CN113874098A - 减排二氧化碳和硫化氢的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种在地质储集层中减排二氧化碳(CO2)和/或硫化氢(H2S)的方法和系统。将水从水源泵送或转移到注入井。在其中水的液压低于合并点处的CO2和/或H2S气体压强的条件下，使气体与水合并。将具有CO2和/或H2S气泡的水以高于所述CO2和/或H2S气泡的向上流速的一定速度进一步向下转移，确保气泡向下运动，导致由于压强升高所述CO2和/或H2S完全溶解在水中。完全溶解确保进入地质(例如地热)储集层的水的较低pH，这是促进导致CO2和H2S减排的矿物反应所需的。这种减排可以通过以与所述溶解的CO2和/或H2S的预定摩尔比溶解示踪物质并在监测井中监测来量化。

Description

减排二氧化碳和硫化氢的方法
技术领域
本发明涉及用于通过将二氧化碳(CO2)和/或硫化氢(H2S)注入地质储集层中并随后将它们储存在地质储集层中来减排二氧化碳(CO2)和/或硫化氢(H2S)的方法和系统。
背景技术
二氧化碳(CO2)和硫化氢(H2S)是在广泛的工业过程(例如化石燃料的燃烧)中经常大量释放的两种气体。这两种气体都对环境提出了重要挑战。
减少工业CO2排放是本世纪的主要挑战之一(参考文献1：Broecker and Kunzig)。一般地，来自地热资源的CO2排放相对低，并且这些资源被归类为可再生能源。这与使用化石燃料运行的常规发电厂形成对比，常规发电厂购买和出售污染许可证(称为“配额”)。
传统地热发电厂通过利用来自地热储集层的蒸汽和盐水的热混合物来利用地球的热量，地热储集层以热异常、可渗透岩石和流体为特征(参考文献2：Barbier)。来自这些地热储集层的地热蒸汽自然包含溶解的气体，该气体包括温室气体CO2和硫化氢(H2S)二者。这些气体是地热能生产的副产品，并且是岩浆起因的。当传统地热发电厂运行时，蒸汽中的气体被排放到大气中。
迄今为止，地热发电厂因其温室气体排放量相当低而被免除购买CO2配额。然而，随着气候变化政策变得更加严格，这种情况可能发生变化，并且据预计排放CO2的价格将会上涨。
地热发电厂的硫化氢排放是地热利用的另一个主要环境问题。硫化氢是一种无色、易燃且有毒的气体，具有臭鸡蛋的特征气味。暴露于它导致健康问题，体取决于暴露的水平和持续时间。低水平、长时间的暴露导致眼睛发炎和刺激，而如果大气中H2S的浓度超过300ppm，短时间的高水平暴露导致头晕、头痛、恶心以及甚至死亡。
地热流体中硫化氢的浓度通常在几ppb到几百ppm的范围内(参考文献3+4：Arnórsson)。在高温地热流体的利用期间，硫化氢在蒸汽相中浓缩，以及随后在蒸汽冷凝后释放到大气中。每年例如位于冰岛(Iceland)的
Figure BDA0003364082080000021
发电厂在没有任何减排系统的情况下向大气排放9500吨硫化氢。硫化氢在冷却塔顶部释放，以降低电站附近高浓度硫化氢的风险。硫化氢被风吹离发电厂所在地，在一些天气条件下在附近社区产生恶臭。
迄今为止，CO2已被储存，例如作为与主要气体和石油生产设施相关的超临界流体，诸如北海(North Sea)的莱普内尔(Sleipner)、阿尔及利亚(Algeria)的因萨拉赫(InSalah)和加拿大(Canada)的韦伯恩(Weyburn)(参考文献5：Kerr)。然而，无论是来自地热能生产还是来自其他来源(诸如例如常规发电厂)，在地质结构中的CO2减排仍然是一种减少排放到大气中的CO2量的有吸引力的但仍然相对未开发的可能性。地质碳储存/固存的标准方法是将CO2作为体相注入深度>800m的地质地层中。在这个深度，CO2是超临界的并且相对于容矿岩流体是有浮力的。结果，有浮力的CO2可能迁移回到浅层地下和地表(参考文献6：Hawkins；参考文献7：Benson)。
Gislason et al.(参考文献8)以一般方式地描述了一种捕获CO2的方法，CO2在3km长的管道中作为高压气体转移到试验(pilot)注入位点。在设想的方法中，CO2将与共同注入的水一起注入，这将使注入的CO2进一步向下转向到井下，根据该出版物的作者，这导致单一流体相进入固存地层。同样地，Sigfusson et al.(参考文献16)描述了将溶解在5000t水中的约175t的CO2(在地表以下大约350m的深度处)注入到位于地表以下400–800m的多孔岩石中，并且指出以下事实：即使通过这种方法储存CO2需要大量的水，但是与超临界CO2的情况相比，可以在离地表更短的距离处进行储存，因为CO2已溶解，并且因此不再有浮力。同样地，Gunnarson等人(参考文献17)描述了将CO2和H2S(溶解在地表以下约750m深度的水中)连续注入到位于地表以下约2000m、温度范围为200至260C的玄武岩中，并且指出以下事实：与注入到较浅、较冷的岩层所获得的相比，更大的深度和高温允许注入更大数量的CO2和H2S。
这些出版物中详细描述的方法与本发明的方法不同。因此，这些出版物中没有一个指出水流的向下速度与有效确保在合并点处作为给定尺寸的气泡释放的CO2和/或H2S在给定深度/压强下保持在溶液中的能力之间关系的重要性。因此，这些出版物没有提及将已与富含CO2和/或H2S的气体流合并的水以比溶解在水中的CO2和/或H2S气体的气泡的向上速度更高的速度向下转移的重要性。事实上，恰恰相反(参考文献16)只是更一般地指出了在注入期间将二氧化碳溶解到水中的重要性，并且只提到了典型的体积流量和平均停留时间，就像它关注固定水与CO2质量比的重要性一样。这意指当时这些出版物的作者显然没有完全理解哪些因素实际上可以影响这些方法的有用性。类似地，这些出版物中没有一个指出本发明的相关发现，即因此可以简单地通过增加水的向下流动速度，例如通过减小围绕气体和水的合并点的管道的直径来减少需水量。与现有技术中描述的那些相比，该特征对于本发明方法的可行性具有极大的经济重要性。
可用于例如地热能生产(即地热发电厂)的情况下的H2S减排的方法的综述由Sanopoulos和Karabelas提供(参考文献9)。大多数已知的方法涉及将H2S氧化成元素硫或硫酸。这些产品的价值很低，因为需求太少或供应过剩。处置这些产品的成本很高，并且造成环境问题。
Hibara et al.(参考文献10)推测H2S可以被压缩并与盐水混合并且重新注入到辅助井。然而，直到现在还没有详细描述这样的硫化氢减排的方法，也没有完全理解哪些因素可以实际上影响这种方法的有用性。
从以上可以理解，存在新的、具有成本效益和环境友好的减排方法以用于减排来自地热能生产或其他来源(例如常规发电厂)的CO2和/或H2S的需要。本发明的发明人已经发现了一种新方法来促进CO2和H2S二者的安全且永久的地质储存/固存，这使得能够通过增加水的向下流速，例如通过简单地减小围绕富含CO2和/或H2S的气体流与水的合并点的管道直径来显著减少需水量。因此，可以简单地通过控制将多少CO2和/或H2S气体在给定的合并点和以给定的水向下速度溶解在注入水中来促进CO2和/或H2S的安全长期储存。
发明内容
如上所述，实现用于减排从常规和地热发电厂排放两者的二氧化碳排放和/或硫化氢的有效且环境友好的方法将是有利的。一般地，本发明优选地寻求单独或以任何组合减轻、缓和或消除上述一个或多个缺点。
为了更好地解决这些问题中的一个或多个，在本发明的第一方面，提供了一种用于在地质储集层中储存二氧化碳(CO2)和/或硫化氢(H2S)的方法，包括：
·将水从水源泵送(或以其他方式转移)到注入井，
·通过在其中水的液压低于富含CO2和/或H2S的气体流中的CO2和/或H2S的分压的条件下合并富含CO2和/或H2S的气体流和水来将CO2和/或H2S气体溶解在水中，
·通过将包括溶解的CO2和/或H2S的水以高于水中CO2和/或H2S气体的气泡的向上速度的速度向下转移来确保溶解的CO2和/或H2S保持溶解在水中，
