advantage that a better dispersion of the injected liquid is achieved from the bottom of the oil-bearing zone to the top of the oil-bearing zone and the recovery of hydrogen becomes more efficient.

Das Kohlenwasserstoffreservoir kann ein fossiles Kohlenwasserstoffreservoir sein, d.h. eine Lagerstätte von fossilen Kohlenwasserstoffen, z.B. eine fossile Erdöllagerstätte oder fossile Erdgaslagerstätte. Bevorzugt ist das Kohlenwasserstoffreservoir eine (bereits) ausgeförderte fossile Kohlenwasserstofflagerstätte (z.B. eine ausgeförderte fossile Erdöllagerstätte oder fossile Erdgaslagerstätte), da in solchen Lagerstätten eine Umsetzung restlicher, sich in der Lagerstätte befindender Kohlenwasserstoffe (hauptsächlich Schweröle und Leichtöle) zu Wasserstoff wirtschaftlich lohnt. Fossile Erdöllagerstätten mit einer (primären) Gaskappe (z.B. noch nicht ausgeförderte fossile Erdöllagerstätten) sind auch geeignet, da sich das Gas der (primären) Gaskappe über der ölhaltigen Zone des Kohlenstoffreservoirs befindet. Einerseits kann Wasserstoff-haltiges Gas (durch spezielle technische Vorrichtungen, z.B. einen Wasserstofffilter) direkt aus der (primären) Gaskappe gefördert werden und/oder aus einer (sekundären) Gaskappe gefördert werden, die sich während des erfindungsgemäßen Verfahrens bildet. Andererseits kann Wasserstoff-haltige Flüssigkeit (d.h. Wasserstoff gelöst im Lagerstättenwasser) aus einem unteren Bereich der ölhaltigen Zone gewonnen werden, in dem sich kein bis kaum ein Gas befindet, das sich von Wasserstoff unterscheidet. Gewöhnlich enthalten Lagerstätten von fossilen Kohlenwasserstoffen bereits Mikroorganismen, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln. Eine Zugabe solcher Mikroorganismen zu fossilen Kohlenwasserstoffreservoiren ist somit nicht zwangsweise nötig, kann aber vorteilhaft sein, um eine Effizienz der Wasserstoffumwandlung zu erhöhen.The hydrocarbon reservoir can be a fossil hydrocarbon reservoir, ie a deposit of fossil hydrocarbons, eg a fossil petroleum deposit or fossil natural gas deposit. The hydrocarbon reservoir is preferably an (already) depleted fossil hydrocarbon deposit (e.g. a depleted fossil oil deposit or fossil natural gas deposit), since in such deposits it is economically worth converting the remaining hydrocarbons in the deposit (mainly heavy oils and light oils) to hydrogen. Fossil petroleum reservoirs with a (primary) gas cap (eg, unexhausted fossil petroleum reservoirs) are also suitable, since the (primary) gas cap gas is located above the oil-bearing zone of the carbon reservoir. On the one hand, hydrogen-containing gas can be pumped directly from the (primary) gas cap (by special technical devices, eg a hydrogen filter) and/or from a (secondary) gas cap that forms during the process according to the invention. On the other hand, hydrogen-containing liquid (ie, hydrogen dissolved in reservoir water) can be recovered from a lower portion of the oil-bearing zone where there is little or no gas other than hydrogen. Usually, deposits of fossil hydrocarbons already contain microorganisms capable of converting hydrocarbons into hydrogen. An addition of such microorganisms ment to fossil hydrocarbon reservoirs is therefore not absolutely necessary, but can be advantageous in order to increase the efficiency of hydrogen conversion.

In einer bevorzugten Ausführungsform des Verfahrens wird für einen Zeitraum von mindestens einem Monat, optional mindestens einem halben Jahr oder Jahr, inkubiert, bevor ein Öffnen von dem mindestens einen ersten Bohrloch und/oder dem mindestens einen zweiten Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs und ein Fördern des Wasserstoff-haltigen Fluids erfolgt. Je länger inkubiert wird, desto größer kann die Menge an gewonnenem Wasserstoff sein.In a preferred embodiment of the method, incubation is carried out for a period of at least one month, optionally at least half a year or year, before the at least one first well and/or the at least one second well of the hydrocarbon reservoir is opened and the hydrogen containing fluid takes place. The longer the incubation, the greater the amount of hydrogen obtained can be.

Das Kohlenwasserstoffreservoir kann mindestens ein drittes Bohrloch aufweisen, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis in eine Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs erstreckt. Das mindestens eine dritte Bohrloch erlaubt, Wasser aus der Wasserzone des Kohlenstoffreservoirs (Lagerstättenwasser) an die Oberfläche zu fördern. Der Vorteil hierbei ist, dass nicht nur über der Wasserzone befindlicher Wasserstoff aus dem Kohlenstoffreservoir gefördert werden kann, sondern auch (gelöster) Wasserstoff, der sich (bereits) in der Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs befindet. Dadurch kann die Gesamtausbeute an Wasserstoff gesteigert werden. Abgesehen davon erlaubt es das mindestens eine dritte Bohrloch, Wasserproben aus der Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs zu entnehmen und zu analysieren, was eine Optimierung der Reaktionsbedingungen für die Reaktion von Kohlenwasserstoff zu Wasserstoff erlaubt und die Effizienz der Wasserstoffproduktion verbessern kann. Beispielsweise kann das Wasser auf seinen Salzgehalt untersucht werden, um das mindestens eine Tensid so zu wählen, dass eine Salzbildung des mindestens einen Tensids unterdrückt oder ganz verhindert wird. Zudem erlaubt das mindestens eine dritte Bohrloch grundsätzlich ein Zirkulieren von Wasser vom Kohlenwasserstoffreservoir an die Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs und zurück in das Kohlenwasserstoffreservoir, was die ohnehin bereits sehr gute Durchmischung der injizierten Flüssigkeit (und damit der darin enthaltenen Inhaltsstoffe) mit den Substanzen im Kohlenwasserstoffreservoir, die durch den Ort der Injektion der Flüssigkeit im oberen Bereich der ölhaltige Zone und der Hilfe der Gravitation bereitgestellt wird, noch weiter verbessern kann. Dadurch kann die Effizienz der Wasserstoffgewinnung noch weiter gesteigert werden, auch wenn somit das Verfahren durch den zusätzlichen Energieeintrag ein wenig unökonomischer wird.The hydrocarbon reservoir may include at least a third wellbore extending from a surface of the hydrocarbon reservoir into a water zone of the hydrocarbon reservoir. The at least one third borehole allows water to be pumped from the water zone of the carbon reservoir (reservoir water) to the surface. The advantage here is that not only hydrogen located above the water zone can be extracted from the carbon reservoir, but also (dissolved) hydrogen that is (already) located in the water zone of the hydrocarbon reservoir. As a result, the overall yield of hydrogen can be increased. Apart from that, the at least one third well allows water samples to be taken from the water zone of the hydrocarbon reservoir and analyzed, which allows optimization of the reaction conditions for the reaction of hydrocarbon to hydrogen and can improve the efficiency of hydrogen production. For example, the water can be examined for its salt content in order to select the at least one surfactant in such a way that salt formation of the at least one surfactant is suppressed or prevented entirely. In addition, the at least one third borehole basically allows water to circulate from the hydrocarbon reservoir to the surface of the hydrocarbon reservoir and back into the hydrocarbon reservoir, which means that the injected liquid (and thus the ingredients contained therein) are already very well mixed with the substances in the hydrocarbon reservoir that provided by the location of the injection of the liquid in the upper part of the oil-bearing zone and the aid of gravity can be improved even further. As a result, the efficiency of hydrogen production can be increased even further, even if the process becomes a little less economical due to the additional energy input.

Die Menge an injizierter Flüssigkeit kann empirisch (z.B. durch Daten der Beschaffenheit des Wassers der Wasserphase) oder über eine Simulation zur Beschaffenheit des Kohlenstoffreservoirs ermittelt werden.The amount of liquid injected may be determined empirically (e.g., from data on the nature of the water in the water phase) or by simulating the nature of the carbon reservoir.

Der obere Bereich der ölhaltigen Zone des Kohlenwasserstoffreservoirs kann ein Bereich der ölhaltigen Zone sein, der sich über eine bestimmte Länge von einem obersten Punkt der ölhaltigen Zone in einer Richtung entlang der Schwerkraft bis zu einem untersten Punkt der ölhaltigen Zone erstreckt, wobei der unterste Punkt der ölhaltigen Zone das Ende des Kohlenwasserstoffreservoirs oder einen Beginn einer Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs darstellt, wobei die bestimmte Länge eine Länge von maximal 50%, bevorzugt eine Länge von maximal 40%, besonders bevorzugt eine Länge von maximal 30%, ganz besonders bevorzugt eine Länge von maximal 20%, insbesondere eine Länge von maximal 10%, einer Gesamtlänge der ölhaltigen Zone von dem obersten Punkt der ölhaltigen Zone bis zum untersten Punkt der ölhaltigen Zone ist. Je kleiner die Distanz des oberen Bereichs von dem obersten Punkt der ölhaltigen Zone ist, desto höher kann die Injektion der Flüssigkeit in die ölhaltige Zone des Kohlenwasserstoffreservoirs erfolgen und/oder die Förderung von Wasserstoff-haltigem Fluid erfolgen. Eine Injektion an einem höheren Punkt hat den Vorteil, dass das Wasser und das Tensid auch ohne eine energieintensive Durchmischung rein durch Gravitation mit einem größtmöglichen Volumen der ölhaltigen Zone in Kontakt kommen und Öl mithilfe des Tensids in Wasser effizient dispergiert wird. Mikroorganismen, die in dem Kohlenwasserstoffreservoir vorliegen und dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln, können das dispergierte Öl effizienter aufnehmen und verstoffwechseln, wodurch sich eine effizientere Umwandlung von Kohlenwasserstoffen in Wasserstoff ergibt.The upper portion of the oil-bearing zone of the hydrocarbon reservoir may be a portion of the oil-bearing zone extending a specified length from an uppermost point of the oil-bearing zone in a direction along the force of gravity to a lowermost point of the oil-bearing zone, the lowermost point being the oily zone represents the end of the hydrocarbon reservoir or a beginning of a water zone of the hydrocarbon reservoir, the specific length being a maximum length of 50%, preferably a maximum length of 40%, particularly preferably a maximum length of 30%, very particularly preferably a maximum length 20%, in particular a length of at most 10%, of a total length of the oil-bearing zone from the top point of the oil-bearing zone to the bottom point of the oil-bearing zone. The smaller the distance of the upper area from the uppermost point of the oil-bearing zone, the higher the liquid can be injected into the oil-bearing zone of the hydrocarbon reservoir and/or the production of hydrogen-containing fluid can take place. Injection at a higher point has the advantage that the water and the surfactant come into contact with the largest possible volume of the oil-bearing zone purely by gravity, without energy-intensive mixing, and oil is efficiently dispersed in the water with the help of the surfactant. Microorganisms present in the hydrocarbon reservoir and capable of converting hydrocarbons to hydrogen can ingest and metabolize the dispersed oil more efficiently, resulting in more efficient conversion of hydrocarbons to hydrogen.

Der untere Bereich der ölhaltigen Zone des Kohlenwasserstoffreservoirs kann ein Bereich der ölhaltigen Zone sein, der sich über eine bestimmte Länge von einem untersten Punkt der ölhaltigen Zone in einer Richtung entgegen der Schwerkraft bis zu einem obersten Punkt der ölhaltigen Zone erstreckt, wobei der unterste Punkt der ölhaltigen Zone das Ende des Kohlenwasserstoffreservoirs oder einen Beginn einer Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs darstellt, wobei die bestimmte Länge eine Länge von maximal 40%, bevorzugt eine Länge von maximal 30%, besonders bevorzugt eine Länge von maximal 20%, ganz besonders bevorzugt eine Länge von maximal 10%, insbesondere eine Länge von maximal 5%, einer Gesamtlänge der ölhaltigen Zone von dem untersten Punkt der ölhaltigen Zone bis zum obersten Punkt der ölhaltigen Zone ist. Je kleiner die Distanz des unteren Bereichs von dem untersten Punkt der ölhaltigen Zone ist, desto tiefer kann die Injektion der Flüssigkeit in die ölhaltige Zone des Kohlenwasserstoffreservoirs erfolgen und/oder die Förderung von Wasserstoff-haltigem Fluid erfolgen. Eine Förderung an einem tieferen Punkt hat den Vorteil, dass Wasserstoff-haltiges Fluid nah am Ort seiner Entstehung gefördert werden kann. Dadurch wird verhindert, dass Wasserstoff in dem Wasserstoff-haltigen Fluid durch mögliche Umwandlungsprozesse innerhalb des Kohlenwasserstoffreservoirs verloren geht, bevor er entnommen wird, wodurch sich eine effizientere Gewinnung von Wasserstoff ergibt.The lower portion of the oil-bearing zone of the hydrocarbon reservoir may be a portion of the oil-bearing zone extending a specified length from a lowest point of the oil-bearing zone in a counter-gravity direction to an uppermost point of the oil-bearing zone, the lowest point being the oily zone represents the end of the hydrocarbon reservoir or a beginning of a water zone of the hydrocarbon reservoir, the specific length being a maximum length of 40%, preferably a maximum length of 30%, particularly preferably a maximum length of 20%, very particularly preferably a maximum length 10%, in particular a length of at most 5%, of a total length of the oil-bearing zone from the bottom point of the oil-bearing zone to the top point of the oil-bearing zone. The smaller the distance of the lower section from the lowest point of the oil-bearing zone, the deeper the injection of liquid into the oil-bearing zone of the hydrocarbon reservoir take place and / or take place the promotion of hydrogen-containing fluid. Promotion at a lower point has the advantage that hydrogen-containing fluid can be promoted close to the point of its origin. This prevents hydrogen in the hydrogen-containing fluid from being lost to possible conversion processes within the hydrocarbon reservoir before it is withdrawn, resulting in more efficient hydrogen recovery.

