CN114728233A - 用于从富含h2s和co2的气体混合物诸如地热不凝性气体混合物中减少h2s和co2的方法和系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及用于从富含H2S和CO2的气体混合物诸如地热不凝性气体混合物(NCG)中减少硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的方法和系统。通过将气体流加压并将其进料到吸收塔，在吸收塔中H2S和CO2优先溶解在水流中，产生富含H2S和CO2的水流，以将H2S和CO2气体与富含H2S和CO2的气体混合物中所含的其余气体分离。然后可以将富含H2S和CO2的水流回注到地质储层或用于对地质来源的另一水流进行pH改变。
Description
技术领域
本发明涉及用于从富含H2S和CO2的气体混合物诸如地热不凝性气体混合物(NCG)中减少硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的方法。
背景技术
常规地热厂通过从地热储层中提取蒸汽和盐水(地热水)的热混合物来利用地球的热量，特征在于热异常、可渗透的岩石和流体(Barbier,E.(2002)Geothermal EnergyTechnology and Current Status:an Overview.Renewable and Sustainable EnergyReviews,6,p.3-65)。从这些地热储层中提取的流体自然包含溶解气体，诸如CO2、H2S、H2、N2、CH4等。这些气体是地热能生产的副产品，并且是岩浆起源。地热蒸汽与盐水(地热水)分离，因此它可用于通过动力涡轮发电。在此过程之后，蒸汽被冷凝并与盐水(地热水)一起回注到地热储层。然而，只有一部分气体(最初从地热储层中提取的热混合物的一部分)与蒸汽重新冷凝，留下其余的所谓不凝性气体(在下文中，NCG或NCG混合物)作为热能生产的气态副产品。这些气体通常通过真空泵或喷射器从冷凝器中去除，并且被排放到大气中。因此，目前大多数地热厂(在例如冰岛(Iceland))将大量H2S和CO2排放到大气中。图1示出了冰岛几个地热发电厂排放的CO2和H2S的量。排放的气体量不仅取决于工厂的大小，还取决于该位置的地质状况。
基于以上，容易理解地热发电厂的CO2和H2S排放是地热能利用的主要环境问题之一。CO2是一种导致全球变暖的所谓温室气体，而硫化氢是一种无色、易燃和剧毒的气体，具有臭鸡蛋的特征气味。暴露于H2S会导致健康问题，这取决于暴露的水平和持续时间。低水平、长期暴露会导致眼睛发炎和刺激，而如果大气中H2S的浓度超过300ppm，短时间段的高水平暴露会导致头晕、头痛、恶心和甚至死亡。
地热流体中H2S的浓度通常在几ppb到几百ppm的范围内(Arnórsson,S.(1995a)Hydrothermal systems in Iceland:Structure and conceptual models.1.High-temperature areas.Geothermics 24,561-602,Arnórsson,S.(1995b)Hydrothermalsystems in Iceland:Structure and conceptual models.2.Low-temperatureareas.Geothermics 24,603-629)。在高温地热流体的利用期间，H2S在蒸汽相中浓缩，以及随后在蒸汽冷凝后释放到大气中。H2S在冷却塔顶部释放，在那里其散发到空气中，以降低靠近发电站的高浓度H2S的风险。排气中所含的H2S连同其他气体诸如CO2、H2、N2、CH4被风携带背离发电厂现场，并且在一些天气条件下会在附近社区造成恶臭。
迄今为止，已经实施了数种方法来尝试处理排气中的气体，诸如H2S和CO2。这些方法包括燃烧气体，或将H2S与其他气体分离并随后将其氧化。另一种处理这些气体的已知方法是通过将整个不凝性气体流与水混合。然而，由于不凝性气体流中不同气体的溶解度变化很大，这在许多情况下将需要非常大量的水。例如，在293K(大约20C)和1个大气压(大约1巴)下，相对可溶的CO2和H2S的溶解度分别为每100g水0.169g和0.385g，而相对难溶的H2、N2、O2、Ar和CH4的溶解度分别仅为每100g水0.00016、0.0019、0.0043、0.0062和0.0023g。
US5656172描述了一种用于从地热不凝性气体生产含H2SO4的水性盐水(地热水)的方法，目的是生产酸性盐水(地热水)，该酸性盐水可用于溶解水垢和其他沉淀物和/或在地热能生产的背景下抑制进一步矿化。然而，这样的盐水(地热水)本身并不如本发明所设想的用于将H2S和CO2直接回注和储存在地质构造中。由于H2SO4是一种强酸，因此与使用弱酸H2S相比，将盐水(地热水)酸化仅需少量。因此，在需要广泛的措施来减轻回注系统的钢管和回注井套管的腐蚀之前，只能减少来自地热发电厂的硫排放的一小部分。