·将包含所述溶解的CO2和/或H2S的所述加压水流的所得pH值保持在约2与4之间，优选地在约2.5与3.5之间，更优选地约3.2，以及
·将包括溶解的CO2和/或H2S的水注入到地质储集层中。
在本发明的上下文中，术语泵送应被理解为将液体(例如水)从一个位置转移到另一个位置的任何方式。
在本发明的上下文中，术语水源或水应理解为任何种类的水，诸如例如地下水、海洋/海水、泉水、地热冷凝物或盐水，或来自河流、溪流或湖泊的地表水。
在本发明的上下文中，术语注入井应被理解为提供将流体或气体以向下的方向放置在地下深处或刚好进入地下的可能性的任何种类的结构，诸如例如将流体放入反应性岩层(诸如玄武岩或玄武岩石)和多孔岩层(例如砂岩或石灰岩)或浅土层中或下方的装置。
在本发明的上下文中，富含CO2和/或H2S的气体流应理解为CO2和/或H2S的相对含量高于大气中CO2和/或H2S的相对含量的任何气体流。
在本发明的上下文中，术语液压应被理解为液压流体的压强，液压流体在容器、井、软管或它存在于其中的任何地方的所有方向上施加该压强。当流体从高压流向低压时，液压可以引起液压系统中的流动。压强以SI单位帕斯卡(Pa)，即每平方米一牛顿(1N/m2)或1kg/(m·s2)或1J/m3测量。其他常用的压强单位是磅/平方英寸，或者更准确地说，磅力/平方英寸(缩写：psi)和巴。在SI单位中，1psi大约等于6895Pa，1巴等于100,000Pa。
在本发明的上下文中，术语气体(CO2和/或H2S)的分压或仅压强应理解为所述给定气体在气体混合物中的名义上的压强，如果这种给定气体本身在相同温度下占据了原始混合物的全部体积的话。理想气体混合物的总压强是混合物中各组分气体的分压之和。
在本发明的上下文中，术语速度应理解为是指物体在某方向上改变其位置的速率的向量。因此，速度等于距离/时间，并且SI单位是m/s。以给定速度沿给定方向移动的水将以一定的流量进行，该流量可以提供为体积流量或质量流量。体积流量是单位时间内通过给定点的流体体积，并且通常用符号Q(有时为V)表示。体积流量的SI单位是m3/s。因此，体积流量等于体积/时间。另一方面，质量流量是每单位时间通过给定点的流体质量(kg/s)。
在本发明的上下文中，注入(injecting)或注入(inject)应理解为将某物强行引入其他物，即迫使流体进入地下结构。
在本发明的上下文中，术语地质储集层应理解为地下结构(例如玄武岩)中的裂缝，其在除向上和向下之外的其他方向上扩展，该结构为注入到根据本发明的注入井中的水提供流动路径并且可以包括所谓的地热储集层。在本上下文中，术语地热储集层应理解为热岩中的裂缝，其在除向上和向下之外的其他方向上扩展并且为来自井的注入水提供流动路径。
本发明的方法和系统确保在向下转移水时溶解的CO2和/或H2S的压强小于水的液压(并因此保持在溶液中)的事实确保了CO2和/或H2S保持溶解在水中，由于泄漏风险降低，这相当大地提高了安全性。此外，这使得能够通过增加水的向下流速，(例如通过简单地减小围绕富含CO2和/或H2S的气体流与水的合并点的管道直径)而显著减少根据本发明的方法的需水量。CO2的注入促进了容矿岩的碳化，以及因此促进了CO2在地下的安全长期储存。因此，提供了一种方法，其中水-岩石反应已经在天然反应性岩石(例如玄武岩)中发生，通过将CO2和/或H2S注入回储集层地热系统来利用地热系统中的储集层。因此，来自例如地热发电厂的CO2和/或H2S气体排放对环境的影响将因此降低。同样，可以简单地通过控制将多少CO2和/或H2S气体在给定的合并点和以给定的水向下速度溶解在注入水中来促进CO2和/或H2S的安全长期储存。
此外，本发明的减排方法非常经济且环境友好，因为没有需要处置的副产品。将CO2和/或H2S送回它们的来源必定被视为减少来自例如地热发电厂的气体排放的理想方法。
本发明的方法和系统确保在向下转移水时溶解的CO2和/或H2S的气体压强(即分压)小于水的液压(并因此保持在溶液中)的事实确保了气体保持溶解在水中并且不会从水中脱气。因此，本发明的方法最小化气泡从水中升起的风险，否则这将意指CO2和/或H2S将无法有效地转移到其中气体将被吸收和/或矿化的地质储集层中。
同时，水的低pH促进了地质储集层中矿物质的溶解，从而提供了碳和硫矿化以及减排所需的阳离子。
由于CO2和/或H2S在注入水中之前的压强大于水的液压，因此在合并点(即气体注入点)处气泡将存在于水中，但由于气泡以临界水速度向下传递，确保气体流溶解在水中并保持溶解的，即保持在溶液中。
在一种实施方式中，所述将气体溶解在水中的步骤包括通过注入管引导CO2和/或H2S气体，该注入管在选择的深度处具有向下延伸到所述注入井中的开口端部，使得在注入管的所述开口端部处的所述注入井中水的液压小于注入管中的CO2和/或H2S气体压强，同时确保水以相对于其中气体注入到注入井的点的速度向下转移，这确保了对于给定的水流子部分，在气体注入到水中后相对不久，水的液压大于溶解的CO2和/或H2S的压强。因此，通过将水和气体转移到适当的一个或多个深度来获得将CO2和/或H2S气体溶解在水中以及将CO2和/或H2S气体保持在水中的溶液中两者所需的液压，并且因此在合并点和合并点以下都不需要外部能量来获得或保持所需的液压。此外，根据本发明的方法确保当CO2和/或H2S在开口端部被注入到注入井中时(由于注入管中的液压大于注入井中的液压，这是可能的)，它在注入后将不会开始“泡腾”，而是保持在溶解状态，即在溶液中，持续需要的时间范围以用于发生CO2和/或H2S矿化水岩反应。这类似于避免否则可能发生的情形：当打开一瓶苏打水时并且二氧化碳开始冒泡以及从而将二氧化碳从瓶中释放到大气中。因此，如果瓶子在等于或高于瓶子中的压强的环境压强下打开，则不会发生这样的二氧化碳鼓泡。此外，在根据本发明的方法的方法中，由于其中存在溶解的CO2和/或H2S，水的低pH促进了地质储集层中矿物质的溶解，从而提供了碳和硫矿化和减排所需的阳离子。
在一种实施方式中，将CO2和/或H2S气体溶解在水中的步骤包括通过注入管引导CO2和/或H2S气体，该注入管具有向下延伸到所述注入井的开口端部，其中注入管被外管包围，该外管具有的开口端部定位在比注入管的所述开口端部更深的深度处，进行所述将水泵送到外管和注入管之间的空间中，选择外管内的注入管开口处的所述深度，使得在注入管的所述开口端部处的外管内水的液压小于注入管中的CO2和/或H2S气体压强，同时确保水以相对于其中气体注入到注入井的点的速度向下转移，这确保了对于给定的水流子部分，在气体注入到水中后相对不久，水的液压大于溶解的CO2和/或H2S的分压之和。
在一种实施方式中，选择水的泵送速率和管的直径，使得向下流动的水到注入井的曳力大于CO2和/或H2S上的浮力。因此确保提供恒定的向下流动的水流，确保溶解的CO2和/或H2S将向下并朝向储存储集层移动。具有相对较小气泡(例如直径小于6mm)的方法或系统根据本发明将需要在0.4m/s和1.4m/s之间的最小水速度，这取决于系统中的动态力。
在一种实施方式中，注入管的开口端部处(即，在此处所述注入井中水的液压小于注入管中的CO2气体压强)的CO2气体的压强在20-35巴之间。在该压强下，水的温度可以但不限于在20-40℃之间，导致单一流体相进入储存地层，其例如由相对新鲜的玄武岩熔岩组成。
在一种实施方式中，选择外管的所述开口端部处的深度，使得包含溶解的CO2的注入水的pH值在2与4之间，优选在2.5与3.5之间，更优选约3.2。就是在这个深度，溶解的CO2和/或H2S离开外管，并且CO2和/或H2S在岩石中的固存开始，即二氧化碳CO2和/或硫化氢H2S储存在地质储集层中。pH值越低，岩石的溶解速度将越快，这意味着在如此低的pH值下，储存储集层中二氧化碳CO2和/或硫化氢H2S的固存将显著增强。
