RU2806623C2 - Method for reducing carbon dioxide and hydrogen sulfide emissions - Google Patents

Abstract

FIELD: reducing emissions.

SUBSTANCE: group of inventions is related to a method and system for reducing emissions of carbon dioxide (CO₂) and/or hydrogen sulfide (H₂S) by storing in a geological reservoir. Water is pumped or transferred from a water source to an injection well. Gases are combined with water under conditions where the hydraulic pressure of the water is less than the pressure of CO₂ and/or H₂S at the point of merging. Water with bubbles of CO₂ and/or H₂S is moved further downward at a certain speed exceeding the speed of the upward flow of bubbles of the specified CO₂ and/or H₂S, ensuring the downward movement of gas bubbles, which leads to the complete dissolution of the specified CO₂ and/or H₂S in water due to increased pressure. Complete dissolution provides a lower pH of water entering the geological (e.g. geothermal) reservoir, which is necessary to stimulate mineralization reactions leading to reduced CO₂ and H₂S emissions. This emission reduction can be measured by dissolving the tracer substance at a predetermined molar ratio with the specified dissolved CO₂ and/or H₂S and monitoring in a monitoring well. A system for implementing a method for reducing emissions of carbon dioxide and/or hydrogen sulfide is also claimed.

EFFECT: group of inventions provides a reduction in emissions of carbon dioxide and/or hydrogen sulfide.

23 cl, 10 ex, 11 dwg

Description

Область техники, к которой относится изобретениеField of technology to which the invention relates

Настоящее изобретение относится к способу и системе для снижения выбросов диоксида углерода (CO₂) и/или сероводорода (H₂S) путем их закачки в геологический резервуар и последующего хранения.The present invention relates to a method and system for reducing emissions of carbon dioxide (CO ₂ ) and/or hydrogen sulfide (H ₂ S) by injecting them into a geological reservoir and subsequent storage.

Уровень техникиState of the art

Диоксид углерода (CO₂) и сероводород (H₂S) являются двумя газами, которые часто выделяются в больших количествах во время целого ряда промышленных процессов, например, во время сжигания ископаемых видов топлива. Оба газа создают значительные проблемы для окружающей среды.Carbon dioxide (CO ₂ ) and hydrogen sulfide (H ₂ S) are two gases that are often released in large quantities during a number of industrial processes, such as the combustion of fossil fuels. Both gases pose significant environmental problems.

Сокращение промышленных выбросов CO₂ является одной из главных задач этого века (ссылка 1: Брекер и Кунциг (Broecker and Kunzig)). В целом, выбросы CO₂ из геотермальных ресурсов относительно невелики, и они относятся к возобновляемым источникам энергии. В отличие от обычных электростанций, работающих на ископаемых видах топлива, которые покупают и продают разрешения на сброс загрязнителей (так называемые "квоты").Reducing industrial CO ₂ emissions is one of the main challenges of this century (Ref. 1: Broecker and Kunzig). In general, CO ₂ emissions from geothermal resources are relatively low and they are classified as renewable energy sources. This is in contrast to conventional fossil fuel power plants, which buy and sell permits to discharge pollutants (called “allowances”).

Традиционные геотермальные станции используют тепло Земли, забирая горячую смесь пара и рассола из геотермального резервуара, характерными свойствами которого являются тепловая аномалия, пористая порода и жидкость (флюид), (ссылка 2: Барбье (Barbier)). Геотермальный пар из этих геотермальных резервуаров естественным образом содержит растворенные газы, в том числе парниковые газы CO₂ и сероводород (H₂S). Эти газы являются побочным продуктом производства геотермальной энергии и имеют магматическое происхождение. При работе традиционных геотермальных станций происходит выброс газов, содержащихся в паре, в атмосферу.Traditional geothermal plants harness the Earth's heat by drawing a hot mixture of steam and brine from a geothermal reservoir whose characteristic properties are thermal anomaly, porous rock, and liquid (Ref. 2: Barbier). Geothermal steam from these geothermal reservoirs naturally contains dissolved gases, including the greenhouse gases CO ₂ and hydrogen sulfide (H ₂ S). These gases are a by-product of geothermal energy production and are of igneous origin. When traditional geothermal plants operate, gases contained in steam are released into the atmosphere.

До сих пор геотермальные электростанции были освобождены от покупки квот на выбросы CO₂, поскольку выбросы парниковых газов на них довольно низкие. Однако по мере ужесточения политики в области изменения климата ситуация может измениться, и по прогнозам цена выбросов CO₂ будет расти.Until now, geothermal power plants have been exempt from purchasing CO ₂ emissions allowances because their greenhouse gas emissions are quite low. However, as climate change policies tighten, this may change and the price of CO ₂ emissions is projected to rise.

Выброс сероводорода геотермальными электростанциями - еще одна из главных экологических проблем, связанных с использованием геотермальной энергии. Сероводород представляет собой бесцветный, легковоспламеняющийся и токсичный газ с характерным запахом тухлых яиц. Он может нанести вред здоровью в зависимости от уровня и продолжительности воздействия. Длительное воздействие на низком уровне может вызвать воспаление и раздражение глаз, в то время как воздействие на высоком уровне в течение короткого периода времени может вызвать головокружение, головную боль, тошноту и даже смерть, если концентрация H₂S в атмосфере превышает 300 промилле.The release of hydrogen sulfide from geothermal power plants is another of the major environmental problems associated with the use of geothermal energy. Hydrogen sulfide is a colorless, flammable and toxic gas with a characteristic rotten egg odor. It may cause harm to health depending on the level and duration of exposure. Long-term exposure at low levels can cause inflammation and irritation of the eyes, while exposure at high levels over a short period of time can cause dizziness, headache, nausea and even death if atmospheric _H2S concentrations exceed 300 ppm.

Концентрация сероводорода в геотермальных жидкостях обычно находится в пределах от нескольких частей на миллиард до нескольких сотен промилле (ссылка 3+4: Арнорссон (Arnórsson)). При использовании высокотемпературных геотермальных жидкостей происходит концентрация сероводорода в паровой фазе, а затем его выделение в атмосферу после конденсации пара. Ежегодно, например, электростанция Хеллисхейди в Исландии выбрасывает в атмосферу 9 500 тонн сероводорода без какой-либо системы снижения выбросов на месте. Выделение сероводорода происходит в верхней части градирен, чтобы снизить риск его высокой концентрации вблизи электростанции. Сероводород разносится ветром от места расположения электростанции и при определенных погодных условиях может вызывать неприятный запах в близлежащих населенных пунктах.Hydrogen sulfide concentrations in geothermal fluids typically range from a few parts per billion to several hundred ppm (ref 3+4: Arnórsson). When using high-temperature geothermal fluids, hydrogen sulfide is concentrated in the vapor phase, and then released into the atmosphere after the steam condenses. Every year, for example, Hellisheidi power station in Iceland emits 9,500 tons of hydrogen sulfide into the atmosphere without any on-site emission reduction system. Hydrogen sulfide is released at the top of cooling towers to reduce the risk of high concentrations near the power plant. Hydrogen sulfide is carried by the wind from the location of the power plant and, under certain weather conditions, can cause an unpleasant odor in nearby populated areas.

На сегодняшний день CO₂ хранится, например, в виде сверхкритической жидкости на крупных газо- и нефтедобывающих предприятиях, таких как Слейпнер (Sleipner) в Северном море, Ин Салах (In Salah) в Алжире, и Вейберн (Weyburn) в Канаде (ссылка 5: Керр (Kerr)). Независимо от этого, снижение выбросов CO₂ путем хранения в геологических структурах остается привлекательной, хотя еще относительно неизученной возможностью для снижения объемов CO₂, выбрасываемых в атмосферу, как при производстве геотермальной энергии, так и из других источников (например, традиционных электростанций). Стандартный подход к геологическому хранению/секвестрации углерода заключается в закачке CO₂ в виде объемной фазы в геологические формации (пласты) на глубину более 800 м. На этой глубине CO₂ является сверхкритическим и плавучим по отношению к жидкостям вмещающей породы. В результате плавучий CO₂ может мигрировать обратно в неглубокие недра и на поверхность (ссылка 6: Хоукинс (Hawkins); ссылка 7: Бенсон (Benson)).Today, CO ₂ is stored, for example, as supercritical fluid in large gas and oil production facilities such as Sleipner in the North Sea, In Salah in Algeria, and Weyburn in Canada (Ref. 5 : Kerr). Regardless, reducing CO ₂ emissions through geological storage remains an attractive, although still relatively unexplored, option for reducing the amount of CO ₂ released into the atmosphere, both from geothermal energy production and from other sources (eg, conventional power plants). The standard approach to geological carbon storage/sequestration is to inject CO ₂ as a bulk phase into geological formations to depths greater than 800 m. At this depth, CO ₂ is supercritical and buoyant to host rock fluids. As a result, buoyant CO ₂ can migrate back to the shallow subsurface and to the surface (Ref. 6: Hawkins; Ref. 7: Benson).

Гисласон и др. (Gislason et al.) (ссылка 8) в общих чертах описывает способ улавливания CO₂, транспортируемого по трубопроводу длиной 3 км к месту экспериментальной закачки в виде газа под высоким давлением. В предусмотренном способе CO₂ закачивают вместе с водой, которая отводит закачиваемый CO₂ вниз по скважине, что, по мнению авторов публикации, приводит к тому, что в пласт секвестрации попадает исключительно жидкая фаза. Аналогично Сигфуссон и др. (Sigfusson et al.) (ссылка 16) описывает закачку приблизительно 175 т CO₂, растворенного в 5 000 т воды (на глубине приблизительно 350 м ниже уровня поверхности) в пористые породы, расположенные на глубине 400-800 м ниже уровня поверхности, и указывает на тот факт, что, даже если для хранения CO₂ этим способом требуются большие объемы воды, хранение можно осуществлять на меньшем расстоянии от поверхности, чем в случае сверхкритического CO₂, поскольку CO₂ растворен и, следовательно, более не обладает плавучестью. Так же Гуннарсон и др. (Gunnarson et al.) (ссылка 17) описывают непрерывную закачку CO₂ и H₂S (растворенных в воде на глубине приблизительно 750 м ниже уровня поверхности) в базальтовую породу на глубину приблизительно 2000 м при температуре 200-260°С, и указывают на тот факт, что большая глубина и высокая температура позволяют закачивать более значительные количества CO₂ и H₂S, чем те, которых можно достичь при закачке в более поверхностные и холодные горные породы.Gislason et al. (Ref. 8) outlines a method for capturing CO ₂ transported through a 3 km pipeline to a pilot injection site as a high pressure gas. In the provided method, CO ₂ is injected together with water, which removes the injected CO ₂ down the well, which, according to the authors of the publication, leads to the fact that only the liquid phase enters the sequestration layer. Similarly, Sigfusson et al. (Ref. 16) describe injecting approximately 175 tons of CO ₂ dissolved in 5,000 tons of water (at a depth of approximately 350 m below the surface) into porous rocks located at a depth of 400-800 m below surface level, and points to the fact that, even if large volumes of water are required to store CO ₂ in this way, storage can be carried out at a smaller distance from the surface than in the case of supercritical CO ₂ , since the CO ₂ is dissolved and therefore more has no buoyancy. Also, Gunnarson et al. (Ref. 17) describe the continuous injection of CO ₂ and H ₂ S (dissolved in water approximately 750 m below surface level) into basalt rock to a depth of approximately 2000 m at a temperature of 200- 260°C, and indicate the fact that greater depth and higher temperature allow greater quantities of CO ₂ and H ₂ S to be injected than can be achieved by injection into shallower, colder rocks.

Способы, подробно раскрытые в этих публикациях, отличаются от способов настоящего изобретения. Таким образом, ни одна из этих публикаций не указывает на важность взаимосвязи между скоростью нисходящего потока воды и возможностью эффективно обеспечить, чтобы CO₂ и/или H₂S, выделяемые в виде пузырьков заданного размера в точке слияния, удерживались в растворе при заданном значении глубины/давления. Таким образом, в публикациях ничего не говорится о важности перемещения воды, слитой с потоками газа, богатыми CO₂ и/или H₂S, вниз со скоростью, превышающей скорость подъема пузырьков газа CO₂ и/или H₂S, растворенного в воде. Фактически наоборот, (ссылка 16) просто в более общем виде указывает на важность растворения диоксида углерода в воде во время его закачки и упоминает только типичный объемный расход и среднее время воздействия, а также акцентирует внимание на важности фиксированного соотношения масс воды и CO₂. Это означает, что авторы этих публикаций, очевидно, не до конца понимали на тот момент, какие именно факторы могут в действительности влиять на полезность таких способов. Аналогично, ни одна из этих публикаций не указывает на связанный с настоящим изобретением вывод о том, что потребность в воде может быть снижена просто за счет увеличения скорости нисходящего потока воды, например, уменьшив диаметр трубы, окружающей точку слияния газа и воды. Эта особенность имеет большое экономическое значение для осуществимости способов в соответствии с настоящим изобретением по сравнению с раскрытыми способами существующего уровня техники.The methods disclosed in detail in these publications differ from the methods of the present invention. Thus, none of these publications indicate the importance of the relationship between the rate of downward flow of water and the ability to effectively ensure that CO ₂ and/or H ₂ S released as bubbles of a given size at the confluence point are retained in solution at a given depth /pressure. Thus, the publications are silent on the importance of moving water merged with gas streams rich in CO ₂ and/or H ₂ S downward at a speed exceeding the rate of rise of bubbles of CO ₂ and/or H ₂ S gas dissolved in water. In fact, to the contrary, (Ref. 16) simply refers more generally to the importance of dissolving carbon dioxide in water during injection and mentions only the typical volumetric flow rate and average exposure time, and emphasizes the importance of a fixed mass ratio of water to CO ₂ . This means that the authors of these publications apparently did not fully understand at the time exactly what factors might actually influence the usefulness of such methods. Likewise, none of these publications indicate the implication of the present invention that water demand can be reduced simply by increasing the rate of downward flow of water, for example by reducing the diameter of the pipe surrounding the gas-water confluence. This feature is of great economic importance for the feasibility of the methods in accordance with the present invention in comparison with the disclosed methods of the existing prior art.

Обзор существующих процессов снижения выбросов H₂S в контексте, например, производства геотермальной энергии (то есть геотермальных электростанций), представлен Санопулосом и Карабеласом (Sanopoulos and Karabelas), (ссылка 9). Большинство известных способов касается окисления H₂S до элементарной серы или серной кислоты. Стоимость этих продуктов низкая, поскольку либо спрос на них слишком мал, либо предложение избыточно. Утилизация этих продуктов является дорогостоящей и может создать экологические проблемы.A review of existing processes for reducing H ₂ S emissions in the context of, for example, geothermal energy production (ie geothermal power plants) is presented by Sanopoulos and Karabelas (Ref. 9). Most known methods concern the oxidation of H ₂ S to elemental sulfur or sulfuric acid. The cost of these products is low because either there is too little demand for them or there is an excess supply. Disposal of these products is expensive and can create environmental problems.

Хибара и др. (Hibara et al.), (ссылка 10) высказали предположение, что H₂S можно сжать, смешать с рассолом и закачать во вспомогательную скважину. Однако до сих пор такой способ снижения выбросов сероводорода не был подробно раскрыт, и не до конца понятно, какие факторы могут влиять на полезность такого способа.Hibara et al. (Ref. 10) suggested that H ₂ S could be compressed, mixed with brine, and injected into a service well. However, until now this method of reducing hydrogen sulfide emissions has not been disclosed in detail, and it is not entirely clear what factors may influence the usefulness of such a method.

Из вышеизложенного можно понять, что существует потребность в новых, экономически эффективных и экологически безопасных способах снижения выбросов CO₂ и/или H₂S, независимо от того, происходят ли они от производства геотермальной энергии или из других источников (например, традиционных электростанций). Авторы настоящего изобретения нашли новый способ облегчения безопасного и постоянного геологического хранения/секвестрации CO₂ и H₂S, который позволяет значительно снизить потребность в воде путем увеличения скорости нисходящего потока воды, например, просто уменьшив диаметр трубы, окружающей точку слияния потока газа, богатого CO₂ и/или H₂S, и воды. Таким образом, безопасное долгосрочное хранение CO₂ и/или H₂S может быть облегчено с помощью простого управления количеством газа CO₂ и/или H₂S, растворенного в закачиваемой воде в данной точке слияния и при данной направленной вниз скорости воды.From the above, it can be understood that there is a need for new, cost-effective and environmentally friendly ways to reduce CO ₂ and/or H ₂ S emissions, whether they come from geothermal energy production or from other sources (eg conventional power plants). The inventors of the present invention have found a new method to facilitate the safe and permanent geological storage/sequestration of CO ₂ and H ₂ S, which can significantly reduce the water demand by increasing the speed of the downward flow of water, for example, by simply reducing the diameter of the pipe surrounding the confluence point of the CO-rich gas stream ₂ and/or H ₂ S, and water. Thus, safe long-term storage of CO ₂ and/or H ₂ S can be facilitated by simply controlling the amount of CO ₂ and/or H ₂ S gas dissolved in the injected water at a given confluence point and at a given downward water velocity.

Раскрытие сущности изобретенияDisclosure of the invention

Как отмечалось выше, преимуществом было бы разработать эффективный и экологически безопасный способ снижения выбросов диоксида углерода и/или сероводорода, источником которых являются электростанции, как традиционные, так и геотермальные. В целом, настоящее изобретение предпочтительно направлено на уменьшение, смягчение или устранение одного или нескольких из вышеуказанных недостатков по отдельности или в любой комбинации.As noted above, it would be an advantage to develop an effective and environmentally friendly way to reduce carbon dioxide and/or hydrogen sulfide emissions from power plants, both conventional and geothermal. In general, the present invention is preferably directed to reducing, mitigating or eliminating one or more of the above disadvantages, individually or in any combination.

Для лучшего решения одной или нескольких из этих проблем, в первом аспекте изобретения предложен способ хранения диоксида углерода (CO₂) и/или сероводорода (H₂S) в геологическом резервуаре, предусматривающий:To better address one or more of these problems, a first aspect of the invention provides a method for storing carbon dioxide (CO ₂ ) and/or hydrogen sulfide (H ₂ S) in a geological reservoir, comprising:

• закачивание (или иное перемещение) воды из водного источника в нагнетательную скважину,• pumping (or otherwise moving) water from a water source into an injection well,

• растворение газа CO₂ и/или H₂S в воде путем слияния потока газа, богатого CO₂ и/или H₂S, с водой в условиях, когда гидравлическое давление воды ниже парциального давления CO₂ и/или H₂S в потоке газа,• dissolution of CO ₂ and/or H ₂ S gas in water by merging a gas stream rich in CO ₂ and/or H ₂ S with water under conditions where the hydraulic pressure of water is lower than the partial pressure of CO ₂ and/or H ₂ S in the stream gas,

• обеспечение удержания растворенного CO₂ и/или H₂S в водном растворе путем перемещения воды, содержащей растворенный CO₂ и/или H₂S, вниз со скоростью, превышающей скорость подъема пузырьков газа CO₂ и/или H₂S в воде,• ensuring the retention of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S in an aqueous solution by moving water containing dissolved CO ₂ and/or H ₂ S downward at a speed exceeding the rate of rise of CO ₂ and/or H ₂ S gas bubbles in the water,

• поддержание результирующего значения рН указанного потока воды, находящейся под давлением и содержащей указанный растворенный CO₂ и/или H₂S, в пределах приблизительно 2-4, предпочтительно приблизительно 2,5-3,5, более предпочтительно приблизительно 3,2, и• maintaining the resulting pH of said pressurized water stream containing said dissolved CO ₂ and/or H ₂ S within the range of about 2-4, preferably about 2.5-3.5, more preferably about 3.2, and

• закачка воды, содержащей растворенный CO₂ и/или H₂S, в геологический резервуар.• injection of water containing dissolved CO ₂ and/or H ₂ S into a geological reservoir.

В контексте настоящего изобретения термин "закачка" следует понимать как любое средство перемещения жидкости, например, воды, из одного места в другое.In the context of the present invention, the term "pumping" should be understood as any means of moving a liquid, such as water, from one place to another.

В контексте настоящего изобретения термин "водный источник" или "вода" следует понимать как любой вид воды, например, подземные воды, океаническая/морская вода, родниковая вода, геотермальный конденсат или рассол, либо поверхностные воды рек, ручьев или озер.In the context of the present invention, the term "water source" or "water" should be understood as any type of water, for example, groundwater, ocean/sea water, spring water, geothermal condensate or brine, or surface water of rivers, streams or lakes.