US20020062735公开了一种预处理天然气(即主要由CH4组成并且旨在例如加热和烹饪的气体)的方法。所描述的方法旨在通过将天然气从其相对低的H2S和CO2含量中纯化出来来对天然气进行预处理，使得天然气可以在不损害环境的情况下使用和销售。因此，US20020062735中描述的方法和系统都不是针对如何从富含H2S和CO2的气体(诸如上述NCG，其为地热能生产的副产品并且H2S和CO2比天然气丰富得多)中处理H2S和CO2，也没有提供能够实现这样的处理的方法或系统的解决方案。
US2011225971描述了一种用于从地热发电单元的蒸汽冷凝物中去除硫化氢的方法，该方法通过使该蒸汽冷凝物与包含二氧化碳的同一地热发电单元的冷凝器排放气体接触。因此，所描述的方法涉及从冷凝物中去除H2S，而不是从NCG混合物中去除H2S，并且在任何情况下都不依赖于如本发明所设想的将NCG混合物中的H2S和CO2吸收到蒸汽冷凝物或任何其他水流中。
US5340382描述了一种用于将酸性气体(被解释为二氧化碳和硫化氢的混合物)从烃井中吸收到水中的方法。根据US5340382，酸性气体将通过使用静态混合器被吸收到水中，在此之后，然后该混合物被加压以通过管道流向注入泵，通过注入泵其返回到处理层。根据US5340382，具有酸性气体的水的压力应保持高于静态混合器出口处的压力。从US5340382中相当清楚地的是，其中描述的方法涉及压缩和吸收仅由H2S和CO2组成的(酸性)气体混合物，而不是如在本发明的上下文中那样压缩包含CO2和H2S二者以及此外H2、N2、O2、Ar和CH4中的至少一种的NCG混合物。因此，US5340382中描述的方法并非旨在如本发明方法那样将NCG混合物中的相对可溶的CO2和H2S气体选择性吸收到液态蒸汽冷凝物(或任何其他水流)中，而同时在NCG混合物中留下相对难溶的H2、N2和CH4气体。因此，US5340382的方法假定构成所谓酸性气体的H2S和CO2已经与任何其他气体分离，而本发明方法恰好旨在做到这一点，即将气体混合物中的H2S和CO2与该混合物中存在的任何其他气体分离。US5340382中描述的方法没有考虑对NCG混合物中的气体进行任何分离也从以下事实中变得非常清楚，即所谓的酸性气体在所谓的静态混合器中与水混合后，该混合物根据US5340382保持加压并直接注入处理层，而不从液体中逸出任何气体(参见第3l.62栏至第l.34栏)。因此，与本发明的方法不同，US5340382的方法没有考虑从混合单元(US5340382中所谓的静态混合器)离开的气体流和水流两者，而是包括水和气体二者的仅一个单一流。该差异从以下事实也变得非常清楚，即根据US5340382(参见第2l.22-24栏)的教导，将使用静态混合器，而不是例如吸收塔，另一方面，这是进行根据本发明的方法的优选方式。
US5694772描述了一种用于处理地热流体中存在的硫化氢的方法，该方法用于产生包括硫化氢的气态流和废地热液体流的类型的地热厂，该方法包括压缩废地热液体和气态流二者并使它们接触以产生基本上不含硫化氢的加压气体流和液体流出物。所描述的方法依赖于压缩气体混合物，然后将其与所谓的填料塔中的蒸汽冷凝物接触，这必须理解为一种提取种类，这不导致如本发明设想的那样将气态NCG混合物的H2S和CO2二者吸收到液态蒸汽冷凝物或任何其他水流中。不能将US5694772中设想的方法说成是依赖于将硫化氢和二氧化碳二者吸收到蒸汽冷凝液中得到了以下事实的支持：根据US5694772的图(图1)和文本(第4栏，第53-56行)二者，任何CO2都将保留压缩气体流的一部分，其随后被排放到大气中。因此，US5694772中描述的解决方案显然不是旨在从NCG混合物中分离H2S和CO2二者，而是仅H2S。此外，US5694772提到其中描述的方法可以通过向上述所谓的填料塔中添加氯来优化。氯的添加只能被理解为特别地旨在增加将硫化氢氧化成在水性溶液中具有较高溶解度的其他硫物质。相比之下，简单的吸收不会涉及系统中存在的化学物质的变化。此外，与US5694772的方法有关的添加氯的建议清楚地示出，这些仅旨在处理气体混合物中的H2S，而不是此外可能存在的任何CO2。事实上，由于氯在293K(大约20C)和1个大气压(大约1巴)的水中的溶解度(大约0.7g/100g水)高于CO2的溶解度(0.169g/100g水)并且由于氯相对于CO2没有类似的氧化作用(如上面对硫化氢所提到的)，认为如果一开始就发生(即在没有氯的系统中)，将氯添加到上述所谓的填料塔中会降低CO2整体吸收到液体流。
US4244190描述了一种用于处理由地下地热储层产生的包含不凝性气体(包括硫化氢和溶液中的重金属和/或过渡金属)的两相地热盐水(地热水)的方法，该方法涉及将硫化氢转化为硫和/或更高氧化态的其他硫化合物。因此，所描述的方法涉及通过将H2S转化为更高的氧化态来去除H2S，并且在任何情况下都不依赖于如本发明所设想的将NCG混合物中的H2S和CO2吸收到蒸汽冷凝物或任何其他水流中。
WO9322032描述了一种用于处理包括氨和硫化氢成分的气体的方法，该方法涉及通过向其中添加氨或氨前体来增加含氧液体的pH，并在混合区中使所述气体与pH增加的液体在足以去除所述硫化氢中的大部分的条件下接触。因此，所描述的方法涉及从包括大量氨的气态混合物而不是来自地热储层的典型NCG组合物中去除H2S，并且在任何情况下都不依赖于如本发明所设想的将NCG混合物中的H2S和CO2吸收到蒸汽冷凝物或任何其他水流中。
