Claims (49)
1. Способ снижения выбросов диоксида углерода (СО2) и/или сероводорода (H2S), включающий следующие этапы:1. A method for reducing emissions of carbon dioxide (CO 2 ) and/or hydrogen sulfide (H 2 S), including the following steps:
закачка или перемещение воды из водного источника во внешнюю трубу нагнетательной скважины, и тем самым создание потока воды под давлением в указанной внешней трубе,pumping or moving water from a water source into the outer pipe of the injection well, and thereby creating a flow of pressurized water in said outer pipe,
закачка газа, богатого СО2 и/или H2S, в нагнетательную трубу нагнетательной скважины, и тем самым создание потока газа, богатого СО2 и/или H2S, содержащего СО2 под давлением и/или H2S под давлением, в указанной нагнетательной трубе,pumping gas rich in CO 2 and/or H 2 S into the injection pipe of the injection well, and thereby creating a gas stream rich in CO 2 and/or H 2 S containing CO 2 under pressure and/or H 2 S under pressure, in said injection pipe,
растворение по существу всего указанного находящегося под давлением газа СО2 и/или H2S из указанного потока газа, богатого СО2 и/или H2S, в указанном потоке воды под давлением путем:dissolving substantially all of said CO 2 and/or H 2 S pressurized gas from said CO 2 and/or H 2 S rich gas stream in said pressurized water stream by:
слияния указанного потока воды под давлением и указанного потока газа, богатого СО2 и/или H2S, на глубине h1≥0, где гидравлическое давление указанной воды в указанной внешней трубе, p(W), ниже давления указанного СО2 и/или H2S, р(СО2) и/или p(H2S), в указанной нагнетательной трубе, иconfluence of said pressurized water stream and said gas stream rich in CO 2 and/or H 2 S at a depth h1≥0, where the hydraulic pressure of said water in said outer pipe, p(W), is lower than the pressure of said CO 2 and/or H 2 S, p(CO 2 ) and/or p(H 2 S), in said injection pipe, and
перемещения указанного потока воды с указанной глубины h1≥0 на глубину h1+h2, где (h1+h2)>h1, со скоростью нисходящего потока v(W), которая на глубине h1+h2 больше скорости восходящего потока указанного газа СО2 и/или H2S, v(CO2) и/или v(H2S), возникающего вследствие силы плавучести пузырьков газа СО2 и/или H2S в указанном потоке воды на указанной глубине h1+h2,movement of the specified water flow from the specified depth h1≥0 to the depth h1+h2, where (h1+h2)>h1, with the downward flow velocity v(W), which at the depth h1+h2 is greater than the upward flow velocity of the specified gas CO 2 and/ or H 2 S, v(CO 2 ) and/or v(H 2 S) arising from the buoyancy of CO 2 and/or H 2 S gas bubbles in said water flow at said depth h1+h2,
поддержание результирующего значения рН указанного потока воды, находящейся под давлением и содержащей указанный растворенный СО2 и/или H2S, в пределах приблизительно 2-4,maintaining the resulting pH value of the specified flow of water under pressure and containing the specified dissolved CO 2 and/or H 2 S, in the range of approximately 2-4,
закачка указанного потока воды под давлением, содержащего растворенный СО2 и/или H2S, в геологический резервуар, содержащий реактивные породы, на глубине h1+h2 или на глубине более (h1+h2).pumping said pressurized water stream containing dissolved CO 2 and/or H 2 S into a geological reservoir containing reactive rocks at a depth h1+h2 or at a depth greater than (h1+h2).
2. Способ по п. 1, в котором результирующее значение рН поддерживают в пределах приблизительно 2,5-3,5.2. The method according to p. 1, in which the resulting pH value is maintained in the range of approximately 2.5-3.5.
3. Способ по п. 1, в котором результирующее значение рН поддерживают приблизительно равным 3,2.3. The method of claim 1 wherein the resulting pH is maintained at approximately 3.2.
4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором геологический резервуар представляет собой геотермальный резервуар.4. The method according to any one of paragraphs. 1-3, in which the geological reservoir is a geothermal reservoir.
5. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающий увеличение площади поверхности раздела между СО2 и/или H2S, подлежащим растворению в указанном потоке воды, путем оборудования указанной нагнетательной трубы средством для рассеивания в точке слияния на глубине h1≥0.5. The method according to any one of the preceding claims, further comprising increasing the interface area between CO 2 and/or H 2 S to be dissolved in said water stream by equipping said injection pipe with a dispersant at the confluence point at a depth h1≥0.
6. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором указанная нагнетательная труба проходит вниз внутри указанной внешней трубы, содержащей указанный поток воды под давлением, и имеет открытый конец на указанной глубине h1≥0.6. A method according to any one of the preceding claims, wherein said injection pipe extends downward within said outer pipe containing said pressurized water flow and has an open end at said depth h1≥0.
7. Способ по п. 6, в котором указанная наружная труба, содержащая указанный поток воды под давлением, имеет открытый конец на указанной глубине h1+h2.7. The method of claim 6, wherein said outer tube containing said pressurized water flow has an open end at said depth h1+h2.
8. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление СО2, р(СО2), в точке слияния на глубине h1 составляет приблизительно 20-36 бар.8. A method according to any one of the preceding claims, wherein the pressure of CO 2 , p(CO 2 ), at the confluence point at depth h1 is approximately 20-36 bar.
9. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление СО2, р(СО2), в точке слияния на глубине h1 составляет приблизительно 22-34 бар.9. A method according to any one of the preceding claims, wherein the pressure of CO 2 , p(CO 2 ), at the confluence point at depth h1 is approximately 22-34 bar.
10. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление СО2, р(СО2), в точке слияния на глубине h1 составляет приблизительно 24-32 бар.10. A method according to any one of the preceding claims, wherein the pressure of CO 2 , p(CO 2 ), at the confluence point at depth h1 is approximately 24-32 bar.
11. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление СО2, р(СО2), в точке слияния на глубине h1 составляет приблизительно 24,5 бар.11. A method according to any one of the preceding claims, wherein the pressure of CO 2 , p(CO 2 ), at the confluence point at depth h1 is approximately 24.5 bar.
12. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление H2S, p(H2S) в точке слияния на глубине h1 составляет приблизительно 4-8 бар.12. The method according to any one of the preceding claims, wherein the pressure H 2 S, p(H 2 S) at the confluence point at depth h1 is approximately 4-8 bar.
13. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление H2S, p(H2S) в точке слияния на глубине h1 составляет приблизительно 5-7 бар.13. The method according to any one of the preceding claims, wherein the pressure H 2 S, p(H 2 S) at the confluence at depth h1 is approximately 5-7 bar.
14. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление H2S, p(H2S) в точке слияния на глубине h1 составляет приблизительно 5,5-6,5 бар.14. The method according to any one of the preceding claims, wherein the pressure H 2 S, p(H 2 S) at the confluence at depth h1 is approximately 5.5-6.5 bar.
15. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление H2S, p(H2S) в точке слияния на глубине h1 составляет приблизительно 6 бар.15. The method according to any one of the preceding claims, wherein the pressure H 2 S, p(H 2 S) at the confluence point at depth h1 is approximately 6 bar.
16. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающий этапы:16. The method according to any of the previous paragraphs, further comprising the steps:
растворение индикаторного вещества в заранее определенном молярном соотношении по сравнению с указанным растворенным СО2 и/или H2S в указанном потоке воды под давлением на указанной глубине h1≥0 в указанной внешней трубе в указанной нагнетательной скважине,dissolving the indicator substance in a predetermined molar ratio compared to said dissolved CO 2 and/or H 2 S in said pressurized water flow at said depth h1≥0 in said outer tube in said injection well,
установка контрольной скважины, соединенной с указанной внешней трубой указанной нагнетательной скважины проточным каналом, при этом по меньшей мере часть указанной воды под давлением, смешанной с указанным растворенным СО2 и/или H2S и указанным индикаторным веществом, течет из указанной внешней трубы указанной нагнетательной скважины в указанную контрольную скважину по указанному проточному каналу,installation of a monitoring well connected to said outer pipe of said injection well by a flow channel, wherein at least a portion of said pressurized water mixed with said dissolved CO 2 and/or H 2 S and said indicator substance flows from said outer pipe of said injection well wells into the specified control well through the specified flow channel,
измерение концентрации СО2 и/или H2S и индикаторного вещества в указанной контрольной скважине и на основании этого установление молярного соотношения между СО2 и/или H2S и индикаторным веществом в указанной контрольной скважине, иmeasuring the concentration of CO 2 and/or H 2 S and tracer in said reference well, and based thereon establishing a molar ratio between CO 2 and/or H 2 S and tracer in said reference well, and
определение показателя снижения выбросов, указывающего на степень снижения выбросов СО2 и/или H2S, на основе сравнения молярного соотношения между СО2 и/или H2S и индикаторным веществом в указанной контрольной скважине с указанным заранее определенным молярным соотношением в указанном потоке воды под давлением на указанной глубине h1 в указанной внешней трубе в указанной нагнетательной скважине.determination of an emission reduction index indicating the extent to which CO 2 and/or H 2 S emissions are reduced, based on a comparison of the molar ratio between CO 2 and/or H 2 S and tracer in said reference well with said predetermined molar ratio in said water stream under pressure at said depth h1 in said outer tube in said injection well.
17. Система для снижения выбросов диоксида углерода (СО2) и/или сероводорода (H2S), содержащая:17. System for reducing emissions of carbon dioxide (CO 2 ) and/or hydrogen sulfide (H 2 S), containing:
нагнетательную скважину,injection well,
внешнюю трубу, проходящую вниз внутри указанной нагнетательной скважины,an outer pipe extending down inside said injection well,
нагнетательную трубу, проходящую вниз внутри указанной нагнетательной скважины,an injection pipe extending down inside said injection well,
средства для перекачки или перемещения воды из водного источника в указанную внешнюю трубу и тем самым создания потока воды под давлением в указанной внешней трубе,means for pumping or moving water from a water source into said outer pipe and thereby creating a pressurized water flow in said outer pipe,
причем система выполнена с возможностью:wherein the system is configured to:
закачки газа, богатого СО2 и/или H2S, в указанную нагнетательную трубу, и тем самым создания потока газа, богатого СО2 и/или H2S, содержащего СО2 под давлением и/или H2S под давлением, в указанной нагнетательной трубе,pumping a gas rich in CO 2 and/or H 2 S into said injection pipe, and thereby creating a gas stream rich in CO 2 and/or H 2 S containing CO 2 under pressure and/or H 2 S under pressure, in specified injection pipe,
слияния указанного потока воды под давлением и указанного потока газа, богатого СО2 и/или H2S, на глубине h1≥0, где гидравлическое давление указанной воды в указанной внешней трубе, p(W), ниже давления указанного СО2 и/или H2S, р(СО2) и/или p(H2S), в указанной нагнетательной трубе,confluence of said pressurized water stream and said gas stream rich in CO 2 and/or H 2 S at a depth h1≥0, where the hydraulic pressure of said water in said outer pipe, p(W), is lower than the pressure of said CO 2 and/or H 2 S, p(CO 2 ) and/or p(H 2 S), in said injection pipe,
перемещения указанного потока воды с указанной глубины h1≥0 на глубину h1+h2, где (h1+h2)>h1, со скоростью нисходящего потока v(W), которая на глубине h1+h2 больше скорости восходящего потока указанного газа СО2 и/или H2S, v(CO2) и/или v(H2S), возникающего вследствие силы плавучести пузырьков СО2 и/или H2S в указанном потоке воды на указанной глубине h1+h2,movement of the specified water flow from the specified depth h1≥0 to the depth h1+h2, where (h1+h2)>h1, with the downward flow velocity v(W), which at the depth h1+h2 is greater than the upward flow velocity of the specified gas CO 2 and/ or H 2 S, v(CO 2 ) and/or v(H 2 S) resulting from the buoyancy force of CO 2 and/or H 2 S bubbles in said water flow at said depth h1+h2,
поддержания результирующего значения рН указанного потока воды под давлением, содержащей указанный СО2 и/или H2S, в пределах 2-4,maintaining the resulting pH value of the specified flow of water under pressure containing the specified CO 2 and/or H 2 S, within 2-4,
нагнетания указанного потока воды под давлением, содержащей указанный СО2 и/или H2S, в геологический резервуар, содержащий реактивные породы, на глубине h1+h2 или на глубине более (h1+h2).injecting said flow of pressurized water containing said CO 2 and/or H 2 S into a geological reservoir containing reactive rocks at a depth h1+h2 or at a depth greater than (h1+h2).