在一种实施方式中，所述将CO2和/或H2S气体溶解在所述水中的步骤进一步包括例如通过鼓泡器和/或混合器将溶解的CO2和/或H2S与水在合并点处或以下混合，以便获得CO2和/或H2S气体在水中的均匀混合，打碎较大的气泡并溶解水中任何剩余的CO2和/或H2S气泡。因此，将在CO2和/或H2S气体与加压水的混合物中产生更多湍流，这将进一步增强在合并点处和/或以下的CO2和/或H2S气体的溶解。同样，大的CO2和/或H2S气泡将分裂成较小的气泡，这也将增强CO2和/或H2S的溶解。
在一种实施方式中，所述水源选自以下中的一种或多种：地表水、地下水或海水。
在一种实施方式中，所述用所述水溶解CO2气体的步骤进一步包括使CO2和/或H2S气体与水之间的界面面积最大化。因此，CO2和/或H2S气泡将等分布在加压水中，并且进一步地气泡的平均直径将减小，引起所述CO2和/或H2S气体与水之间的界面面积最大化，其中这两个因素显著提高了加压水中CO2和/或H2S的溶解速率。
在一种实施方式中，所述将CO2和/或H2S气体溶解在所述水中的步骤进一步包括将溶解的CO2和/或H2S与水混合，以便获得CO2和/或H2S气体在水中的均匀混合，并将任何剩余的CO2和/或H2S气泡溶解在水中。因此，将在CO2和/或H2S气体与加压水的混合物中产生更多湍流，这将进一步增强CO2和/或H2S气体的溶解。同样，大的CO2和/或H2S气泡将分裂成较小的气泡，这也将提高CO2和/或H2S的溶解速率。
在一种实施方式中，所述将CO2和/或H2S气体溶解在水中的步骤包括通过注入管引导CO2和/或H2S气体，该注入管在选择的深度处具有向下延伸到所述注入井中的开口端部，使得在注入管的所述开口端部处的所述注入井中水的液压小于注入管中的CO2和/或H2S气体压强，同时确保水以相对于其中气体注入到注入井的点的速度向下转移，这确保了对于给定的水流子部分，在气体注入到水中后相对不久，水的液压大于溶解的CO2和/或H2S的分压。在合并点的深度处液压略小于气体压强，首先是确保CO2和/或H2S气体能在合并点深度处进入注入井的水中，以及其次，在溶解在水中并以给定的向下速度向下移动之后，在稍大深度处的水的液压大于CO2和/或H2S的压强。因此，通过选择注入井中合并点的深度和水的向下速度，确保了来自注入管开口端的CO2和/或H2S气泡将在很短的时间范围内溶解在水中，并且在地质储集层内的矿化过程之前，CO2和/或H2S将保持溶解在水中。同时，由于添加了CO2和/或H2S气体引起的水的低pH促进了地质储集层中矿物质的溶解，从而提供了碳和硫矿化以及减排所需的阳离子。
在一种实施方式中，该方法进一步包括估计CO2和/或H2S的矿化能力的步骤，其中估计这的步骤包括：
·除了所述CO2和/或H2S之外，还将示踪物质溶解在水中，溶解的CO2和/或H2S和溶解的示踪物质的浓度以可控方式进行，使得CO2和/或H2S和示踪物质之间的初始摩尔比是预定的，
·响应于注入所述CO2和/或H2S和溶解的示踪物质，监测监测井中CO2和/或H2S与示踪物质之间的摩尔比，监测井是通过流动路径与所述注入井互连的井，使得与所述溶解的CO2和/或H2S和所述示踪物质混合的所述注入水的至少一部分通过所述流动路径流向所述监测井，所述监测包括测量CO2和/或H2S和示踪物质的浓度以及基于此的在所述监测井中的CO2和/或H2S与示踪物质之间的摩尔比，以及
·确定指示通过水-岩反应实现的CO2和/或H2S减排量的减排指标，所述确定基于将监测井中的CO2和/或H2S与示踪物质之间的摩尔比与合并点处注入井中的相应摩尔比进行比较。
基于这样的测量，可以确定所讨论的地质储集层是否具有以矿物形式储存通过注入井注入的CO2和/或H2S的能力。
关于CO2，所述示踪物质可以是但不限于SF5CF3示踪剂、SF6或罗丹明示踪剂(均为保守示踪剂)或仅追踪碳的C-14示踪剂。可以同时使用这些示踪剂中的一种或多种。
类似地，可以通过使用示踪物质(诸如但不限于碘离子)通过将KI溶解在加压水中来确定地质系统(例如在冰岛的)是否具有通过水-岩反应使H2S矿化的能力。
在一种实施方式中，该方法进一步包括对所述减排指标进行校正，考虑到H2S和其他硫化物物质的氧化。因此，这将使减排能力的估计更加精确。可以通过以下进行校正：分析来自注入井的地下热水中其他类型的硫，将它们与注入H2S之前获得的值进行比较，并在计算H2S减排指数之前将H2S氧化形成的过量硫物质(例如SO4 2-和S2O3 -)添加到H2S值中。
在一种实施方式中，所述注入井和监测井之间的互连是地质储集层中的裂缝。
在一种实施方式中，所述方法进一步包括在所述注入管的开口端部提供收缩以便保持注入管中的高液压，以便进一步确保CO2和/或H2S气体将保持溶解在注入水中。
在本发明的第二方面，提供了一种适用于减排CO2和/或H2S的系统，包括：
·用于将水从水源泵送到注入井的装置，
·用于将CO2和/或H2S气体泵送到注入井的装置
·用于在深度h1≥0处将CO2和/或H2S溶解在注入井中的水中的装置，其中水的液压低于CO2和/或H2S的压强，
·用于以向下流速将所述水流从所述深度h1≥0转移到更深深度h1+h2的装置，其中h1+h2>h1，所述向下流速大于所述CO2和/或H2S气体的气泡的向上流速(是由所述水中CO2和/或H2S气体的所述气泡上的浮力引起的)，
·用于将包含所述溶解的CO2和/或H2S的所述加压水流的所得pH值保持在约2与4之间，优选地在约2.5与3.5之间，更优选地约3.2的装置，以及
·用于将包括所述溶解的CO2和/或H2S的水注入到地质储集层的装置。
在一种实施方式中，所述用于将CO2和/或H2S气体溶解在水中的装置包括用于将高压CO2和/或H2S气体引导到注入井中的注入管，该注入管在选择的深度h1≥0处具有向下延伸到所述注入井的开口端部，使得在所述注入管的所述开口端部处的所述注入井中的水的液压小于注入管中的CO2和/或H2S气体压强，并且泵装置使水的向下流速大于在高于h1的深度处的所述CO2和/或H2S气体的气泡的向上流速，从而确保水被转移到高于h1的深度而没有CO2和/或H2S从水中逸出。
在一种实施方式中，所述系统进一步包括围绕所述注入管的外管，所述外管在进一步的深度h1+h2处具有向下延伸到所述注入井的开口端部，所述用于泵送的装置是将水泵送到外管与注入管之间的空间中的水泵，所述用于将溶解的CO2和/或H2S注入到地质储集层的装置是通过将水泵送到外管与注入管之间的所述空间而形成的水的向下流速和所得流量。在其中气体仅限于CO2的情况下，可以选择h1+h2，使得包含溶解的CO2的注入水的pH值低于预定的pH限值。
在一种实施方式中，所述用于用水溶解CO2和/或H2S的装置进一步包括：
·安装在气体注入管的所述开口端部的鼓泡器，其适于使CO2和/或H2S气体与水之间的界面面积最大化，或
·在注入管的所述开口端部与外管的所述开口端部之间的所述外管内安装的混合器，其适于将CO2和/或H2S与水混合以便获得CO2和/或H2S在水中的均匀混合并且并将任何剩余的CO2和/或H2S气体的气泡溶解在水中，或
·安装在注入管的所述开口端部的鼓泡器，其适于使CO2和/或H2S气体与水之间的界面面积最大化，以及在所述鼓泡器与外管的所述开口端部之间的所述外管内安装的混合器，其适于将CO2和/或H2S与水混合以便获得CO2和/或H2S在水中的均匀混合并且并将任何剩余的CO2和/或H2S气泡溶解在水中。
因此，提供了一种用于反应性岩石(例如玄武岩)中原位矿物碳酸化的实用且具有成本效益的系统，该系统注入具有足够高浓度的溶解的CO2和/或H2S浓度的水以有利于与反应性岩石(例如玄武岩)的反应。类似地，水的低pH促进了地质储集层中矿物质的溶解，从而提供了碳和硫矿化以及减排所需的阳离子。
在根据本发明的方法中，一旦溶解，CO2和/或H2S不再具有浮力，由于泄漏风险降低，这显著提高了安全性。注入溶解的CO2和/或H2S也促进了容矿岩的碳化，从而促进了CO2和/或H2S在地下的安全长期储存。
应当注意，根据本发明的术语水可以意指淡水、来自地热井的水、盐水、海水等。因此，所述水源可以是任何类型的水。同样，CO2和/或H2S气体可以源自任何来源，诸如常规发电厂、地热发电厂、工业生产、气体分离站等。