US5085782描述了一种用于回收和使用在地热盐水(地热水)闪蒸期间产生的不凝性气体的方法，所述气体包括大量的CO2和少量的H2S，该方法包括在氧化剂存在下将所述不凝性气体引入源自盐水(地热水)的蒸汽冷凝物中，以氧化基本上所有的硫化氢。因此，所描述的方法涉及通过将H2S转化为更高的氧化态而不是如本发明所设想的吸收到蒸汽冷凝物或任何其他水流中来去除H2S。
因此，本发明的发明人首次描述了满足对用于从NCG中分离、捕获和制备H2S和CO2以供以后储存或以供以后使用的环境友好方法的需求的系统和方法，其仅依赖于将NCG混合物中相对可溶的CO2和H2S气体吸收到液态蒸汽冷凝物(或任何其他水流)中，而不依赖于例如添加氯以将硫氧化成更高的氧化态，并且同时在NCG混合物中留下相对难溶的H2、N2和CH4气体。
发明内容
如上所述，将有利的是实现用于从包含此外H2、N2、CH4和/或Ar气体中的至少一种的富含H2S和CO2的气体(诸如地热不凝性气体(NCG)混合物)中分离包括硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的可溶性气体的有效且环境友好的方法，其目的是制备硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)以供处理或以后使用。一般而言，本发明单独地或以任何组合减轻、缓解或消除上述H2S和CO2的一个或多个缺点。特别地，本发明的目的可以看作是提供一种解决与H2S和CO2相关的现有技术的上述问题或其他问题的方法。
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，提供了一种用于从包含此外H2、N2、CH4和/或Ar气体中的至少一种的富含H2S和CO2的气体混合物(G1)(诸如NCG)中捕获包括H2S和CO2的可溶性气体的方法，至少包括以下：
●将所述包含此外H2、N2、CH4和/或Ar气体中的至少一种的富含H2S和CO2的气体混合物(G1)(诸如NCG)加压至3和20巴之间，例如3和15巴之间的压力，以及
●使所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)的流与水流(W2)接触，
●从所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)中将所述H2S和CO2的至少一部分吸收到所述水流(W2)中，从而
●产生与所述水流(W2)相当的富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)以及与所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)相比已经耗尽了H2S和CO2的加压气体流(G3)，
●转移所述富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)：
■至注入井以用于将所述水流(W4)注入地质储层，或
■至用于将水流(W5)注入地质储层的系统，以将所述水流(W4)用作所述水流(W5)的pH调节的辅助物。
在本发明的上下文中，术语转移被理解为将液体(例如水)或气体(例如气体混合物)从一个位置转移至另一个位置的任何手段，例如通过泵送。
在本发明的上下文中，术语流被理解为以给定速度以一定流量在给定方向上移动的物质(例如水或气体)，该流量可以作为体积流量或质量流量来提供。体积流量是每单位时间通过给定点的流体或气体的体积，并且通常用符号Q(有时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或气体的质量。质量流量的SI单位是kg/s。
在本发明的上下文中，术语水源或水被理解为任何种类的水，诸如例如地下水、海洋水/海水、泉水、地热冷凝物或盐水(地热水)，或来自河、溪或湖的地表水。
在本发明的上下文中，术语注入井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岩层(诸如玄武岩或玄武岩石)和多孔岩层(诸如砂岩或石灰岩)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的气体混合物被理解为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混合物。
在本发明的上下文中，术语液压被理解为液压流体的压力，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力。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。
压力以SI单位帕斯卡(Pa)测量，即每平方米一牛顿(1N/m2)或1kg/(m·s2)或1J/m3。其他常用的压力单位是磅/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，并且1巴等于100,000Pa。