Das mindestens eine erste Bohrloch und/oder mindestens eine zweite Bohrloch im Kohlenwasserstoffreservoir kann/können zumindest bereichsweise vertikal angeordnet sein oder werden, wobei sich die vertikale Anordnung auf eine Anordnung entlang der Schwerkraft bezieht und wobei mit einer vertikalen Anordnung eine Anordnung gemeint ist, die von einer streng vertikalen Anordnung in einem maximalen Winkel von 20° abweicht.The at least one first borehole and/or at least one second borehole in the hydrocarbon reservoir can be or can be arranged vertically at least in regions, with the vertical arrangement referring to an arrangement along the force of gravity and with a vertical arrangement meaning an arrangement that deviates from a strictly vertical arrangement by a maximum angle of 20°.

Ferner kann das mindestens eine erste Bohrloch und/oder mindestens eine zweite Bohrloch im Kohlenwasserstoffreservoir zumindest bereichsweise horizontal angeordnet sein oder werden, wobei sich die horizontale Anordnung auf eine Anordnung senkrecht zur Schwerkraft bezieht und wobei mit einer horizontalen Anordnung eine Anordnung gemeint ist, die von einer streng horizontalen Anordnung in einem maximalen Winkel von 20° abweicht.Furthermore, the at least one first borehole and/or at least one second borehole in the hydrocarbon reservoir can be or will be arranged horizontally at least in regions, with the horizontal arrangement referring to an arrangement perpendicular to the force of gravity and with a horizontal arrangement meaning an arrangement that is deviates from a strictly horizontal arrangement by a maximum angle of 20°.

Das mindestens eine Tensid in der eingesetzten Flüssigkeit kann in einer Menge von mindestens 5 g/l in der Flüssigkeit enthalten sein. In karbonatischen Kohlenstoffwasserstoffreservoirs kann eine höhere Konzentration aufgrund der Adsorbtion notwendig sein (z.B. mindestens 10 g/l). Des Weiteren ist es vorteilhaft, zu verhindern, dass das mindestens eine Tensid an dem Formationsmaterial des Kohlenwasserstoffreservoirs adsorbiert. Grundsätzlich können vorteilhafte Konzentrationen des mindestens einen Tensids aus Simulationen und/oder aus Kernversuchen und/oder Literaturberichten zur Beschaffenheit des Kohlenwasserstoffreservoirs bestimmen werden.The at least one surfactant in the liquid used can be contained in the liquid in an amount of at least 5 g/l. In carbonate hydrocarbon reservoirs, a higher concentration may be necessary due to adsorption (e.g. at least 10 g/l). Furthermore, it is advantageous to prevent the at least one surfactant from adsorbing to the formation material of the hydrocarbon reservoir. In principle, advantageous concentrations of the at least one surfactant can be determined from simulations and/or from core tests and/or literature reports on the nature of the hydrocarbon reservoir.

Es ist bevorzugt, dass das mindestens eine Tensid in der eingesetzten Flüssigkeit maximal in einer Menge in der Flüssigkeit enthalten ist, die ein Wachstum von Mikroorganismen, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln, nicht beeinträchtigt.It is preferred that the at least one surfactant in the liquid used is contained in the liquid at most in an amount that does not impair the growth of microorganisms that are suitable for converting hydrocarbons into hydrogen.

Das mindestens eine Tensid in der eingesetzten Flüssigkeit kann ausgewählt sein aus der Gruppe bestehend aus anionischen Tensiden, kationischen Tensiden, zwitterionischen Tensiden (amphoteren Tensiden), nicht-ionischen Tensiden und Kombinationen hiervon, wobei das mindestens eine Tensid bevorzugt ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus zwitterionischen Tensiden, nicht-ionischen Tensiden und Kombinationen hiervon. Nicht-ionische Tenside bzw. zwitterionische Tenside sind bevorzugt, da sie eine geringere Toxizität gegenüber Mikroorganismen aufweisen als anionische oder kationische Tenside. Folglich können diese Tenside in einer höheren Konzentration eingesetzt werden, ohne toxisch für Mikroorganismen zu sein, die Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umwandeln. Nicht-ionische Tenside sind besonders bevorzugt, da sie unabhängige von der Beschaffenheit des Wassers des Kohlenwasserstoffreservoirs eingesetzt werden können. Beispielsweise zeigen nicht-ionische Tenside bei Kohlenwasserstoffreservoiren mit einem hohen Salzgehalt in der Wasserphase keine Salzbildung, welche die Wirkung des mindestens einen Tensids abschwächen kann.The at least one surfactant in the liquid used can be selected from the group consisting of anionic surfactants, cationic surfactants, zwitterionic surfactants (amphoteric surfactants), nonionic surfactants and combinations thereof, with the at least one surfactant preferably being selected from the group consisting of zwitterionic surfactants, nonionic surfactants, and combinations thereof. Non-ionic surfactants or zwitterionic surfactants are preferred because they are less toxic to microorganisms than anionic or cationic surfactants. Consequently, these surfactants can be used at a higher concentration without being toxic to microorganisms that convert hydrocarbons to hydrogen. Nonionic surfactants are particularly preferred because they can be used regardless of the nature of the water in the hydrocarbon reservoir. For example, in the case of hydrocarbon reservoirs with a high salt content in the water phase, non-ionic surfactants do not show any salt formation, which can weaken the effect of the at least one surfactant.

Die in dem Verfahren eingesetzte Flüssigkeit kann mit einem Druck im Bereich von 20 bis 350 bar, bevorzugt 25 bis 300 bar, injiziert werden. Dieser Druckbereich stellt ein Optimum dar, denn es darf nicht über einem Frackdruck injiziert werden und eine Injektion unter einem Lagerstättendruck ist nicht möglich. The liquid used in the process can be injected at a pressure in the range of 20 to 350 bar, preferably 25 to 300 bar. This pressure range represents an optimum, because it must not be injected above a frack pressure and an injection below a reservoir pressure is not possible.

Erfindungsgemäß wird die in dem Verfahren eingesetzte Flüssigkeit bei einer Flüssigkeitstemperatur im Bereich von 40 °C bis <120 °C, bevorzugt einer Temperatur im Bereich von 40 °C bis 115 °C, besonders bevorzugt einerTemperatur von 50 °C bis 110 °C, insbesondere einer Temperatur von 60 °C bis 110 °C, injiziert. Je höher die Temperatur, desto stärker wird das Wachstum von Mikroorganismen initial (d.h. nach einem Beginn des Verfahrens) angeregt, die Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umwandeln, wodurch die Ausbeute von Wasserstoff in einem bestimmten Zeitraum und damit die Effizient der Wasserstoffgewinnung gesteigert werden kann. Über einer Temperatur von 120 °C ist keine mikrobakterielle Aktivität in dem Kohlenwasserstoffreservoir zu erwarten.According to the invention, the liquid used in the process is at a liquid temperature in the range from 40 °C to <120 °C, preferably a temperature in the range from 40 °C to 115 °C, particularly preferably a temperature from 50 °C to 110 °C, in particular a temperature of 60 °C to 110 °C. The higher the temperature, the more the growth of microorganisms is initially (i.e. after the start of the process) stimulated, which convert hydrocarbons into hydrogen, whereby the yield of hydrogen in a certain period of time and thus the efficiency of hydrogen production can be increased. No microbial activity is expected in the hydrocarbon reservoir above a temperature of 120°C.

Die in dem Verfahren eingesetzte Flüssigkeit kann ferner eine Kohlenhydratquelle enthalten, die das Wachstum von Mikroorganismen begünstigt, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umwandeln. Diese Ausführungsform kann vorteilhaft sein, um das Wachstum dieser Mikroorganismen initial (d.h. nach einem Beginn des Verfahrens) anzuregen, wodurch die Ausbeute von Wasserstoff in einem bestimmten Zeitraum und damit die Effizient der Wasserstoffgewinnung gesteigert werden kann. Ferner besteht die Möglichkeit, dass diese Mikroorganismen die Kohlenhydratquelle zu Wasserstoff verstoffwechseln, wodurch auch die Gesamtausbeute von Wasserstoff, der über das Verfahren hergestellt wird, erhöht werden kann.The liquid used in the process may also contain a carbohydrate source that favors the growth of microorganisms capable of converting hydrocarbons into hydrogen. This embodiment can be advantageous in order to stimulate the growth of these microorganisms initially (i.e. after the start of the process), as a result of which the yield of hydrogen can be increased in a certain period of time and thus the efficiency of the hydrogen production can be increased. There is also the possibility that these microorganisms will metabolize the carbohydrate source into hydrogen, which can also increase the overall yield of hydrogen produced via the process.

Die Kohlenhydratquelle ist bevorzugt ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Industriezucker, Melasse und Kombinationen hiervon. Der Vorteil einer Verwendung solcher Kohlenhydratquellen ist, dass sie kostengünstig sind und in großen Mengen zur Verfügung stehen. Würde beispielsweise Glukose als Kohlenhydratquelle verwendet, wäre das Verfahren deutlich weniger ökonomisch durchführbar, da Glukose eine relativ teure Kohlenhydratquelle darstellt.The carbohydrate source is preferably selected from the group consisting of industrial sugar, molasses and combinations thereof. The advantage of using such carbohydrate sources is that they are inexpensive and available in large quantities. For example, if glucose were used as the carbohydrate source, the process would be significantly less economically viable since glucose is a relatively expensive carbohydrate source.

Die Kohlenhydratquelle kann in einer Menge von maximal 100 g/l in der verwendeten Flüssigkeit vorliegen. Eine Menge von mehr als 100 g/l ist nachteilig, da die Viskosität der verwendeten Flüssigkeit in diesem Fall sehr hoch wäre, was die Injektion der Flüssigkeit energieintensiver (z.B. durch höhere Druckverluste) und fehleranfälliger machen würde (z.B. Gefahr durch Zusetzen des mindestens einen ersten Bohrlochs, mindestens einen zweiten Bohrlochs, von Förderleitungen und/oder Pumpen).The carbohydrate source can be present in the liquid used in an amount of at most 100 g/l. A quantity of more than 100 g/l is disadvantageous, since the viscosity of the liquid used would be very high in this case, which would make the injection of the liquid more energy-intensive (e.g. due to higher pressure losses) and more prone to errors (e.g. risk of clogging the at least one first borehole, at least a second borehole, production lines and/or pumps).

Die in dem Verfahren eingesetzte Flüssigkeit kann ferner eine Aminosäuren-Quelle enthalten, die das Wachstum von Mikroorganismen begünstigen, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umwandeln. Diese Ausführungsform ist vorteilhaft, wenn das Wasser innerhalb der ölhaltigen Zone des Kohlenwasserstoffreservoirs arm an Aminosäuren ist, die für die Mikroorganismen, die zu Umwandlung von Kohlenwasserstoffen in Wasserstoff geeignet sind, essenziell ist.The liquid used in the process may also contain a source of amino acids that favor the growth of microorganisms capable of converting hydrocarbons into hydrogen. This embodiment is advantageous when the water within the oily zone of the hydrocarbon reservoir is low in amino acids essential for the microorganisms capable of converting hydrocarbons into hydrogen.

Die in dem Verfahren eingesetzte Flüssigkeit kann ferner mindestens eine Art Mikroorganismus, optional mehrere Arten von Mikroorganismen, enthalten, die dazu geeignet ist/sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln. Diese Ausführungsform ist vorteilhaft, falls das Kohlenwasserstoffreservoir keine oder nur eine sehr geringe Konzentration an Mikroorganismen aufweist, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln. Diese Ausführungsform kann jedoch auch vorteilhaft sein, falls das Kohlenwasserstoffreservoir bereits eine hohe Menge an solchen Mikroorganismen aufweist, da auch in diesem Fall eine weitere Steigerung der Menge an Mikroorganismen (oder das Zuführen anderer Arten von Mikroorganismen, die Kohlenwasserstoffe mit einer höheren Umsetzungsrate in Wasserstoff umwandeln) die Effizienz der Umwandlung von Kohlenwasserstoffen in Wasserstoff steigern kann.The liquid used in the process may also contain at least one type of microorganism, optionally several types of microorganisms, capable of converting hydrocarbons into hydrogen. This embodiment is advantageous if the hydrocarbon reservoir has no or only a very low concentration of microorganisms that are suitable for converting hydrocarbons into hydrogen. However, this embodiment can also be advantageous if the hydrocarbon reservoir already has a high amount of such microorganisms, since in this case too a further increase in the amount of microorganisms (or the introduction of other types of microorganisms that convert hydrocarbons into hydrogen with a higher conversion rate ) can increase the efficiency of converting hydrocarbons into hydrogen.