一般地，本发明的各个方面可以在本发明的范围内以任何可能的方式组合和结合。将参考下文描述的实施方式显现和阐述本发明的这些和其他方面、特征和/或优点。
附图说明
下文仅通过实例的方式参考附图描述了本发明的多个实施方式，其中
图1示出了根据本发明的在地质储集层中减排CO2和/或H2S的方法的流程图。
图2示出了原位CO2矿物固存期间容矿岩和地层流体相互作用的示意图。
图3示出了根据本发明的方法的实施方式的流程图，更详细地表明如何将溶解的CO2和/或H2S注入地质储集层。
图4示出了根据本发明的用于在地质储集层中储存二氧化碳(CO2)的系统。
图5示出了根据本发明的用于在地质储集层中减排硫化氢(H2S)的方法的实施方式的流程图。
图6示意性地描绘了根据本发明的方法，示出了其中水被连续泵送入井中的注入井。
图7示出了水进入注入井的向下流速(m/s)与球形(上线)和长型(下线)气泡的直径的关系，其中浮力和向下的曳力在给定的温度、压强和气体和水成分下处于平衡状态。阴影区域代表具有在球形与长型之间的形式的气泡。从该图中清楚地看出，能够产生小气泡的装置将导致根据本发明的方法或系统(即至少处于平衡中)能够以相对低的流速(例如低于0.4m/s)运行，而仅限于较大气泡的装置将需要能够提供更高流速(例如高于0.8m/s)的装置，以便能够提供根据本发明的方法或系统(即处于平衡中)。
图8示出了图7的前四分之一的放大图。
图9-11图示地描绘了根据本发明的用于在地质储集层中减排硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的系统的不同实施方式。
具体实施方式
图1示出了根据本发明的在地质储集层中减排CO2和/或H2S的方法的流程图。术语地质储存可以理解为热岩中的裂缝，其在除向上和向下之外的其他方向上扩展并且为来自井的注入水提供流动路径。
在第一步骤(S1)101中，将水从水源泵送到注入井。水源可以是但不限于地下热水、盐水等，或可以是淡水和海水。为简单起见，下文将使用术语“水”。此外，水的温度可以从仅几摄氏度最高达几百度。
在第二步骤(S2)103中，CO2和/或H2S气体在其中水的液压低于CO2和/或H2S的压强的合并点与水合并，同时确保水以相对于其中气体注入到注入井的点的速度向下转移，这确保了对于给定的水流子部分，在气体注入到水中后相对不久，水的液压大于CO2和/或H2S的分压。
在步骤(S3)105中，将具有溶解的CO2和/或H2S的水注入到地质储集层中。
在一种实施方式中，步骤(S2)103包括通过注入管引导CO2和/或H2S气体，该注入管在选择的深度h1≥0处具有向下延伸到所述注入井中的开口端部，使得在注入管的开口端部处的注入井中水的液压小于注入管中的CO2和/或H2S气体压强。这只是为了使CO2和/或H2S气体能够在深度h1≥0处流入到水中。同时提供了高于在大于h1的深度处的所述CO2和/或H2S气体的气泡的向上流速的水的向下流速，从而确保水被转移到深于h1的深度而没有CO2和/或H2S从水中逸出。
在优选实施方式中，注入管开口端部的CO2气体压强在20-35巴之间。这种大压强确保了含有溶解的CO2的水的pH值相对较低，这将增强地质储集层中的CO2水岩反应。
本发明的重要方面之一是在将CO2(和/或H2S)溶解在水中，然后作为单相流体分散到反应性岩层的孔隙空间中。根据以下，CO2溶解形成碳酸(H2CO3)，碳酸(H2CO3)可以分解为碳酸氢盐(HCO3)和碳酸盐(CO2 3-)：
CO2(g)＝CO2(水溶液) (1a)
CO2(aq)+H2O＝H2CO3(水溶液) (1b)
Figure BDA0003364082080000141
Figure BDA0003364082080000142
例如，斜长石((Ca,Na)Al1.70Si2.30O8)、橄榄石((Mg,Fe)2SiO4)和辉石((Ca,Mg,Fe)2SiO3)是玄武岩中含量最丰富的原生矿物，但玄武岩玻璃也很常见。当矿物和玻璃与注入的酸性流体接触时，发生溶解反应，从岩石基质中浸出阳离子，诸如Ca2+、Mg2+和Fe2+。下面的反应2-5分别示出了斜长石、橄榄石、辉石和玄武岩玻璃的溶解。反应5中玄武岩玻璃的组成是Stapafell玻璃的组成，如Oelkers和Gislason在科学文献中所报道的(参考文献11)。
(Ca,Na)Al1.70Si2.30O8(s)+6.8H+＝(Ca2+,Na+)+1.70Al3++2.3SiO2(水溶液)+3.4H2O(l) (2)
(Mg,Fe)2SiO4(s)+4H+＝2(Mg,Fe)2++SiO2(水溶液)+2H2O(l) (3)
(Ca,Mg,Fe)2SiO3+2H+＝2(Ca,Mg,Fe)2++SiO2(aq)+H2O(l) (4)
SiAl0.36Fe0.19Mg0.28Ca0.26Na0.08K0.008O3.31+2.58H+＝SiO2(水溶液)+0.36Al3++0.19Fe2++0.28Mg2++0.26Ca2++0.08Na++0.008K2++1.30H2O(l) (5)
随着溶解反应2-5在CO2和/或H2S注入后在地下进行，质子(H+)被消耗并且地层流体的pH增加。
随着水从注入井流出，浸出的阳离子的浓度也会增加，如图2所示的，其示出了在将CO2注入到注入井2000之后原位CO2矿物固存期间容矿岩和地层流体相互作用的示意图。图2左侧示出了延伸到800m以下的深度刻度。箭头2005-2007表明区域地下水流的方向以及距注入井2000的不同距离，其中在箭头2005处，挨着注入井2000的水可能是弱酸性的，其中单相流体进入地层并将阳离子浸出岩石基质。在距注入井更远的距离2006，离子浓度随着岩石溶解的进行和水的pH值的增加而增加。在距注入井更远的距离2007，矿物过饱和和沉淀发生，其中粘土和沸石与碳酸盐竞争溶解的阳离子。
在某些浓度下，水相对于次生矿物如碳酸盐变得过饱和，后者根据反应6开始沉淀：
Figure BDA0003364082080000151
方解石(CaCO3)、白云石(CaMg(CO3)2)、菱镁矿(MgCO3)和菱铁矿(FeCO3)是建议的碳酸盐形成矿物。很难事先预测这些碳酸盐中哪些会在CO2注入期间在地下实际沉淀，以及它们会形成到什么程度。其他矿物诸如粘土、氢氧化物和沸石也可能形成并与反应6竞争浸出的阳离子。
图3示出了根据本发明的方法的实施方式的流程图，更详细地指出如何进行所述步骤(S3)105。
在步骤(S3’)201中，从所述水源泵送的水的液压增加以便形成加压水。这可以例如通过经由管道将水从水源泵送到注入井来完成，其中管道中的压强例如通过适当的装备诸如水泵而增加，使得压强可以被控制和调节到待溶解的CO2和/或H2S气体的压强。
在步骤(S3”)203中，用加压水溶解CO2和/或H2S气体，其中选择水的液压使得在气体溶解期间水的液压小于CO2和/或H2S气体的压强。在一种实施方式中，水的压强为约6巴或略低于CO2和/或H2S气体的压强。在该实施方式中，所述将溶解的H2S注入到地质储集层的步骤(S3)105通过注入管进行，所述注入管在深度h1≥0处具有向下延伸到注入井的开口端部，深度h1低于注入井中的水的表面水平。优选地选择该深度，使得其中注入管的开口端部位于井中的位置处的注入井中水的液压小于注入管中水的液压，但是在当水向下流动时达到的稍深的深度h2处，大于溶解的CO2和/或H2S的压强。这样做的原因是为了确保当具有溶解的CO2和/或H2S的水从注入管的开口端部出来时，周围压强将大于溶解的CO2和/或H2S的压强。通过这样做，溶解的CO2和/或H2S将保持溶解状态，直到CO2和/或H2S矿化水岩反应开始。同时，包含溶解的CO2和/或H2S的水的低pH促进了地质储集层中矿物质的溶解，从而提供了碳和硫矿化以及减排所需的阳离子。这种气体溶解过程可以通过使用适当的装备来促进，其使H2S气体与水之间的界面面积最大化和/或将溶解的H2S与水混合以便获得H2S在水中的均匀混合并将任何剩余的H2S气泡溶解在水中。