在本发明的上下文中，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，则术语气体(CO2和/或H2S)的分压或仅压力被理解为所述给定气体在气体混合物中的名义压力。理想气体混合物的总压力是混合物中各成分气体的分压之和。
在本发明的上下文中，术语加压(pressurize)和加压的(pressurized)分别被理解为达到和维持高于环境的压力，例如高于大气压的压力，诸如在3和20巴之间，诸如在3和15巴之间，诸如在4和10巴之间，诸如在6和8巴之间，例如7巴的过程。值得注意的是，术语加压和加压的在本发明的上下文中不被解释为意指将给定的气体或给定的气体混合物压缩成其液态，对于给定的气体或给定的气体混合物，这将在给定的温度下意味着使其经受高于一定阈值的压力。
在本发明的上下文中，术语接触(例如使气体流与水流接触)被理解为使某物与其他某物接触，即使两个或更多个事物相互触及、物理相互作用或关联。
在本发明的上下文中，术语吸收(例如将气体吸收到水中)被理解为原子、分子或离子进入体相(例如液体或固体材料)的物理或化学现象或过程。这样的一个实例将是气液吸收(也称为洗涤)，这是其中气体混合物与液体接触的操作，目的是优先溶解气体混合物的一种或多种组分并提供它们在液体中的溶液。原则上，有2种类型的吸收过程：物理吸收和化学吸收，这取决于溶质和溶剂(吸收剂)之间是否发生任何化学反应。在类似本发明的过程的过程中，水用作吸收剂，在吸收剂和溶质之间仅很少发生化学反应，并且因此该过程通常称为物理吸收。然而，在通过添加碱或酸来改变吸水剂的pH的过程中，根据溶质的化学性质，在水中的吸收可能伴随着液相中快速且不可逆的中和反应，并且然后该过程可以称为化学吸收或反应吸收。因此，通过例如pH改变引起的化学反应可用于提高吸收速率、提高溶剂的吸收能力、提高选择性以优先溶解气体混合物的仅某些组分和/或将气体混合物的危险组分转化为安全或更安全的化合物。
在本发明的上下文中，术语产生(例如产生水流或加压气体流)被理解为引起、造成、生成、产出或产生某物，例如水流或加压气体流。
在本发明的上下文中，注入/回注(injecting/reinjectin)或注入/回注(inject/reinject)被理解为将某物强行引入/再引入到其他某物中，例如迫使流体进入地下结构。
在本发明的上下文中，术语地质储层被理解为地下结构(例如玄武岩石)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层。在本上下文中，术语地热储层被理解为热岩石中的裂缝，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。
因此，提供了一种方法，该方法通过产生富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)将例如NCG的CO2和H2S与其余气体分离，并因此制备这些气体以供以后处理或用于例如流体的pH改变。处理可以例如基于将富含溶解的CO2和H2S的水流(W4)注入回到地热储层，在那里它们通过水-岩石反应形成化学结合。因此，可以通过将富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)注入回到地热系统来利用已经在天然地热系统中发生的水-岩石反应。通过将CO2和H2S溶解在水流中并将其返回到其来源的地方来分离CO2和H2S被认为是用于减少来自例如地热发电厂的气体排放的理想方法。
在一种实施方式中，所述富含H2S和CO2的气体进一步包括以下气体中的至少一种：H2、N2、CH4和/或Ar，并且所述从包含在富含H2S和CO2的气体中的其余气体中减少(abating)H2S和CO2气体的方法包括将包含此外所述H2、N2、CH4和/或Ar气体中的至少一种的富含H2S和CO2的气体引导通过吸收塔，在该吸收塔中H2S和CO2与水接触，从而使溶解的H2S和CO2与其余的难溶性H2、N2、CH4和/或Ar气体分离。这样，提供了一种将H2S和CO2与所述其余的难溶性气体分离的简单方法。
在本发明的第二方面，提供了一种用于从包含此外H2、N2、CH4和/或Ar气体中的至少一种的富含H2S和CO2的气体混合物(G1)(诸如地热不凝性气体(NCG))中分离包括硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的可溶性气体的系统，至少包括以下：
●装置，用于将所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)加压至3和20巴之间，例如3和15巴之间的压力，以及
●装置，用于使所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)的流与水流(W2)接触，
●装置，用于从所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)中将所述H2S和CO2的至少一部分吸收到所述水流(W2)中，从而产生与所述水流(W2)相当的富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)以及与所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)相比已经耗尽了H2S和CO2的加压气体流(G3)，