В контексте настоящего изобретения под нагнетательной скважиной следует понимать любой вид структуры, обеспечивающей возможность помещения жидкостей или газов либо глубоко под землю, либо непосредственно в землю в направлении вниз, например, устройство, которое помещает жидкость в реактивные горные породы, такие как базальт или базальтовые породы, и пористые горные породы, такие как песчаник или известняк, либо в/под поверхностный слой почвы.In the context of the present invention, an injection well is understood to mean any type of structure that allows liquids or gases to be placed either deep underground or directly into the earth in a downward direction, for example, a device that places liquid into reactive rocks such as basalt or basaltic rocks , and porous rocks such as sandstone or limestone, or in/under the surface layer of soil.

В контексте настоящего изобретения под газовым потоком, богатым CO₂ и/или H₂S, следует понимать любой газовый поток, в котором относительное содержание CO₂ и/или H₂S выше, чем относительное содержание CO₂ и/или H₂S в атмосферном воздухе.In the context of the present invention, a gas stream rich in CO ₂ and/or H ₂ S is to be understood as any gas stream in which the relative content of CO ₂ and/or H ₂ S is higher than the relative content of CO ₂ and/or H ₂ S in atmospheric air.

В контексте настоящего изобретения термин "гидравлическое давление" следует понимать как давление гидравлической жидкости, которое она оказывает во всех направлениях сосуда, скважины, шланга или чего-либо, в чем она содержится. Гидравлическое давление может привести к возникновению потока в гидравлической системе, так как жидкость перетекает от высокого давления к низкому. Давление измеряется в единицах системы СИ - паскалях (Па), то есть один ньютон на квадратный метр (1 Н/м²) или 1 кг/(мс²), или 1 Дж/м³. Другие общепринятые единицы давления - фунт на квадратный дюйм или, более точно, фунт-силы на квадратный дюйм (сокращенно: psi) и бар. В единицах системы СИ 1 фунт на квадратный дюйм приблизительно равен 6 895 Па, а 1 бар равен 100 000 Па.In the context of the present invention, the term "hydraulic pressure" should be understood as the pressure that hydraulic fluid exerts in all directions of the vessel, well, hose or anything in which it is contained. Hydraulic pressure can cause flow in a hydraulic system as fluid flows from high to low pressure. Pressure is measured in SI units - pascals (Pa), that is, one newton per square meter (1 N/m ² ) or 1 kg/(ms ² ), or 1 J/m ³ . Other common units of pressure are pounds per square inch, or more precisely pound-force per square inch (abbreviated: psi) and bar. In SI units, 1 psi is approximately equal to 6,895 Pa, and 1 bar is equal to 100,000 Pa.

В контексте настоящего изобретения термин "парциальное давление" или просто "давление" газа (CO₂ и/или H₂S) следует понимать как условное давление указанного данного газа в смеси газов, если бы этот газ сам по себе занимал весь объем исходной смеси при той же температуре. Общее давление идеальной газовой смеси представляет собой сумму парциальных давлений отдельных газов, составляющих смесь.In the context of the present invention, the term “partial pressure” or simply “pressure” of a gas (CO ₂ and/or H ₂ S) should be understood as the conditional pressure of the specified gas in a mixture of gases, if this gas itself occupied the entire volume of the original mixture at the same temperature. The total pressure of an ideal gas mixture is the sum of the partial pressures of the individual gases that make up the mixture.

В контексте настоящего изобретения термин "скорость" следует понимать как векторную величину, относящуюся к расходу, с которым объект изменяет свое положение в определенном направлении. Таким образом, скорость равна расстоянию/время, а единицей системы СИ является м/с. Вода, движущаяся в заданном направлении с заданной скоростью, будет иметь определенный расход, который может быть представлен как объемный расход или массовый расход. Объемный расход - это объем жидкости, который проходит через заданную точку в единицу времени и обычно обозначен символом Q (иногда V). Единицей системы СИ для объемного расхода является м³/с. Таким образом, объемный расход равен объем/время. С другой стороны, массовый расход представляет собой массу жидкости, которая проходит заданную точку за единицу времени (кг/с).In the context of the present invention, the term "velocity" should be understood as a vector quantity relating to the rate at which an object changes its position in a certain direction. So speed equals distance/time and the SI unit is m/s. Water moving in a given direction at a given speed will have a certain flow rate, which can be represented as volume flow rate or mass flow rate. Volume flow is the volume of fluid that passes through a given point per unit time and is usually symbolized by Q (sometimes V). The SI unit for volume flow is m ³ /s. Thus, volume flow is equal to volume/time. On the other hand, mass flow rate is the mass of fluid that passes a given point per unit time (kg/s).

В контексте настоящего изобретения под закачкой или нагнетанием следует понимать введение чего-либо с силой во что-то другое, то есть нагнетание жидкости в подземную структуру.In the context of the present invention, pumping or injecting refers to the introduction of something with force into something else, that is, the injection of fluid into an underground structure.

В контексте настоящего изобретения термин "геологический резервуар" следует понимать как разломы в подземной структуре, например, базальтовой породе, которая расширяется в других направлениях, кроме как вверх и вниз, эта структура обеспечивает путь для потока воды, закачиваемой в нагнетательную скважину в соответствии с настоящим изобретением, и может содержать то, что здесь называют геотермальным резервуаром. В данном контексте термин "геотермальный резервуар" следует понимать как разломы в горячей породе, которые расширяются в других направлениях, кроме как вверх и вниз, и обеспечивают путь для потока воды, закачиваемой из скважины.In the context of the present invention, the term "geological reservoir" should be understood as fractures in an underground structure, for example, basalt rock, which expands in directions other than up and down, this structure providing a path for the flow of water injected into an injection well in accordance with the present invention, and may contain what is referred to herein as a geothermal reservoir. In this context, the term "geothermal reservoir" should be understood as fractures in hot rock that expand in directions other than up and down and provide a path for the flow of water pumped from a well.

Тот факт, что способ и системы в соответствии с настоящим изобретением позволяет поддерживать давления растворенного CO₂ и/или H₂S меньше, чем гидравлическое давление воды (и таким образом удерживать их в растворе) при перемещении воды вниз, обеспечивает, что CO₂ и/или H₂S остается растворенным в воде, что значительно повышает безопасность за счет снижения риска утечки. Также это позволяет значительно снизить потребность в воде при осуществлении способов в соответствии с настоящим изобретением путем увеличения скорости нисходящего потока воды, например, просто уменьшив диаметр трубы, окружающей точку слияния потока газа, богатого CO₂ и/или H₂S, и воды. Закачка CO₂ способствует карбонизации вмещающей породы и, таким образом, облегчает безопасное долгосрочное хранение CO₂ в недрах. Соответственно, предложен способ, в котором реакции вода-порода, уже происходящие в природной реактивной горной породе, например, базальтовой породе и резервуарах геотермальных систем, используются путем закачки CO₂ и/или H₂S обратно в резервуар геотермальной системы. Таким образом, снижается воздействие на окружающую среду, вызванное выбросами газа CO₂ и/или H₂S, например, геотермальными станциями. Кроме того, безопасное долгосрочное хранение CO₂ и/или H₂S может быть облегчено простым управлением количеством газа CO₂ и/или H₂S, который должен быть растворен в закачиваемой воде в данной точке слияния и при данной направленной вниз скорости воды.The fact that the method and systems of the present invention can maintain dissolved CO ₂ and/or H ₂ S pressures less than the hydraulic pressure of the water (and thus keep them in solution) as the water moves downwards ensures that the CO ₂ and /or H ₂ S remains dissolved in water, which significantly increases safety by reducing the risk of leakage. It also allows the water requirement of the methods of the present invention to be significantly reduced by increasing the downward flow rate of the water, for example by simply reducing the diameter of the pipe surrounding the confluence of the CO ₂ and/or H ₂ S rich gas stream and the water. CO ₂ injection promotes carbonation of the host rock and thus facilitates the safe long-term storage of CO ₂ in the subsurface. Accordingly, a method is provided in which water-rock reactions already occurring in natural reactive rock, such as basalt rock and geothermal system reservoirs, are exploited by injecting CO ₂ and/or H ₂ S back into the geothermal system reservoir. In this way, the environmental impact caused by emissions of CO ₂ and/or H ₂ S gas, for example from geothermal plants, is reduced. In addition, safe long-term storage of CO ₂ and/or H ₂ S can be facilitated by simply controlling the amount of CO ₂ and/or H ₂ S gas to be dissolved in the injected water at a given confluence point and at a given downward water velocity.

Кроме того, способ снижения выбросов в соответствии с настоящим изобретением является очень экономичным и экологически безопасным, поскольку отсутствуют побочные продукты, которые необходимо утилизировать. Возвращение CO₂ и/или H₂S туда, откуда они пришли, следует рассматривать как идеальный способ снижения выбросов газа, например, от геотермальных электростанций.Moreover, the emission reduction method of the present invention is very economical and environmentally friendly since there are no by-products to be disposed of. Returning CO ₂ and/or H ₂ S to where they came from should be considered an ideal way to reduce gas emissions from, for example, geothermal power plants.

Тот факт, что способ и системы в соответствии с настоящим изобретением позволяют поддерживать давление (то есть парциальное давление), растворенного CO₂ и/или H₂S меньше, чем гидравлическое давление воды (и таким образом удерживать их в растворе) при перемещении воды вниз, обеспечивает, что газы остаются растворенными в воде и не дегазируются из нее. Таким образом, способ в соответствии с настоящим изобретением минимизирует риск подъема пузырьков газа из воды, что в противном случае означало бы, что CO₂ и/или H₂S не будут эффективно перенесены в геологический резервуар, где эти газы должны быть поглощены и/или минерализованы.The fact that the method and systems in accordance with the present invention allow the pressure (i.e. partial pressure) of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S to be maintained less than the hydraulic pressure of the water (and thus keep them in solution) as the water moves downwards , ensures that gases remain dissolved in water and are not degassed from it. Thus, the method in accordance with the present invention minimizes the risk of gas bubbles rising from the water, which would otherwise mean that CO ₂ and/or H ₂ S would not be effectively transported into the geological reservoir where these gases would be absorbed and/or mineralized.

В то же время низкий рН воды способствует растворению минералов в геологическом резервуаре, обеспечивая тем самым катионы, необходимые для минерализации и снижения выбросов углерода и серы.At the same time, the low pH of the water promotes the dissolution of minerals in the geological reservoir, thereby providing the cations needed for mineralization and reducing carbon and sulfur emissions.

Поскольку давление CO₂ и/или H₂S перед закачкой в воду больше, чем гидравлическое давление воды, пузырьки газа будут присутствовать в воде в точке слияния (то есть в месте закачки газа), но поскольку пузырьки газа перемещаются вниз с критической скоростью воды, это обеспечивает, что потоки газа растворятся в воде и останутся растворенными, то есть останутся в растворе.Since the pressure of CO ₂ and/or H ₂ S before injection into the water is greater than the hydraulic pressure of the water, gas bubbles will be present in the water at the confluence point (i.e. where the gas is injected), but since the gas bubbles move downward at the critical speed of the water, this ensures that the gas streams will dissolve in the water and remain dissolved, that is, remain in solution.

В одном из вариантов осуществления изобретения указанный этап растворения газа в воде предусматривает проведение газа CO₂ и/или H₂S через нагнетательную трубу, имеющую открытый конец, проходящий вниз в указанную нагнетательную скважину на глубину, выбранную таким образом, что гидравлическое давление воды в указанной нагнетательной скважине на указанном открытом конце нагнетательной трубы меньше, чем давление газа CO₂ и/или H₂S в нагнетательной трубе, и в то же время обеспечено перемещение воды вниз с определенной скоростью относительно места закачки газов в нагнетательную скважину, это обеспечивает, что для данной части потока воды гидравлическое давление воды становится больше, чем давление растворенного CO₂ и/или H₂S, через относительно короткое время после того, как газы были закачаны в воду. Таким образом, гидравлическое давление, необходимое как для растворения газа CO₂ и/или H₂S в воде, так и для удержания газа CO₂ и/или H₂S в водном растворе, достигают путем перемещения воды и газов на соответствующую глубину (глубины), и поэтому ни в точке слияния, ни ниже не требуется внешняя энергия для получения или поддержания необходимого гидравлического давления. Кроме того, способ в соответствии с настоящим изобретением обеспечивает, что при закачке CO₂ и/или H₂S в нагнетательную скважину (что возможно, поскольку гидравлическое давление в нагнетательной трубе больше, чем гидравлическое давление в нагнетательной скважине) на открытом конце он не начнет "вскипать" после закачки, а будет находиться в растворенном состоянии, то есть в растворе, в течение времени, необходимого для минерализации CO₂ и/или H₂S в результате реакций вода-порода. Это похоже на ситуацию, когда вы открываете бутылку газировки и не хотите, чтобы началось выделение углекислого газа (диоксида углерода) и, таким образом, выброс диоксида углерода из бутылки в атмосферу. Таким образом, если бутылку открыть при окружающем давлении, равном или более высоком, чем давление в бутылке, то такого выделения пузырьков диоксида углерода не произойдет. Кроме того, способ в соответствии с настоящим изобретением предусматривает, что низкий рН воды из-за присутствия в ней растворенного CO₂ и/или H₂S содействует растворению минералов в геологическом резервуаре, обеспечивая тем самым катионы, необходимые для минерализации и снижения выбросов углерода и серы.In one embodiment of the invention, said step of dissolving gas in water involves passing CO ₂ and/or H ₂ S gas through an injection pipe having an open end extending down into said injection well to a depth selected such that the hydraulic pressure of the water in said injection well at said open end of the injection pipe is less than the pressure of CO ₂ and/or H ₂ S gas in the injection pipe, and at the same time ensuring that water moves downward at a certain speed relative to the place where the gases are injected into the injection well, this ensures that for of a given portion of the water flow, the hydraulic pressure of the water becomes greater than the pressure of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S a relatively short time after the gases have been pumped into the water. Thus, the hydraulic pressure required both to dissolve CO ₂ and/or H ₂ S gas in water and to retain CO ₂ and/or H ₂ S gas in aqueous solution is achieved by moving water and gases to an appropriate depth (depth ), and therefore no external energy is required either at the confluence point or below to obtain or maintain the required hydraulic pressure. In addition, the method according to the present invention ensures that when CO ₂ and/or H ₂ S is pumped into an injection well (which is possible because the hydraulic pressure in the injection pipe is greater than the hydraulic pressure in the injection well) at the open end it will not start "boil" after injection, but will remain in a dissolved state, that is, in solution, for the time necessary for the mineralization of CO ₂ and/or H ₂ S as a result of water-rock reactions. This is similar to the situation when you open a bottle of soda and you don't want it to start releasing carbon dioxide (carbon dioxide) and thus release carbon dioxide from the bottle into the atmosphere. Thus, if the bottle is opened at an ambient pressure equal to or greater than the pressure in the bottle, such carbon dioxide bubbles will not be released. In addition, the method in accordance with the present invention provides that the low pH of the water due to the presence of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S promotes the dissolution of minerals in the geological reservoir, thereby providing cations necessary for mineralization and reduction of carbon and carbon emissions. sulfur.

В одном из вариантов осуществления изобретения этап растворения газа CO₂ и/или H₂S в воде предусматривает проведение CO₂ и/или H₂S через нагнетательную трубу, имеющую открытый конец, проходящий вниз в указанную нагнетательную скважину, причем нагнетательная труба окружена внешней трубой, имеющей открытый конец, расположенный на большей глубине, чем указанный открытый конец нагнетательной трубы, причем воду закачивают в пространство между внешней трубой и нагнетательной трубой, указанную глубину на открытом конце нагнетательной трубы внутри указанной внешней трубы выбирают так, чтобы гидравлическое давление воды внутри внешней трубы на указанном открытом конце нагнетательной трубы было меньше давления CO₂ и/или H₂S в нагнетательной трубе, и в то же время было обеспечено перемещение воды вниз со скоростью относительно места, где газы закачивают в нагнетательную скважину, это обеспечивает, что для данной части потока воды гидравлическое давление воды становится больше, чем сумма парциальных давлений растворенного CO₂ и/или H₂S, через относительно короткое время после того, как газы были закачаны в воду.In one embodiment of the invention, the step of dissolving CO ₂ and/or H ₂ S gas in water involves passing CO ₂ and/or H ₂ S through an injection pipe having an open end extending downward into said injection well, the injection pipe being surrounded by an outer pipe having an open end located at a greater depth than said open end of the injection pipe, wherein water is pumped into the space between the outer pipe and the injection pipe, said depth at the open end of the injection pipe inside said outer pipe is selected so that the hydraulic pressure of the water inside the outer pipe at said open end of the injection pipe there was less pressure of CO ₂ and/or H ₂ S in the injection pipe, and at the same time it was ensured that water moved downward at a speed relative to the place where the gases are pumped into the injection well, this ensures that for this part flow of water, the hydraulic pressure of the water becomes greater than the sum of the partial pressures of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S, a relatively short time after the gases have been pumped into the water.

В одном из вариантов осуществления изобретения скорость закачки воды и диаметр трубы выбирают так, чтобы влекущая сила нисходящего потока воды в нагнетательную скважину была больше, чем сила плавучести CO₂ и/или H₂S. Таким образом, постоянный нисходящий поток воды, обеспечивает, что растворенный CO₂ и/или H₂S будет двигаться вниз по направлению к резервуару для хранения. Способы или системы, работающие с относительно мелкими пузырьками, например, менее 6 мм в диаметре, в соответствии с настоящим изобретением требуют минимальной скорости воды 0,4-1,4 м/с в зависимости от динамических сил в системе.In one embodiment of the invention, the water injection rate and pipe diameter are selected so that the drag force of the downward flow of water into the injection well is greater than the buoyancy force of CO ₂ and/or H ₂ S. Thus, a constant downward flow of water ensures that dissolved CO ₂ and/or H ₂ S will move down towards the storage tank. Methods or systems operating with relatively small bubbles, for example less than 6 mm in diameter, in accordance with the present invention require a minimum water velocity of 0.4-1.4 m/s depending on the dynamic forces in the system.

В одном из вариантов осуществления изобретения давление CO₂ на открытом конце нагнетательной трубы (то есть там, где гидравлическое давление воды в указанной нагнетательной скважине меньше давления CO₂ в нагнетательной трубе) составляет 20-35 бар. При таком давлении температура воды может составлять, но не ограничивается этим, 20-40°С, в результате чего в пласт-хранилище, образованное, например, из относительно свежих базальтовых лав, поступает исключительно жидкая фаза.In one embodiment of the invention, the CO ₂ pressure at the open end of the injection pipe (ie where the hydraulic pressure of the water in said injection well is less than the CO ₂ pressure in the injection pipe) is 20-35 bar. At this pressure, the water temperature can be, but is not limited to, 20-40°C, as a result of which only the liquid phase enters the reservoir, formed, for example, from relatively fresh basaltic lavas.

В одном из вариантов осуществления изобретения глубину на указанном открытом конце внешней трубы выбирают так, чтобы значение рН закачиваемой воды, содержащей растворенный CO₂, составляло 2-4, предпочтительно 2,5-3,5, более предпочтительно приблизительно 3,2. Именно на этой глубине растворенный CO₂ и/или H₂S покидает внешнюю трубу и начинается секвестрация CO₂ и H₂S в горных породах, то есть хранение диоксида углерода CO₂ и/или сероводорода H₂S в геологическом резервуаре. Чем ниже значение рН, тем выше будет скорость растворения породы, что означает, что при таком низком значении рН секвестрация диоксида углерода CO₂ и/или сероводорода H₂S в геологическом резервуаре будет значительно усилена.In one embodiment of the invention, the depth at said open end of the outer pipe is selected such that the pH of the injected water containing dissolved CO ₂ is 2-4, preferably 2.5-3.5, more preferably about 3.2. It is at this depth that dissolved CO ₂ and/or H ₂ S leaves the outer pipe and sequestration of CO ₂ and H ₂ S in rocks begins, that is, the storage of carbon dioxide CO ₂ and/or hydrogen sulfide H ₂ S in a geological reservoir. The lower the pH value, the higher the rate of rock dissolution will be, which means that at such a low pH value, the sequestration of carbon dioxide CO ₂ and/or hydrogen sulfide H ₂ S in the geological reservoir will be greatly enhanced.