在一种实施方式中，所述将CO2和/或H2S气体溶解在水中的步骤(S3)105包括通过注入管引导CO2和/或H2S气体，该注入管在选择的深度h1≥0处具有向下延伸到所述注入井中的开口端部，使得在注入管的开口端部处的注入井中水的液压小于注入管中的CO2和/或H2S气体压强。优选地，在该开口端部处的液压略小于管道中的CO2和/或H2S气体压强，首先是确保CO2和/或H2S气体可以进入注入井的水中，以及其次，在已经进入深度h1≥0处的水中并且已经随着水流向下移动一些距离之后，在该较深深度h1+h2处(即在CO2和/或H2S已经向下移动距离h2之后)的液压大于水中溶解的CO2和/或H2S的压强。该注入管可以例如是从气体分离站延伸的管，其中CO2和/或H2S气体与地热气体分离并且随后通过管道被引导至注入井。
图4图示地描绘了根据本发明的用于在地质储集层201中储存二氧化碳CO2的系统200的实施方式。系统包括CO2气体管道202、井口209、进水口203、气体注入管206、鼓泡器207、混合器208和外水注入管204。在高压下将CO2通过在深度h1≥0处具有的开口端部的气体注入管206引导至井口209并进入注入井210，但注入管206被在深度h1+h2处具有开口端部的外水注入管204围绕。在该实施方式中，通过阀211控制泵送到注入井210的水量(升/秒)，其中水被泵送到注入管206与外水管205之间的空间。
选择注入管在深度h1≥0处的开口处的深度，使得该深度处的水的液压略小于注入管中的CO2气体压强。这是为了确保CO2气体可以进入水中。进一步向下注入CO2气体到水中，即在深度h1+Δh处，其中Δh＜＜h1，水的液压大于溶解的CO2的压强。这是为了确保溶解的CO2的压强小于液压，以便其保持溶解在水中。
选择到注入管206与外管204之间的空间的水流速，使得箭头所示的水流速大于CO2气泡的向上速度(由注入管开口端部处的CO2气体上的浮力引起的)。因此，随着CO2气泡向下移动，液压增加，CO2溶解到水中并且气泡变小，导致气泡的向上速度降低。优选的条件是当气泡较小时，因为此时气泡的向上行进速度较小，并且总表面积也较大，导致溶解速率提高。
分析为避免球形气泡从注入管上升而沿管向下所需的水流速的一种方法是计算在相关压强和温度下(以完美球体的形式)具有二氧化碳气泡的密度的气泡的浮力何时等于水向下流速下的曳力。在这些条件下，球形气泡将是静止的。如果流速较小，气泡将向上行进，以及如果流速较高，气泡将随着水流向下行进。计算结果如图7和8所示。横轴表示水的向下流速，单位为m/s，并且纵轴表示气泡直径，单位为mm。由于气泡不是实心球体，它们可能变形并在流动介质中变成扁球体。这尤其适用于较大的气泡，因为表面张力将使较小的气泡保持更似球形的。使用相对较小气泡(例如直径小于6mm)运行的方法或系统根据本发明将能够在相对低的流动速度(例如低于0.4m/s)下运行，而使用相对大的气泡(例如直径大于20mm)的方法或系统根据本发明将能够在相对高的流动速度(例如高于0.8m/s)下运行。
返回参考图4，将鼓泡器207置于注入管206的开口端部，用于使CO2气体与水之间的界面面积最大化。通过这样做，CO2气泡将等分布在水中，并且进一步地，气泡的平均直径将减小，引起所述CO2气体与水之间的界面面积最大化。
鼓泡器下方是混合器208，其作用是将溶解的CO2与水混合以便获得均匀混合并将任何剩余的CO2气泡溶解在水中。因此，将产生更多的湍流，这将进一步促进CO2气体的溶解。同样，大的CO2气泡将分裂成较小的气泡，这也将提高CO2的溶解速度。
在一种实施方式中，外管内水柱的深度h1为约250m，意指液压变为24.5巴。这意指CO2气体的压强略大于24.5巴。只要它离开注入管206的开口端部并通过鼓泡器207，它将分散成小气泡，以及然后溶解在水中。由于进入注入管与外管204之间的空间的恒定水流，产生了竖直向下指向的速度，引起溶解的CO2朝向所述深度h1+h2处的注入管的开口端部行进。优选地选择该深度使得溶解的CO2的pH值为约3.2，但是pH值随着CO2压强的增加而降低。这对应于h1+h2≈520m时。正是在这个深度，溶解的CO2离开系统200并且CO2在玄武岩中的固存开始。pH值越低，玄武岩内的溶解速率就越高。
本发明的额外的优点是它相对于传统技术的成本。在CarbFix2
Figure BDA0003364082080000181
所在地这种气体混合物捕获、运输和储存的总体“现场成本”为24.8美元/吨气体混合物CO2/H2S。这明显低于其他人报告的价格(35美元至143美元/吨CO2)(参考文献12：Global CCSInstitute；参考文献13：Rubin et al；参考文献14：HU and Zhai；参考文献16：Sigfussonet al；参考文献17：Gunnarsson et al)。这项研究证明了在深层地质位点捕获和储存混合溶解的气流的效率和成本优势。
虽然已经在附图和前述说明中详细说明和描述了本发明，但是这样的说明和描述应被认为是说明性或示例性的而非限制性的；本发明不限于所公开的实施方式。通过研究附图、公开内容和所附权利要求，本领域技术人员在实践要求保护的发明时可以理解和实现对所公开的实施方式的其他变化。
参考附图，本发明特别涉及一种减排二氧化碳(CO2)和/或硫化氢(H2S)的方法，包括以下步骤：
·将水从水源泵送或转移到注入井(210)的外管(205)中，从而在所述外管(205)中产生加压水流，
·将富含CO2和/或H2S的气体泵送到注入井(210)的气体注入管(206)中，从而在所述注入管(206)中产生包括加压CO2和/或加压H2的富含CO2和/或H2S的气体流
·通过在深度h1≥0处合并所述加压水流和所述富含CO2和/或H2S的气体流来将所述富含CO2和/或H2S的气体流的基本上所有的所述加压CO2和/或H2S气体溶解在所述加压水流中，其中所述外管(205)中的所述水的液压，p(W)低于所述注入管(206)中的所述CO2和/或H2S的压强，p(C)和/或p(H)
·通过以向下流速，v(W)将所述水流从所述深度h1≥0转移到深度h1+h2来将所述溶解的CO2和/或H2S保持在所述水流中的溶液中，其中(h1+h2)>h1，在h1+h2处，v(W)大于所述CO2和/或H2S气体的向上流速，v(C)和/或v(H)，所述v(C)和/或v(H)是由所述深度h1+h2处的所述水流中CO2和/或H2S气体的气泡上的浮力引起的
·将包括溶解的CO2和/或H2S的所述加压水流注入到h1+h2处或深度>(h1+h2)处的包括反应性岩石的地质储集层中。
在根据本发明的方法的特别优选的实施方式中，地质储集层是地热储集层。
在根据本发明的方法的特别优选的实施方式中，通过在深度h1处的合并点处给注入管(206)安装用于鼓泡的装置(207)来增加待溶解在所述水流中的CO2和/或H2S之间的界面面积。
在根据本发明的方法的另外的特别优选实施方式中，所述深度h1为约250-750m，诸如250-600m或400-750m，诸如300-600m或500-750m。
在根据本发明的方法的另外的特别优选实施方式中，所述水的所述向下流速，v(W)为0.5-1m/s，诸如0.6-0.9m/s，例如0.65-0.85m/s，诸如0.7m/s。
在根据本发明的方法的另外的特别优选实施方式中，所述注入管(206)在包括所述加压水流的所述外管(205)的内部向下延伸，并且在所述深度h1≥0处具有开口端部。
在根据本发明的方法的又另外的特别优选实施方式中，包括所述加压水流的所述外管(205)在所述深度h1+h2处具有开口端部。
在根据本发明的方法的又另外的特别优选实施方式中，在深度h1≥0处的合并点处的CO2压强，p(CO2)在约15-40巴、诸如17-38巴、例如20-36巴之间，优选在约22-34巴之间，更优选在约24-32巴之间，最优选约24.5巴。