18. Система по п. 17, выполненная с возможностью поддержания результирующего значения рН указанного потока воды под давлением, содержащей указанный СО2 и/или H2S, в пределах приблизительно 2,5-3,5.18. The system of claim. 17, configured to maintain the resulting pH value of the specified flow of water under pressure containing the specified CO 2 and/or H 2 S, in the range of approximately 2.5-3.5.
19. Система по п. 17, выполненная с возможностью поддержания результирующего значения рН указанного потока воды под давлением, содержащей указанный СО2 и/или H2S, приблизительно равным 3,2.19. The system of claim. 17, configured to maintain the resulting pH value of the specified stream of water under pressure containing the specified CO 2 and/or H 2 S, approximately equal to 3.2.
20. Система по любому из пп. 17-19, дополнительно содержащая средства для рассеивания, установленные на указанной нагнетательной трубе в точке слияния на глубине h1≥0.20. The system according to any one of paragraphs. 17-19, further comprising dispersal means installed on said injection pipe at the confluence point at a depth h1≥0.
21. Система по любому из пп. 17-20, в которой указанная нагнетательная труба проходит вниз внутри указанной внешней трубы и имеет открытый конец на указанной глубине h1≥0.21. The system according to any one of paragraphs. 17-20, wherein said injection pipe extends down inside said outer pipe and has an open end at said depth h1≥0.
22. Система по любому из пп. 17-21, в которой указанная внешняя труба имеет открытый конец на указанной глубине h1+h2.22. The system according to any one of paragraphs. 17-21, wherein said outer tube has an open end at said depth h1+h2.
23. Система по любому из пп. 17-22, дополнительно содержащая:23. The system according to any one of paragraphs. 17-22, additionally containing:
средства для растворения индикаторного вещества в заранее определенном молярном соотношении по сравнению с указанным растворенным СО2 и/или H2S в указанном потоке воды под давлением на указанной глубине h1 в указанной внешней трубе в указанной нагнетательной скважине,means for dissolving the indicator substance in a predetermined molar ratio compared to said dissolved CO 2 and/or H 2 S in said pressurized water flow at said depth h1 in said outer pipe in said injection well,
контрольную скважину,control well,
проточный канал, по которому по меньшей мере часть указанной воды под давлением, смешанной с указанным растворенным СО2 и/или H2S и указанным индикаторным веществом, течет из указанной внешней трубы указанной нагнетательной скважины в указанную контрольную скважину,a flow channel through which at least a portion of said pressurized water mixed with said dissolved CO 2 and/or H 2 S and said tracer flows from said outer pipe of said injection well into said monitoring well,
средства для измерения концентрации СО2 и/или H2S и индикаторного вещества в указанной контрольной скважине и установления на этой основе молярного соотношения между СО2 и/или H2S и индикаторным веществом в указанной контрольной скважине, иmeans for measuring the concentration of CO 2 and/or H 2 S and tracer in said reference well and establishing on that basis the molar ratio between CO 2 and/or H 2 S and tracer in said reference well, and
средства для определения показателя снижения выбросов, указывающего на степень снижения выбросов СО2 и/или H2S, на основе сравнения молярного соотношения между СО2 и/или H2S и индикаторным веществом в указанной контрольной скважине с указанным заранее определенным молярным соотношением в указанном потоке воды под давлением на указанной глубине h1 в указанной внешней трубе в указанной нагнетательной скважине.means for determining an emission reduction index indicative of the extent to which CO 2 and/or H 2 S emissions are reduced, based on a comparison of the molar ratio between CO 2 and/or H 2 S and an indicator substance in said control well with said predetermined molar ratio in said flow of pressurized water at said depth h1 in said outer tube in said injection well.