В одном из вариантов осуществления изобретения указанный этап растворения газа CO₂ и/или H₂S в указанной воде дополнительно предусматривает перемешивание с водой, например, с помощью рассеивателя газа и/или смесителя, растворенного CO₂ и/или H₂S в точке слияния или ниже него с целью получения равномерной смеси газа CO₂ и/или H₂S с водой, разрушения крупных пузырьков и растворения любых оставшихся пузырьков газа CO₂ и/или H₂S в воде. Соответственно, в смеси газа CO₂ и/или H₂S и воды под давлением турбулентность будет больше, что дополнительно усилит растворение газа CO₂ и/или H₂S в точке слияния и/или ниже него. Кроме того, крупные пузырьки газа CO₂ и/или H₂S будут разделены на более мелкие пузырьки газа, что также усилит растворение CO₂ и/или H₂S.In one embodiment of the invention, said step of dissolving CO ₂ and/or H ₂ S gas in said water further comprises mixing with water, for example using a gas diffuser and/or mixer, the dissolved CO ₂ and/or H ₂ S at the confluence point or below it to obtain a uniform mixture of CO ₂ and/or H ₂ S gas with water, breaking up large bubbles and dissolving any remaining CO ₂ and/or H ₂ S gas bubbles in the water. Accordingly, in a mixture of CO ₂ and/or H ₂ S gas and water under pressure, there will be greater turbulence, which will further enhance the dissolution of CO ₂ and/or H ₂ S gas at and/or below the confluence point. In addition, large CO ₂ and/or H ₂ S gas bubbles will be divided into smaller gas bubbles, which will also enhance the dissolution of CO ₂ and/or H ₂ S.

В одном из вариантов осуществления изобретения указанный водный источник выбран из одного или нескольких следующих источников: поверхностные воды, подземные воды или морская вода.In one embodiment of the invention, said water source is selected from one or more of the following sources: surface water, ground water or sea water.

В одном из вариантов осуществления изобретения указанный этап растворения CO₂ в указанной воде дополнительно предусматривает максимальное увеличение площади поверхности раздела между газом CO₂ и/или H₂S и водой. Соответственно, пузырьки газа CO₂ и/или H₂S будут равномерно распределены в воде под давлением, а средний диаметр пузырьков станет меньше, что приведет к указанному максимальному увеличению площади поверхности раздела между газом CO₂ и/или H₂S и водой, и оба эти фактора значительно повысят скорость растворения CO₂ и/или H₂S в воде под давлением.In one embodiment of the invention, said step of dissolving CO ₂ in said water further involves maximizing the interface area between the CO ₂ and/or H ₂ S gas and the water. Accordingly, the bubbles of CO ₂ and/or H ₂ S gas will be uniformly distributed in the pressurized water, and the average diameter of the bubbles will become smaller, resulting in said maximum increase in the interface area between the CO ₂ and/or H ₂ S gas and water, and both of these factors will significantly increase the rate of dissolution of CO ₂ and/or H ₂ S in pressurized water.

В одном из вариантов осуществления изобретения указанный этап растворения газа CO₂ и/или H₂S в указанной воде дополнительно предусматривает перемешивание растворенного газа CO₂ и/или H₂S с водой с целью получения равномерной смеси и растворения любых оставшихся пузырьков газа CO₂ и/или H₂S в воде. Соответственно, в смеси газа CO₂ и/или H₂S и воды под давлением турбулентность будет больше, что дополнительно усилит растворение газа CO₂ и/или H₂S. Кроме того, крупные пузырьки газа CO₂ и/или H₂S будут разделены на более мелкие пузырьки газа, что также повысит скорость растворения CO₂ и/или H₂S.In one embodiment of the invention, said step of dissolving CO ₂ and/or H ₂ S gas in said water further comprises mixing the dissolved CO ₂ and/or H ₂ S gas with water to obtain a uniform mixture and dissolve any remaining bubbles of CO 2 and/or H ₂ S gas. /or H ₂ S in water. Accordingly, in a mixture of CO ₂ and/or H ₂ S gas and water under pressure, turbulence will be greater, which will further enhance the dissolution of CO ₂ and/or H ₂ S gas. In addition, large bubbles of CO ₂ and/or H ₂ S gas will separated into smaller gas bubbles, which will also increase the rate of dissolution of CO ₂ and/or H ₂ S.

В одном из вариантов осуществления изобретения указанный этап растворения газа CO₂ и/или H₂S в воде предусматривает проведение CO₂ и/или H₂S через нагнетательную трубу, имеющую открытый конец, проходящий вниз в указанную нагнетательную скважину на глубину, выбранную таким образом, что гидравлическое давление воды в указанной нагнетательной скважине на указанном открытом конце нагнетательной трубы меньше, чем давление газа CO₂ и/или H₂S в нагнетательной трубе, и в то же время обеспечено перемещение воды вниз с определенной скоростью относительно места закачки газов в нагнетательную скважину, это обеспечивает, что для данной части потока воды гидравлическое давление воды становится больше, чем парциальное давление растворенного газа CO₂ и/или H₂S, через относительно короткое время после того, как газы были закачаны в воду. Гидравлическое давление немного меньше, чем давление газа на глубине в точке слияния, во-первых, для того, чтобы газ CO₂ и/или H₂S мог проникнуть в воду в нагнетательной скважине на глубине в точке слияния, а во-вторых, чтобы после растворения в воде и движения вниз с заданной скоростью гидравлическое давление воды на этой несколько большей глубине было больше, чем давление CO₂ и/или H₂S. Соответственно, путем выбора глубины точки слияния в нагнетательной скважине и скорости движения воды вниз обеспечивается, что пузырьки газа CO₂ и/или H₂S, выходящие из открытого конца нагнетательной трубы, в течение очень короткого времени растворятся в воде, и CO₂ и/или H₂S останутся растворенными в воде до начала процесса минерализации в геологическом резервуаре. В то же время низкий уровень рН воды из-за добавления газа CO₂ и/или H₂S способствует растворению минералов в геологическом резервуаре, обеспечивая тем самым катионы, необходимые для минерализации и снижения выбросов углерода и серы.In one embodiment of the invention, said step of dissolving CO ₂ and/or H ₂ S gas in water involves passing CO ₂ and/or H ₂ S through an injection pipe having an open end extending down into said injection well to a depth so selected that the hydraulic pressure of water in said injection well at said open end of the injection pipe is less than the pressure of CO ₂ and/or H ₂ S gas in the injection pipe, and at the same time ensuring that water moves downward at a certain speed relative to the place where the gases are pumped into the injection well well, this ensures that for a given portion of the water flow, the hydraulic pressure of the water becomes greater than the partial pressure of the dissolved gas CO ₂ and/or H ₂ S, a relatively short time after the gases have been pumped into the water. The hydraulic pressure is slightly less than the gas pressure at the depth at the confluence point, firstly so that CO ₂ and/or H ₂ S gas can penetrate the water in the injection well at the depth at the confluence point, and secondly so that after dissolving in water and moving down at a given speed, the hydraulic pressure of the water at this slightly greater depth was greater than the pressure of CO ₂ and/or H ₂ S. Accordingly, by selecting the depth of the confluence point in the injection well and the speed of the water moving down, it is ensured that The CO ₂ and/or H ₂ S gas bubbles emerging from the open end of the injection pipe will dissolve in the water within a very short time, and the CO ₂ and/or H ₂ S will remain dissolved in the water until the mineralization process begins in the geological reservoir. At the same time, the low pH of the water due to the addition of CO ₂ and/or H ₂ S gas promotes the dissolution of minerals in the geological reservoir, thereby providing the cations needed for mineralization and reducing carbon and sulfur emissions.

В одном из вариантов осуществления изобретения способ дополнительно предусматривает этап оценки способности CO₂ и/или H₂S к минерализации, причем этап оценки предусматривает:In one embodiment of the invention, the method further comprises the step of assessing the ability of CO ₂ and/or H ₂ S to mineralize, the assessment step comprising:

• растворение, в дополнение к указанному CO₂ и/или H₂S, индикаторного вещества в воде, причем концентрацию растворенного CO₂ и/или H₂S и растворенного индикаторного вещества регулируют таким образом, что начальное молярное соотношение между CO₂ и/или H₂S и индикаторным веществом предварительно определено,• dissolving, in addition to said CO ₂ and/or H ₂ S, an indicator substance in water, wherein the concentration of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S and the dissolved indicator substance is adjusted so that the initial molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and indicator substance are predetermined,

• мониторинг, в ответ на закачку указанного CO₂ и/или H₂S и растворенного индикаторного вещества, молярного соотношения между CO₂ и/или H₂S и индикаторным веществом в контрольной скважине, соединенной с указанной нагнетательной скважиной проточным каналом таким образом, что по меньшей мере часть указанной закачанной воды, смешанной с указанным растворенным CO₂ и/или H₂S и указанным индикаторным веществом, поступает в указанную контрольную скважину по указанному проточному каналу, мониторинг предусматривает измерение концентрации CO₂ и/или H₂S и индикаторного вещества и на этой основе установление молярного соотношения между CO₂ и/или H₂S и индикаторным веществом в указанной контрольной скважине, и• monitoring, in response to the injection of said CO ₂ and/or H ₂ S and dissolved tracer, the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and tracer in a monitoring well connected to said injection well by a flow channel such that at least a portion of said injected water mixed with said dissolved CO ₂ and/or H ₂ S and said tracer substance enters said monitoring well through said flow channel, monitoring involves measuring the concentration of CO ₂ and/or H ₂ S and tracer substance and on this basis establishing the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and the indicator substance in said monitoring well, and

• определение показателя снижения выбросов, указывающего на количественное снижение выбросов CO₂ и/или H₂S, достигнутое в результате реакций вода-порода, причем это указанное определение основано на сравнении молярного соотношения между CO₂ и/или H₂S и индикаторным веществом в контрольной скважине с соответствующим молярным соотношением в нагнетательной скважине в точке слияния.• determination of an emission reduction index indicating the quantitative reduction in CO ₂ and/or H ₂ S emissions achieved as a result of water-rock reactions, said determination being based on a comparison of the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and the tracer substance in control well with the corresponding molar ratio in the injection well at the confluence point.

На основании такого измерения можно определить, обладает ли данный геологический резервуар способностью хранить в минералогической форме CO₂ и/или H₂S, которые закачивают через нагнетательную скважину.Based on such a measurement, it can be determined whether a given geological reservoir has the ability to store in mineralogical form CO ₂ and/or H ₂ S, which is injected through an injection well.

Что касается CO₂, то указанным индикаторным веществом может быть, но не ограничиваясь этим, SF₅CF₃, SF₆ или родамин (все они являются консервативными индикаторными веществами), или С-14 для отслеживания только углерода. Одно или несколько из этих индикаторных веществ можно использовать одновременно.For CO ₂ , the tracer may be, but is not limited to, SF ₅ CF ₃ , SF ₆ or rhodamine (all of which are conservative tracers), or C-14 for tracking carbon only. One or more of these indicator substances can be used simultaneously.

Аналогично можно определить, обладают ли геологические системы, например, в Исландии способностью минерализовать H₂S с помощью реакций вода-порода, используя индикаторное вещество, такое как, но не ограничиваясь этим, ионы йода путем растворения KI в воде под давлением.Similarly, it can be determined whether geological systems, such as those in Iceland, have the ability to mineralize H ₂ S through water-rock reactions using an indicator substance such as, but not limited to, iodine ions by dissolving KI in water under pressure.

Кроме того, в одном из вариантов осуществления способ предусматривает проведение коррекции указанного показателя снижения выбросов с учетом окисления H₂S другими видами сульфидов. Таким образом, оценка способности к снижению выбросов становится более точной. Коррекция может быть выполнена путем анализа других видов серы в геотермальной воде из нагнетательной скважины, их сравнения со значениями, полученными до закачки H₂S, и добавления избыточных соединений серы (например, SO₄ ^2- и S₂O₃-), образованных при окислении H₂S, к значению H₂S перед расчетом индекса снижения выбросов H₂S.In addition, in one embodiment, the method provides for correction of the specified emission reduction indicator taking into account the oxidation of H ₂ S by other types of sulfides. In this way, the assessment of emission reduction capacity becomes more accurate. Correction can be made by analyzing other sulfur species in the geothermal water from the injection well, comparing them with values obtained before H ₂ S injection, and adding excess sulfur compounds (for example, SO ₄ ^2- and S ₂ O ₃ -) formed during oxidation of H ₂ S, to the H ₂ S value before calculating the H ₂ S emission reduction index.

В одном из вариантов осуществления изобретения соединение между указанной нагнетательной скважиной и контрольной скважиной представляет собой разлом в геологическом резервуаре.In one embodiment of the invention, the connection between said injection well and the monitoring well is a fault in the geological reservoir.

В одном из вариантов осуществления указанный способ дополнительно предусматривает сужение на открытом конце указанной нагнетательной трубы для поддержания в ней высокого гидравлического давления, чтобы в дальнейшем обеспечить удержание газа CO₂ или H₂S растворенным в закачанной воде.In one embodiment, said method further comprises a constriction at the open end of said injection pipe to maintain a high hydraulic pressure therein to further ensure that CO ₂ or H ₂ S gas is kept dissolved in the injected water.

Во втором аспекте изобретения предусмотрена система, адаптированная для снижения выбросов CO₂ и/или H₂S, содержащая:In a second aspect of the invention there is provided a system adapted to reduce emissions of CO ₂ and/or H ₂ S, comprising:

• средства для закачки воды из водного источника в нагнетательную скважину,• means for pumping water from a water source into an injection well,

• средства для закачки газа CO₂ и/или H₂S в нагнетательную скважину,• means for injecting CO ₂ and/or H ₂ S gas into the injection well,

• средства для растворения газа CO₂ и/или H₂S в воде на глубине h1≥0 в нагнетательной скважине, где гидравлическое давление воды ниже, чем давление CO₂ и/или H₂S,• means for dissolving CO ₂ and/or H ₂ S gas in water at a depth h1≥0 in an injection well, where the hydraulic pressure of water is lower than the pressure of CO ₂ and/or H ₂ S,

• средства для перемещения указанного потока воды с указанной глубины h1≥0 на более значительную глубину h1+h2, где h1+h2>h1, со скоростью нисходящего потока, которая выше скорости восходящего потока пузырьков указанного газа CO₂ и/или H₂S, возникающего в результате плавучей силы на указанных пузырьках газа CO₂ и/или H₂S в указанной воде,• means for moving said flow of water from said depth h1≥0 to a greater depth h1+h2, where h1+h2>h1, with a downward flow rate that is higher than the speed of the upward flow of bubbles of said CO ₂ and/or H ₂ S gas, resulting from the buoyant force on said CO ₂ and/or H ₂ S gas bubbles in said water,

• средства для поддержания результирующего значения рН указанного потока воды под давлением, содержащей указанный растворенный CO₂ и/или H₂S, в пределах 2-4, предпочтительно 2,5-3,5, более предпочтительно приблизительно 3,2, и• means for maintaining the resulting pH of said pressurized water stream containing said dissolved CO ₂ and/or H ₂ S within the range of 2-4, preferably 2.5-3.5, more preferably about 3.2, and

• средства для закачки воды, содержащей указанный растворенный CO₂ и/или H₂S, в геологический резервуар.• means for injecting water containing said dissolved CO ₂ and/or H ₂ S into a geological reservoir.

В одном из вариантов осуществления изобретения указанные средства для растворения газа CO₂ и/или H₂S в воде содержат нагнетательную трубу для подачи газа CO₂ и/или H₂S под высоким давлением в нагнетательную скважину, причем нагнетательная труба имеет открытый конец, проходящий вниз в указанную нагнетательную скважину на глубину h1≥0, выбранную таким образом, что гидравлическое давление воды в указанной нагнетательной скважине на указанном открытом конце нагнетательной трубы меньше давления газа CO₂ и/или H₂S в нагнетательной трубе, и насосные средства, обеспечивающие более высокую скорость нисходящего потока воды, чем скорость восходящего потока пузырьков указанного газа CO₂ и/или H₂S на глубинах более h1, тем самым обеспечивая перемещение воды на глубины более h1 без выхода CO₂ и/или H₂S из воды.In one embodiment of the invention, said means for dissolving CO ₂ and/or H ₂ S gas in water comprises an injection pipe for supplying CO ₂ and/or H ₂ S gas at high pressure into the injection well, wherein the injection pipe has an open end extending down into said injection well to a depth h1≥0 selected such that the hydraulic pressure of water in said injection well at said open end of the injection pipe is less than the CO ₂ and/or H ₂ S gas pressure in the injection pipe, and pumping means providing more a higher speed of the downward flow of water than the speed of the upward flow of bubbles of the specified gas CO ₂ and/or H ₂ S at depths greater than h1, thereby ensuring the movement of water to depths greater than h1 without the release of CO ₂ and/or H ₂ S from the water.

В одном из вариантов осуществления изобретения система дополнительно содержит внешнюю трубу, окружающую указанную нагнетательную трубу, имеющую открытый конец, проходящий вниз в указанную нагнетательную скважину на дальнейшую глубину h1+h2, указанные средства для закачки представляют собой водяной насос, который закачивает воду в пространство между внешней трубой и нагнетательной трубой, указанные средства для закачки растворенного CO₂ и/или H₂S в геологический резервуар обеспечивают скорость нисходящего потока и результирующий расход воды, образующийся при закачке воды в указанное пространство между внешней трубой и нагнетательной трубой. Если газ ограничивается CO₂, то h1+h2 может быть выбрано таким образом, чтобы значение рН закачиваемой воды, содержащей растворенный CO₂, было ниже предварительно заданного предела рН.In one embodiment of the invention, the system further comprises an outer pipe surrounding said injection pipe having an open end extending down into said injection well to a further depth h1+h2, said injection means being a water pump that pumps water into the space between the outer pipe and injection pipe, said means for injecting dissolved CO ₂ and/or H ₂ S into the geological reservoir provide a downward flow rate and the resulting flow rate of water generated by pumping water into said space between the outer pipe and the injection pipe. If the gas is CO ₂ limited, then h1+h2 can be selected such that the pH of the injected water containing dissolved CO ₂ is below a preset pH limit.

В одном из вариантов осуществления изобретения указанные средства для растворения CO₂ и/или H₂S в воде дополнительно содержат:In one embodiment of the invention, said means for dissolving CO ₂ and/or H ₂ S in water further comprise:

• рассеиватель газа, установленный на указанном открытом конце газовой нагнетательной трубы и адаптированный для максимального увеличения площади поверхности раздела между газом CO₂ и/или H₂S и водой, или• a gas diffuser mounted at said open end of the gas discharge pipe and adapted to maximize the interface area between CO ₂ and/or H ₂ S gas and water, or

• смеситель, установленный внутри указанной внешней трубы между указанным открытым концом нагнетательной трубы и указанным открытым концом внешней трубы, адаптированный для перемешивания CO₂ и/или H₂S с водой с целью получения равномерной смеси и растворения любых оставшихся пузырьков газа CO₂ и/или H₂S в воде, или• a mixer installed within said outer pipe between said open end of the discharge pipe and said open end of the outer pipe, adapted to mix CO ₂ and/or H ₂ S with water to obtain an even mixture and dissolve any remaining CO ₂ and/or gas bubbles H ₂ S in water, or

• рассеиватель газа, установленный на указанном открытом конце нагнетательной трубы, адаптированный для максимального увеличения площади поверхности раздела между газом CO₂ и/или H₂S и водой, и смеситель, установленный внутри указанной внешней трубы между указанным рассеивателем газа и указанным открытым концом внешней трубы, адаптированный для перемешивания CO₂ и/или H₂S с водой с целью получения равномерной смеси и растворения любых оставшихся пузырьков CO₂ и/или H₂S в воде.• a gas diffuser mounted at said open end of the injection pipe adapted to maximize the interface area between CO ₂ and/or H ₂ S gas and water, and a mixer mounted within said outer pipe between said gas diffuser and said open end of the outer pipe , adapted to mix CO ₂ and/or H ₂ S with water to obtain an even mixture and dissolve any remaining CO ₂ and/or H ₂ S bubbles in the water.