在根据本发明的方法的又另外的特别优选实施方式中，在深度h1≥0处的合并点处的H2S的压强，(pH)在约3-9巴之间，诸如在4-8巴之间，优选在约5-7巴之间，更优选在约5.5-6.5巴之间，诸如在5.6与6.4，例如5.7与6.3巴之间，以及最优选约6巴。
在根据本发明的方法的又另外的特别优选的实施方式中，包括所述溶解的CO2和/或H2S的所述加压水流的所得pH值在约1与5之间，诸如在约2与4之间，优选在约2.5与3.5之间，诸如在约2.6与3.4之间，更优选在约2.7与3.3之间，诸如3.2。
在根据本发明的方法的又另外的特别优选的实施方式中，方法进一步包括以下步骤：
·在所述注入井(210/612)中的所述外管(205)中所述深度h1≥0处的所述加压水流中以与所述溶解的CO2和/或H2S相比的预定摩尔比溶解示踪物质，
·建立通过流动路径(614)与所述注入井(210/612)的所述外管(205)互连的监测井(610)，从而将与所述溶解的CO2和/或H2S和所述示踪物质混合的所述加压水的至少一部分通过所述流动路径(614)从所述注入井(210/612)的所述外管(205)流向所述监测井(610)，
·测量所述监测井(610)处的CO2和/或H2S和示踪物质的浓度并基于此建立所述监测井(610)处的CO2和/或H2S与示踪物质之间的摩尔比，以及
·基于将所述监测井(610)处的CO2和/或H2S与所述示踪物质之间的摩尔比与所述注入井(210/612)中的所述外管(205)中所述深度h1的所述加压水流中的所述预定摩尔比进行比较，确定指示CO2和/或H2S减排程度的减排指标。
参考附图，本发明此外特别涉及一种减排二氧化碳(CO2)和/或硫化氢(H2S)的系统，包括：
·注入井(210)
·在所述注入井(210)的内部向下延伸的外管(205)
·在所述注入井(210)的内部向下延伸的注入管(206)
·用于将水从水源泵送或转移到所述外管(205)中从而在所述外管(205)中产生加压水流的装置，
·用于将富含CO2和/或H2S的气体泵送到所述注入管(206)从而在所述注入管(206)中产生包括加压CO2和/或加压H2的富含CO2和/或H2S的气体流的装置
·用于在深度h1≥0处合并所述加压水流和所述富含CO2和/或H2S的气体流的装置，其中所述外管(205)中的所述水的液压，p(W)低于所述注入管(206)中的所述CO2和/或H2S的压强，p(C)和/或p(H)
·用于以向下流速，v(W)将所述水流从所述深度h1≥0转移到深度h1+h2的装置，其中(h1+h2)>h1，在h1+h2处，v(W)大于所述CO2和/或H2S气体的向上流速，v(C)和/或v(H)，所述v(C)和/或v(H)是由所述深度h1+h2处的所述水流中CO2和/或H2S气体的气泡上的浮力引起的
·用于将包含所述溶解的CO2和/或H2S的所述加压水流的所得pH值保持在约2与4之间，优选地在约2.5与3.5之间，更优选地约3.2的装置
·用于将包括溶解的CO2和/或H2S的所述加压水流注入到h1+h2处或深度>(h1+h2)处的包括反应性岩石的地质储集层中的装置。
在根据本发明的系统的特别优选的实施方式中，系统进一步包括在深度h1≥0处的所述合并点处安装在所述注入管(206)上的用于鼓泡的装置(207)。
在根据本发明的系统的另外的特别优选实施方式中，所述深度h1≥0为约250-750m，诸如250-600m或400-750m，诸如300-600m或500-750m。
在根据本发明的系统的另外的特别优选的实施方式中，所述用于将所述水流从所述深度h1转移到深度h1+h2的装置能够提供所述水的向下流速，v(W)，其中(h1+h2)>h1，v(W)为0.5-1m/s，诸如0.6-0.9m/s，例如0.65-0.85m/s，诸如例如0.7m/s。
在根据本发明的系统的另外的特别优选实施方式中，所述注入管(206)向下延伸进入所述外管(205)，并且在所述深度h1≥0处具有开口端部。
在根据本发明的系统的另外的特别优选实施方式中，所述外管(205)在所述深度h1+h2处具有开口端部。
在根据本发明的系统的又另外的特别优选的实施方式中，系统进一步包括：
·用于在所述注入井(210/612)中的所述外管(205)中所述深度h1≥0处的所述加压水流中以与所述溶解的CO2和/或H2S相比的预定摩尔比溶解示踪物质的装置，
·监测井(610)
·流动路径(614)，通过其与所述溶解的CO2和/或H2S和所述示踪物质混合的所述加压水的至少一部分从所述注入井(210/612)的所述外管(205)流向所述监测井(610)，
·用于测量所述监测井(610)处的CO2和/或H2S和示踪物质的浓度并基于此建立所述监测井(610)处的CO2和/或H2S与示踪物质之间的摩尔比的装置，以及
·用于基于将所述监测井(610)处的CO2和/或H2S与所述示踪物质之间的摩尔比与所述注入井(210/612)中的所述外管(205)中所述深度h1的所述加压水流中的所述预定摩尔比进行比较，确定指示CO2和/或H2S减排程度的减排指标的装置。
本发明的方法和系统可以通过以下实施例进一步说明。
实施例1：
0.07kg/s的CO2来自于地热发电厂的气体净化装置或气体分离站。气体的初始压强为30巴。为了将气体输送到注入井，选择外径(OD)40mm的管，导致压降为1.45巴。包括了其他压强损失，据假设井口压强为28巴。对于注入，选择OD 32mm的管，导致压降为0.41巴，但由于重力，合并点处的压头将增加1.1巴，并且合并点处的压强将为28.6巴。
注入管是OD 75mm的管，并且需要1.94kg/s的水的体积流量来溶解气态二氧化碳。在这些条件下的压降为0.51巴/100m。因此，由于压降向下至合并点，注入管中的水柱将高出井内水位约13m。没有必要因这种增加的压强而改变合并点的位置。然而，由于管中低于合并点的压降，管中的水柱将进一步上升约15m，以及因此合并点必须相应升高。因此，水位将比井中的水位高出约28m。要在合并点具有25巴的压强，其必须比管道中的水位低255m或比井中的水位低227m。
在这些条件下，合并时的压降可以最高达3.6巴。合并点处的水向下流速将为约0.95m/s。以1.73kg/s的较低的水流量应用相同的程序，导致在合并点处的向下流动速度为0.85m/s。然而，这种较低的流量阻止了所有气泡的有效向下运动，导致过早关闭该过程。如果在合并点处减小水管内径，即使在1.73kg/s的减少的水流量下也能获实现足够的向下水流动速度，确保气泡完全溶解。这样的设计将减少这种气体减排方法的需水量。
实施例2：
在该实施例中，二氧化碳的分压选择为井下25巴。这意味着在17℃下在25巴压强下饱和或36g CO2/kg水。在这个温度和压强下，二氧化碳的体积是大气压下等量水的体积的大约20倍。为了使水能够将气体向下拉动，气体的体积不应超过水的体积，优选小得多。为了使水能够将气体在管中向下带，气体释放点(合并点)的液压优选应接近25巴的饱和压强。然而，如果保持足够的体积水流量，则可以使压强变低。一部分气体会溶解在水中，并且剩余的气体会形成小气泡并随水沿着管向下行进。随着深度的增加，气泡随着压强的增加而变小，并且气体继续溶解在水中，直到所有的气体都被溶解。
实施例3：