Die mindestens eine Art Mikroorganismus ist bevorzugt ein Mikroorganismus ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus thermophilen Mikroorganismen, besonders bevorzugt ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus thermophilen Bakterien, ganz besonders bevorzugt ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Bacteroidetes, Firmicutes, Spirochaete, Clostridia und Syntrophus. Diese Mikroorganismen haben sich als besonders effizient in der Umwandlung von Kohlenwasserstoffen in Wasserstoff herausgestellt.The at least one type of microorganism is preferably a microorganism selected from the group consisting of thermophilic microorganisms, more preferably selected from the group consisting of thermophilic bacteria, most preferably selected from the group consisting of Bacteroidetes, Firmicutes, Spirochaete, Clostridia and Syntrophus. These microorganisms have proven to be particularly efficient at converting hydrocarbons into hydrogen.

Ferner kann die mindestens eine Art Mikroorganismus in einer Menge von mindestens 1010 Zellen/I, bevorzugt mindestens 1011 Zellen/I, ganz besonders bevorzugt mindestens 5·1011 Zellen/I, in der in dem Verfahren eingesetzten Flüssigkeit vorliegen. Begrenzend kann hier eine Permeabilitätsminderung im Bereich um das mindestens eine erste Bohrloch sein.Furthermore, the at least one type of microorganism can be present in the liquid used in the method in an amount of at least 10 10 cells/l, preferably at least 10 11 cells/l, very particularly preferably at least 5×10 11 cells/l. A reduction in permeability in the area around the at least one first borehole can be limiting here.

In dem Verfahren kann während dem Injizieren der Flüssigkeit in das mindestens eine erste Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs Fluid durch das eine mindestens eine zweite Bohrloch gefördert werden. Diese Vorgehensweise hat den Vorteil, dass eine bessere Dispersion der injizierten Flüssigkeit erreicht wird.In the method, while injecting the liquid into the at least one first well of the hydrocarbon reservoir, fluid may be produced through the one at least one second well. This procedure has the advantage that a better dispersion of the injected liquid is achieved.

Die Gewinnung von Wasserstoff aus dem Wasserstoff-haltigen Fluid kann einen der folgenden Schritte umfassen oder daraus bestehen:

  • Gefördertes Wasserstoff-haltiges Fluid (bevorzugt Wasserstoff-haltiges Gas) wird in einem katalytischen oder nicht-katalytischen Prozess des Steam-Reforming und der Wassergas-Shift-Reaktionen reagiert, wobei hierbei entstehendes CO2 bevorzugt in das mindestens eine erste Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs und/oder in mindestens ein zweites Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs injiziert wird; oder
  • Gefördertes Wasserstoff-haltiges Fluid (bevorzugt Wasserstoff-haltiges Gas) wird durch mindestens einen Wasserstofffilter geleitet, wobei der mindestens eine Wasserstofffilter bevorzugt in dem mindestens einen ersten und/oder in dem mindestens einen zweiten Bohrloch angeordnet ist, insbesondere an einem Kohlenwasserstoffreservoir-seitigen Ende davon.
The recovery of hydrogen from the hydrogen-containing fluid may include or consist of any of the following steps:
  • Produced hydrogen-containing fluid (preferably hydrogen-containing gas) is reacted in a catalytic or non-catalytic process of steam reforming and the water-gas shift reactions, with the resulting CO 2 preferably being fed into the at least one first well of the hydrocarbon reservoir and/or or injected into at least a second well of the hydrocarbon reservoir; or
  • Produced hydrogen-containing fluid (preferably hydrogen-containing gas) is passed through at least one hydrogen filter, wherein the at least one hydrogen filter is preferably arranged in the at least one first and/or in the at least one second well, in particular at an end thereof on the hydrocarbon reservoir side .

In dem Verfahren kann nach dem Injizieren der Flüssigkeit in das mindestens eine erste Bohrloch eine Mischung aus Wasserdampf und Kohlenmonoxid in das mindestens eine erste und/oder in das mindestens eine Bohrloch injiziert werden.In the method, after injecting the liquid into the at least one first well, a mixture of water vapor and carbon monoxide can be injected into the at least one first and/or into the at least one well.

Ferner kann in dem Verfahren das mindestens eine erste Bohrloch und/oder das mindestens eine zweite Bohrloch für eine selektive Injektion und/oder eine selektive Produktion angesteuert werden.Furthermore, in the method, the at least one first well and/or the at least one second well can be controlled for a selective injection and/or a selective production.

Darüber hinaus kann in dem Verfahren mindestens ein Anteil des geförderten Wasserstoff-haltigen Gases für eine Methanolsynthese genutzt werden. In addition, in the process at least a proportion of the promoted hydrogen content gene gas can be used for a methanol synthesis.

Abgesehen davon können in dem Verfahren bei der Gewinnung von Wasserstoff anfallenden Stoffe zur Wärmegewinnung und/oder Stromgewinnung genutzt werden.Apart from that, substances that occur during the production of hydrogen can be used in the process to produce heat and/or electricity.

Zudem können in dem Verfahren Abgase von Kraftwerken und/oder anderen Oberflächenprozessen in das mindestens eine erste Bohrloch und/oder das mindestens eine zweite Bohrloch injiziert werden.In addition, exhaust gases from power plants and/or other surface processes can be injected into the at least one first borehole and/or the at least one second borehole in the method.

In dem Verfahren kann aus dem mindestens einen ersten Bohrloch und/oder dem mindestens einen zweiten Bohrloch Fluid gefördert werden und auf darin vorhandene Mikroorganismen untersucht werden. Es kann hierbei eine Selektion von Mikroorganismen stattfinden, die eine besonders hohe Effizienz in der Umsetzung von Kohlenwasserstoffen in Wasserstoff zeigen. Diese Mikroorganismen können wiederrum gezielt der Flüssigkeit zugegeben werden, die in das mindestens eine erste Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs injiziert wird, wobei die Mikroorganismen optional vorher vermehrt und/oder aktiviert werden. Damit kann die Effizienz des Verfahrens gesteigert werden.In the method, fluid can be pumped from the at least one first borehole and/or the at least one second borehole and examined for microorganisms present therein. Here, a selection of microorganisms can take place, which show a particularly high efficiency in the conversion of hydrocarbons into hydrogen. These microorganisms can in turn be added in a targeted manner to the liquid which is injected into the at least one first borehole of the hydrocarbon reservoir, with the microorganisms optionally having been propagated and/or activated beforehand. The efficiency of the method can thus be increased.

Erfindungsgemäß wird ferner eine Anlage zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem Kohlenwasserstoffreservoir bereitgestellt, aufweisend oder bestehend aus:

  1. a) ein Kohlenwasserstoffreservoir, das eine ölhaltige Zone mit einer beweglichen Wasserphase aufweist, wobei das Kohlenwasserstoffreservoir mindestens ein erstes Bohrloch aufweist, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone, bis in einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone, oder bis in einen unteren Bereich der ölhaltigen Zone, erstreckt,
  2. b) eine Flüssigkeitsquelle mit einer Flüssigkeit, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht;
  3. c) ein erstes Fördermittel, das mit dem mindestens einen ersten Bohrloch verbunden ist, wobei die Anlage dazu geeignet ist, das mindestens eine erste Bohrloch zu verschließen und zu öffnen, wobei das erste Fördermittel geeignet ist, Flüssigkeit aus der Flüssigkeitsquelle in das mindestens eine erste Bohrloch zu injizieren;
  4. d) ein zweites Fördermittel, das mit dem mindestens einen ersten Bohrloch und/oder mit mindestens einem zweiten Bohrloch verbunden ist, wobei sich das mindestens eine zweite Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone erstreckt oder bis in einen unteren Bereich der ölhaltigen Zone erstreckt, wobei die Anlage dazu geeignet ist, das mindestens eine erste Bohrloch und/oder das mindestens eine zweite Bohrloch zu verschließen und zu öffnen, wobei das zweite Fördermittel geeignet ist, ein Wasserstoff-haltiges Fluid aus dem Kohlenwasserstoffreservoir zu fördern;
  5. e) ein Mittel zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem Wasserstoff-haltigen Fluid;
  6. f) eine Steuereinheit, die konfiguriert ist, das erste Fördermittel zu veranlassen, Flüssigkeit aus der Flüssigkeitsquelle bei einer Flüssigkeitstemperatur im Bereich von 40 °C bis <120 °C in das mindestens eine erste Bohrloch zu injizieren, das mindestens eine erste Bohrloch und das mindestens eine zweite Bohrloch zu schießen (bevorzugt alle Bohrlöcher des Kohlenwasserstoffreservoirs der Anlage zu schließen) und nach einem Zeitraum von mindestens zwei Wochen das zweite Fördermittel zu veranlassen, das mindestens eine erste Bohrloch und/oder das mindestens eine zweite Bohrloch zu öffnen und ein Wasserstoff-haltiges Fluid zu fördern, und das Mittel zur Gewinnung von Wasserstoff zu veranlassen, Wasserstoff aus dem Wasserstoff-haltigen Fluid zu gewinnen.
According to the invention, a plant for obtaining hydrogen from a hydrocarbon reservoir is also provided, having or consisting of:
  1. a) a hydrocarbon reservoir having an oil-bearing zone with a moving water phase, the hydrocarbon reservoir having at least one first wellbore extending from a surface of the hydrocarbon reservoir to above an upper portion of the oil-bearing zone, into an upper portion of the oil-bearing zone, or to a lower part of the oil-bearing zone,
  2. b) a liquid source having a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant;
  3. c) a first conveying means which is connected to the at least one first borehole, the system being suitable for closing and opening the at least one first borehole, the first conveying means being suitable for pumping liquid from the liquid source into the at least one first to inject borehole;
  4. d) a second production means which is connected to the at least one first well and/or to at least one second well, wherein the at least one second well of the hydrocarbon reservoir extends from a surface of the hydrocarbon reservoir to over an upper region of the oil-bearing zone or to in extends a lower region of the oil-bearing zone, the plant being suitable for closing and opening the at least one first well and/or the at least one second well, the second production means being suitable for pumping a hydrogen-containing fluid from the hydrocarbon reservoir support financially;
  5. e) means for recovering hydrogen from a hydrogen-containing fluid;
  6. f) a control unit configured to cause the first conveying means to inject liquid from the liquid source at a liquid temperature in the range from 40 °C to <120 °C into the at least one first well, the at least one first well and the at least to shoot a second well (preferably to close all wells of the hydrocarbon reservoir of the plant) and after a period of at least two weeks to cause the second production means to open the at least one first well and/or the at least one second well and one containing hydrogen to produce fluid, and to cause the hydrogen recovery means to recover hydrogen from the hydrogen-containing fluid.

Die Anlage hat den Vorteil, dass sie eine ökonomische und effiziente Gewinnung von Wasserstoff in industriellem Maßstab aus einem Kohlenwasserstoffreservoir, insbesondere aus einer (bereits) ausgeförderten fossilen Kohlenwasserstofflagerstätte, erlaubt.The plant has the advantage that it allows hydrogen to be extracted economically and efficiently on an industrial scale from a hydrocarbon reservoir, in particular from a (already) depleted fossil hydrocarbon deposit.

Das Kohlenwasserstoffreservoir der Anlage kann ein fossiles Kohlenwasserstoffreservoir sein, d.h. eine Lagerstätte von fossilen Kohlenwasserstoffen, z.B. eine fossile Erdöllagerstätte oder fossile Erdgaslagerstätte. Bevorzugt ist das Kohlenwasserstoffreservoir eine (bereits) ausgeförderte fossile Kohlenwasserstofflagerstätte (z.B. eine ausgeförderte fossile Erdöllagerstätte oder fossile Erdgaslagerstätte), da in solchen Lagerstätten eine Umsetzung restlicher, sich in der Lagerstätte befindender Kohlenwasserstoffe (hauptsächlich Schweröle und Leichtöle) zu Wasserstoff wirtschaftlich lohnt. Fossile Erdöllagerstätten mit einer Gaskappe (z.B. noch nicht ausgeförderte fossile Erdöllagerstätten) sind auch geeignet, da sich das Gas der Gaskappe über der ölhaltige Zone des Kohlenstoffreservoirs befindet.The hydrocarbon reservoir of the facility may be a fossil hydrocarbon reservoir, i.e. a reservoir of fossil hydrocarbons, e.g., a fossil oil reservoir or fossil natural gas reservoir. The hydrocarbon reservoir is preferably an (already) exhausted fossil hydrocarbon deposit (e.g. an exhausted fossil oil deposit or fossil natural gas deposit), since in such deposits it is economically worth converting the remaining hydrocarbons in the deposit (mainly heavy oils and light oils) to hydrogen. Fossil petroleum reservoirs with a gas cap (e.g., undeveloped fossil petroleum reservoirs) are also suitable because the gas in the gas cap is above the oily zone of the carbon reservoir.