Соответственно, предложена практичная и экономичная система для карбонизации минералов на месте в реактивных породах, например, базальтовых, которая закачивает воду с достаточно высокой концентрацией растворенного CO₂ и/или H₂S, способствуя взаимодействию с реактивной породой, например, базальтовой. Аналогично, низкий рН воды способствует растворению минералов в геологическом резервуаре, обеспечивая тем самым катионы, необходимые для минерализации и снижения выбросов углерода и серы.Accordingly, a practical and economical system is proposed for in situ carbonation of minerals in reactive rocks, such as basalt, which injects water with a sufficiently high concentration of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S to promote interaction with the reactive rock, such as basalt. Likewise, low water pH promotes the dissolution of minerals in the geologic reservoir, thereby providing the cations needed for mineralization and reducing carbon and sulfur emissions.

В способе в соответствии с настоящим изобретением после растворения CO₂ и/или H₂S больше не обладают плавучестью, что значительно повышает безопасность за счет снижения риска утечки. Закачка растворенного CO₂ и/или H₂S также способствует карбонизации вмещающей породы и, таким образом, облегчает безопасное долгосрочное хранение CO₂ и/или H₂S в недрах.In the method according to the present invention, once dissolved, CO ₂ and/or H ₂ S are no longer buoyant, which significantly improves safety by reducing the risk of leakage. Injection of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S also promotes carbonation of the host rock and thus facilitates the safe long-term storage of CO ₂ and/or H ₂ S in the subsurface.

Следует отметить, что термин "вода" в соответствии с настоящим изобретением может означать пресную воду, воду из геотермальных скважин, рассол, морскую воду и тому подобное. Таким образом, указанный водный источник может содержать любой тип воды. Аналогично, газ CO₂ и/или H₂S может происходить из любого источника, такого как традиционные электростанции, геотермальные электростанции, промышленное производство, газоразделительные станции или тому подобное.It should be noted that the term "water" in accordance with the present invention can mean fresh water, geothermal well water, brine, sea water and the like. Thus, said water source may contain any type of water. Likewise, CO ₂ and/or H ₂ S gas can come from any source, such as conventional power plants, geothermal power plants, industrial production, gas separation plants, or the like.

В целом, различные аспекты изобретения могут быть скомбинированы и соединены любым возможным образом в рамках объема изобретения. Эти и другие аспекты, признаки и/или преимущества изобретения будут очевидны и пояснены со ссылкой на раскрытые ниже варианты осуществления.In general, the various aspects of the invention can be combined and connected in any manner possible within the scope of the invention. These and other aspects, features and/or advantages of the invention will be obvious and explained with reference to the embodiments disclosed below.

Краткое описание чертежейBrief description of drawings

Здесь и далее несколько вариантов осуществления изобретения представлены только для примера со ссылкой на чертежи, перечисленные ниже:Hereinafter, several embodiments of the invention are presented by way of example only with reference to the drawings listed below:

На фиг. 1 показана блок-схема способа в соответствии с настоящим изобретением для снижения выбросов CO₂ и/или H₂S путем хранения в геологическом резервуаре.In fig. 1 is a flow diagram of a method in accordance with the present invention for reducing CO ₂ and/or H ₂ S emissions by geological reservoir storage.

На фиг. 2 показано схематическое представление взаимодействия вмещающей породы и пластовой жидкости во время секвестрации минерального CO₂ на месте.In fig. Figure 2 shows a schematic representation of the interaction between host rock and reservoir fluid during in situ sequestration of mineral CO ₂ .

На фиг. 3 показана блок-схема одного из вариантов осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, где более подробно показано, как растворенный CO₂ и/или H₂S закачивают в геологический резервуар.In fig. 3 is a flow diagram of one embodiment of a method in accordance with the present invention, showing in more detail how dissolved CO ₂ and/or H ₂ S is pumped into a geological reservoir.

На фиг. 4 показана система в соответствии с настоящим изобретением для хранения диоксида углерода (CO₂) в геологическом резервуаре.In fig. 4 shows a system in accordance with the present invention for storing carbon dioxide (CO ₂ ) in a geological reservoir.

На фиг. 5 показана блок-схема одного из вариантов осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением для снижения выбросов сероводорода (H₂S) путем хранения в геологическом резервуаре.In fig. 5 is a flow diagram of one embodiment of a method in accordance with the present invention for reducing hydrogen sulfide (H ₂ S) emissions by geological reservoir storage.

На фиг. 6 схематично представлен способ в соответствии с настоящим изобретением, показывающий нагнетательную скважину, в которую непрерывно закачивают воду.In fig. 6 is a schematic diagram of the method according to the present invention, showing an injection well into which water is continuously pumped.

На фиг. 7 показана зависимость между скоростью (м/с) нисходящего потока воды в нагнетательной скважине и диаметром сферических (верхняя линия) и удлиненных (нижняя линия) пузырьков газа, когда плавучесть и влекущая сила нисходящего потока находятся в равновесии при заданных значениях температуры, давления и составах газа и воды. Заштрихованная область представляет пузырьки, имеющие форму между сферической и вытянутой. Как видно из этого чертежа, средства, способные создавать мелкие пузырьки, приведут к тому, что способ или система в соответствии с настоящим изобретением (то есть по меньшей мере находящиеся в равновесии) будут работать при относительно низких скоростях потока, например, менее 0,4 м/с, тогда как средства, ограниченные более крупными пузырьками, потребуют средства, способного обеспечить более высокие скорости потока, например, более 0,8 м/с, чтобы осуществить способ или систему в соответствии с настоящим изобретением (то есть находящиеся в равновесии).In fig. Figure 7 shows the relationship between the speed (m/s) of the downward flow of water in the injection well and the diameter of the spherical (upper line) and elongated (lower line) gas bubbles when the buoyancy and drag force of the downward flow are in equilibrium at given temperatures, pressures and compositions gas and water. The shaded area represents bubbles that have a shape between spherical and elongated. As can be seen from this drawing, means capable of creating fine bubbles will cause the method or system in accordance with the present invention (that is, at least in equilibrium) to operate at relatively low flow rates, for example, less than 0.4 m/s, while agents limited to larger bubbles will require an agent capable of providing higher flow rates, e.g., greater than 0.8 m/s, in order to carry out the method or system in accordance with the present invention (i.e. in equilibrium) .

На фиг. 8 показан увеличенный вид первой четверти фиг. 7.In fig. 8 is an enlarged view of the first quarter of FIG. 7.

На фиг. 9-11 графически представлены различные варианты осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением для снижения выбросов сероводорода (H₂S) и диоксида углерода (CO₂) путем хранения в геологическом резервуаре.In fig. 9-11 graphically depict various embodiments of a system in accordance with the present invention for reducing hydrogen sulfide (H ₂ S) and carbon dioxide (CO ₂ ) emissions by storage in a geological reservoir.

Осуществление изобретенияCarrying out the invention

На фиг. 1 показана блок-схема способа в соответствии с настоящим изобретением для снижения выбросов CO₂ и/или H₂S путем хранения в геологическом резервуаре. Под геологическим резервуаром можно понимать разломы в горячей породе, которые расширяются в других направлениях, кроме как вверх и вниз, и обеспечивают путь для потока воды, закачиваемой из скважины.In fig. 1 is a flow diagram of a method in accordance with the present invention for reducing CO ₂ and/or H ₂ S emissions by geological reservoir storage. A geologic reservoir can be defined as fractures in hot rock that expand in directions other than up and down and provide a path for the flow of water pumped from a well.

На первом этапе (S1) 101 воду закачивают из водного источника в нагнетательную скважину. Водным источником может быть, но не ограничивается этим, геотермальная вода, рассол и тому подобное, либо это может быть пресная и морская вода. Для простоты здесь и далее будет использован термин "вода". Кроме того, температура воды может изменяться от нескольких градусов Цельсия до нескольких сотен градусов.In the first step (S1) 101, water is pumped from the water source into the injection well. The water source may be, but is not limited to, geothermal water, brine and the like, or it may be fresh and sea water. For simplicity, the term “water” will be used hereinafter. In addition, the water temperature can vary from a few degrees Celsius to several hundred degrees.

На втором этапе (S2) 103 газ CO₂ и/или H₂S сливают с водой в точке слияния, причем гидравлическое давление воды ниже давления CO₂ и/или H₂S, в то же время обеспечено перемещение воды вниз с определенной скоростью относительно места закачки газов в нагнетательную скважину, это обеспечивает, что для данной части потока воды гидравлическое давление воды становится больше, чем парциальное давление CO₂ и/или H₂S через относительно короткое время после того, как газы были закачаны в воду.In the second stage (S2) 103, CO ₂ and/or H ₂ S gas is merged with water at the confluence point, and the hydraulic pressure of the water is lower than the pressure of CO ₂ and/or H ₂ S, while at the same time ensuring that the water moves downward at a certain speed relative to where the gases are injected into the injection well, this ensures that for a given portion of the water flow, the hydraulic pressure of the water becomes greater than the partial pressure of CO ₂ and/or H ₂ S a relatively short time after the gases have been injected into the water.

На этапе (S3) 105 воду с растворенным CO₂ и/или H₂S закачивают в геологический резервуар.In step (S3) 105, water with dissolved CO ₂ and/or H ₂ S is pumped into the geological reservoir.

В одном из вариантов осуществления изобретения этап (S2) 103 предусматривает проведение CO₂ и/или H₂S через нагнетательную трубу, имеющую открытый конец, проходящий вниз в указанную нагнетательную скважину на глубину h1≥0, выбранную таким образом, что гидравлическое давление воды в нагнетательной скважине на открытом конце нагнетательной трубы меньше, чем давление газа CO₂ и/или H₂S в нагнетательной трубе. Это просто необходимо для того, чтобы газ CO₂ и/или H₂S мог поступать в воду на глубине h1≥0. В то же время скорость нисходящего потока воды выше, чем скорость восходящего потока пузырьков указанного газа CO₂ и/или H₂S на глубинах, превышающих h1, тем самым обеспечивая перемещение воды на глубины более h1 без выхода CO₂ и/или H₂S из воды.In one embodiment of the invention, step (S2) 103 involves passing CO ₂ and/or H ₂ S through an injection pipe having an open end extending down into said injection well to a depth h1≥0 selected such that the hydraulic pressure of the water in injection well at the open end of the injection pipe is less than the CO ₂ and/or H ₂ S gas pressure in the injection pipe. This is simply necessary so that CO ₂ and/or H ₂ S gas can enter the water at a depth h1≥0. At the same time, the speed of the downward flow of water is higher than the speed of the upward flow of bubbles of the specified gas CO ₂ and/or H ₂ S at depths exceeding h1, thereby ensuring the movement of water to depths greater than h1 without the release of CO ₂ and/or H ₂ S of water.

В предпочтительном варианте осуществления давление газа CO₂ на открытом конце нагнетательной трубы составляет 20-35 бар. Такое большое давление обеспечивает относительно низкое значение рН воды, содержащей растворенный CO₂, что усиливает реакции CO₂ вода-порода в геологическом резервуаре.In a preferred embodiment, the CO ₂ gas pressure at the open end of the injection pipe is 20-35 bar. This high pressure ensures that water containing dissolved CO ₂ has a relatively low pH, which enhances water-rock CO ₂ reactions in the geological reservoir.

Одним из важных аспектов настоящего изобретения является растворение CO₂ (и/или H₂S) в воде перед ее диспергированием в виде однофазной жидкости в поровое пространство реактивных горных пород. CO₂ растворяется с образованием угольной кислоты (Н₂С0₃), которая может распадаться на бикарбонат (НСО₃) и карбонат согласно:One important aspect of the present invention is the dissolution of CO ₂ (and/or H ₂ S) in water before dispersing it as a single-phase liquid into the pore space of reactive rocks. CO ₂ dissolves to form carbonic acid (H ₂ CO ₃ ), which can break down into bicarbonate (HCO ₃ ) and carbonate according to:

Например, плагиоклаз ((Са, Na) Al_1.70Si_2.30O₈), оливин ((Mg, Fe)₂SiO₄) и пироксен ((Са, Mg, Fe)₂SiO₃) являются наиболее распространенными первичными минералами в базальтовых породах, но также часто встречаются базальтовые стекла. Когда минералы и стекла вступают в контакт с закачиваемой кислой жидкостью, происходят реакции растворения, вымывающие катионы, такие как Са²⁺, Mg²⁺and Fe²⁺ из матрицы породы. Реакции 2-5, приведенные ниже, показывают растворение плагиоклаза, оливина, пироксена и базальтового стекла соответственно. Состав базальтового стекла в реакции 5 соответствует составу стекла Стапафелл (Stapafell), о котором в научной литературе сообщают Элькерс и Гисласон (Oelkers and Gislason), (ссылка 11).For example, plagioclase ((Ca, Na) Al _1.70 Si _2.30 O ₈ ), olivine ((Mg, Fe) ₂ SiO ₄ ) and pyroxene ((Ca, Mg, Fe) ₂ SiO ₃ ) are the most common primary minerals in basaltic rocks , but basalt glasses are also common. When minerals and glasses come into contact with the injected acidic fluid, dissolution reactions occur, leaching cations such as Ca ²⁺ , Mg ²⁺ and Fe ²⁺ from the rock matrix. Reactions 2-5 below show the dissolution of plagioclase, olivine, pyroxene and basaltic glass, respectively. The composition of the basalt glass in reaction 5 corresponds to the composition of the Stapafell glass reported in the scientific literature by Oelkers and Gislason (ref. 11).

По мере протекания реакций растворения 2-5 в недрах после закачки CO₂ и/или H₂S расходуются протоны (Н⁺) и увеличивается рН пластовых жидкостей.As dissolution reactions 2-5 proceed in the subsurface after injection of CO ₂ and/or H ₂ S, protons (H ⁺ ) are consumed and the pH of formation fluids increases.

Концентрация выщелоченных катионов также увеличивается по мере оттока воды из нагнетательной скважины, как показано на фиг. 2, где схематично представлено взаимодействие вмещающей породы и пластовой жидкости во время секвестрации на месте минерального CO₂ после закачки CO₂ в нагнетательную скважину 2000. Слева на фиг. 2 показана шкала глубин, уходящая ниже 800 м. Стрелки 2005-2007 указывают направление регионального потока подземных вод, а также различные расстояния от нагнетательной скважины 2000, причем на стрелке 2005 вода рядом с нагнетательной скважиной 2000 может быть слабокислой, и однофазная жидкость входит в пласты и вымывает катионы из матрицы породы. На большем расстоянии от нагнетательной скважины 2006 концентрация ионов увеличивается по мере растворения породы и повышения рН воды. При дальнейшем отдалении от нагнетательной скважины 2007 происходит перенасыщение и осаждение минералов, когда глины и цеолиты конкурируют с карбонатами за растворенные катионы.The concentration of leached cations also increases as water flows out of the injection well, as shown in FIG. 2, which schematically illustrates the interaction of host rock and formation fluid during in situ sequestration of mineral CO ₂ after injection of CO ₂ into injection well 2000. On the left in FIG. 2 shows a depth scale extending below 800 m. Arrows 2005-2007 indicate the direction of regional groundwater flow, as well as various distances from injection well 2000, and at arrow 2005 the water near injection well 2000 may be slightly acidic, and single-phase liquid enters the formations and leaches cations from the rock matrix. At greater distances from injection well 2006, the ion concentration increases as the rock dissolves and the pH of the water increases. With further distance from injection well 2007, supersaturation and precipitation of minerals occurs when clays and zeolites compete with carbonates for dissolved cations.

При определенных концентрациях вода становится пересыщенной по отношению к вторичным минералам, таким как карбонаты, которые начинают осаждаться в соответствии с реакцией 6:At certain concentrations, water becomes supersaturated with secondary minerals such as carbonates, which begin to precipitate according to reaction 6:

Кальцит (СаС0₃), доломит (CaMg(CO₃)₂), магнезит (MgCO₃) и сидерит (FeCO₃) входят в число предлагаемых минералов, образующих карбонаты. Трудно заранее предсказать, какие из этих карбонатов действительно выпадут в осадок в недрах при закачке CO₂, а также в какой степени они образуются. Другие минералы, такие как глины, гидроксиды и цеолиты, вероятно, также будут образовываться и конкурировать с реакцией 6 за выщелачиваемые катионы.Calcite (CaC0 ₃ ), dolomite (CaMg(CO ₃ ) ₂ ), magnesite (MgCO ₃ ) and siderite (FeCO ₃ ) are among the carbonate-forming minerals offered. It is difficult to predict in advance which of these carbonates will actually precipitate in the subsurface when CO ₂ is injected, or to what extent they will form. Other minerals such as clays, hydroxides and zeolites are also likely to form and compete with reaction 6 for leachable cations.

На фиг. 3 показана блок-схема одного из вариантов осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, на которой более подробно показано, как выполняется указанный этап (S3) 105.In fig. 3 is a flow diagram of one embodiment of the method according to the present invention, showing in more detail how said step (S3) 105 is performed.

На этапе (S3') 201 гидравлическое давление воды, перекачанной из указанного водного источника, повышают таким образом, чтобы получить воду под давлением. Это может быть выполнено, например, путем перекачки воды из водного источника в нагнетательную скважину по трубопроводу, причем давление в трубопроводе повышают, например, с помощью соответствующего оборудования, например, водяного насоса, таким образом, чтобы давление можно было контролировать и регулировать в соответствии с давлением газа CO₂ и/или H₂S, подлежащего растворению.In step (S3') 201, the hydraulic pressure of water pumped from said water source is increased so as to obtain pressurized water. This can be done, for example, by pumping water from a water source to an injection well through a pipeline, the pressure in the pipeline being increased, for example, using suitable equipment, for example a water pump, so that the pressure can be monitored and adjusted in accordance with pressure of the CO ₂ and/or H ₂ S gas to be dissolved.

На этапе (S3") 203 газ CO₂ и/или H₂S растворяют в воде под давлением, при этом гидравлическое давление воды во время растворения газа CO₂ и/или H₂S выбирают так, чтобы оно было меньше давления газа. В одном из вариантов осуществления изобретения давление воды составляет приблизительно 6 бар или несколько ниже, чем давление газа CO₂ и/или H₂S. В этом варианте осуществления изобретения указанный этап (S3) 105 закачки растворенного H₂S в геологический пласт выполняется через нагнетательную трубу с открытым концом, проходящим вниз в нагнетательную скважину на глубину h1≥0, которая находится ниже уровня поверхности воды в нагнетательной скважине. Эту глубину предпочтительно выбирают таким образом, чтобы гидравлическое давление воды в нагнетательной скважине в месте расположения в ней открытого конца нагнетательной трубы было меньше, чем гидравлическое давление воды в нагнетательной трубе, но на несколько большей глубине h2, достигаемой нисходящим потоком воды, было больше, чем давление растворенного CO₂ и/или H₂S. Причина этого заключается в том, что при выходе воды с растворенным CO₂ и/или H₂S из открытого конца нагнетательной трубы, окружающее давление будет больше, чем давление растворенного CO₂ и/или H₂S. Таким образом, растворенный CO₂ и/или H₂S будет оставаться в растворенном состоянии до тех пор, пока не начнутся реакции минерализации CO₂ и/или H₂S в результате реакций вода-порода. В то же время низкий рН воды, содержащей растворенный CO₂ и/или H₂S, способствует растворению минералов в геологическом резервуаре, тем самым обеспечивая катионы, необходимые для минерализации и снижения выбросов углерода и серы. Этот процесс растворения газа может быть облегчен путем использования соответствующего оборудования для максимального увеличения площади поверхности раздела между газом H₂S и водой и/или перемешивания растворенного H₂S с водой с целью получения равномерной смеси H₂S с водой и растворения любых оставшихся пузырьков газа H₂S в воде.In step (S3") 203, CO ₂ and/or H ₂ S gas is dissolved in water under pressure, and the hydraulic pressure of the water during dissolution of the CO ₂ and/or H ₂ S gas is selected to be less than the gas pressure. B In one embodiment, the water pressure is approximately 6 bar or slightly lower than the CO ₂ and/or H ₂ S gas pressure. In this embodiment, said step (S3) 105 of injecting dissolved H ₂ S into the geological formation is performed through an injection pipe with the open end extending down into the injection well to a depth h1≥0, which is below the water surface level in the injection well.This depth is preferably selected so that the hydraulic pressure of the water in the injection well at the location of the open end of the injection pipe is less , than the hydraulic pressure of water in the discharge pipe, but at a slightly greater depth h2 reached by the downward flow of water, it was greater than the pressure of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S. The reason for this is that when water with dissolved CO ₂ comes out and/or H ₂ S from the open end of the injection pipe, the ambient pressure will be greater than the pressure of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S. Thus, dissolved CO ₂ and/or H ₂ S will remain in a dissolved state until until CO ₂ and/or H ₂ S mineralization reactions begin as a result of water-rock reactions. At the same time, the low pH of water containing dissolved CO ₂ and/or H ₂ S promotes the dissolution of minerals in the geological reservoir, thereby providing the cations necessary for mineralization and reduction of carbon and sulfur emissions. This process of gas dissolution can be facilitated by using appropriate equipment to maximize the interface area between the H ₂ S gas and water and/or mixing the dissolved H ₂ S with water to obtain an even mixture of H ₂ S with water and dissolve any remaining gas bubbles H ₂ S in water.