在该实施方式中，如图10所示的，监测井610通过流动路径614与注入井612互连，该流动路径可以例如是地质储集层中的裂缝。该监测井610的实施是为了估计CO2的矿化能力。估计步骤包括使用一种或多种示踪物质来示踪CO2气体或水或碳。因此，可以经由适当的示踪剂源添加一种或多种类型的示踪剂，以用于以可控方式示踪这些中的一种或多种，使得CO2气体或水或碳与一种或多种示踪物质之间的摩尔比是预定的，即摩尔比是预固定的。这意味着仅一种示踪剂可用于示踪，例如仅CO2，或仅C，或仅水或其组合。作为实例，SF5CF3示踪剂、SF6示踪剂或罗丹明示踪剂可应用于示踪注入流体与储集层中环境水之间的稀释，以及用于表征储存储集层中CO2饱和溶液的平流和弥散输送。另一方面，与CO2一起注入的C-14示踪剂浓度由于CO2-水-岩相互作用而发生变化，并且因此允许在质量平衡计算中估算注入的CO2的矿化程度。可以提供监测装备(此处未示出)，用于监测在该监测井610中的CO2气体，或水或碳与示踪物质之间的摩尔比，作为注入所述溶解的CO2的结果。如已经提到的，监测井610通过所述流动路径与注入井612互连，使得与溶解的CO2和所述示踪物质混合的注入水的至少一部分通过所述流动路径614流向监测井610。通过比较监测井610处与注入井612处的摩尔比，可以确定指示通过水-岩反应固存的CO2量的减排指标。因此，如果使用的示踪剂是SF5CF3示踪剂并且[SF5CF3]/[CO2]之间的摩尔比在注入井612处为1，但是在监测井610处为2，这将清楚地表明一半的CO2已经通过所述水-岩反应与岩石进行化学反应。
这样的监测井610也可以与图4所示的实施方式相关地实施。
实施例4：
图5示出了根据本发明的在地热储集层中减排硫化氢的方法的一种实施方式，其中估计了H2S的矿化能力。该方法可以在图1中的所述方法步骤之前发生，或者可以作为稍后时间进行的监测方法来实施。
在步骤(S4)301中，除了溶解的H2S之外，还以可控的方式溶解示踪物质诸如KI，使得H2S与示踪物质的摩尔比被预先确定。
在步骤(S5)303中，响应于将溶解的H2S和溶解的示踪物质注入到注入井中，对监测井中的H2S与示踪物质之间的摩尔比进行监测。监测井是通过流动路径(例如岩石中的裂痕或裂缝)与注入井互连的井，使得与所述溶解的H2S和所述示踪物质混合的注入水的至少一部分通过该流动路径流向监测井。该监测包括然后测量H2S和示踪物质的浓度以及基于此的监测井处的H2S和示踪物质之间的摩尔比。
在步骤(S6)305中，基于将监测井处的H2S和示踪物质之间的摩尔比与注入井处的相应摩尔比进行比较，确定指示通过水-岩反应的H2S减排量的减排指标。例如，如果进入注入井的H2S/示踪剂摩尔比为1.0，但在监测井中为0.5，这将表明一半溶解的H2S通过水-岩反应在地热储集层中矿化。然而，为了进一步改进该方法，优选在考虑到的H2S氧化成其他硫物质(这可能导致不确定性)的情况下进行校正。
实施例5：
图6示意性地描绘了图5中的方法，示出了注入井400，其中水409被连续泵送进入井400中。这样的井的总深度可以是几千米。如此处所示的，井部分地填充有水，其中水面406靠近注入井的套管401的封闭盖。由于水的连续泵送，在井中形成向下延伸到孔中的水流，其中一些水将在如箭头404所示的方向上流入地热储集层403。如此处所描绘的，注入井包括密封井的套管401，诸如钢管(例如，将井相对于地热储集层上方的地下淡水密封)。这样的套管401的高度可以从几百米最高至超过1000米。如此处所示的，注入井的其余部分在岩石402中。在地热储集层中发生的水-岩反应在404的展开图中表示，示出了溶解的H2S在岩石中的流动路径，其中溶解的H2S与岩石中的金属离子(Me)407化学反应并形成Me硫化物408。如果例如Me是Fe，则Me硫化物将是Fe-硫化物。
如果水源是地热井，则泵送入井中的水409的温度通常为约100℃，但优选地其较冷，因为与热水相比溶解H2S所需的水更少。然而，这取决于水源，即是否使用淡水源(冷水)而不是地下热水源。
实施例6：
图9图示地描绘了根据本发明的用于在地热储集层501中减排硫化氢(H2S)的系统500的实施方式。系统包括H2S气体管道502、井口509、进水口503、注入管506、鼓泡器507、混合器508和外管504。在高压下将H2S通过在深度h1≥0处具有开口端部的注入管506引导至井口509并进入注入井510，但注入管206被具有位于深度h1+h2处的开口端部的外管504围绕。在该实施方式中，通过阀511控制进入到注入井510的水的体积流量(升/秒)，其中水被泵送进入注入管506与外管505之间的空间。
选择注入管在深度h1处的开口处的深度，使得该深度处的水的液压略小于注入管中的H2S气体压强。这是为了确保H2S气体可以进入水中。在注入H2S气体的位点下方，在深度h1+Δh处，其中Δh＜＜h1，水的液压大于溶解的H2S的内部压强。
选择进入注入管506与外管504之间空间的水流，使得水的体积流量和由此而来的速度(如箭头所示的)大于H2S气体向上指向的速度(由于注入管开口处的H2S气体上的浮力引起的)。因此，随着H2S气泡向下移动，液压增加且气泡变小，导致气泡向上指向的速度降低。优选的条件是当气泡较小时，因为此时气泡的向上行进速度较小，并且总表面积也较大，导致溶解速率提高。
在该实施方式中，将鼓泡器507置于注入管506的开口端部处，用于使H2S气体与水之间的界面面积最大化。通过这样做，H2S气泡将等分布在水中，并且进一步地，气泡的平均直径将减小，引起所述H2S气体与水之间的界面面积最大化。
鼓泡器下方是混合器508。混合器的作用是将溶解的H2S与水混合，以便使H2S气体在水中均匀混合，并将任何剩余的H2S气泡溶解在水中。因此，将产生更多的湍流，这将进一步提高H2S气体的溶解速率。同样，大的H2S气泡将分裂成较小的气泡，这也将提高H2S的溶解速度。
实施例7：
图10图示地描绘了根据本发明的用于在地热储集层中减排尤其硫化氢(H2S)的系统600的另一种实施方式。在该实施方式中，监测井610通过流动路径614与注入井612互连，该流动路径可以例如是地热储集层中的裂缝。该监测井610的实施是为了估计H2S的矿化能力，如之前关于图5所讨论的。
实施例8：
图11图示地描绘了根据本发明的用于在地热储集层中减排硫化氢(H2S)的系统700的又另一种实施方式。在该实施方式中，H2S在水注入管705外部的分开的管701中向下转移到注入井703。由于管被紧固在井口处(此处未示出)，如果条件改变，诸如水流改变，合并点的深度将不能改变。因此优选在注入管705的端部实施压强控制阀702以在合并点处保持恒定压强。这种解决方案的优点是注入管中的压降较低，以及因此可以保持较高的水流量，这使得更容易将气泡拉下管。
实施例9：
与地质碳储存相关的安全风险的很大一部分是因为气态CO2容易逃逸回地表并泄漏到大气或上覆的淡水含水层中。当试图在多孔地质地层中进行储存时，这尤其成问题。
目前的实验组是在冰岛Hellisheidi的地热发电厂进行的。Hellisheidi注入位点的岩石具有超镁铁质至玄武质组成，在横向和竖直方向高度可渗透(分别为300和1700×10-15m2)，并且孔隙度估计为8,5％。
使用图4中所描绘的装置，分别以70和1940g s-1的目标质量速率注入CO2和H2O。CO2和H2O在330-360m的深度处释放。在这个深度，CO2通过鼓泡器以小气泡的形式释放到流动的H2O中。CO2/H2O混合物通过向下延伸至540m的混合管由鼓泡器传送，在那里释放到地下岩石中。大约一半的路程(大约在420m处)放置了静态混合器来帮助CO2溶解。在3个月的时间段内，大约175t的CO2连同大约5000t H2O被注入到该位点处的地下。
CO2在注入期间完全溶解的验证是通过数字井下相机进行的(示出没有CO2气泡，并通过使用定制的筒进行高压井水采样。
图像示出井流体中没有气泡，这与540m处流体出口上方1.5m处的CO2完全溶解一致。
分析了12个井水样品的总溶解无机碳，并测量了12个井水样品中的6个样品的原位pH。在每种情况下，基于测量的进入井中的CO2和H2O质量流量，样品流体的溶解的无机碳浓度平均在0.82±2％mol/kg浓度的5％以内，并且流体pH为3.89±0.1，证实了CO2在注入期间完全溶解。
因此，如果作为溶解相注入地下，由于它没有气泡形成或浮力，CO2不太可能逃回大气(参考文献15：Gilfillan et al.,2009)。
实施例10：
使用以下参数进行另外的CO2/H2S实验注入：
Figure BDA0003364082080000281
Figure BDA0003364082080000291