Die Steuereinheit der Anlage kann konfiguriert sein, erst nach einem Zeitraum von mindestens einem Monat, optional mindestens einem halben Jahr oder Jahr, das zweite Fördermittel zu veranlassen, das mindestens eine erste Bohrloch und/oder das mindestens eine zweite Bohrloch zu öffnen und Wasserstoff-haltiges Fluid zu fördern.The control unit of the system can be configured to initiate the second funding only after a period of at least one month, optionally at least six months or a year sen to open the at least one first well and / or the at least one second well and promote hydrogen-containing fluid.

Das Kohlenwasserstoffreservoir der Anlage kann mindestens ein drittes Bohrloch aufweisen, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis in eine Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs erstreckt. Das mindestens eine dritte Bohrloch erlaubt unter anderem, Wasser aus der Wasserzone des Kohlenstoffreservoirs (Lagerstättenwasser) an die Oberfläche zu fördern.The facility's hydrocarbon reservoir may include at least a third wellbore extending from a surface of the hydrocarbon reservoir into a water zone of the hydrocarbon reservoir. The at least one third well makes it possible, among other things, to pump water from the water zone of the carbon reservoir (reservoir water) to the surface.

Die Steuereinheit der Anlage kann konfiguriert sein, die Menge an injizierter Flüssigkeit empirisch zu ermitteln (z.B. durch Daten der Beschaffenheit des Wassers der Wasserphase) oder über eine Simulation zur Beschaffenheit des Kohlenwasserstoffreservoirs zu ermitteln.The plant controller may be configured to determine the amount of liquid injected empirically (e.g., from data on the nature of the water of the water phase) or to determine via a simulation of the nature of the hydrocarbon reservoir.

Der obere Bereich der ölhaltigen Zone des Kohlenwasserstoffreservoirs der Anlage kann ein Bereich der ölhaltigen Zone sein, der sich über eine bestimmte Länge von einem obersten Punkt der ölhaltigen Zone in einer Richtung entlang der Schwerkraft bis zu einem untersten Punkt der ölhaltigen Zone erstreckt, wobei der unterste Punkt der ölhaltigen Zone das Ende des Kohlenwasserstoffreservoirs oder einen Beginn einer Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs darstellt, wobei die bestimmte Länge eine Länge von maximal 50%, bevorzugt eine Länge von maximal 40%, besonders bevorzugt eine Länge von maximal 30%, ganz besonders bevorzugt eine Länge von maximal 20%, insbesondere eine Länge von maximal 10%, einer Gesamtlänge der ölhaltigen Zone von dem obersten Punkt der ölhaltigen Zone bis zum untersten Punkt der ölhaltigen Zone ist.The upper portion of the oil-bearing zone of the plant's hydrocarbon reservoir may be a portion of the oil-bearing zone extending a specified length from an uppermost point of the oil-bearing zone in a direction along the force of gravity to a lowermost point of the oil-bearing zone, the lowermost point of the oil-bearing zone represents the end of the hydrocarbon reservoir or a beginning of a water zone of the hydrocarbon reservoir, the specific length being a length of at most 50%, preferably a length of at most 40%, more preferably a length of at most 30%, most preferably a length of at most 20%, in particular a length of at most 10%, of a total length of the oil-bearing zone from the top point of the oil-bearing zone to the bottom point of the oil-bearing zone.

Der untere Bereich der ölhaltigen Zone des Kohlenwasserstoffreservoirs der Anlage kann ein Bereich der ölhaltigen Zone sein, der sich über eine bestimmte Länge von einem untersten Punkt der ölhaltigen Zone in einer Richtung entgegen der Schwerkraft bis zu einem obersten Punkt der ölhaltigen Zone erstreckt, wobei der unterste Punkt der ölhaltigen Zone das Ende des Kohlenwasserstoffreservoirs oder einen Beginn einer Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs darstellt, wobei die bestimmte Länge eine Länge von maximal 40%, bevorzugt eine Länge von maximal 30%, besonders bevorzugt eine Länge von maximal 20%, ganz besonders bevorzugt eine Länge von maximal 10%, insbesondere eine Länge von maximal 5%, einer Gesamtlänge der ölhaltigen Zone von dem untersten Punkt der ölhaltigen Zone bis zum obersten Punkt der ölhaltigen Zone ist.The lower portion of the oil-bearing zone of the plant's hydrocarbon reservoir may be a portion of the oil-bearing zone extending a specified length from a lowest point of the oil-bearing zone in a counter-gravity direction to an uppermost point of the oil-bearing zone, the lowest point of the oil-bearing zone represents the end of the hydrocarbon reservoir or a beginning of a water zone of the hydrocarbon reservoir, the specific length being a length of at most 40%, preferably a length of at most 30%, more preferably a length of at most 20%, most preferably a length of at most 10%, in particular a length of at most 5%, of a total length of the oil-bearing zone from the bottom point of the oil-bearing zone to the top point of the oil-bearing zone.

Das mindestens eine erste Bohrloch und/oder mindestens eine zweite Bohrloch im Kohlenwasserstoffreservoir der Anlage kann/können zumindest bereichsweise vertikal angeordnet sein, wobei sich die vertikale Anordnung auf eine Anordnung entlang der Schwerkraft bezieht und wobei mit einer vertikalen Anordnung eine Anordnung gemeint ist, die von einer streng vertikalen Anordnung in einem maximalen Winkel von 20° abweicht.The at least one first borehole and/or at least one second borehole in the hydrocarbon reservoir of the plant can be arranged vertically at least in regions, with the vertical arrangement referring to an arrangement along the force of gravity and with a vertical arrangement meaning an arrangement that deviates from a strictly vertical arrangement by a maximum angle of 20°.

Ferner kann das mindestens eine erste Bohrloch und/oder mindestens eine zweite Bohrloch im Kohlenwasserstoffreservoir der Anlage zumindest bereichsweise horizontal angeordnet sein oder werden, wobei sich die horizontale Anordnung auf eine Anordnung senkrecht zur Schwerkraft bezieht und wobei mit einer horizontalen Anordnung eine Anordnung gemeint ist, die von einer streng horizontalen Anordnung in einem maximalen Winkel von 20° abweicht.Furthermore, the at least one first borehole and/or at least one second borehole in the hydrocarbon reservoir of the plant can be or will be arranged horizontally at least in regions, with the horizontal arrangement referring to an arrangement perpendicular to the force of gravity and with a horizontal arrangement meaning an arrangement which deviates from a strictly horizontal arrangement by a maximum angle of 20°.

Das mindestens eine Tensid in der Flüssigkeit der Flüssigkeitsquelle kann in einer Menge von mindestens 5 g/l in der Flüssigkeit enthalten sein.The at least one surfactant in the liquid of the liquid source can be contained in the liquid in an amount of at least 5 g/l.

In einer bevorzugten Ausgestaltungsform ist das mindestens eine Tensid in der Flüssigkeit der Flüssigkeitsquelle maximal in einer Menge in der Flüssigkeit enthalten, die ein Wachstum von Mikroorganismen, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln, nicht beeinträchtigt.In a preferred embodiment, the at least one surfactant in the liquid of the liquid source is contained in the liquid at most in an amount that does not impair the growth of microorganisms that are suitable for converting hydrocarbons into hydrogen.

Das mindestens eine Tensid in der Flüssigkeit der Flüssigkeitsquelle kann ausgewählt sein aus der Gruppe bestehend aus anionischen Tensiden, kationischen Tensiden, zwitterionischen Tensiden, nicht-ionischen Tensiden und Kombinationen hiervon, wobei das mindestens eine Tensid bevorzugt ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus zwitterionischen Tensiden, nicht-ionischen Tensiden und Kombinationen hiervon.The at least one surfactant in the liquid of the liquid source can be selected from the group consisting of anionic surfactants, cationic surfactants, zwitterionic surfactants, nonionic surfactants and combinations thereof, wherein the at least one surfactant is preferably selected from the group consisting of zwitterionic surfactants, nonionic surfactants and combinations thereof.

Die Steuereinheit der Anlage kann konfiguriert sein, das Fördermittel zu veranlassen, Flüssigkeit aus der Flüssigkeitsquelle mit einem Druck im Bereich von 20 bis 350 bar, bevorzugt 25 bis 300 bar, zu injizieren.The control unit of the plant can be configured to cause the conveyor to inject liquid from the liquid source at a pressure in the range of 20 to 350 bar, preferably 25 to 300 bar.

Erfindungsgemäß ist die Steuereinheit der Anlage konfiguriert, das Fördermittel zu veranlassen, Flüssigkeit aus der Flüssigkeitsquelle bei einer Flüssigkeitstemperatur im Bereich von 40 °C bis <120 °C, bevorzugt einer Temperatur im Bereich von 40 °C bis 115 °C, besonders bevorzugt einer Temperatur von 50 °C bis 110 °C, insbesondere einer Temperatur von 60 °C bis 110 °C, zu injizieren.According to the invention, the control unit of the system is configured to cause the conveyor to pump liquid from the liquid source at a liquid temperature in the range from 40° C. to <120° C., preferably a temperature in the range from 40° C. to 115° C., particularly preferably a temperature from 50 °C to 110 °C, in particular a temperature from 60 °C to 110 °C.

Die Flüssigkeit der Flüssigkeitsquelle der Anlage kann ferner eine Kohlenhydratquelle enthalten, die das Wachstum von Mikroorganismen begünstigt, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umwandeln.The liquid of the plant's liquid source may also contain a carbohydrate source which supports the growth of microorganisms favored that are capable of converting hydrocarbons into hydrogen.

Die Kohlenhydratquelle kann ausgewählt sein aus der Gruppe bestehend aus Industriezucker, Melasse und Kombinationen hiervon.The carbohydrate source can be selected from the group consisting of refined sugar, molasses and combinations thereof.

Darüber hinaus kann die Kohlenhydratquelle in einer Menge von maximal 100 g/l in der Flüssigkeit der Flüssigkeitsquelle vorliegen.In addition, the carbohydrate source can be present in the liquid of the liquid source in an amount of at most 100 g/l.

Die Flüssigkeit der Flüssigkeitsquelle der Anlage kann ferner Aminosäuren enthalten, die das Wachstum von Mikroorganismen begünstigen, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umwandeln.The liquid of the liquid source of the plant can also contain amino acids, which favor the growth of microorganisms capable of converting hydrocarbons into hydrogen.

Die Flüssigkeit kann ferner mindestens eine Art Mikroorganismus, optional mehrere Arten von Mikroorganismen, enthalten, die dazu geeignet ist/sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln.The liquid may also contain at least one type of microorganism, optionally several types of microorganisms, capable of converting hydrocarbons into hydrogen.

Die mindestens eine Art Mikroorganismus kann ein Mikroorganismus ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus thermophilen Mikroorganismen, besonders bevorzugt ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus thermophilen Bakterien, ganz besonders bevorzugt ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Bacteroidetes, Firmicutes, Spirochaete, Clostridia und Syntrophus, sein.The at least one type of microorganism can be a microorganism selected from the group consisting of thermophilic microorganisms, more preferably selected from the group consisting of thermophilic bacteria, most preferably selected from the group consisting of Bacteroidetes, Firmicutes, Spirochaete, Clostridia and Syntrophus.

Darüber hinaus kann die mindestens eine Art Mikroorganismus in einer Menge von mindestens 1010 Zellen/I, bevorzugt mindestens 1011 Zellen/I, ganz besonders bevorzugt mindestens 5·1011 Zellen/I, in der Flüssigkeit der Flüssigkeitsquelle vorliegen. Begrenzend kann hier eine Permeabilitätsminderung im Bereich um das mindestens eine erste Bohrloch sein.In addition, the at least one type of microorganism can be present in the liquid of the liquid source in an amount of at least 10 10 cells/l, preferably at least 10 11 cells/l, very particularly preferably at least 5×10 11 cells/l. A reduction in permeability in the area around the at least one first borehole can be limiting here.

Das Mittel zur Gewinnung von Wasserstoff aus Wasserstoff-haltigem Fluid (z.B. Wasserstoff-haltiges Gas) kann dazu geeignet sein, gefördertes Wasserstoff-haltiges Fluid (z.B. Wasserstoff-haltiges Gas) in einem katalytischen oder nicht-katalytischen Prozess des Steam-Reforming und der Wassergas-Shift-Reaktionen zu reagieren, wobei die Anlage bevorzugt konfiguriert ist, hierbei entstehendes CO2 in das mindestens eine erste Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs und/oder in mindestens ein zweites Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs zu injizieren.The means for recovering hydrogen from hydrogen-containing fluid (eg, hydrogen-containing gas) may be adapted to produce hydrogen-containing fluid (eg, hydrogen-containing gas) in a catalytic or non-catalytic steam reforming and water gas process -Shift reactions to react, wherein the system is preferably configured to inject resulting CO 2 in the at least one first well of the hydrocarbon reservoir and / or in at least one second well of the hydrocarbon reservoir.