В одном из вариантов осуществления изобретения указанный этап (S3) 105 растворения газа CO₂ и/или H₂S в воде предусматривает проведение CO₂ и/или H₂S через нагнетательную трубу, имеющую открытый конец, проходящий вниз в указанную нагнетательную скважину на глубину h1≥0, выбранную таким образом, что гидравлическое давление воды в нагнетательной скважине на открытом конце нагнетательной трубы меньше давления CO₂ и/или H₂S в нагнетательной трубе. Предпочтительно, гидравлическое давление немного меньше, чем давление газа CO₂ и/или H₂S в трубопроводе на этом открытом конце, во-первых, для того, чтобы газ CO₂ и/или H₂S мог проникнуть в воду в нагнетательной скважине, и, во-вторых, чтобы после попадания в воду на глубине h1≥0 и прохождения некоторого расстояния вниз с потоком воды гидравлическое давление на этой большей глубине, h1+h2 (то есть после прохождения CO₂ и/или H₂S вниз на расстояние h2) было больше, чем давление растворенного CO₂ и/или H₂S в воде. Эта нагнетательная труба может быть, например, трубой, идущей от газоразделительной станции, где газ CO₂ и/или H₂S отделяют от геотермального газа и затем по трубопроводу направляют в нагнетательную скважину.In one embodiment of the invention, said step (S3) 105 of dissolving CO ₂ and/or H ₂ S gas in water involves passing CO ₂ and/or H ₂ S through an injection pipe having an open end extending down into said injection well to a depth h1≥0, selected in such a way that the hydraulic pressure of water in the injection well at the open end of the injection pipe is less than the pressure of CO ₂ and/or H ₂ S in the injection pipe. Preferably, the hydraulic pressure is slightly less than the pressure of the CO ₂ and/or H ₂ S gas in the pipeline at this open end, firstly, so that the CO ₂ and/or H ₂ S gas can penetrate into the water in the injection well, and, secondly, that after entering water at a depth h1≥0 and traveling some distance down with the flow of water, the hydraulic pressure at this greater depth, h1+h2 (that is, after passing CO ₂ and/or H ₂ S down a distance h2) was greater than the pressure of dissolved CO ₂ and/or H ₂ S in water. This injection pipe may be, for example, a pipe coming from a gas separation station where CO ₂ and/or H ₂ S gas is separated from the geothermal gas and then piped to the injection well.

На фиг. 4 графически представлен вариант осуществления системы 200 в соответствии с настоящим изобретением для хранения диоксида углерода CO₂ в геологическом резервуаре 201. Система содержит газопровод 202 для CO₂, устье 209 скважины, водозабор 203, газовую нагнетательную трубу 206, рассеиватель 207 газа, смеситель 208 и внешнюю водяную нагнетательную трубу 204. CO₂ подают под высоким давлением в устье 209 скважины и в нагнетательную скважину 210 по газовой нагнетательной трубе 206, имеющей открытый конец на глубине h1≥0, но нагнетательная труба 206 окружена внешней водяной нагнетательной трубой 204, имеющей открытый конец, расположенный на глубине h1+h2. В этом варианте осуществления изобретения количество воды (литров в секунду), закачиваемой в нагнетательную скважину 210, регулируют с помощью клапана 211, причем воду закачивают в пространство между нагнетательной трубой 206 и внешней водонапорной трубой 205.In fig. 4 graphically illustrates an embodiment of a system 200 in accordance with the present invention for storing carbon dioxide CO ₂ in a geological reservoir 201. The system includes a CO ₂ gas pipeline 202, a wellhead 209, a water intake 203, a gas injection pipe 206, a gas diffuser 207, a mixer 208, and an external water injection pipe 204. CO ₂ is supplied under high pressure to the wellhead 209 and to the injection well 210 through a gas injection pipe 206 having an open end at a depth of h1≥0, but the injection pipe 206 is surrounded by an external water injection pipe 204 having an open end , located at depth h1+h2. In this embodiment, the amount of water (liters per second) pumped into the injection well 210 is controlled by a valve 211, with water being pumped into the space between the injection pipe 206 and the external water pipe 205.

На открытом конце нагнетательной трубы глубину h1≥0 выбирают такой, чтобы гидравлическое давление воды на этой глубине было немного меньше, чем давление CO₂ в нагнетательной трубе. Это необходимо для того, чтобы газ CO₂ мог проникнуть в воду. Ниже места закачки газа CO₂ в воду, то есть на глубине h1+Δh с Δh<<h1 гидравлическое давление воды больше давления растворенного CO₂. Это необходимо для того, чтобы давление растворенного CO₂ было меньше гидравлического давления, то есть чтобы он оставался растворенным в воде.At the open end of the injection pipe, the depth h1≥0 is chosen such that the hydraulic pressure of the water at this depth is slightly less than the CO ₂ pressure in the injection pipe. This is necessary so that CO ₂ gas can penetrate into the water. Below the place where CO ₂ gas is injected into water, that is, at a depth h1+Δh with Δh<<h1, the hydraulic pressure of water is greater than the pressure of dissolved CO ₂ . This is necessary so that the pressure of dissolved CO ₂ is less than the hydraulic pressure, that is, so that it remains dissolved in the water.

Скорость потока воды в пространстве между нагнетательной трубой 206 и внешней трубой 204 выбирают такой, чтобы скорость потока воды, как показано стрелками, была больше, чем скорость подъема пузырьков CO₂ из-за силы плавучести CO₂ на открытом конце нагнетательной трубы. Следовательно, по мере движения пузырьков CO₂ вниз гидравлическое давление увеличивается, CO₂ растворяется в воде, и пузырьки становятся меньше, что приводит к уменьшению скорости их подъема. Предпочтительным является состояние, когда пузырьки мелкие, поскольку тогда скорость подъема пузырьков мала, а также общая площадь поверхности больше, что приводит к повышению скорости растворения.The flow rate of water in the space between the injection pipe 206 and the outer pipe 204 is selected such that the flow rate of the water, as indicated by the arrows, is greater than the rate of rise of the CO ₂ bubbles due to the buoyancy force of the CO ₂ at the open end of the injection pipe. Therefore, as the CO ₂ bubbles move downward, the hydraulic pressure increases, the CO ₂ dissolves in the water, and the bubbles become smaller, causing the rate at which they rise to decrease. The preferred state is when the bubbles are small, since then the rate of rise of the bubbles is low, and the total surface area is larger, which leads to an increase in the dissolution rate.

Один из способов анализа скорости потока воды, необходимой для предотвращения подъема сферических пузырьков газа по нагнетательной трубе, заключается в том, чтобы рассчитать, когда плавучесть пузырьков газа, имеющих плотность пузырьков диоксида углерода (в форме идеальной сферы), при соответствующем давлении и температуре будет равна влекущей силе при данной скорости нисходящего потока воды. При этих условиях сферические пузырьки газа будут неподвижны. Если скорость потока будет меньше, то пузырьки будут подниматься вверх, а если скорость потока будет больше, то пузырьки будут двигаться вниз вместе с потоком воды. Результаты расчетов показаны на фиг. 7 и 8. Горизонтальная ось показывает скорость нисходящего потока воды в м/с, а вертикальная ось - диаметр пузырька в мм. Поскольку пузырьки газа не являются твердыми сферами, то они могут деформироваться и превращаться в продолговатые сфероиды в текучей среде. Это особенно касается крупных пузырьков газа, поскольку поверхностное натяжение будет поддерживать более мелкие пузырьки в более сферическом состоянии. Способы или системы, работающие с относительно мелкими пузырьками, например, диаметром менее 6 мм, в соответствии с настоящим изобретением способны работать при относительно низких скоростях потока, например, менее 0,4 м/с, тогда как способы или системы, работающие с относительно крупными пузырьками, например, диаметром более 20 мм, в соответствии с настоящим изобретением могут работать при относительно высоких скоростях потока, например, более 0,8 м/с.One way to analyze the water flow rate required to prevent spherical gas bubbles from rising up a discharge pipe is to calculate when the buoyancy of gas bubbles having the density of carbon dioxide bubbles (in the shape of a perfect sphere) at the appropriate pressure and temperature will be equal to drag force at a given speed of downward flow of water. Under these conditions, the spherical gas bubbles will be motionless. If the flow speed is lower, the bubbles will rise up, and if the flow speed is higher, the bubbles will move down along with the flow of water. The calculation results are shown in Fig. 7 and 8. The horizontal axis shows the speed of the downward flow of water in m/s, and the vertical axis shows the diameter of the bubble in mm. Since gas bubbles are not solid spheres, they can deform and turn into oblong spheroids in a fluid medium. This is especially true for large gas bubbles, since surface tension will maintain smaller bubbles in a more spherical state. Methods or systems operating with relatively small bubbles, for example, less than 6 mm in diameter, in accordance with the present invention are capable of operating at relatively low flow rates, for example, less than 0.4 m/s, while methods or systems operating with relatively large bubbles, for example, with a diameter of more than 20 mm, in accordance with the present invention can be operated at relatively high flow velocities, for example, more than 0.8 m/s.

На фиг. 4 показано, что рассеиватель 207 газа расположен на открытом конце нагнетательной трубы 206 для максимального увеличения площади поверхности раздела между газом CO₂ и водой. Таким образом, пузырьки CO₂ будут равномерно распределены в воде, а средний диаметр пузырьков уменьшится, что приведет к указанному максимальному увеличению площади поверхности раздела между газом CO₂ и водой.In fig. 4 shows that a gas diffuser 207 is located at the open end of the injection pipe 206 to maximize the interface area between the CO ₂ gas and water. In this way, the CO ₂ bubbles will be evenly distributed in the water and the average diameter of the bubbles will decrease, resulting in a specified maximum increase in the interface area between the CO ₂ gas and the water.

Ниже рассеивателя газа расположен смеситель 208, задача которого заключается в перемешивании растворенного CO₂ с водой с целью получения равномерной смеси и растворения любых оставшихся пузырьков CO₂ в воде. Соответственно, турбулентность будет больше, что дополнительно усилит растворение газа CO₂. Кроме того, крупные пузырьки газа CO₂ будут разделены на более мелкие, что также повысит скорость растворения CO₂.Below the gas diffuser is a mixer 208 whose job is to mix the dissolved CO ₂ with the water to obtain an even mixture and dissolve any remaining CO ₂ bubbles in the water. Accordingly, turbulence will be greater, which will further enhance the dissolution of CO ₂ gas. In addition, large CO ₂ gas bubbles will be divided into smaller ones, which will also increase the rate of CO ₂ dissolution.

В одном из вариантов осуществления изобретения глубина h1 водяного столба внутри внешней трубы приблизительно 250 м, это означает, что гидравлическое давление становится равным 24,5 бара. Это означает, что давление CO₂ немного больше, чем 24,5 бара. Как только он выходит из открытого конца нагнетательной трубы 206 и проходит через рассеиватель 207 газа, он рассеивается в виде мелких пузырьков, после чего растворяется в воде. Благодаря постоянному потоку воды в пространстве между нагнетательной трубой и внешней трубой 204 возникает вертикальная направленная вниз скорость, заставляющая растворенный CO₂ двигаться к открытому концу нагнетательной трубы на указанной глубине h1+h2. Эту глубину предпочтительно выбирают такой, чтобы значение рН растворенного CO₂ было приблизительно 3,2, но значение рН уменьшается с увеличением давления CO₂. Это соответствует случаю, когда h1+h2 ≈ 520 м. Именно на этой глубине растворенный CO₂ покидает систему 200 и начинается секвестрация CO₂ в базальтовых породах. Чем ниже значение рН, тем выше скорость растворения в базальтовой породе.In one embodiment of the invention, the depth h1 of the water column inside the outer pipe is approximately 250 m, which means that the hydraulic pressure becomes equal to 24.5 bar. This means that the CO ₂ pressure is slightly greater than 24.5 bar. Once it exits the open end of the injection pipe 206 and passes through the gas diffuser 207, it disperses into small bubbles and then dissolves in the water. Due to the constant flow of water in the space between the injection pipe and the outer pipe 204, a vertical downward velocity is generated causing the dissolved CO ₂ to move towards the open end of the injection pipe at the specified depth h1+h2. This depth is preferably chosen such that the pH value of dissolved CO ₂ is approximately 3.2, but the pH value decreases as CO ₂ pressure increases. This corresponds to the case when h1+h2 ≈ 520 m. It is at this depth that dissolved CO ₂ leaves the system 200 and sequestration of CO ₂ in basaltic rocks begins. The lower the pH value, the higher the rate of dissolution in basalt rock.

Дополнительным преимуществом настоящего изобретения является его стоимость по сравнению с традиционными технологиями. Общая "стоимость на месте" улавливания, транспортировки и хранения газовой смеси на площадке CarbFix2 составляет 24,8 долларов США за тонну газовой смеси CO₂ / H₂S. Это значительно ниже цены (35-143 долларов США за тонну CO₂), о которой сообщали другие специалисты (ссылка 12: Всемирный институт УХУ (Global CCS Institute); ссылка 13: Рубин и др. (Rubin et al); ссылка 14: Ху и Цай (HU and Zhai), ссылка 16: Сигфуссон и др. (Sigfusson et al); ссылка 17: Гуннарссон и др. (Gunnarsson et al). Это исследование продемонстрировало эффективность и экономические преимущества улавливания и хранения смешанных, растворенных газовых потоков на глубоких геологических площадках.An additional advantage of the present invention is its cost compared to traditional technologies. Total "on-site cost" of capturing, transporting and storing the gas mixture at the CarbFix2 site is US$24.8 per tonne of CO ₂ /H ₂ S gas mixture. This is significantly lower than the prices ($35-143 per tonne CO ₂ ) reported by others (Ref. 12: Global CCS Institute ; ref 13: Rubin et al; ref 14: Hu and Zhai; ref 16: Sigfusson et al; ref 17: Gunnarsson et al This study demonstrated the effectiveness and economic benefits of capturing and storing mixed, dissolved gas streams at deep geological sites.

Хотя настоящее изобретение было подробно показано на чертежах и в предшествующем раскрытии, такие чертежи и раскрытие следует рассматривать как иллюстративные или примерные, но не ограничивающие; изобретение не ограничено раскрытыми вариантами осуществления. Другие раскрытые варианты осуществления могут быть поняты и реализованы специалистами в данной области при практическом применении заявленного изобретения на основании изучения чертежей, раскрытия и прилагаемой формулы изобретения.Although the present invention has been shown in detail in the drawings and in the preceding disclosure, such drawings and disclosure are to be considered as illustrative or exemplary and not limiting; the invention is not limited to the disclosed embodiments. Other disclosed embodiments may be understood and implemented by those skilled in the art through practice of the claimed invention upon examination of the drawings, disclosure, and appended claims.

Со ссылкой на сопроводительные чертежи настоящее изобретение, в частности, относится к способу снижения выбросов диоксида углерода (CO₂) и/или сероводорода (H₂S), предусматривающему следующие этапы:With reference to the accompanying drawings, the present invention particularly relates to a method for reducing emissions of carbon dioxide (CO ₂ ) and/or hydrogen sulfide (H ₂ S), comprising the following steps:

• закачку или перемещение воды из водного источника в указанную внешнюю трубу (205) нагнетательной скважины (210), и тем самым создание потока воды под давлением во внешней трубе (205),• pumping or moving water from a water source into said outer pipe (205) of the injection well (210), and thereby creating a flow of pressurized water in the outer pipe (205),

• закачку газа, богатого CO₂ и/или H₂S, в газовую нагнетательную трубу (206) нагнетательной скважины (210), и тем самым создание потока газа, богатого CO₂ и/или H₂S, содержащего CO₂ под давлением и/или H₂S под давлением, в указанной нагнетательной трубе (206),• injecting CO ₂ and/or H ₂ S rich gas into the gas injection pipe (206) of the injection well (210), thereby creating a CO ₂ and/or H ₂ S rich gas stream containing CO ₂ under pressure and /or H ₂ S under pressure, in the specified discharge pipe (206),

• растворение по существу всего указанного находящегося под давлением газа CO₂ и/или H₂S из указанного потока газа, богатого CO₂ и/или H₂S, в указанном потоке воды под давлением путем слияния указанного потока воды под давлением и указанного потока газа, богатого CO₂ и/или H₂S, на глубине h1≥0, причем гидравлическое давление указанной воды в указанной внешней трубе (205), p(W), ниже давления указанного CO₂ и/или H₂S, р(С) и/или р(Н), в указанной нагнетательной трубе (206), удержание указанного растворенного CO₂ и/или H₂S в растворе в указанном потоке воды путем 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 CO₂ и/или H₂S, v(C) и/или v(H), возникающего вследствие силы плавучести пузырьков CO₂ и/или H₂S в указанном потоке воды на указанной глубине h1+h2,• dissolving substantially all of said pressurized CO ₂ and/or H ₂ S gas from said CO ₂ and/or H ₂ S rich gas stream in said pressurized water stream by merging said pressurized water stream and said gas stream , rich in CO ₂ and/or H ₂ S, at a depth h1≥0, and the hydraulic pressure of said water in said outer pipe (205), p(W), is lower than the pressure of said CO ₂ and/or H ₂ S, p(C ) and/or p(H), in said injection pipe (206), holding said dissolved CO ₂ and/or H ₂ S in solution in said water stream by moving said water stream from said depth h1≥0 to depth h1+h2 , where (h1+h2)>h1, with a downward flow velocity v(W), which at a depth h1+h2 is greater than the upward flow velocity of the specified gas CO ₂ and/or H ₂ S, v(C) and/or v(H ), arising due to the buoyancy force of CO ₂ and/or H ₂ S bubbles in the specified water flow at the specified depth h1+h2,

• закачка указанного потока воды под давлением, содержащего растворенный CO₂ и/или H₂S, в геологический резервуар, содержащий реактивные породы, на глубине h1+h2 или на глубине больше (h1+h2).• injection of said pressurized water stream containing dissolved CO ₂ and/or H ₂ S into a geological reservoir containing reactive rocks at a depth of h1+h2 or greater (h1+h2).

В особенно предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением геологический резервуар представляет собой геотермальный резервуар.In a particularly preferred embodiment of the method according to the invention, the geological reservoir is a geothermal reservoir.