在该实施例中，二氧化碳和硫化氢的分压选择为井下18巴和6巴。
具有溶解的CO2的水的pH值随着CO2压强的增加而降低，因为这增加水中的CO2含量。在一项实验中，选择深度使得pH值约为3.2。这对应于520m的深度。从上表可以清楚地看出，在该实施例中水的向下速度为约0.7m/s.将水的向下速度改变为约0.3m/s导致失败。
在权利要求中，词语“包括”不排除其他要素或步骤，并且不定冠词“a(一个)”或“an(一种)”不排除多个/种。单个处理器或其他装置可以实现权利要求中陈述的多个项目的功能。在相互不同的从属权利要求中叙述某些措施的仅仅事实并不表示这些措施的组合不能有利地使用。权利要求中的任何附图标记不应被解释为限制范围。
参考文献
所有这些都通过援引以其整体并入本文。
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Claims (13)

1.一种减排二氧化碳(CO2)和/或硫化氢(H2S)的方法，包括以下步骤：
·将水从水源泵送或转移到注入井(210)的外管(205)中，从而在所述外管(205)中产生加压水流，
·将富含CO2和/或H2S的气体泵送到注入井(210)的注入管(206)中，从而在所述注入管(206)中产生包括加压CO2和/或加压H2S的富含CO2和/或H2S的气体流
·通过在深度h1≥0处合并所述加压水流和所述富含CO2和/或H2S的气体流来将所述富含CO2和/或H2S的气体流的基本上所有的所述加压CO2和/或H2S气体溶解在所述加压水流中，其中所述外管(205)中的所述水的液压，p(W)低于所述注入管(206)中的所述CO2和/或H2S的压强，p(CO2)和/或p(H2S)
·通过以向下流速，v(W)将所述水流从所述深度h1≥0转移到深度h1+h2来将所述溶解的CO2和/或H2S保持在所述水流中的溶液中，其中(h1+h2)>h1，在h1+h2处，v(W)大于所述CO2和/或H2S气体的向上流速，v(CO2)和/或v(H2S)，所述v(CO2)和/或v(H2S)是由所述深度h1+h2处的所述水流中CO2和/或H2S气体的气泡上的浮力引起的
·将包含所述溶解的CO2和/或H2S的所述加压水流的所得pH值保持在约2与4之间，优选地在约2.5与3.5之间，更优选地约3.2
·将包括溶解的CO2和/或H2S的所述加压水流注入到h1+h2处或深度>(h1+h2)处的包括反应性岩石的地质储集层中。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述地质储集层是地热储集层。
3.根据前述权利要求中任一项所述的方法，进一步包括通过在深度h1≥0的所述合并点处给所述注入管(206)安装用于鼓泡的装置(207)来增加待溶解在所述水流中的CO2和/或H2S之间的界面面积。
4.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述注入管(206)在包括所述加压水流的所述外管(205)的内部向下延伸，并且在所述深度h1≥0处具有开口端部。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，包括所述加压水流的所述外管(205)在所述深度h1+h2处具有开口端部。
6.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中，在深度h1处的合并点处的CO2压强，p(CO2)在约20-36巴之间，优选地在约22-34巴之间，更优选地在约24-32巴之间，最优选地约24.5巴。
7.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中在深度h1处的合并点处的H2S压强，p(H2S)在约4-8巴之间，优选地在约5-7巴之间，更优选地在约5.5-6.5巴之间，最约6巴。
8.根据前述权利要求中任一项所述的方法，进一步包括以下步骤：
·在所述注入井(210/612)中的所述外管(205)中所述深度h1≥0处的所述加压水流中以与所述溶解的CO2和/或H2S相比的预定摩尔比溶解示踪物质，
·建立通过流动路径(614)与所述注入井(210/612)的所述外管(205)互连的监测井(610)，从而将与所述溶解的CO2和/或H2S和所述示踪物质混合的所述加压水的至少一部分通过所述流动路径(614)从所述注入井(210/612)的所述外管(205)流向所述监测井(610)，
·测量所述监测井(610)处的CO2和/或H2S和示踪物质的浓度并基于此建立所述监测井(610)处的CO2和/或H2S与示踪物质之间的摩尔比，以及
·基于将所述监测井(610)处的CO2和/或H2S与所述示踪物质之间的摩尔比与所述注入井(210/612)中的所述外管(205)中所述深度h1的所述加压水流中的所述预定摩尔比进行比较，确定指示CO2和/或H2S减排程度的减排指标。
9.一种用于减排二氧化碳(CO2)和/或硫化氢(H2S)的系统，包括：
·注入井(210)
·在所述注入井(210)的内部向下延伸的外管(205)
·在所述注入井(210)的内部向下延伸的注入管(206)
·用于将水从水源泵送或转移到所述外管(205)中从而在所述外管(205)中产生加压水流的装置，
·用于将富含CO2和/或H2S的气体泵送到所述注入管(206)从而在所述注入管(206)中产生包括加压CO2和/或加压H2的富含CO2和/或H2S的气体流的装置
·用于在深度h1≥0处合并所述加压水流和所述富含CO2和/或H2S的气体流的装置，其中所述外管(205)中的所述水的液压，p(W)低于所述注入管(206)中的所述CO2和/或H2S的压强，p(CO2)和/或p(H2S)
·用于以向下流速，v(W)将所述水流从所述深度h1≥0转移到深度h1+h2的装置，其中(h1+h2)>h1，在h1+h2处，v(W)大于所述CO2和/或H2S气体的向上流速，v(CO2)和/或v(H2S)，所述v(CO2)和/或v(H2S)是由所述深度h1+h2处的所述水流中CO2和/或H2S气体的气泡上的浮力引起的
·用于将包含所述溶解的CO2和/或H2S的所述加压水流的所得pH值保持在约2与4之间，优选地在约2.5与3.5之间，更优选地约3.2的装置
·用于将包括溶解的CO2和/或H2S的所述加压水流注入到h1+h2处或深度>(h1+h2)处的包括反应性岩石的地质储集层中的装置。
10.根据权利要求9所述的系统，进一步包括在深度h1≥0的所述合并点处安装在所述注入管(206)上的用于鼓泡的装置(207)。
11.根据权利要求9或10中任一项所述的系统，其中，所述注入管(206)向下延伸到所述外管(205)中并且在所述深度h1≥0处具有开口端部。
12.根据权利要求9-11中任一项所述的系统，其中，所述外管(205)在所述深度h1+h2处具有开口端部。
13.根据权利要求9-12中任一项所述的系统，进一步包括：
·用于在所述注入井(210/612)中的所述外管(205)中所述深度h1处的所述加压水流中以与所述溶解的CO2和/或H2S相比的预定摩尔比溶解示踪物质的装置，
·监测井(610)，
·流动路径(614)，通过其与所述溶解的CO2和/或H2S和所述示踪物质混合的所述加压水的至少一部分从所述注入井(210/612)的所述外管(205)流向所述监测井(610)，
·用于测量所述监测井(610)处的CO2和/或H2S和示踪物质的浓度并基于此建立所述监测井(610)处的CO2和/或H2S与示踪物质之间的摩尔比的装置，以及
·用于基于将所述监测井(610)处的CO2和/或H2S与所述示踪物质之间的摩尔比与所述注入井(210/612)中的所述外管(205)中所述深度h1的所述加压水流中的所述预定摩尔比进行比较，确定指示CO2和/或H2S减排程度的减排指标的装置。
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