Ferner kann das Mittel zur Gewinnung von Wasserstoff aus Wasserstoff-haltigem Fluid (z.B. Wasserstoff-haltiges Gas) mindestens einen Wasserstofffilter enthalten oder daraus bestehen, wobei der mindestens eine Wasserstofffilter bevorzugt in dem mindestens einen ersten und/oder in dem mindestens einen zweiten Bohrloch angeordnet ist, insbesondere an einem Kohlenwasserstoffreservoir-seitigen Ende davon.Furthermore, the means for obtaining hydrogen from hydrogen-containing fluid (e.g. hydrogen-containing gas) can contain or consist of at least one hydrogen filter, the at least one hydrogen filter preferably being arranged in the at least one first and/or in the at least one second borehole , particularly at a hydrocarbon reservoir-side end thereof.

Die Anlage kann dazu geeignet sein, nach dem Injizieren der Flüssigkeit eine Mischung aus Wasserdampf und Kohlenmonoxid in das mindestens eine erste und/oder in das mindestens eine Bohrloch zu injizieren. Bevorzugt ist die Steuereinheit dazu konfiguriert, das erste Fördermittel zu dieser Injektion zu veranlassen.The system can be suitable for injecting a mixture of water vapor and carbon monoxide into the at least one first well and/or into the at least one well after injecting the liquid. The control unit is preferably configured to cause the first conveying means to carry out this injection.

Die Anlage kann dazu geeignet sein, bevorzugt ist die Steuereinheit der Anlage dazu konfiguriert, das mindestens eine erste Bohrloch und/oder das mindestens eine zweite Bohrloch für eine selektive Injektion und/oder eine selektive Produktion anzusteuern.The system can be suitable, preferably the control unit of the system is configured to control the at least one first well and/or the at least one second well for a selective injection and/or a selective production.

Die Anlage kann dazu geeignet sein, mindestens einen Anteil des geförderten Wasserstoff-haltigen Gases für eine Methanolsynthese zu nutzen. Dadurch kann die notwenige Reinjektionsmenge reduziert werden.The plant can be suitable for using at least a portion of the hydrogen-containing gas produced for a methanol synthesis. As a result, the amount of reinjection required can be reduced.

Zudem kann die Anlage dazu geeignet sein, bei der Wasserstoffgewinnung anfallende Stoffe zur Wärmegewinnung und/oder Stromgewinnung zu nutzen.In addition, the plant can be suitable for using substances occurring during hydrogen production for heat production and/or electricity production.

Abgesehen davon kann die Anlage dazu geeignet sein, Abgase von Kraftwerken und/oder anderen Oberflächenprozessen in das mindestens eine erste Bohrloch und/oder das mindestens eine zweite Bohrloch zu injizieren. Nach der Vergasung weist das Kohlenwasserstoffreservoir gute fließtechnische Eigenschaften für künftige Injektionen auf. Ein weiterer Vorteil ist, dass die Ausbeute an Wasserstoff (und auch Methan) gesteigert werden kann und unerwünschte Abgase von Kraftwerken und/oder anderen Oberflächenprozessen im Kohlenwasserstoffreservoir gespeichert werden können.Apart from that, the system can be suitable for injecting exhaust gases from power plants and/or other surface processes into the at least one first borehole and/or the at least one second borehole. After gasification, the hydrocarbon reservoir has good flow properties for future injections. Another advantage is that the yield of hydrogen (and also methane) can be increased and unwanted exhaust gases from power plants and/or other surface processes can be stored in the hydrocarbon reservoir.

Die Anlage kann dazu geeignet sein, aus dem mindestens einen ersten Bohrloch und/oder dem mindestens einen zweiten Bohrloch Fluid zu fördern und auf darin vorhandene Mikroorganismen zu untersuchen. Ferner kann die Anlage geeignet sein, eine Selektion von Mikroorganismen vorzunehmen, die eine besonders hohe Effizienz in der Umsetzung von Kohlenwasserstoffen in Wasserstoff zeigen. Die Anlage kann ferner dazu konfiguriert sein, bevorzugt veranlasst durch eine Steuereinheit der Anlage, diese Mikroorganismen der Flüssigkeit zuzugeben, die in das mindestens eine erste Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs injiziert wird, wobei die Anlage optional konfiguriert ist, die Mikroorganismen vorher zu vermehren und/oder zu aktivieren. Damit kann die Effizienz der Anlage gesteigert werden.The system can be suitable for conveying fluid from the at least one first borehole and/or the at least one second borehole and for examining microorganisms present therein. Furthermore, the system can be suitable for making a selection of microorganisms that show a particularly high efficiency in the conversion of hydrocarbons into hydrogen. The system may further be configured, preferably prompted by a control unit of the system, to add these microorganisms to the liquid injected into the at least one first well of the hydrocarbon reservoir, the system being optionally configured to pre-proliferate and/or to increase the microorganisms activate. This can increase the efficiency of the system.

Die erfindungsgemäße Anlage ist bevorzugt dazu ausgestaltet, das erfindungsgemäße Verfahren durchzuführen. Die Steuereinheit der Anlage kann konfiguriert sein, eine Durchführung der hierfür erforderlichen Schritte zu veranlassen.The system according to the invention is preferably designed to carry out the method according to the invention. The control unit of the system can be configured to cause the steps required for this to be carried out.

Es wird ferner die Verwendung der erfindungsgemäßen Anlage zur Herstellung von Wasserstoff aus einem Kohlenwasserstoffreservoir vorgeschlagen. The use of the plant according to the invention for the production of hydrogen from a hydrocarbon reservoir is also proposed.

Anhand der nachfolgenden Figuren und des nachfolgenden Beispiels soll der erfindungsgemäße Gegenstand näher erläutert werden, ohne diesen auf die hier gezeigten, spezifischen Ausgestaltungsformen einschränken zu wollen.The subject according to the invention is to be explained in more detail on the basis of the following figures and the following example, without wishing to restrict it to the specific configurations shown here.

1 zeigt schematisch ein Beispiel eines erfindungsgemäßen Verfahrens. Das Kohlenwasserstoffreservoir 1 weist hier ein erstes Bohrloch 2 und ein zweites Bohrloch 3 auf. In diesem Beispiel wird über das erste Bohrloch 2 des Kohlenwasserstoffreservoirs in einen oberen Bereich einer ölhaltige Zone 5 mit Wasserphase des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 eine Flüssigkeit injiziert, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht. Anschließend werden die Bohrlöcher 2, 3 verschlossen und für mindestens zwei Wochen inkubiert. Während der Inkubation von mindestens zwei Wochen entsteht in der Wasserphase innerhalb der ölhaltigen Zone 5 Wasserstoff. Nach der Inkubation wird das zweite Bohrloch 3 geöffnet und über das zweite Bohrloch 3, das sich in einem unteren Bereich der ölhaltige Zone 5 direkt über einer Wasserzone 6 des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 befindet, Wasserstoff-haltiges Fluid an die Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 gefördert. Das erste Bohrloch 2 und das zweite Bohrloch 3 sind in diesem Fall horizontal in der ölhaltige Zone 5 des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 angeordnet, was eine bessere Erschließung des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 erlaubt, d.h. eine effizientere Gewinnung von Wasserstoff ermöglicht. 1 shows schematically an example of a method according to the invention. The hydrocarbon reservoir 1 has a first borehole 2 and a second borehole 3 here. In this example, a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant is injected via the first well 2 of the hydrocarbon reservoir into an upper region of an oil-bearing zone 5 with a water phase of the hydrocarbon reservoir 1 . The boreholes 2, 3 are then closed and incubated for at least two weeks. During the incubation of at least two weeks, hydrogen is formed in the water phase within the oil-containing zone 5 . After the incubation, the second borehole 3 is opened and hydrogen-containing fluid is pumped to the surface of the hydrocarbon reservoir 1 via the second borehole 3, which is located in a lower region of the oil-bearing zone 5 directly above a water zone 6 of the hydrocarbon reservoir 1. In this case, the first borehole 2 and the second borehole 3 are arranged horizontally in the oil-bearing zone 5 of the hydrocarbon reservoir 1, which allows a better development of the hydrocarbon reservoir 1, ie a more efficient production of hydrogen.

2 zeigt schematisch ein weiteres Beispiel eines erfindungsgemäßen Verfahrens. Das Kohlenwasserstoffreservoir 1 weist hier ein erstes Bohrloch 2, ein zweites Bohrloch 3 und ein weiteres zweites Bohrloch 4 auf. In diesem Beispiel wird über das erste Bohrloch 2 des Kohlenwasserstoffreservoirs in einen oberen Bereich einer ölhaltige Zone 5 mit Wasserphase des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 eine Flüssigkeit injiziert, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht. Anschließend werden die Bohrlöcher 2, 3, 4 verschlossen und für mindestens zwei Wochen inkubiert. Während der Inkubation von mindestens zwei Wochen entsteht in der Wasserphase innerhalb der ölhaltigen Zone 5 Wasserstoff. Nach der Inkubation wird das zweite Bohrloch 3 und das weitere zweite Bohrloch 4 geöffnet und über die beiden zweiten Bohrlöcher 3, 4, die sich in einem unteren Bereich der ölhaltige Zone 5 direkt über einer Wasserzone 6 des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 befinden, Wasserstoff-haltiges Fluid an die Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 gefördert. Das erste Bohrloch 2 und die beiden zweiten Bohrlöcher 3, 4 sind in diesem Fall vertikal in der ölhaltige Zone 5 des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 angeordnet, was mit einer etwas geringeren Effizienz bei der Gewinnung von Wasserstoff einhergeht. 2 shows schematically another example of a method according to the invention. The hydrocarbon reservoir 1 here has a first borehole 2 , a second borehole 3 and a further second borehole 4 . In this example, a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant is injected via the first well 2 of the hydrocarbon reservoir into an upper region of an oil-bearing zone 5 with a water phase of the hydrocarbon reservoir 1 . Then the boreholes 2, 3, 4 are sealed and incubated for at least two weeks. During the incubation of at least two weeks, hydrogen is formed in the water phase within the oil-containing zone 5 . After the incubation, the second borehole 3 and the further second borehole 4 are opened and hydrogen-containing fluid is applied via the two second boreholes 3, 4, which are located in a lower area of the oil-bearing zone 5 directly above a water zone 6 of the hydrocarbon reservoir 1 promoted the surface of the hydrocarbon reservoir 1. In this case, the first borehole 2 and the two second boreholes 3, 4 are arranged vertically in the oil-bearing zone 5 of the hydrocarbon reservoir 1, which is associated with a somewhat lower efficiency in the production of hydrogen.

3 zeigt schematisch ein weiteres Beispiel eines erfindungsgemäßen Verfahrens. Das Kohlenwasserstoffreservoir 1 weist hier ein erstes Bohrloch 2 auf. In diesem Beispiel wird über das erste Bohrloch 2 des Kohlenwasserstoffreservoirs über einen oberen Bereich einer ölhaltige Zone 5 mit Wasserphase des Kohlenwasserstoffreservoirs 1, d.h. in einen Gaskappenbereich 8 des Kohlenwasserstoffreservoirs, der durch eine bereits bestehende (primäre) Gaskappe und/oder durch eine während des Verfahrens entstehende (sekundäre) Gaskappe ausgebildet ist bzw. wird, eine Flüssigkeit injiziert, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht. Anschließend wird das erste Bohrloch 2 verschlossen und für mindestens zwei Wochen inkubiert. Während der Inkubation von mindestens zwei Wochen entsteht in dem Gaskappenbereich 8 Wasserstoff. Nach der Inkubation wird das erste Bohrloch 2 geöffnet und über das erste Bohrloch 2, Wasserstoff-haltiges Fluid (hier: Wasserstoff-haltiges Gas) an die Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 gefördert. Das erste Bohrloch 2 ist in diesem Fall horizontal im Gaskappenbereich 8 des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 angeordnet, was eine bessere Erschließung des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 erlaubt, d.h. eine effizientere Gewinnung von Wasserstoff ermöglicht. 3 shows schematically another example of a method according to the invention. The hydrocarbon reservoir 1 has a first borehole 2 here. In this example, the first wellbore 2 of the hydrocarbon reservoir is drilled over an upper portion of a water-phase oil-bearing zone 5 of the hydrocarbon reservoir 1, i.e. into a gas cap portion 8 of the hydrocarbon reservoir which is formed by a pre-existing (primary) gas cap and/or by an in-process resulting (secondary) gas cap is formed or is injected with a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant. The first borehole 2 is then closed and incubated for at least two weeks. Hydrogen is produced in the gas cap area 8 during the incubation of at least two weeks. After the incubation, the first borehole 2 is opened and, via the first borehole 2, hydrogen-containing fluid (here: hydrogen-containing gas) is conveyed to the surface of the hydrocarbon reservoir 1. In this case, the first borehole 2 is arranged horizontally in the gas cap area 8 of the hydrocarbon reservoir 1, which allows better development of the hydrocarbon reservoir 1, ie enables more efficient production of hydrogen.