В особенно предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением площадь поверхности раздела между CO₂ и/или H₂S, подлежащими растворению в указанном потоке воды, увеличивают путем оборудования указанной нагнетательной трубы (206) средством (207) для рассеивания в точке слияния на глубине h1.In a particularly preferred embodiment of the method according to the invention, the interface area between CO ₂ and/or H ₂ S to be dissolved in said water flow is increased by equipping said injection pipe (206) with means (207) for dispersing at the confluence point at depth h1.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением указанная глубина h1 составляет приблизительно 250-750 м, например, 250-600 м или 400-750 м, например, 300-600 м или 500-750 м.In another particularly preferred embodiment of the method according to the invention, said depth h1 is approximately 250-750 m, for example 250-600 m or 400-750 m, for example 300-600 m or 500-750 m.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением скорость указанного нисходящего потока указанной воды v(W) составляет 0,5-1 м/с, например, 0,6-0,9 м/с или 0,65-0,85 м/с, или 0,7 м/с.In another particularly preferred embodiment of the method according to the invention, the speed of said downward flow of said water v(W) is 0.5-1 m/s, for example 0.6-0.9 m/s or 0.65-0 .85 m/s, or 0.7 m/s.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением указанная нагнетательная труба (206) проходит вниз внутри указанной внешней трубы (205), содержащей указанный поток воды под давлением, и имеет открытый конец на указанной глубине h1≥0.In yet another particularly preferred embodiment of the method according to the invention, said injection pipe (206) extends downwards inside said outer pipe (205) containing said flow of pressurized water and has an open end at said depth h1≥0.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением указанная внешняя труба (205), содержащая указанный поток воды под давлением, имеет открытый конец на указанной глубине h1+h2.In another particularly preferred embodiment of the method according to the invention, said outer pipe (205) containing said flow of pressurized water has an open end at said depth h1+h2.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением давление CO₂, р(CO₂) в точке слияния на глубине h1≥0 составляет приблизительно 15-40 бар, например, 17-38 бар или 20-36 бар, предпочтительно приблизительно 22-34 бар, более предпочтительно приблизительно 24-32 бар, наиболее предпочтительно приблизительно 24,5 бар.In another particularly preferred embodiment of the method according to the invention, the CO ₂ pressure, p(CO ₂ ), at the confluence point at depth h1≥0 is approximately 15-40 bar, for example 17-38 bar or 20-36 bar, preferably approximately 22-34 bar, more preferably about 24-32 bar, most preferably about 24.5 bar.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением давление H₂S, р(Н), в точке слияния на глубине h1≥0 составляет приблизительно 3-9 бар, например, 4-8 бар, предпочтительно приблизительно 5-7 бар, более предпочтительно приблизительно 5,5-6,5 бар, например, 5,6-6,4 бар или 5,7-6,3 бар и наиболее предпочтительно приблизительно 6 бар.In another particularly preferred embodiment of the method according to the invention, the H ₂ S pressure, p(H), at the confluence point at depth h1≥0 is approximately 3-9 bar, for example 4-8 bar, preferably approximately 5-7 bar , more preferably about 5.5-6.5 bar, for example 5.6-6.4 bar or 5.7-6.3 bar and most preferably about 6 bar.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением результирующее значение рН указанного потока воды под давлением, содержащей указанный растворенный CO₂ и или H₂S, составляет 1-5, например, 2-4, предпочтительно 2,5-3,5, например, 2,6-3,4, более предпочтительно 2,7-3,3, например, 3,2.In another particularly preferred embodiment of the method according to the invention, the resulting pH value of said pressurized water stream containing said dissolved CO ₂ and or H ₂ S is 1-5, for example 2-4, preferably 2.5-3. 5, for example 2.6-3.4, more preferably 2.7-3.3, for example 3.2.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением, этот способ дополнительно предусматривает этапы:In another particularly preferred embodiment of the method according to the invention, the method further comprises the steps:

• растворение индикаторного вещества в заранее определенном молярном соотношении по сравнению с указанным растворенным CO₂ и/или H₂S в указанном потоке воды под давлением на указанной глубине h1≥0 в указанной внешней трубе (205) в указанной нагнетательной скважине (210/612),• dissolution of the indicator substance in a predetermined molar ratio compared to the specified dissolved CO ₂ and/or H ₂ S in the specified stream of water under pressure at the specified depth h1≥0 in the specified external pipe (205) in the specified injection well (210/612) ,

• установка контрольной скважины (610), соединенной с указанной внешней трубой (205) указанной нагнетательной скважины (210/612) проточным каналом (614), при этом по меньшей мере часть указанной воды под давлением, смешанной с указанным растворенным CO₂ и/или H₂S и указанным индикаторным веществом, течет из указанной внешней трубы (205) указанной нагнетательной скважины (210/612) в указанную контрольную скважину (610) по указанному проточному каналу (614),• installation of a monitoring well (610) connected to said outer pipe (205) of said injection well (210/612) by a flow channel (614), with at least a portion of said pressurized water mixed with said dissolved CO ₂ and/or H ₂ S and said tracer substance flows from said outer pipe (205) of said injection well (210/612) into said monitoring well (610) through said flow channel (614),

• измерение концентрации CO₂ и/или H₂S и индикаторного вещества в указанной контрольной скважине (610) и установление на основании этого молярного соотношения между CO₂ и/или H₂S и индикаторным веществом в указанной контрольной скважине (610), и• measuring the concentration of CO ₂ and/or H ₂ S and the tracer in said monitoring well (610) and establishing therefrom the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and the tracer in said monitoring well (610), and

• определение показателя снижения выбросов, указывающего на степень снижения выбросов CO₂ и/или H₂S, на основе сравнения молярного соотношения между CO₂ и/или H₂S и индикаторным веществом в указанной контрольной скважине (610) с указанным заранее определенным молярным соотношением в указанном потоке воды под давлением на указанной глубине h1 в указанной внешней трубе (205) в указанной нагнетательной скважине (210/612).• determination of an emission reduction index indicating the degree of reduction in CO ₂ and/or H ₂ S emissions based on a comparison of the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and the tracer substance in a specified monitoring well (610) with a specified predetermined molar ratio in said flow of pressurized water at said depth h1 in said outer pipe (205) in said injection well (210/612).

Кроме того, со ссылкой на сопроводительные чертежи настоящее изобретение относится, в частности, к системе для снижения выбросов диоксида углерода (CO₂) и/или сероводорода (H₂S), содержащей:Furthermore, with reference to the accompanying drawings, the present invention relates in particular to a system for reducing emissions of carbon dioxide (CO ₂ ) and/or hydrogen sulfide (H ₂ S), comprising:

• нагнетательную скважину (210),• injection well (210),

• внешнюю трубу (205), проходящую вниз внутри указанной нагнетательной скважины (210),• an outer pipe (205) extending downward inside said injection well (210),

• нагнетательную трубу (206), проходящую вниз внутри указанной нагнетательной скважины (210),• an injection pipe (206) extending downwards inside said injection well (210),

• средства для перекачки или перемещения воды из водного источника в указанную внешнюю трубу (205) и тем самым создания потока воды под давлением во внешней трубе (205),• means for pumping or moving water from a water source into said outer pipe (205) and thereby creating a flow of pressurized water in the outer pipe (205),

• средства для закачки газа, богатого CO₂ и/или H₂S, в указанную нагнетательную трубу (206), тем самым создания потока газа, богатого CO₂ и/или H₂S, содержащего CO₂ под давлением и/или H₂S под давлением, в указанной нагнетательной трубе (206),• means for pumping gas rich in CO ₂ and/or H ₂ S into said injection pipe (206), thereby creating a flow of gas rich in CO ₂ and/or H ₂ S containing pressurized CO ₂ and/or H ₂ S under pressure, in said pressure pipe (206),

• средства для слияния указанного потока воды под давлением и указанного потока газа, богатого CO₂ и/или H₂S, на глубине h1≥0, где гидравлическое давление указанной воды в указанной внешней трубе (205), p(W), ниже давления указанного CO₂ и/или H₂S, р(С) и/или р(Н), в указанной нагнетательной трубе (206),• means for merging said flow of pressurized water and said flow of gas 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 (205), p(W), is below the pressure said CO ₂ and/or H ₂ S, p(C) and/or p(H), in said injection pipe (206),

• средства для 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 CO₂ и/или H₂S, v(C) и/или v(H), возникающего вследствие силы плавучести пузырьков газа CO₂ и/или H₂S в указанном потоке воды на указанной глубине h1+h2,• means for moving the specified water flow from the specified depth h1≥0 to the depth h1+h2, where (h1+h2)>h1, with a downward flow velocity v(W), which at a depth h1+h2 is greater than the upward flow velocity of the specified CO gas ₂ and/or H ₂ S, v(C) and/or v(H), arising due to the buoyancy force of CO ₂ and/or H ₂ S gas bubbles in the specified water flow at the specified depth h1+h2,

• средства для поддержания результирующего значения рН указанного потока воды под давлением, содержащей указанный растворенный CO₂ и/или H₂S, в пределах 2-4, предпочтительно 2,5-3,5, более предпочтительно приблизительно 3,2,• means for maintaining the resulting pH of said pressurized water stream containing said dissolved CO ₂ and/or H ₂ S within the range of 2-4, preferably 2.5-3.5, more preferably about 3.2,

• средства для нагнетания указанного потока воды под давлением, содержащей растворенный CO₂ и/или H₂S, в геологический резервуар, содержащий реактивные породы, на глубине h1+h2 или на глубине более (h1+h2).• means for injecting said stream of pressurized water containing dissolved CO ₂ and/or H ₂ S into a geological reservoir containing reactive rocks at a depth of h1+h2 or greater (h1+h2).

В особенно предпочтительном варианте осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением эта система дополнительно содержит средства (207) для рассеивания, установленные на указанной нагнетательной трубе (206) в точке слияния на глубине h1≥0.In a particularly preferred embodiment of the system according to the present invention, the system further comprises dispersion means (207) mounted on said injection pipe (206) at the confluence point at a depth h1≥0.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления системы в соответствии с изобретением указанная глубина h1≥0 составляет приблизительно 250-750 м, например, 250-600 м или 400-750 м, например, 300-600 м или 500-750 м.In another particularly preferred embodiment of the system according to the invention, said depth h1≥0 is approximately 250-750 m, for example 250-600 m or 400-750 m, for example 300-600 m or 500-750 m.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления системы в соответствии с изобретением указанные средства для перемещения указанного потока воды с указанной глубины h1 на глубину h1+h2, где (h1+h2)>h1, способны обеспечить скорость указанного нисходящего потока воды v(W), которая составляет 0,5-1 м/с, например, 0,6-0,9 м/с или 0,65-0,85 м/с, или 0,7 м/с.In yet another particularly preferred embodiment of the system according to the invention, said means for moving said water flow from said depth h1 to depth h1+h2, where (h1+h2)>h1, are capable of achieving a velocity of said downward water flow v(W), which is 0.5-1 m/s, for example 0.6-0.9 m/s or 0.65-0.85 m/s, or 0.7 m/s.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением указанная нагнетательная труба (206) проходит вниз в указанную внешнюю трубу (205) и имеет открытый конец на указанной глубине h1≥0.In yet another particularly preferred embodiment of the system in accordance with the present invention, said injection pipe (206) extends downward into said outer pipe (205) and has an open end at said depth h1≥0.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением указанная внешняя труба (205) имеет открытый конец на указанной глубине h1+h2.In yet another particularly preferred embodiment of the system according to the present invention, said outer pipe (205) has an open end at said depth h1+h2.

В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением система дополнительно содержит:In yet another particularly preferred embodiment of the system in accordance with the present invention, the system further comprises:

• средства для растворения индикаторного вещества в заранее определенном молярном соотношении по сравнению с указанным растворенным CO₂ и/или H₂S в указанном потоке воды под давлением на указанной глубине h1≥0 в указанной внешней трубе (205) в указанной нагнетательной скважине (210/612),• means for dissolving the indicator substance in a predetermined molar ratio compared to the specified dissolved CO ₂ and/or H ₂ S in the specified stream of water under pressure at the specified depth h1≥0 in the specified external pipe (205) in the specified injection well (210/ 612),

• контрольную скважину (610),• monitoring well (610),

• проточный канал (614), по которому по меньшей мере часть указанной воды под давлением, смешанной с указанным растворенным CO₂ и/или H₂S и указанным индикаторным веществом, течет из указанной внешней трубы (205) указанной нагнетательной скважины (210/612) в указанную контрольную скважину (610),• a flow channel (614) through which at least a portion of said pressurized water mixed with said dissolved CO ₂ and/or H ₂ S and said tracer substance flows from said outer pipe (205) of said injection well (210/612 ) into the specified monitoring well (610),

• средства для измерения концентрации CO₂ и/или H₂S и индикаторного вещества в указанной контрольной скважине (610) и установления на этой основе молярного соотношения между CO₂ и/или H₂S и индикаторным веществом в указанной контрольной скважине (610), и• means for measuring the concentration of CO ₂ and/or H ₂ S and the indicator substance in the specified monitoring well (610) and establishing on this basis the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and the indicator substance in the specified monitoring well (610), And

• средства для определения показателя снижения выбросов, указывающего на степень снижения выбросов CO₂ и/или H₂S, на основе сравнения молярного соотношения между CO₂ и/или H₂S и индикаторным веществом в указанной контрольной скважине (610) с указанным заранее определенным молярным соотношением в указанном потоке воды под давлением на указанной глубине h1 в указанной внешней трубе (205) в указанной нагнетательной скважине (210/612).• means for determining an emission reduction index indicating the degree of reduction of CO ₂ and/or H ₂ S emissions based on a comparison of the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and the tracer substance in the specified monitoring well (610) with the specified predetermined molar ratio in said flow of pressurized water at said depth h1 in said outer pipe (205) in said injection well (210/612).

Способы и системы в соответствии с настоящим изобретением могут быть дополнительно проиллюстрированы на приведенных ниже примерах.The methods and systems in accordance with the present invention may be further illustrated by the following examples.

Пример 1:Example 1:

0,07 кг/с CO₂ поступает из блока очистки газа или газоразделительной станции геотермальной электростанции. Начальное давление газа составляет 30 бар. Для транспортировки газа к нагнетательной скважине выбирают трубу с наружным диаметром (OD) 40 мм, в результате чего падение давления составляет 1,45 бар. С учетом других потерь давления предполагается, что давление в устье скважины составляет 28 бар. Для закачки выбирают трубу с наружным диаметром 32 мм, в результате чего падение давления составляет 0,41 бар, но из-за силы тяжести напор в точке слияния увеличится на 1,1 бар, и давление в точке слияния составит 28,6 бар.0.07 kg/s CO ₂ comes from the gas treatment unit or gas separation station of the geothermal power plant. The initial gas pressure is 30 bar. To transport the gas to the injection well, a pipe with an outer diameter (OD) of 40 mm is selected, resulting in a pressure drop of 1.45 bar. Taking into account other pressure losses, it is assumed that the wellhead pressure is 28 bar. A pipe with an outer diameter of 32 mm is selected for injection, resulting in a pressure drop of 0.41 bar, but due to gravity, the pressure at the confluence point will increase by 1.1 bar, and the pressure at the confluence point will be 28.6 bar.

Нагнетательная труба имеет наружный диаметр OD=75 мм и нуждается в объемном расходе воды 1,94 кг/с для растворения газообразного диоксида углерода. Падение давления в этих условиях составляет 0,51 бар / 100 м. Поэтому столб воды в нагнетательной трубе будет приблизительно на 13 м выше уровня воды в скважине из-за падения давления до точки слияния. Нет необходимости менять расположение точки слияния из-за этого повышенного давления. Однако столб воды в трубе поднимется еще приблизительно на 15 м из-за падения давления в трубе ниже точки слияния, поэтому точку слияния необходимо соответственно поднять. Таким образом, уровень воды будет приблизительно на 28 м выше уровня воды в скважине. Чтобы давление в точке слияния было 25 бар, оно должно находиться на 255 м ниже уровня воды в трубе или на 227 м ниже уровня воды в скважине.The discharge pipe has an outer diameter of OD=75 mm and requires a volumetric flow rate of water of 1.94 kg/s to dissolve the carbon dioxide gas. The pressure drop under these conditions is 0.51 bar/100 m. Therefore, the water column in the injection pipe will be approximately 13 m above the water level in the well due to the pressure drop to the confluence point. There is no need to change the location of the fusion point due to this increased pressure. However, the water column in the pipe will rise approximately 15 m more due to the pressure drop in the pipe below the confluence point, so the confluence point must be raised accordingly. Thus, the water level will be approximately 28 m higher than the water level in the well. For the pressure at the confluence to be 25 bar, it must be 255 m below the water level in the pipe or 227 m below the water level in the well.

При таких условиях падение давления в точке слияния может достигать 3,6 бар. Скорость нисходящего потока воды в точке слияния составит приблизительно 0,95 м/с. Та же процедура была применена с меньшим расходом воды 1,73 кг/с, в результате чего скорость нисходящего потока в точке слияния составила 0,85 м/с. Однако этот сниженный расход воды не позволил эффективно перемещать вниз все пузырьки газа, что привело к несвоевременной остановке процесса. Если уменьшить внутренний диаметр водяной трубы в точке слияния, то даже при сниженном расходе воды 1,73 кг/с можно добиться достаточной скорости нисходящего потока воды, обеспечивающей полное растворение пузырьков газа. Такая структура позволит снизить потребность в воде при использовании данного способа снижения выбросов газа. Пример 2:Under these conditions, the pressure drop at the confluence point can reach 3.6 bar. The speed of the downward flow of water at the confluence point will be approximately 0.95 m/s. The same procedure was applied with a lower water flow rate of 1.73 kg/s, resulting in a downward flow velocity at the confluence point of 0.85 m/s. However, this reduced water flow did not effectively move all the gas bubbles down, resulting in an untimely shutdown of the process. If the internal diameter of the water pipe at the confluence point is reduced, then even with a reduced water flow of 1.73 kg/s, a sufficient downward flow rate of water can be achieved to ensure complete dissolution of gas bubbles. This structure will reduce the need for water when using this method of reducing gas emissions. Example 2:

В данном примере парциальное давление диоксида углерода выбрано равным 25 бар в скважине. Это означает насыщение при давлении 25 бар или 36 г CO₂ на кг воды при 17°С. При такой температуре и давлении объем диоксида углерода приблизительно в 20 раз превышает объем эквивалентной массы воды при атмосферном давлении. Для того чтобы вода могла тянуть газ вниз, объем газа не должен превышать объем воды, и предпочтительно, если он будет намного меньше. Для того чтобы вода могла увлечь газ вниз по трубе, давление воды в месте выделения газа (точка слияния) предпочтительно должно быть близким к давлению насыщения 25 бар. Однако, если поддерживать достаточный объемный расход воды, то давление может быть ниже. Часть газа растворится в воде, а оставшийся газ образует мелкие пузырьки и уйдет вместе с водой вниз по трубе. По мере увеличения глубины пузырьки становятся меньше, так как давление увеличивается, и газ продолжает растворяться в воде, пока полностью не растворится.In this example, the partial pressure of carbon dioxide is selected to be 25 bar in the well. This means saturation at 25 bar or 36 g CO ₂ per kg water at 17°C. At this temperature and pressure, the volume of carbon dioxide is approximately 20 times the volume of the equivalent mass of water at atmospheric pressure. In order for water to pull gas downward, the volume of gas should not exceed the volume of water, and preferably it should be much smaller. In order for the water to entrain the gas down the pipe, the water pressure at the point where the gas is released (the confluence point) should preferably be close to the saturation pressure of 25 bar. However, if sufficient volumetric water flow is maintained, the pressure may be lower. Part of the gas will dissolve in the water, and the remaining gas will form small bubbles and go down the pipe along with the water. As the depth increases, the bubbles become smaller as the pressure increases and the gas continues to dissolve in the water until it is completely dissolved.