4 zeigt schematisch ein weiteres Beispiel eines erfindungsgemäßen Verfahrens. Das Kohlenwasserstoffreservoir 1 weist hier ein erstes Bohrloch 2 und ein zweites Bohrloch 3 auf. In diesem Beispiel wird über das erste Bohrloch 2 des Kohlenwasserstoffreservoirs in einen oberen Bereich einer ölhaltige Zone 5 mit Wasserphase des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 eine Flüssigkeit injiziert, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht. Anschließend werden die Bohrlöcher 2, 3 verschlossen und für mindestens zwei Wochen inkubiert. Während der Inkubation von mindestens zwei Wochen entsteht im Gaskappenbereich 8 des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 Wasserstoff. Nach der Inkubation wird das zweite Bohrloch 3 geöffnet und über das zweite Bohrloch 3, das sich im Gaskappenbereich des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 befindet, Wasserstoff-haltiges Fluid (hier: Wasserstoff-haltiges Gas) an die Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 gefördert. Das erste Bohrloch 2 und das zweite Bohrloch 3 sind in diesem Fall horizontal in der ölhaltige Zone 5 des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 bzw. im Gaskappenbereich 8 des Kohlenwasserstoffreservoirs angeordnet, was eine bessere Erschließung des Kohlenwasserstoffreservoirs 1 erlaubt, d.h. eine effizientere Gewinnung von Wasserstoff ermöglicht. 4 shows schematically another example of a method according to the invention. The hydrocarbon reservoir 1 has a first borehole 2 and a second borehole 3 here. In this example, a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant is injected via the first well 2 of the hydrocarbon reservoir into an upper region of an oil-bearing zone 5 with a water phase of the hydrocarbon reservoir 1 . The boreholes 2, 3 are then closed and incubated for at least two weeks. Hydrogen is produced in the gas cap area 8 of the hydrocarbon reservoir 1 during the incubation of at least two weeks. After the incubation, the second borehole 3 is opened and hydrogen-containing fluid (here: hydrogen-containing gas) is conveyed to the surface of the hydrocarbon reservoir 1 via the second borehole 3 , which is located in the gas cap area of the hydrocarbon reservoir 1 . The first borehole 2 and that In this case, the second borehole 3 is arranged horizontally in the oil-bearing zone 5 of the hydrocarbon reservoir 1 or in the gas cap area 8 of the hydrocarbon reservoir, which allows better development of the hydrocarbon reservoir 1, ie enables more efficient production of hydrogen.

Beispiel 1 - Injektion in und Förderung aus der ölhaltigen Zone mit WasserphaseExample 1 - Injection into and production from oil-bearing zone with water phase

Im Folgenden wird ein Anwendungsbeispiel zu einer ausgeförderten Erdöllagerstätte gegeben. Dabei wird eine Bohrungskomplettierung der in der 1 gezeigten Variante angenommen.An application example for a depleted oil deposit is given below. Here, a completion of the bore in the 1 variant shown.

Die folgenden Schritte wären dann erforderlich:

  1. 1. Bereitstellen eines Kohlenwasserstoffreservoirs, das eine Wasserzone und eine auf der Wasserzone befindliche ölhaltige Zone mit einer mobilen Wasserphase aufweist, wobei das Kohlenwasserstoffreservoir ein erstes Bohrloch aufweist, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis zu einem oberen Bereich der ölhaltige Zone erstreckt und ein zweites Bohrloch aufweist, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis zu einem unteren Bereich der ölhaltige Zone erstreckt.
  2. 2. Injizieren einer Flüssigkeit, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht, in das mindestens eine erstes Bohrloch. Die optimale Flüssigkeitsmenge für die Reaktionen kann vorher berechnet werden. Hierfür ist ein Aufbau eines digitalen Abbilds („Zwillings“) des Kohlenwasserstoffreservoirs vorteilhaft. Notwendig ist ein Wasservolumen, das ca. 5-10% der Porosität des Kohlenwasserstoffreservoirs (d.h. des Gasvolumens des Kohlenwasserstoffreservoirs) entspricht. Die Auswahl des mindestens einen Tensids kann anhand des in dem Kohlenwasserstoffreservoir vorliegenden Formationsmaterials bzw. der Zusammensetzung der Wasserphase erfolgen. Dies gilt auch für weitere Bestandteile der Flüssigkeit wie z.B. der Wahl von Kohlenhydraten, der Wahl von Aminosäuren und/oder der Wahl von bestimmten Arten von Mikroorganismen, die zur Umwandlung von Kohlenwasserstoffen zu Wasserstoff geeignet sind.
  3. 3. Verschließend des mindestens einen ersten und mindestens einen zweiten Bohrlochs des Kohlenwasserstoffreservoirs.
  4. 4. Inkubieren für einen Zeitraum von mindestens zwei Wochen.
  5. 5. Förderung von Wasserstoff-haltigem Fluid durch das mindestens eine zweite Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs. Es kann eine Wasserstoff-haltige Flüssigkeit gefördert werden oder ein Wasserstoff-haltiges Gas gefördert werden, wobei durch in-situ Filterung des Wasserstoff-haltigen Gases Wasserstoff in dem Wasserstoff-haltigen Gas angereichert werden kann.
The following steps would then be required:
  1. 1. Providing a hydrocarbon reservoir having a water zone and an oil-bearing zone located on the water zone with a mobile water phase, the hydrocarbon reservoir having a first wellbore extending from a surface of the hydrocarbon reservoir to an upper portion of the oil-bearing zone and a second Having a wellbore extending from a surface of the hydrocarbon reservoir to a lower portion of the oil bearing zone.
  2. 2. Injecting a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant into the at least one first well. The optimal amount of liquid for the reactions can be calculated beforehand. For this purpose, the construction of a digital image (“twin”) of the hydrocarbon reservoir is advantageous. A water volume that corresponds to about 5-10% of the porosity of the hydrocarbon reservoir (ie the gas volume of the hydrocarbon reservoir) is required. The at least one surfactant can be selected on the basis of the formation material present in the hydrocarbon reservoir or the composition of the water phase. This also applies to other components of the liquid, such as the choice of carbohydrates, the choice of amino acids and/or the choice of certain types of microorganisms that are suitable for converting hydrocarbons into hydrogen.
  3. 3. Closing in the at least one first and at least one second wells of the hydrocarbon reservoir.
  4. 4. Incubate for a period of at least two weeks.
  5. 5. Production of hydrogen-containing fluid through the at least one second well of the hydrocarbon reservoir. A hydrogen-containing liquid can be conveyed or a hydrogen-containing gas can be conveyed, it being possible for hydrogen to be enriched in the hydrogen-containing gas by in-situ filtering of the hydrogen-containing gas.

Beispiel 2 - Injektion in und Förderung aus dem GaskappenbereichExample 2 - Injection into and Extraction from Gas Cap Area

Im Folgenden wird ein Anwendungsbeispiel zu einer ausgeförderten Erdöllagerstätte gegeben. Dabei wird eine Bohrungskomplettierung der in der 3 gezeigten Variante angenommen.An application example for a depleted oil deposit is given below. Here, a completion of the bore in the 3 variant shown.

Dabei sind die Schritte folgendermaßen:

  1. 1. Bereitstellen eines Kohlenwasserstoffreservoirs, das eine bewegliche Wasserphase in der ölhaltigen Zone aufweist, wobei das Kohlenwasserstoffreservoir ein erstes Bohrloch aufweist, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über einen oberen Bereich der ölhaltige Zone erstreckt, d.h. bis in einen Gaskappenbereich des Kohlenwasserstoffreservoirs erstreckt, der durch eine bereits bestehende (primäre) Gaskappe und/oder durch eine während des Verfahrens entstehende (sekundäre) Gaskappe ausgebildet ist bzw. wird.
  2. 2. Injizieren einer Flüssigkeit, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht, in das mindestens eine erstes Bohrloch. Die optimale Flüssigkeitsmenge für die Reaktionen kann vorher berechnet werden. Hierfür ist ein Aufbau eines digitalen Abbilds („Zwillings“) des Kohlenwasserstoffreservoirs vorteilhaft. Notwendig ist ein Wasservolumen, das ca. 5-10% der Porosität des Kohlenwasserstoffreservoirs (d.h. des Gasvolumens des Kohlenwasserstoffreservoirs) entspricht. Die Auswahl des mindestens einen Tensids kann anhand des in dem Kohlenwasserstoffreservoir vorliegenden Formationsmaterials bzw. der Zusammensetzung der Wasserphase erfolgen. Dies gilt auch für weitere Bestandteile der Flüssigkeit wie z.B. der Wahl von Kohlenhydraten, der Wahl von Aminosäuren und/oder der Wahl von bestimmten Arten von Mikroorganismen, die zur Umwandlung von Kohlenwasserstoffen zu Wasserstoff geeignet sind.
  3. 3. Verschließend des mindestens einen ersten Bohrlochs des Kohlenwasserstoffreservoirs.
  4. 4. Inkubieren für einen Zeitraum von mindestens zwei Wochen.
  5. 5. Förderung von Wasserstoff-haltigem Fluid durch das mindestens eine erste Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs. Es kann ein Wasserstoff-haltiges Gas gefördert werden, wobei durch in-situ Filterung des Wasserstoff-haltigen Gases Wasserstoff in dem Wasserstoff-haltigen Gas angereichert werden kann. Dabei kann es sich bei dem Gaskappenbereich um eine sekundäre Gaskappe handeln, d.h. in diesem Fall wäre der Gaskappenbereich erst während dem Verfahren durch die Aktivität der Mikroorganismen (z.B. bakterielle Aktivität) entstanden.
The steps are as follows:
  1. 1. Providing a hydrocarbon reservoir having a moving water phase in the oil-bearing zone, the hydrocarbon reservoir having a first wellbore extending from a surface of the hydrocarbon reservoir to over an upper portion of the oil-bearing zone, ie extending into a gas cap portion of the hydrocarbon reservoir, which is or will be formed by an already existing (primary) gas cap and/or by a (secondary) gas cap created during the process.
  2. 2. Injecting a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant into the at least one first well. The optimal amount of liquid for the reactions can be calculated beforehand. For this purpose, the construction of a digital image (“twin”) of the hydrocarbon reservoir is advantageous. A water volume that corresponds to about 5-10% of the porosity of the hydrocarbon reservoir (ie the gas volume of the hydrocarbon reservoir) is required. The at least one surfactant can be selected on the basis of the formation material present in the hydrocarbon reservoir or the composition of the water phase. This also applies to other components of the liquid, such as the choice of carbohydrates, the choice of amino acids and/or the choice of certain types of microorganisms that are suitable for converting hydrocarbons into hydrogen.
  3. 3. Closing the at least one first well of the hydrocarbon reservoir.
  4. 4. Incubate for a period of at least two weeks.
  5. 5. Production of hydrogen-containing fluid through the at least one first well of the hydrocarbon reservoir. A hydrogen-containing gas can be conveyed, where hydrogen can be enriched in the hydrogen-containing gas by in-situ filtering of the hydrogen-containing gas. The gas cap area can be a secondary gas cap, ie in this case the gas cap area would only have arisen during the process as a result of the activity of the microorganisms (eg bacterial activity).

Beispiel 3 - Injektion in ölhaltige Zone mit Wasserphase und Förderung aus dem GaskappenbereichExample 3 - Injection into oil-bearing zone with water phase and recovery from gas cap area

Im Folgenden wird ein Anwendungsbeispiel zu einer ausgeförderten Erdöllagerstätte gegeben. Dabei wird eine Bohrungskomplettierung der in der 4 gezeigten Variante angenommen.

  • 1. Bereitstellen eines Kohlenwasserstoffreservoirs, das eine bewegliche Wasserphase in der ölhaltigen Zone aufweist, wobei das Kohlenwasserstoffreservoir ein erstes Bohrloch aufweist, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis zu einem unteren Bereich der ölhaltigen Zone erstreckt und ein zweites Bohrloch aufweist, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone erstreckt, d.h. bis in den Gaskappenbereich des Kohlenwasserstoffreservoirs erstreckt.
  • 2. Injizieren einer Flüssigkeit, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht, in das mindestens eine erstes Bohrloch. Die optimale Flüssigkeitsmenge für die Reaktionen kann vorher berechnet werden. Hierfür ist ein Aufbau eines digitalen Abbilds („Zwillings“) des Kohlenwasserstoffreservoirs vorteilhaft. Notwendig ist ein Wasservolumen, das ca. 5-10% der Porosität des Kohlenwasserstoffreservoirs (d.h. des Gasvolumens des Kohlenwasserstoffreservoirs) entspricht. Die Auswahl des mindestens einen Tensids kann anhand des in dem Kohlenwasserstoffreservoir vorliegenden Formationsmaterials bzw. der Zusammensetzung der Wasserphase erfolgen. Dies gilt auch für weitere Bestandteile der Flüssigkeit wie z.B. der Wahl von Kohlenhydraten, der Wahl von Aminosäuren und/oder der Wahl von bestimmten Arten von Mikroorganismen, die zur Umwandlung von Kohlenwasserstoffen zu Wasserstoff geeignet sind.
  • 3. Verschließend des mindestens einen ersten und mindestens einen zweiten Bohrlochs des Kohlenwasserstoffreservoirs.
  • 4. Inkubieren für einen Zeitraum von mindestens zwei Wochen.
  • 6. Förderung von Wasserstoff-haltigem Fluid durch das mindestens eine zweite Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs. Es kann ein Wasserstoff-haltiges Gas gefördert werden, wobei durch in-situ Filterung des Wasserstoff-haltigen Gases Wasserstoff in dem Wasserstoff-haltigen Gas angereichert werden kann. Dabei handelt es sich bei dem Gaskappenbereich um eine sekundäre Gaskappe, d.h. der Gaskappenbereich ist erst durch die bakterielle Aktivität entstanden.
An application example for a depleted oil deposit is given below. Here, a completion of the bore in the 4 variant shown.
  • 1. Providing a hydrocarbon reservoir having a moving water phase in the oil-bearing zone, the hydrocarbon reservoir having a first wellbore extending from a surface of the hydrocarbon reservoir to a lower portion of the oil-bearing zone and a second wellbore extending from a Surface of the hydrocarbon reservoir extends over an upper portion of the oil-bearing zone, ie extends into the gas cap area of the hydrocarbon reservoir.
  • 2. Injecting a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant into the at least one first well. The optimal amount of liquid for the reactions can be calculated beforehand. For this purpose, the construction of a digital image (“twin”) of the hydrocarbon reservoir is advantageous. A water volume that corresponds to about 5-10% of the porosity of the hydrocarbon reservoir (ie the gas volume of the hydrocarbon reservoir) is necessary. The at least one surfactant can be selected on the basis of the formation material present in the hydrocarbon reservoir or the composition of the water phase. This also applies to other components of the liquid, such as the choice of carbohydrates, the choice of amino acids and/or the choice of certain types of microorganisms that are suitable for converting hydrocarbons into hydrogen.
  • 3. Closing in the at least one first and at least one second wells of the hydrocarbon reservoir.
  • 4. Incubate for a period of at least two weeks.
  • 6. Production of hydrogen-containing fluid through the at least one second well of the hydrocarbon reservoir. A hydrogen-containing gas can be conveyed, it being possible for hydrogen to be enriched in the hydrogen-containing gas by in-situ filtering of the hydrogen-containing gas. The gas cap area is a secondary gas cap, ie the gas cap area only came about as a result of bacterial activity.

BezugszeichenlisteReference List

11
Kohlenwasserstoffreservoir;hydrocarbon reservoir;
22
erstes Bohrloch;first borehole;
33
zweites Bohrloch;second borehole;
44
weiteres zweites Bohrloch;another second borehole;
55
ölhaltige Zone (mit Wasserphase);oily zone (with water phase);
66
Wasserzone; undwater zone; and
77
Caprock bzw. abdichtendes Gestein des Kohlenwasserstoffreservoirs;Caprock or sealing rock of the hydrocarbon reservoir;
88th
Gaskappenbereich (ausgebildet durch primäre und/oder sekundäre Gaskappe).Gas cap area (formed by primary and/or secondary gas cap).

Claims (15)