Пример 3:Example 3:

В этом варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 10, контрольная скважина 610 соединена с нагнетательной скважиной 612 проточным каналом 614, который может быть, например, разломом в геологическом резервуаре. Эта контрольная скважина 610 позволяет оценить способность CO₂ к минерализации. Этап оценки предусматривает использование одного или нескольких индикаторных веществ для отслеживания CO₂ или воды, или углерода. Таким образом, один или несколько типов индикаторных веществ могут быть добавлены через соответствующий источник индикаторных веществ для отслеживания одного или нескольких из них контролируемым образом, так что молярное соотношение между газом CO₂ или водой, или углеродом, и индикаторным веществом (веществами) заранее определено, то есть молярное соотношение предварительно задано. Это означает, что только одно индикаторные вещество может быть использовано для отслеживания, например, только CO₂, или только С, или только воды, или их комбинации. Например, можно использовать индикаторные вещества SF₅CF₃ или SF₆, или родамин для отслеживания разбавления между закачиваемой жидкостью и окружающей водой в резервуаре, а также для характеристики адвективного и дисперсионного перемещения насыщенного раствора CO₂ в резервуаре для хранения. С другой стороны, концентрация индикаторного вещества С-14, закачиваемого вместе с CO₂, может изменяться в результате взаимодействия CO₂-вода-порода и поэтому позволяет оценить степень минерализации закачиваемого CO₂ в ходе расчетов массового баланса. Может быть обеспечено соответствующее оборудование (здесь не показано) для мониторинга молярного соотношения между газом CO₂ или водой, или углеродом, и индикаторным веществом (веществами) в этой контрольной скважине 610 вследствие закачки указанного растворенного CO₂. Как уже упоминалось, контрольная скважина 610 соединена с нагнетательной скважиной 612 указанным проточным каналом таким образом, что по меньшей мере часть закачанной воды, смешанной с растворенным CO₂ и указанным индикаторным веществом (веществами), поступает в контрольную скважину 610 по указанному проточному каналу 614. Сравнивая молярное соотношение в контрольной скважине 610 и нагнетательной скважине 612, можно определить показатель снижения выбросов, указывающий на количественное снижение выбросов CO₂ в результате реакций вода-порода. Соответственно, если в качестве индикаторного вещества использовано вещество SF₅CF₃ и молярное соотношение [SF₅CF₃]/[CO₂] равно 1 в нагнетательной скважине 612, но равно 2 в контрольной скважине 610, это четко указывает на то, что половина CO₂ вступила в химические реакции с породой, то есть посредством указанных реакций вода-порода.In this embodiment of the invention shown in FIG. 10, monitoring well 610 is connected to injection well 612 by flow channel 614, which may be, for example, a fault in a geological reservoir. This monitoring well 610 allows the mineralization potential of CO ₂ to be assessed. The assessment phase involves the use of one or more tracer substances to track CO ₂ or water or carbon. Thus, one or more types of tracer substances can be added through an appropriate source of tracer substances to track one or more of them in a controlled manner, so that the molar ratio between CO ₂ gas or water or carbon and the tracer substance(s) is predetermined, that is, the molar ratio is predetermined. This means that only one tracer can be used to monitor, for example CO ₂ only, or C only, or water only, or a combination of these. For example, tracers SF ₅ CF ₃ or SF ₆ , or rhodamine can be used to monitor dilution between the injected liquid and the surrounding water in the tank, and to characterize the advective and dispersive movement of a saturated CO ₂ solution in a storage tank. On the other hand, the concentration of the indicator substance C-14, injected along with CO ₂ , can change as a result of the CO ₂ -water-rock interaction and therefore makes it possible to estimate the degree of mineralization of the injected CO ₂ during mass balance calculations. Appropriate equipment (not shown here) may be provided to monitor the molar ratio between CO ₂ gas or water or carbon and tracer substance(s) in this monitoring well 610 due to the injection of said dissolved CO ₂ . As already mentioned, monitoring well 610 is connected to injection well 612 by said flow channel such that at least a portion of the injected water mixed with dissolved CO ₂ and said tracer substance(s) enters monitoring well 610 through said flow channel 614. By comparing the molar ratio in control well 610 and injection well 612, an emission reduction index can be determined indicating the quantitative reduction in CO ₂ emissions resulting from water-rock reactions. Accordingly, if SF ₅ CF ₃ is used as a tracer and the [SF ₅ CF ₃ ]/[CO ₂ ] molar ratio is 1 in injection well 612 but is 2 in control well 610, this clearly indicates that half CO ₂ entered into chemical reactions with the rock, that is, through the indicated water-rock reactions.

Такая контрольная скважина 610 может быть реализована и в отношении варианта, показанного на фиг. 4.Such a monitoring well 610 may also be implemented in relation to the embodiment shown in FIG. 4.

Пример 4:Example 4:

На фиг. 5 показан один из вариантов осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением для снижения выбросов сероводорода в геотермальном резервуаре, где оценена способность H₂S к минерализации. Этот способ может либо предшествовать указанным этапам, показанным на фиг. 1, либо быть реализован как способ мониторинга, выполняемый несколько позже.In fig. 5 shows one embodiment of a method in accordance with the present invention for reducing hydrogen sulfide emissions in a geothermal reservoir where the mineralization potential of H ₂ S is assessed. This method may either precede the specified steps shown in FIG. 1, or be implemented as a monitoring method performed a little later.

На этапе (S4) 301 в дополнение к растворенному H₂S контролируемым образом растворяют индикаторное вещество, например, KI, так что молярное соотношение между H₂S и индикаторным веществом предварительно определено.In step (S4) 301, in addition to the dissolved H ₂ S, an indicator substance, for example KI, is dissolved in a controlled manner, so that the molar ratio between H ₂ S and the indicator substance is predetermined.

На этапе (S5) 303 в ответ на закачку растворенного H₂S и растворенного индикаторного вещества в нагнетательную скважину проводят мониторинг молярного соотношения между H₂S и индикаторным веществом в контрольной скважине. Эта контрольная скважина связана с нагнетательной скважиной поточным каналом, таким как трещины или разломы в породе, так что по меньшей мере часть закачиваемой воды, смешанной с указанным растворенным H₂S и указанным индикаторным веществом, поступает в контрольную скважину по этому проточному каналу. Этот мониторинг предусматривает измерение концентрации H₂S и индикаторного вещества и на его основании молярного соотношения между H₂S и индикаторным веществом в контрольной скважине.In step (S5) 303, in response to the injection of dissolved H ₂ S and dissolved tracer into the injection well, the molar ratio between H ₂ S and the tracer in the control well is monitored. This monitoring well is connected to the injection well by a flow channel, such as fractures or fractures in the rock, such that at least a portion of the injected water mixed with said dissolved H ₂ S and said tracer substance enters the monitoring well through this flow channel. This monitoring involves measuring the concentration of H ₂ S and the tracer and, based on this, the molar ratio between H ₂ S and the tracer in the monitoring well.

На этапе (S6) 305 определяют показатель снижения выбросов, указывающий на количественное снижение выбросов H₂S в результате реакций вода-порода, на основе сравнения молярного соотношения между H₂S и индикаторным веществом в контрольной скважине с соответствующим молярным соотношением в нагнетательной скважине. Например, если молярное соотношение H₂S / индикаторное вещество в нагнетательной скважине составляет 1,0, а в контрольной скважине 0,5, это указывает на то, что половина растворенного H₂S минерализована в геотермальном резервуаре в результате реакций вода-порода. Однако для дальнейшего усовершенствования способа было бы предпочтительно провести коррекцию с учетом окисления H₂S до других видов серы, что может вызвать неопределенность.In step (S6) 305, an emission reduction rate indicating a quantitative reduction in H ₂ S emissions from water-rock reactions is determined based on a comparison of the molar ratio between H ₂ S and the tracer substance in the control well with the corresponding molar ratio in the injection well. For example, if the _H2S /tracer molar ratio in the injection well is 1.0 and the monitoring well is 0.5, this indicates that half of the dissolved _H2S is mineralized in the geothermal reservoir through water-rock reactions. However, for further improvement of the method, it would be preferable to correct for the oxidation of H ₂ S to other types of sulfur, which may cause uncertainty.

Пример 5:Example 5:

На фиг. 6 схематично представлен способ с фиг. 5, показывающий нагнетательную скважину 400, в которую непрерывно закачивают воду 409. Общая глубина такой скважины может составлять несколько километров. Как показано здесь, скважина частично заполнена водой, где водная поверхность 406 находится близко к запорной крышке обсадной трубы 401 нагнетательной скважины. Вследствие непрерывной закачки воды в скважине образуется поток воды, проходящий вниз в скважину, где часть воды будет поступать в геотермальный резервуар 403 в направлении, указанном стрелкой 404. Как показано здесь, нагнетательная скважина содержит обсадную трубу 401, например, стальную трубу, которая герметизирует скважину (например, изолирует ее от пресной грунтовой воды, находящейся выше геотермального резервуара). Высота такой обсадной трубы 401 может изменяться от нескольких сотен метров до более чем 1000 метров. Как показано здесь, оставшаяся часть нагнетательной скважины находится в породе 402. Реакции вода-порода, протекающие в геотермальном резервуаре, представлены на увеличенном виде 404, где показан проточный канал для растворенного H₂S в породе, причем растворенный H₂S вступает в химическую реакцию с ионами металлов (Me) 407 в породе и образует Ме-сульфиды 408. Если, например, Me является Fe, то сульфид Me будет Fe-сульфидом.In fig. 6 is a schematic representation of the method of FIG. 5 showing an injection well 400 into which water 409 is continuously pumped. The total depth of such a well may be several kilometers. As shown here, the well is partially filled with water, where the water surface 406 is close to the shut-off cap of the injection well casing 401. Due to the continuous injection of water into the well, a stream of water will be generated down into the well, where a portion of the water will flow into the geothermal reservoir 403 in the direction indicated by arrow 404. As shown here, the injection well includes a casing 401, such as a steel pipe, which seals the well. (for example, isolates it from fresh groundwater located above the geothermal reservoir). The height of such a casing 401 can vary from several hundred meters to more than 1000 meters. As shown here, the remainder of the injection well is in rock 402. The water-rock reactions occurring in a geothermal reservoir are shown in an enlarged view 404, which shows a flow channel for dissolved H ₂ S in the rock, with the dissolved H ₂ S reacting chemically with metal ions (Me) 407 in the rock and forms Me-sulfides 408. If, for example, Me is Fe, then Me sulfide will be Fe-sulfide.

Температура воды 409, закачиваемой в скважину, если водным источником является геотермальная скважина, обычно составляет приблизительно 100°С, но предпочтительно, если она холоднее, поскольку такой воды для растворения H₂S потребуется меньше, чем горячей. Однако это зависит от водного источника, то есть используется ли источник пресной воды (холодная вода) вместо геотермального водного источника.The temperature of the water 409 injected into the well, if the water source is a geothermal well, is typically approximately 100° C., but is preferably cooler since less of this water will be required to dissolve the H ₂ S than hot water. However, it depends on the water source, that is, whether a fresh water source (cold water) is used instead of a geothermal water source.

Пример 6:Example 6:

На фиг. 9 графически показан вариант осуществления системы 500 в соответствии с настоящим изобретением для снижения выбросов сероводорода (H₂S) путем хранения в геотермальном резервуаре 501. Система содержит газопровод 502 для H₂S, устье 509 скважины, водозабор 503, нагнетательную трубу 506, рассеиватель 507 газа, смеситель 508 и внешнюю трубу 504. H₂S под высоким давлением подают в устье 509 скважины и в нагнетательную скважину 510 через нагнетательную трубу 506, имеющую открытый конец на глубине h1≥0, но нагнетательная труба 206 окружена внешней трубой 504, имеющей открытый конец, расположенный на глубине h1+h2. В этом варианте осуществления изобретения объемный расход воды (литров/секунду), поступающей в нагнетательную скважину 510, регулируют с помощью клапана 511, при этом воду закачивают в пространство между нагнетательной трубой 506 и внешней трубой 505.In fig. 9 graphically illustrates an embodiment of a system 500 in accordance with the present invention for reducing hydrogen sulfide (H ₂ S) emissions by storage in a geothermal reservoir 501. The system includes an H ₂ S gas pipeline 502, a wellhead 509, a water intake 503, a discharge pipe 506, a diffuser 507 gas, a mixer 508 and an outer pipe 504. High pressure H ₂ S is supplied to the wellhead 509 and the injection well 510 through an injection pipe 506 having an open end at a depth of h1≥0, but the injection pipe 206 is surrounded by an outer pipe 504 having an open end end located at depth h1+h2. In this embodiment, the volumetric flow rate (liters/second) of water entering injection well 510 is controlled by valve 511, with water being pumped into the space between injection pipe 506 and outer pipe 505.

Глубину h1 на открытом конце нагнетательной трубы выбирают такой, чтобы гидравлическое давление воды на этой глубине было немного меньше, чем давление газа H₂S в нагнетательной трубе. Это необходимо для того, чтобы газ H₂S мог проникнуть в воду. Ниже места закачки газа H₂S на глубине h1+Ah с Δh<<h1 гидравлическое давление воды больше, чем внутреннее давление растворенного H₂S.The depth h1 at the open end of the injection pipe is chosen such that the hydraulic pressure of the water at this depth is slightly less than the pressure of the H ₂ S gas in the injection pipe. This is necessary so that H ₂ S gas can penetrate into the water. Below the injection site of H ₂ S gas at a depth h1+Ah with Δh<<h1, the hydraulic pressure of water is greater than the internal pressure of dissolved H ₂ S.

Поток воды, поступающей в пространство между нагнетательной трубой 506 и внешней трубой 504, выбирают таким образом, чтобы объемный расход и, следовательно, скорость воды (как показано стрелками) были больше, чем направленная вверх скорость газа H₂S, обусловленная силой плавучести газа H₂S на открытом конце нагнетательной трубы. Следовательно, по мере движения пузырьков H₂S вниз гидравлическое давление увеличивается, и пузырьки становятся меньше, что приводит к уменьшению направленной вверх скорости движения пузырьков. Предпочтительным является состояние, когда пузырьки мелкие, поскольку тогда скорость подъема пузырьков мала, а также общая площадь поверхности больше, что приводит к повышению скорости растворения.The flow of water entering the space between the injection pipe 506 and the outer pipe 504 is selected such that the volumetric flow rate and therefore the velocity of the water (as indicated by the arrows) is greater than the upward velocity of the gas H ₂ S due to the buoyancy force of the gas H ₂ S at the open end of the discharge pipe. Therefore, as the H ₂ S bubbles move downward, the hydraulic pressure increases and the bubbles become smaller, causing the upward velocity of the bubbles to decrease. The preferred state is when the bubbles are small, since then the rate of rise of the bubbles is low, and the total surface area is larger, which leads to an increase in the dissolution rate.

В данном варианте осуществления изобретения рассеиватель 507 газа размещен на открытом конце нагнетательной трубы 506 для максимального увеличения площади поверхности раздела между газом H₂S и водой. Таким образом, пузырьки газа H₂S будут равномерно распределены в воде, а кроме того, средний диаметр пузырьков уменьшится, что приведет к указанному максимальному увеличению площади поверхности раздела между газом H₂S и водой.In this embodiment, a gas diffuser 507 is located at the open end of the injection pipe 506 to maximize the interface area between the H ₂ S gas and water. Thus, the H ₂ S gas bubbles will be evenly distributed in the water, and in addition, the average diameter of the bubbles will decrease, which will lead to the specified maximum increase in the interface area between the H ₂ S gas and water.

Ниже рассеивателя газа расположен смеситель 508. Роль смесителя заключается в перемешивании растворенного H₂S с водой с целью получения равномерной смеси газа H₂S с водой и растворения любых оставшихся пузырьков газа H₂S в воде. Соответственно, будет турбулентность будет больше, что дополнительно повысит скорость растворения газа H₂S. Кроме того, крупные пузырьки газа H₂S будут разделены на более мелкие, что также повысит скорость растворения H₂S.Below the gas diffuser is a mixer 508. The role of the mixer is to mix the dissolved H ₂ S with water to obtain an even mixture of H ₂ S gas and water and dissolve any remaining H ₂ S gas bubbles in the water. Accordingly, there will be greater turbulence, which will further increase the rate of dissolution of H ₂ S gas. In addition, large bubbles of H ₂ S gas will be divided into smaller ones, which will also increase the rate of dissolution of H ₂ S.

Пример 7:Example 7:

На фиг. 10 графически представлен другой вариант системы 600 в соответствии с настоящим изобретением для снижения выбросов, в частности, сероводорода (H₂S) путем хранения в геотермальном резервуаре. В этом варианте осуществления изобретения контрольная скважина 610 соединена с нагнетательной скважиной 612 проточным каналом 614, который может быть, например, разломом в геотермальном резервуаре. Эта контрольная скважина 610 предусмотрена для оценки способности H₂S к минерализации, как было сказано выше в связи с фиг. 5.In fig. 10 graphically illustrates another embodiment of a system 600 in accordance with the present invention for reducing emissions, particularly hydrogen sulfide (H ₂ S), by storing in a geothermal reservoir. In this embodiment, the monitoring well 610 is connected to the injection well 612 by a flow channel 614, which may be, for example, a fault in a geothermal reservoir. This monitoring well 610 is provided to evaluate the mineralization potential of H ₂ S, as discussed above in connection with FIG. 5.

Пример 8:Example 8:

На фиг. 11 графически представлен еще один вариант осуществления системы 700 в соответствии с настоящим изобретением для снижения выбросов сероводорода (H₂S) путем хранения в геотермальном резервуаре. В этом варианте осуществления изобретения H₂S перемещают вниз к нагнетательной скважине 703 по отдельной трубе 701 вне водяной нагнетательной трубы 705. Поскольку труба закреплена в устье скважины (здесь не показано), то глубина точки слияния не может быть изменена при изменении условий, например, при изменении потока воды. Поэтому предпочтительно установить клапан 702 регулировки давления на конце нагнетательной трубы 705 для поддержания постоянного давления в точке слияния. Преимуществом такого решения является меньшее падение давления в нагнетательной трубе, поэтому можно поддерживать более высокую скорость потока воды, что облегчает перемещение пузырьков газа вниз по трубе.In fig. 11 graphically depicts another embodiment of a system 700 in accordance with the present invention for reducing hydrogen sulfide (H ₂ S) emissions by storing in a geothermal reservoir. In this embodiment, the H ₂ S is moved down to the injection well 703 through a separate pipe 701 outside the water injection pipe 705. Since the pipe is fixed at the wellhead (not shown here), the depth of the confluence point cannot be changed as conditions change, e.g. when the water flow changes. Therefore, it is preferable to install a pressure regulating valve 702 at the end of the discharge pipe 705 to maintain a constant pressure at the confluence point. The advantage of this solution is that there is less pressure drop in the discharge pipe, so a higher water flow rate can be maintained, which makes it easier for gas bubbles to move down the pipe.

Пример 9:Example 9:

Значительная часть риска для безопасности, связанного с хранением углерода в геологических формациях, возникает из-за того, что газообразный CO₂ склонен улетучиваться обратно на поверхность и просачиваться в атмосферу или в вышележащие пресноводные водоносные слои. Это особенно проблематично при попытках устроить хранилище в пористых геологических формациях.Much of the safety risk associated with storing carbon in geological formations arises from the fact that CO ₂ gas tends to escape back to the surface and leak into the atmosphere or into overlying freshwater aquifers. This is especially problematic when attempting to construct storage in porous geological formations.

Данная серия экспериментов была проведена на геотермальной станции в Хеллисхейди, Исландия. В Хеллисхейди на участке закачки породы имеют состав от ультрамафических до базальтовых и обладают высокой проницаемостью в латеральном и вертикальном направлениях (300 и 1700×10^-15 м², соответственно) и пористостью приблизительно 8,5%.This series of experiments was carried out at a geothermal plant in Hellisheidi, Iceland. At Hellisheidi injection site, the rock composition ranges from ultramafic to basaltic and has high lateral and vertical permeability (300 and 1700×10 ^-15 m ² , respectively) and a porosity of approximately 8.5%.

С помощью устройства, изображенного на фиг. 4, CO₂ и H₂O закачивали с целевой массовой скоростью 70 и 1940 г с^-1, соответственно. CO₂ и H₂O выпускали на глубине 330-360 м. На этой глубине CO₂ выпускали с помощью рассеивателя газа в виде небольших газовых пузырьков в текущую H₂O. Смесь CO₂/H₂O выводили из рассеивателя газа через смесительную трубу, проходящую вниз на глубину 540 м, где ее выпускали в поверхностные породы. Примерно на половине пути (приблизительно на 420 м) был расположен статический смеситель для облегчения растворения CO₂. В течение 3 месяцев в недра участка было закачано приблизительно 175 т CO₂ вместе с приблизительно 5 000 т H₂O.Using the device shown in FIG. 4, CO ₂ and H ₂ O were injected at target mass rates of 70 and 1940 g s ^-1 , respectively. CO ₂ and H ₂ O were released at a depth of 330-360 m. At this depth, CO ₂ was released using a gas diffuser in the form of small gas bubbles into the flowing H ₂ O. The CO ₂ /H ₂ O mixture was removed from the gas diffuser through a mixing pipe, passing down to a depth of 540 m, where it was released into the surface rocks. A static mixer was placed approximately halfway along the route (at approximately 420 m) to facilitate dissolution of CO ₂ . Over the course of 3 months, approximately 175 tons of CO ₂ were injected into the bowels of the site along with approximately 5,000 tons of H ₂ O.

Проверка полного растворения CO₂ во время закачки была проведена с помощью цифровой скважинной камеры (показывающей отсутствие пузырьков CO₂) и отбора проб скважинной воды под высоким давлением с помощью специально изготовленного ковша).Verification of complete dissolution of CO ₂ during injection was carried out using a digital well camera (indicating the absence of CO ₂ bubbles) and high pressure well water sampling using a specially manufactured bucket).

Изображения показывают отсутствие пузырьков газа в скважинной жидкости, что соответствует полному растворению CO₂ на 1,5 м выше выпуска жидкости на глубине 540 м.The images show no gas bubbles in the well fluid, consistent with complete dissolution of CO ₂ 1.5 m above the fluid outlet at a depth of 540 m.

12 проб скважинной воды были проанализированы на содержание общего растворенного неорганического углерода, а в 6 из 12 был измерен показатель рН на месте. В каждом случае концентрация растворенного неорганического углерода в пробе жидкости была в среднем в пределах 5% от концентрации 0,82±2% моль/кг, основанной на измеренных массовых расходах CO₂ и H₂O в скважине, а рН жидкости составил 3,89±0,1, что подтверждает полное растворение CO₂ во время его закачки.12 well water samples were analyzed for total dissolved inorganic carbon, and 6 of 12 had in situ pH measurements. In each case, the dissolved inorganic carbon concentration in the fluid sample was on average within 5% of the concentration of 0.82 ± 2% mol/kg based on the measured mass flow rates of CO ₂ and H ₂ O in the well, and the pH of the fluid was 3.89 ±0.1, which confirms the complete dissolution of CO ₂ during its injection.

Таким образом, при закачке в недра в виде растворенной фазы вероятность того, что CO₂ улетучится обратно в атмосферу, значительно ниже из-за отсутствия образования пузырьков или плавучести (ссылка 15: Гилфиллан и др. (Gilfillan et al.), 2009).Thus, when injected into the subsurface as a dissolved phase, the likelihood of CO ₂ escaping back into the atmosphere is significantly lower due to the lack of bubble formation or buoyancy (Ref. 15: Gilfillan et al., 2009).

Пример 10:Example 10:

Дальнейшую экспериментальную закачку CO₂/H₂S проводили со следующими параметрами:Further experimental injection of CO ₂ /H ₂ S was carried out with the following parameters:

В этом примере парциальное давление диоксида углерода и сероводорода в скважине было выбрано равным 18 бар и 6 бар.In this example, the partial pressure of carbon dioxide and hydrogen sulfide in the well was chosen to be 18 bar and 6 bar.

Значение рН воды с растворенным CO₂ будет уменьшаться при увеличении давления CO₂, так как это увеличивает содержание CO₂ в воде. В одном эксперименте глубина была выбрана такой, чтобы значение рН было приблизительно 3,2. Это соответствовало глубине 520 м. Как видно из приведенной выше таблицы, направленная вниз скорость движения воды в этом примере составляла приблизительно 0,7 м/с. Изменение направленной вниз скорости воды до приблизительно 0,3 м/с привело к неудаче.The pH value of water with dissolved CO ₂ will decrease with increasing CO ₂ pressure, since this increases the CO ₂ content in the water. In one experiment, the depth was chosen such that the pH value was approximately 3.2. This corresponded to a depth of 520 m. As can be seen from the table above, the downward velocity of the water in this example was approximately 0.7 m/s. Changing the downward water velocity to approximately 0.3 m/s resulted in failure.

В формуле изобретения слово "содержащий" не исключает других элементов или этапов, а единственное число не исключает множественности. Один процессор или другой узел может выполнять функции нескольких элементов, перечисленных в формуле изобретения. Тот факт, что определенные меры указаны во взаимно различных зависимых пунктах формулы изобретения, не означает, что комбинация этих мер не может быть использована с преимуществом. Любые ссылочные позиции в формуле изобретения не следует рассматривать как ограничивающие объем.In the claims, the word “comprising” does not exclude other elements or steps, and the singular number does not exclude the plurality. One processor or other node may perform the functions of several elements listed in the claims. The fact that certain measures are specified in mutually different dependent claims does not mean that a combination of these measures cannot be used to advantage. Any reference numerals in the claims should not be construed as limiting the scope.

СПИСОК СПРАВОЧНОЙ ЛИТЕРАТУРЫREFERENCES

Все источники включены в настоящий документ во всей их полноте посредством ссылки.All sources are incorporated herein by reference in their entirety.

Ссылка 1: Брекер B.C. и Кунциг Р. 2208. Исправление климата: что прошлые изменения климата говорят о нынешней угрозе - и как ей противостоять. Хилл и Вонг, Нью-Йорк; Элькерс, Э.Х., Коул, Д. (Broecker W.S., Kunzig, R., 2008. Fixing climate: what past climate changes reveal about the current threat-and how to counter it. Hill and Wang, New York; Oelkers, E.H., Cole, D.).Link 1: Brecker B.C. and Kunzig, R. 2208. Climate Fix: What Past Climate Changes Reveal About the Current Threat—and How to Counteract It. Hill and Wong, New York; Oelkers, E.H., Cole, D. (Broecker W.S., Kunzig, R., 2008. Fixing climate: what past climate changes reveal about the current threat—and how to counter it. Hill and Wang, New York; Oelkers, E.H., Cole, D.).

Ссылка 2: Барбье, Э. (2002) Технология геотермальной энергии и текущее состояние: обзор. Возобновляемые и устойчивые источники энергии, журнал, 6, с. 3-65 (Barbier, Е. (2002) Geothermal Energy Technology and Current Status: an Overview. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 6, p.3-65).Link 2: Barbier, E. (2002) Geothermal energy technology and current status: a review. Renewable and Sustainable Energy Journal, 6, p. 3-65 (Barbier, E. (2002) Geothermal Energy Technology and Current Status: an Overview. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 6, p. 3-65).

Ссылка 3: Арнорссон, С.(1995a) Гидротермальные системы в Исландии: Структура и концептуальные модели. 1. Высокотемпературные области. Геотермика 24, 561-602. (Arnorsson, S. (1995а) Hydrothermal systems in Iceland: Structure and conceptual models. 1. High-temperature areas. Geothermics 24, 561-602).Reference 3: Arnorsson, S. (1995a) Hydrothermal systems in Iceland: Structure and conceptual models. 1. High temperature areas. Geothermics 24, 561-602. (Arnorsson, S. (1995a) Hydrothermal systems in Iceland: Structure and conceptual models. 1. High-temperature areas. Geothermics 24, 561-602).

Ссылка 4: Арнорссон, С.(1995b) Гидротермальные системы в Исландии: Структура и концептуальные модели. 2. Низкотемпературные области. Геотермика 24, 603-629. (Arnórsson, S. (1995b) Hydrothermal systems in Iceland: Structure and conceptual models. 2. Low-temperature areas. Geothermics 24, 603-629).Reference 4: Arnorsson, S. (1995b) Hydrothermal systems in Iceland: Structure and conceptual models. 2. Low temperature areas. Geothermics 24, 603-629. (Arnórsson, S. (1995b) Hydrothermal systems in Iceland: Structure and conceptual models. 2. Low-temperature areas. Geothermics 24, 603-629).

Ссылка 5: Kepp, T.M., 2007. Правовые аспекты хранения CO₂: обновление и рекомендации. OECD/IEA. (Kerr, Т.М., 2007. Legal aspects of storing CO₂: update and recommendations. OECD/IEA).Reference 5: Kepp, TM, 2007. Legal Aspects of CO ₂ Storage: Update and Recommendations. OECD/IEA. (Kerr, T.M., 2007. Legal aspects of storing CO ₂ : update and recommendations. OECD/IEA).

Ссылка 6: Хоукинс, Д.Г., 2004. Нет выхода: размышления об утечке из хранилищ углерода в геологических формациях, Энергия 29, 1571-1578. (Hawkins, D.G., 2004. No exit: th1nking about leakage from geologic carbon storage sites, Energy 29, 1571-1578).Link 6: Hawkins, D.G., 2004. No escape: reflections on leakage from carbon storage in geological formations, Energy 29, 1571-1578. (Hawkins, D.G., 2004. No exit: th1nking about leakage from geologic carbon storage sites, Energy 29, 1571-1578).

Ссылка 7: Бенсон, С.М., Коул, Д.P., 2008. Секвестрация CO₂ в глубоких осадочных формациях. Элементы 4, 325-331. (Benson, S.M., Cole, D.R., 2008. CO₂ sequestration in deep sedimentary formations. Elements 4, 325-331).Link 7: Benson, S.M., Cole, D.P., 2008. CO ₂ sequestration in deep sedimentary formations. Elements 4, 325-331. (Benson, SM, Cole, DR, 2008. CO ₂ sequestration in deep sedimentary formations. Elements 4, 325-331).

Ссылка 8: Минеральная секвестрация диоксида углерода в базальте: Предварительный обзор проекта CarbFix; Гисласон С.Р., Вольф-Бениш Д., СтефанссонА, и др.; МЕЖДУНАРОДНЫЙ ЖУРНАЛ ПО КОНТРОЛЮ ЗА ПАРНИКОВЫМИ ГАЗАМИ, том. 4, выпуск: 3, ее: 537-545, опубл. май 2010 г. (Mineral sequestration of carbon dioxide in basalt: A pre-injection overview of the CarbFix project; Gislason SR, Wo Iff- Bo en is ch D, Stefansson A, et al.; INTERNATIONAL JOURNAL OF GREENHOUSE GAS CONTROL, Vol.4, Issue: 3, Pages: 537-545, Pub. May 2010).Reference 8: Mineral Carbon Dioxide Sequestration in Basalt: CarbFix Project Preview; Gislason SR, Wolf-Behnisch D, StefanssonA, et al.; INTERNATIONAL JOURNAL OF GREENHOUSE GAS CONTROL, Vol. 4, issue: 3, her: 537-545, publ. May 2010 (Mineral sequestration of carbon dioxide in basalt: A pre-injection overview of the CarbFix project; Gislason SR, Wo Iff- Bo en is ch D, Stefansson A, et al.; INTERNATIONAL JOURNAL OF GREENHOUSE GAS CONTROL, Vol .4, Issue: 3, Pages: 537-545, Pub. May 2010).

Ссылка 9: Санопулос, Д. и Карабелас А. (1997). Снижение выбросов H₂S на геотермальных станциях: Оценка технологических альтернатив. Источники энергии, 19, 63-77. (Sanopoulos, D. and Karabelas А. (1997). H2S abatement in geothermal plants: Evaluation of Process Alternatives. Energy Sources, 19, 63-77).Reference 9: Sanopoulos, D., & Karabelas, A. (1997). Reducing H ₂ S emissions from geothermal plants: Assessment of technological alternatives. Energy Sources, 19, 63-77. (Sanopoulos, D. and Karabelas A. (1997). H2S abatement in geothermal plants: Evaluation of Process Alternatives. Energy Sources, 19, 63-77).

Ссылка 10: Хибара, Й., Араки, К., Тазаки, С. и Кондо, Т. (1990) Новые технологии геотермальных станций. Протоколы Совета по геотермальным ресурсам 14, часть II: 1015-1024. (Hibara, Y., Araki, К., Tazaki, S. and Kondo, Т. (1990) Recent technology of geothermal plants. Geothermal Resource Council Transactions 14, Part II: 1015-1024).Reference 10: Hibara, Y., Araki, K., Tazaki, S. and Kondo, T. (1990) New geothermal plant technologies. Geothermal Resources Council Proceedings 14, Part II: 1015-1024. (Hibara, Y., Araki, K., Tazaki, S. and Kondo, T. (1990) Recent technology of geothermal plants. Geothermal Resource Council Transactions 14, Part II: 1015-1024).

Ссылка 11: Элькерс, Э., Гисласон, С, 2001. Механизм, скорость и последствия растворения базальтового стекла: I. Экспериментальное исследование скорости растворения базальтового стекла в зависимости от концентрации водного раствора Al, Si и щавелевой кислоты при 25С и рН=3 и 11. Геохим. Космохим. протоколы 65, 3671-3681. (Oelkers, Е., Gislason, S., 2001. The mechamism, rates and consequences of basaltic glass dissolution: I. an experimental study of the dissolution rates of basaltic glass as a function of aqueous al, si and oxalic acid concentrations at 25c and pH=3 and 11. Geoch1m. Cosmoch1m. Acta 65, 3671-3681).Reference 11: Elkers, E., Gislason, S, 2001. Mechanism, rate and consequences of dissolution of basalt glass: I. Experimental study of the rate of dissolution of basalt glass depending on the concentration of an aqueous solution of Al, Si and oxalic acid at 25C and pH=3 and 11. Geochem. Cosmochem. Proceedings 65, 3671-3681. (Oelkers, E., Gislason, S., 2001. The mechamism, rates and consequences of basaltic glass dissolution: I. an experimental study of the dissolution rates of basaltic glass as a function of aqueous al, si and oxalic acid concentrations at 25c and pH=3 and 11. Geoch1m. Cosmoch1m. Acta 65, 3671-3681).

Ссылка 12: Всемирный институт УХУ (2011), Экономическая оценка технологий улавливания и хранения углерода, обновленная версия 2011 г. (Global CCS Institute (2011) Economic Assessment of Carbon Capture and Storage Technologies 2011 update).Reference 12: Global CCS Institute (2011) Economic Assessment of Carbon Capture and Storage Technologies 2011 update.

Ссылка 13: Рубин и др. (2015), Межд. журнал по контролю за парн. газами, 40, 378-400. (Rubin et al. (2015) Int. J. Greenh. Gas Control 40, 378-400).Link 13: Rubin et al (2015), Int. magazine for control over par. gases, 40, 378-400. (Rubin et al. (2015) Int. J. Greenh. Gas Control 40, 378-400).

Ссылка 14: Xy и Цай (2017) Межд. ж. по контролю за парн. газами, 65, 23-31. (Hu and Zhai (2017) Int. J. Greenh. Gas Control 65, 23-31).Link 14: Xy and Tsai (2017) Int. and. to control the guys. gases, 65, 23-31. (Hu and Zhai (2017) Int. J. Greenh. Gas Control 65, 23-31).

Ссылка 15: Гилфиллан и др. (2009), Природа 458, 614-618. (Gilfillan et al. (2009) Nature 458, 614-618).Link 15: Gilfillan et al (2009), Nature 458, 614-618. (Gilfillan et al. (2009) Nature 458, 614-618).

Ссылка 16: Сигфуссон и др. (2015) Межд. ж. по контролю за парн. газами 37, 213-219. (Sigfusson et al. (2015) Int. J. Greenh. Gas Control 37, 213-219).Link 16: Sigfusson et al (2015) Int. and. to control the guys. gases 37, 213-219. (Sigfusson et al. (2015) Int. J. Greenh. Gas Control 37, 213-219).

Ссылка 17: Гуннарсон и др. (2018) Межд. ж. по контролю за парн. газами 79, 117-126. (Gunnarson et al (2018) Int. J. Greenh. Gas Control 79, 117-126).Link 17: Gunnarson et al (2018) Int. and. to control the guys. gases 79, 117-126. (Gunnarson et al (2018) Int. J. Greenh. Gas Control 79, 117-126).

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,injecting gas rich in CO ₂ and/or H ₂ S into the injection pipe of the injection well, and thereby creating a stream of gas rich in CO ₂ and/or H ₂ S containing pressurized CO ₂ and/or pressurized H ₂ S, in the specified discharge 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 pressurized CO ₂ and/or H ₂ S 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, иthe confluence of said stream of pressurized water and said stream of gas 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 speed of the downward flow v(W), which at the depth h1+h2 is greater than the speed of the upward flow of the specified gas CO ₂ and/ or H ₂ S, v(CO ₂ ) and/or v(H ₂ S), arising due to the buoyancy force of CO ₂ and/or H ₂ S gas bubbles in the specified water flow at the specified depth h1+h2, поддержание результирующего значения рН указанного потока воды, находящейся под давлением и содержащей указанный растворенный СО₂ и/или H₂S, в пределах 2-4,maintaining the resulting pH value of said stream of water under pressure and containing said dissolved CO ₂ and/or H ₂ S within 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).injection of said pressurized water stream containing dissolved CO ₂ and/or H ₂ S into a geological reservoir containing reactive rocks at a depth of h1+h2 or greater (h1+h2). 2. Способ по п. 1, в котором результирующее значение рН поддерживают в пределах 2,5-3,5.2. The method according to claim 1, in which the resulting pH value is maintained within the range of 2.5-3.5. 3. Способ по п. 1, в котором результирующее значение рН поддерживают равным 3,2.3. The method according to claim 1, wherein the resulting pH value is maintained at 3.2. 4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором геологический резервуар представляет собой геотермальный резервуар.4. 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 of the previous 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 means for dispersing 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 as claimed in any one of the preceding claims, wherein said injection pipe extends downward within said outer pipe containing said flow of pressurized water and has an open end at said depth h1≥0. 7. Способ по п. 6, в котором указанная внешняя труба, содержащая указанный поток воды под давлением, имеет открытый конец на указанной глубине h1+h2.7. The method of claim 6, wherein said outer pipe containing said flow of pressurized water 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 20-36 бар.8. The method according to any of the previous paragraphs, in which the pressure of CO ₂ , p(CO ₂ ), at the confluence point at depth h1 is 20-36 bar. 9. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление СО₂, р(СО₂), в точке слияния на глубине h1 составляет 22-34 бар.9. The method according to any of the previous paragraphs, in which the pressure of CO ₂ , p(CO ₂ ), at the confluence point at depth h1 is 22-34 bar. 10. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление СО₂, р(СО₂), в точке слияния на глубине h1 составляет 24-32 бар.10. The method according to any of the previous paragraphs, in which the pressure of CO ₂ , p(CO ₂ ), at the confluence point at depth h1 is 24-32 bar. 11. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление СО₂, р(СО₂), в точке слияния на глубине h1 составляет 24,5 бар.11. The method according to any of the previous paragraphs, in which the pressure of CO ₂ , p(CO ₂ ), at the confluence point at depth h1 is 24.5 bar. 12. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление H₂S, p(H₂S), в точке слияния на глубине h1 составляет 4-8 бар.12. Method according to any of the previous paragraphs, in which the pressure of H ₂ S, p(H ₂ S), at the confluence point at depth h1 is 4-8 bar. 13. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление H₂S, p(H₂S), в точке слияния на глубине h1 составляет 5-7 бар.13. The method according to any of the previous paragraphs, in which the pressure of H ₂ S, p(H ₂ S), at the confluence point at depth h1 is 5-7 bar. 14. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором давление H₂S, p(H₂S), в точке слияния на глубине h1 составляет 5,5-6,5 бар.14. The method according to any of the previous paragraphs, in which the pressure of H ₂ S, p(H ₂ S), at the confluence point at depth h1 is 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 6 бар.15. The method according to any of the previous paragraphs, in which the pressure of H ₂ S, p(H ₂ S), at the confluence point at depth h1 is 6 bar. 16. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающий следующие этапы:16. The method according to any of the previous paragraphs, further comprising the following 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 the specified dissolved CO ₂ and/or H ₂ S in the specified stream of water under pressure at the specified depth h1≥0 in the specified external pipe in the specified 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 tracer substance flows from said outer pipe of said injection wells into the specified monitoring well along 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 the indicator substance in the specified monitoring well and, based on this, establishing the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and the indicator substance in the specified monitoring 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.determining an emission reduction index indicating the degree of reduction in CO ₂ and/or H ₂ S emissions based on a comparison of the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and the tracer substance in a specified monitoring well with a specified predetermined molar ratio in a specified water stream under pressure at a specified depth h1 in a specified outer pipe in a specified injection well. 17. Система для снижения выбросов диоксида углерода (СО₂) и/или сероводорода (H₂S), содержащая:17. A 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 external pipe extending downward inside said injection well, нагнетательную трубу, проходящую вниз внутри указанной нагнетательной скважины,an injection pipe extending downward 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 flow of pressurized water 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 gas rich in CO ₂ and/or H ₂ S into said injection pipe, and thereby creating a flow of gas rich in CO ₂ and/or H ₂ S containing pressurized CO ₂ and/or pressurized H ₂ S in the specified discharge 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,the confluence of said stream of pressurized water and said stream of gas 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 discharge 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 speed of the downward flow v(W), which at the depth h1+h2 is greater than the speed of the upward flow of the specified gas CO ₂ and/ or H ₂ S, v(CO ₂ ) and/or v(H ₂ S), arising due to the buoyancy force of CO ₂ and/or H ₂ S bubbles in the specified water flow at the specified 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 said pressurized water stream containing said 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 stream 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 2,5-3,5.18. The system according to 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, within the range of 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, равным 3,2.19. The system according to claim 17, configured to maintain the resulting pH value of said stream of pressurized water containing said CO ₂ and/or H ₂ S 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 dispersion means mounted 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 downwards within 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, in which the specified outer pipe has an open end at the specified 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 stream of pressurized water 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 substance flows from said outer pipe of said injection well to 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 the indicator substance in the specified monitoring well and establishing on this basis the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and the indicator substance in the specified monitoring 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 indicating the degree of reduction in emissions of CO ₂ and/or H ₂ S based on a comparison of the molar ratio between CO ₂ and/or H ₂ S and the tracer substance in said monitoring well with said predetermined molar ratio in said flow of water under pressure at a specified depth h1 in a specified external pipe in a specified injection well.