Verfahren zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem Kohlenwasserstoffreservoir, umfassend die Schritte oder bestehend aus den Schritten: a) Nutzen eines Kohlenwasserstoffreservoirs, das eine ölhaltige Zone mit einer beweglichen Wasserphase aufweist, wobei das Kohlenwasserstoffreservoir mindestens ein erstes Bohrloch aufweist, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone, bis in einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone, oder bis in einen unteren Bereich der ölhaltigen Zone, erstreckt; b) Injizieren einer Flüssigkeit, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht, in das mindestens eine erste Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs, wobei die Flüssigkeit bei einer Flüssigkeitstemperatur im Bereich von 40 °C bis <120 °C injiziert wird; c) Verschließen von zumindest dem mindestens einen ersten Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs; d) Inkubieren für einen Zeitraum von mindestens zwei Wochen; e) Fördern von Wasserstoff-haltigem Fluid aus dem Kohlenwasserstoffreservoir durch das mindestens eine erste Bohrloch nach einem Öffnen des mindestens einen ersten Bohrlochs, falls sich das mindestens eine erste Bohrloch von der Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über den oberen Bereich der ölhaltigen Zone des Kohlenwasserstoffreservoirs erstreckt, und/oder Fördern von Wasserstoff-haltigem Fluid aus dem Kohlenwasserstoffreservoir durch mindestens ein zweites Bohrloch nach einem Öffnen des mindestens einen zweiten Bohrlochs, wobei sich das mindestens eine zweite Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone erstreckt oder bis in einen unteren Bereich der ölhaltigen Zone erstreckt; und f) Gewinnen von Wasserstoff aus dem Wasserstoff-haltigen Fluid.A method of recovering hydrogen from a hydrocarbon reservoir comprising the steps or consisting of the steps of: a) utilizing a hydrocarbon reservoir having an oil bearing zone with a moving water phase, the hydrocarbon reservoir having at least one first well extending from a surface of the hydrocarbon reservoir extending to above an upper portion of the oil-bearing zone, to an upper portion of the oil-bearing zone, or to a lower portion of the oil-bearing zone; b) injecting a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant into the at least one first well of the hydrocarbon reservoir, the liquid being injected at a liquid temperature in the range from 40°C to <120°C; c) plugging in at least the at least one first wellbore of the hydrocarbon reservoir; d) incubating for a period of at least two weeks; e) conveying hydrogen-containing fluid from the hydrocarbon reservoir through the at least one first well after opening the at least one first well if the at least one first well extends from the surface of the hydrocarbon reservoir to above the upper region of the oil-bearing zone of the hydrocarbon reservoir, and/or producing hydrogen-containing fluid from the hydrocarbon reservoir through at least one second well after opening the at least one second well, the at least one second well of the hydrocarbon reservoir extending from a surface of the hydrocarbon reservoir to above an upper portion of the oil-bearing zone or to a lower portion of the oil-bearing zone; and f) recovering hydrogen from the hydrogen-containing fluid. Verfahren nach dem vorhergehenden Anspruch, dadurch gekennzeichnet, dass der obere Bereich der ölhaltigen Zone ein Bereich der ölhaltigen Zone ist, der sich über eine bestimmte Länge von einem obersten Punkt der ölhaltigen Zone in einer Richtung entlang der Schwerkraft bis zu einem untersten Punkt der ölhaltigen Zone erstreckt, wobei der unterste Punkt der ölhaltigen Zone das Ende des Kohlenwasserstoffreservoirs oder einen Beginn einer Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs darstellt, wobei die bestimmte Länge eine Länge von maximal 50%, bevorzugt eine Länge von maximal 40%, besonders bevorzugt eine Länge von maximal 30%, ganz besonders bevorzugt eine Länge von maximal 20%, insbesondere eine Länge von maximal 10%, einer Gesamtlänge der ölhaltigen Zone von dem obersten Punkt der ölhaltigen Zone bis zum untersten Punkt der ölhaltigen Zone ist.Method according to the preceding claim, characterized in that the upper part of the oil-bearing zone is a part of the oil-bearing zone extending over a certain length from a top point of the oil-bearing zone in a direction along the force of gravity to a bottom point of the oil-bearing zone extends, the lowest point of the oil-bearing zone being the end of the hydrocarbon reservoir or a beginning of a water zone of the hydrocarbon reservoir, the specific length being a maximum length of 50%, preferably a maximum length of 40%, particularly preferably a maximum length of 30%, very particularly preferably a length of at most 20%, in particular a length of at most 10%, of a total length of the oil-bearing zone from the top point of the oil-bearing zone to the bottom point of the oil-bearing zone. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der untere Bereich der ölhaltigen Zone ein Bereich der ölhaltigen Zone ist, der sich über eine bestimmte Länge von einem untersten Punkt der ölhaltigen Zone in einer Richtung entgegen der Schwerkraft bis zu einem obersten Punkt der ölhaltigen Zone erstreckt, wobei der unterste Punkt der ölhaltigen Zone das Ende des Kohlenwasserstoffreservoirs oder einen Beginn einer Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs darstellt, wobei die bestimmte Länge eine Länge von maximal 40%, bevorzugt eine Länge von maximal 30%, besonders bevorzugt eine Länge von maximal 20%, ganz besonders bevorzugt eine Länge von maximal 10%, insbesondere eine Länge von maximal 5%, einer Gesamtlänge der ölhaltigen Zone von dem untersten Punkt der ölhaltigen Zone bis zum obersten Punkt der ölhaltigen Zone ist.A method according to any one of the preceding claims, characterized in that the lower portion of the oil-bearing zone is a portion of the oil-bearing zone extending over a certain length from a lowest point of the oil-bearing zone in a counter-gravity direction to an uppermost point of the oil-bearing zone Zone extends, the lowest point of the oil-bearing zone being the end of the hydrocarbon reservoir or a beginning of a water zone of the hydrocarbon reservoir, the specific length being a maximum length of 40%, preferably a maximum length of 30%, particularly preferably a maximum length of 20% , very particularly preferably a length of at most 10%, in particular a length of at most 5%, of a total length of the oil-bearing zone from the bottom point of the oil-bearing zone to the top point of the oil-bearing zone. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das mindestens eine Tensid i) in einer Menge von mindestens 5 g/l in der Flüssigkeit enthalten ist; und/oder ii) maximal in einer Menge in der Flüssigkeit enthalten ist, die ein Wachstum von Mikroorganismen, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln, nicht beeinträchtigt; und/oder iii) ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus anionischen Tensiden, kationischen Tensiden, zwitterionischen Tensiden, nicht-ionischen Tensiden und Kombinationen hiervon, wobei das mindestens eine Tensid bevorzugt ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus zwitterionischen Tensiden, nicht-ionischen Tensiden und Kombinationen hiervon.Method according to one of the preceding claims, characterized in that the at least one surfactant i) is contained in the liquid in an amount of at least 5 g/l; and/or ii) is contained in the liquid at most in an amount which does not impair the growth of microorganisms which are suitable for converting hydrocarbons into hydrogen; and/or iii) is selected from the group consisting of anionic surfactants, cationic surfactants, zwitterionic surfactants, nonionic surfactants and combinations thereof, wherein the at least one surfactant is preferably selected from the group consisting of zwitterionic surfactants, nonionic surfactants and combinations thereof. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Flüssigkeit i) mit einem Druck im Bereich von 20 bis 350 bar, bevorzugt 25 bis 300 bar, injiziert wird; und/oder ii) bei einer Flüssigkeitstemperatur im Bereich von 40 °C bis 115 °C, besonders bevorzugt einer Temperatur von 50 °C bis 110 °C, insbesondere einer Temperatur von 60 °C bis 110 °C, injiziert wird.Method according to one of the preceding claims, characterized in that the liquid i) is injected at a pressure in the range of 20 to 350 bar, preferably 25 to 300 bar; and/or ii) injected at a liquid temperature in the range of 40°C to 115°C, more preferably a temperature of 50°C to 110°C, especially a temperature of 60°C to 110°C. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Flüssigkeit ferner eine Kohlenhydratquelle enthält, die das Wachstum von Mikroorganismen begünstigt, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umwandeln, wobei die Kohlenhydratquelle bevorzugt i) ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus Industriezucker, Melasse und Kombinationen hiervon; und/oder ii) in einer Menge von maximal 100 g/l in der Flüssigkeit vorliegt.Process according to any one of the preceding claims, characterized in that the liquid further contains a carbohydrate source which promotes the growth of microorganisms capable of converting hydrocarbons into hydrogen, the carbohydrate source preferably being i) selected from the group consisting of industrial sugar, molasses and combinations thereof; and/or ii) is present in the liquid in an amount not exceeding 100 g/l. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Flüssigkeit ferner mindestens eine Art Mikroorganismus, optional mehrere Arten von Mikroorganismen, enthält, die dazu geeignet ist/sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln, wobei die mindestens eine Art Mikroorganismus bevorzugt i) ein Mikroorganismus ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus thermophilen Mikroorganismen, besonders bevorzugt ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus thermophilen Bakterien, ganz besonders bevorzugt ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Bacteroidetes, Firmicutes, Spirochaete, Clostridia und Syntrophus, ist; und/oder ii) in einer Menge von mindestens 1010 Zellen/I, bevorzugt mindestens 1011 Zellen/I, ganz besonders bevorzugt mindestens 5·1011 Zellen/I, in der Flüssigkeit vorliegt.Method according to any one of the preceding claims, characterized in that the liquid further contains at least one type of microorganism, optionally several types of microorganisms, which is/are suitable for converting hydrocarbons into hydrogen, the at least one type of microorganism preferably being i) one microorganism selected from the group consisting of thermophilic microorganisms, more preferably selected from the group consisting of thermophilic bacteria, most preferably selected from the group consisting of Bacteroidetes, Firmicutes, Spirochaete, Clostridia and Syntrophus; and/or ii) is present in the liquid in an amount of at least 10 10 cells/l, preferably at least 10 11 cells/l, most preferably at least 5*10 11 cells/l. Anlage zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem Kohlenwasserstoffreservoir, aufweisend oder bestehend aus: a) ein Kohlenwasserstoffreservoir, das eine ölhaltige Zone mit einer beweglichen Wasserphase aufweist, wobei das Kohlenwasserstoffreservoir mindestens ein erstes Bohrloch aufweist, das sich von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone, bis in einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone, oder bis in einen unteren Bereich der ölhaltigen Zone, erstreckt, b) eine Flüssigkeitsquelle mit einer Flüssigkeit, die Wasser und mindestens ein Tensid enthält oder daraus besteht; c) ein erstes Fördermittel, das mit dem mindestens einen ersten Bohrloch verbunden ist, wobei die Anlage dazu geeignet ist, das mindestens eine erste Bohrloch zu verschließen und zu öffnen, wobei das erste Fördermittel geeignet ist, Flüssigkeit aus der Flüssigkeitsquelle in das mindestens eine erste Bohrloch zu injizieren; d) ein zweites Fördermittel, das mit dem mindestens einen ersten Bohrloch und/oder mit mindestens einem zweiten Bohrloch verbunden ist, wobei sich das mindestens eine zweite Bohrloch des Kohlenwasserstoffreservoirs von einer Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über einen oberen Bereich der ölhaltigen Zone erstreckt oder bis in einen unteren Bereich der ölhaltigen Zone erstreckt, wobei die Anlage dazu geeignet ist, das mindestens eine erste Bohrloch und/oder das mindestens eine zweite Bohrloch zu verschließen und zu öffnen, wobei das zweite Fördermittel geeignet ist, ein Wasserstoff-haltiges Fluid aus dem Kohlenwasserstoffreservoir zu fördern; e) ein Mittel zur Gewinnung von Wasserstoff aus einem Wasserstoff-haltigen Fluid; f) eine Steuereinheit, die konfiguriert ist, das erste Fördermittel zu veranlassen, Flüssigkeit aus der Flüssigkeitsquelle bei einer Flüssigkeitstemperatur im Bereich von 40 °C bis <120 °C in das mindestens eine erste Bohrloch zu injizieren, das mindestens eine erste Bohrloch und das mindestens eine zweite Bohrloch zu schließen und nach einem Zeitraum von mindestens zwei Wochen das zweite Fördermittel zu veranlassen, das mindestens eine erste Bohrloch zu öffnen, falls sich dieses von der Oberfläche des Kohlenwasserstoffreservoirs bis über den oberen Bereich der ölhaltigen Zone des Kohlenwasserstoffreservoirs erstreckt, und/oder das mindestens eine zweite Bohrloch zu öffnen, und ein Wasserstoff-haltiges Fluid zu fördern, und das Mittel zur Gewinnung von Wasserstoff zu veranlassen, Wasserstoff aus dem Wasserstoff-haltigen Fluid zu gewinnen.Plant for the production of hydrogen from a hydrocarbon reservoir, comprising or consisting of: a) a hydrocarbon reservoir having an oil-bearing zone with a mobile water phase, the hydrocarbon reservoir having at least one first wellbore extending from a surface of the hydrocarbon reservoir to above an upper region the oil-bearing zone, to an upper portion of the oil-bearing zone, or to a lower portion of the oil-bearing zone, extends, b) a liquid source with a liquid containing or consisting of water and at least one surfactant; c) a first conveying means which is connected to the at least one first borehole, the system being suitable for closing and opening the at least one first borehole, the first conveying means being suitable for pumping liquid from the liquid source into the at least one first to inject borehole; d) a second production means which is connected to the at least one first well and/or to at least one second well, wherein the at least one second well of the hydrocarbon reservoir extends from a surface of the hydrocarbon reservoir to over an upper region of the oil-bearing zone or to in extends a lower region of the oil-bearing zone, the plant being suitable for closing and opening the at least one first well and/or the at least one second well, the second production means being suitable for pumping a hydrogen-containing fluid from the hydrocarbon reservoir support financially; e) means for recovering hydrogen from a hydrogen-containing fluid; f) a control unit configured to cause the first conveying means to inject liquid from the liquid source at a liquid temperature in the range from 40 °C to <120 °C into the at least one first well, the at least one first well and the at least close a second well and, after a period of at least two weeks, cause the second production means to open the at least one first well if it extends from the surface of the hydrocarbon reservoir to above the top of the oil-bearing zone of the hydrocarbon reservoir, and/or open the at least one second wellbore and produce a hydrogen-containing fluid; and cause the hydrogen-recovery means to recover hydrogen from the hydrogen-containing fluid. Anlage nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass der obere Bereich der ölhaltigen Zone ein Bereich der ölhaltigen Zone ist, der sich über eine bestimmte Länge von einem obersten Punkt der ölhaltigen Zone in einer Richtung entlang der Schwerkraft bis zu einem untersten Punkt der ölhaltigen Zone erstreckt, wobei der unterste Punkt der ölhaltigen Zone das Ende des Kohlenwasserstoffreservoirs oder einen Beginn einer Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs darstellt, wobei die bestimmte Länge eine Länge von maximal 50%, bevorzugt eine Länge von maximal 40%, besonders bevorzugt eine Länge von maximal 30%, ganz besonders bevorzugt eine Länge von maximal 20%, insbesondere eine Länge von maximal 10%, einer Gesamtlänge der ölhaltigen Zone von dem obersten Punkt der ölhaltigen Zone bis zum untersten Punkt der ölhaltigen Zone ist.plant after claim 8 , characterized in that the upper portion of the oil-bearing zone is a portion of the oil-bearing zone extending a certain length from an uppermost point of the oil-bearing zone in a direction along the force of gravity to a lowermost point of the oil-bearing zone, the lowermost point of the oil-bearing zone represents the end of the hydrocarbon reservoir or a beginning of a water zone of the hydrocarbon reservoir, the specific length being a length of at most 50%, preferably a length of at most 40%, more preferably a length of at most 30%, most preferably a length of at most 20%, in particular a length of at most 10%, of a total length of the oil-bearing zone from the top point of the oil-bearing zone to the bottom point of the oil-bearing zone. Anlage nach einem der Ansprüche 8 oder 9, dadurch gekennzeichnet, dass der untere Bereich der ölhaltigen Zone ein Bereich der ölhaltigen Zone ist, der sich über eine bestimmte Länge von einem untersten Punkt der ölhaltigen Zone in einer Richtung entgegen der Schwerkraft bis zu einem obersten Punkt der ölhaltigen Zone erstreckt, wobei der unterste Punkt der ölhaltigen Zone das Ende des Kohlenwasserstoffreservoirs oder einen Beginn einer Wasserzone des Kohlenwasserstoffreservoirs darstellt, wobei die bestimmte Länge eine Länge von maximal 40%, bevorzugt eine Länge von maximal 30%, besonders bevorzugt eine Länge von maximal 20%, ganz besonders bevorzugt eine Länge von maximal 10%, insbesondere eine Länge von maximal 5%, einer Gesamtlänge der ölhaltigen Zone von dem untersten Punkt der ölhaltigen Zone bis zum obersten Punkt der ölhaltigen Zone ist.Plant after one of Claims 8 or 9 , characterized in that the lower portion of the oil-bearing zone is a portion of the oil-bearing zone extending a certain length from a lowest point of the oil-bearing zone in a counter-gravity direction to an uppermost point of the oil-bearing zone, the lowest point of the oil-bearing zone represents the end of the hydrocarbon reservoir or a beginning of a water zone of the hydrocarbon reservoir, the specific length being a length of at most 40%, preferably a length of at most 30%, more preferably a length of at most 20%, most preferably a length of at most 10%, in particular a length of at most 5%, of a total length of the oil-bearing zone from the bottom point of the oil-bearing zone to the top point of the oil-bearing zone. Anlage nach einem der Ansprüche 8 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass das mindestens eine Tensid i) in einer Menge von mindestens 5 g/l in der Flüssigkeit enthalten ist; und/oder ii) maximal in einer Menge in der Flüssigkeit enthalten ist, die ein Wachstum von Mikroorganismen, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln, nicht beeinträchtigt; und/oder iii) ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus anionischen Tensiden, kationischen Tensiden, zwitterionischen Tensiden, nicht-ionischen Tensiden und Kombinationen hiervon, wobei das mindestens eine Tensid bevorzugt ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus zwitterionischen Tensiden, nicht-ionischen Tensiden und Kombinationen hiervon.Plant after one of Claims 8 until 10 , characterized in that the at least one surfactant i) is present in the liquid in an amount of at least 5 g/l; and/or ii) is contained in the liquid at most in an amount which does not impair the growth of microorganisms which are suitable for converting hydrocarbons into hydrogen; and/or iii) is selected from the group consisting of anionic surfactants, cationic surfactants, zwitterionic surfactants, nonionic surfactants and combinations thereof, wherein the at least one surfactant is preferably selected from the group consisting of zwitterionic surfactants, nonionic surfactants and combinations thereof. Anlage nach einem der Ansprüche 8 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuereinheit konfiguriert ist, das Fördermittel zu veranlassen, Flüssigkeit aus der Flüssigkeitsquelle i) mit einem Druck im Bereich von 20 bis 350 bar, bevorzugt 25 bis 300 bar, zu injizieren; und/oder ii) bei einer Flüssigkeitstemperatur im Bereich von 40 °C bis 115 °C, besonders bevorzugt einer Temperatur von 50 °C bis 110 °C, insbesondere einer Temperatur von 60 °C bis 110 °C, zu injizieren.Plant after one of Claims 8 until 11 , characterized in that the control unit is configured to cause the delivery means to inject liquid from the liquid source i) at a pressure in the range of 20 to 350 bar, preferably 25 to 300 bar; and/or ii) at a liquid temperature in the range of 40°C to 115°C, more preferably a temperature of 50°C to 110°C, especially a temperature of 60°C to 110°C. Anlage nach einem der Ansprüche 8 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Flüssigkeit ferner eine Kohlenhydratquelle enthält, die das Wachstum von Mikroorganismen begünstigt, die dazu geeignet sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umwandeln, wobei die Kohlenhydratquelle bevorzugt i) ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus Industriezucker, Melasse und Kombinationen hiervon; und/oder ii) in einer Menge von maximal 100 g/l in der Flüssigkeit vorliegt.Plant after one of Claims 8 until 12 , characterized in that the liquid further contains a carbohydrate source which promotes the growth of microorganisms capable of converting hydrocarbons into hydrogen, wherein the carbohydrate source is preferably i) selected from the group consisting of industrial sugar, molasses and combinations thereof; and/or ii) is present in the liquid in an amount not exceeding 100 g/l. Anlage nach einem der Ansprüche 8 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Flüssigkeit ferner mindestens eine Art Mikroorganismus, optional mehrere Arten von Mikroorganismen, enthält, die dazu geeignet ist/sind, Kohlenwasserstoffe in Wasserstoff umzuwandeln, wobei die mindestens eine Art Mikroorganismus bevorzugt i) ein Mikroorganismus ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus thermophilen Mikroorganismen, besonders bevorzugt ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus thermophilen Bakterien, ganz besonders bevorzugt ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Bacteroidetes, Firmicutes, Spirochaete, Clostridia und Syntrophus, ist; und/oder ii) in einer Menge von mindestens 1010 Zellen/I, bevorzugt mindestens 1011 Zellen/I, ganz besonders bevorzugt mindestens 5·1011 Zellen/I, in der Flüssigkeit vorliegt.Plant after one of Claims 8 until 13 , characterized in that the liquid further contains at least one type of microorganism, optionally several types of microorganisms, which is/are suitable for converting hydrocarbons into hydrogen, the at least one type of microorganism preferably i) a microorganism selected from the group consisting of thermophilic microorganisms, more preferably selected from the group consisting of thermophilic bacteria, most preferably selected from the group consisting of Bacteroidetes, Firmicutes, Spirochaete, Clostridia and Syntrophus; and/or ii) is present in the liquid in an amount of at least 10 10 cells/l, preferably at least 10 11 cells/l, most preferably at least 5*10 11 cells/l. Verwendung der Anlage gemäß einem der Ansprüche 8 bis 14 zur Herstellung von Wasserstoff aus einem Kohlenwasserstoffreservoir.Use of the system according to one of Claims 8 until 14 for the production of hydrogen from a hydrocarbon reservoir.
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