●装置，用于转移所述富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)：
■至注入井以用于将所述水流(W4)注入地质储层，或
■至用于将水流(W5)注入地质储层的系统，以将所述水流(W4)用作所述水流(W5)的pH调节的辅助物。
在根据本发明的系统的特别优选的实施方式中，所述装置，用于从所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)中将所述H2S和CO2的至少一部分吸收到所述水流(W2)中的装置包括一个或多个吸收塔。
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(地热水)、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。
一般而言，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示出了多个冰岛地热发电厂排放的CO2和H2S的量。
图2示出了根据本发明的从包含此外H2、N2、CH4和/或Ar气体中的至少一种的富含H2S和CO2的气体混合物(诸如NCG)中分离包括硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的可溶性气体的方法的流程图。
图3示出了根据本发明的用于从包含此外H2、N2、CH4和/或Ar气体中的至少一种的富含H2S和CO2的气体混合物(诸如NCG)中分离包括硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的可溶性气体的系统。
图4示出了依照根据本发明的系统和方法的吸收塔和回注井。
图5示出了根据本发明的用于减少CO2/H2S的方法(在5-6巴的吸收塔中)，然后用于(1a)回注作为pH改变的辅助物，或用于(1b)回注到地质储层。
具体实施方式
图2示出了根据本发明的从包含此外H2、N2、CH4和/或Ar气体中的至少一种的富含H2S和CO2的气体混合物(诸如地热不凝性气体NCG)中分离包括硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的可溶性气体的方法的流程图。应当注意，不应将富含H2S和CO2的气体混合物解释为限于NCG。然而，为简单起见，以下将认为富含H2S和CO2的气体混合物为NCG，其中NCG可进一步包含但不限于选自H2、N2、Ar和CH4的一种或多种气体。
在步骤(S1)201中，将H2S和CO2气体与NCG中包含的其余气体分离。如关于图3将更详细讨论的，这优选通过引导NCG通过吸收塔进行，在该吸收塔中H2S和CO2溶解在液体(通常是水)中，并以这种方式与其余的更难溶的H2、N2、CH4和Ar气体分离。随后，将所得包括溶解的H2S和CO2的水流引导至例如回注井进行处理/储存或进入用于pH改变的另一过程。
参考图3，本发明特别地涉及一种用于从包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)中减少硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的方法，包括以下步骤：
●将所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)加压，以及
●使所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)的流与水流(W2)接触，
●从所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)中将所述H2S和CO2的至少一部分吸收到所述水流(W2)中，从而
●产生与所述水流(W2)相当的富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)以及与所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)相比已经耗尽了H2S和CO2的加压气体流(G3)，
●转移所述富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)：
■至注入井以用于将所述水流(W4)注入地质储层，或
■至用于将水流(W5)注入地质储层的系统，以将所述水流(W4)用作所述水流(W5)的pH调节的辅助物。
转移所述富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)至注入井以用于将所述水流(W4)注入地质储层，或
至用于将水流(W5)注入地质储层的系统以将所述水流(W4)用作所述水流(W5)的pH调节的辅助物的步骤未在图3中示出。
转移所述富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)
至注入井以用于将所述水流(W4)注入地质储层的步骤在图4中示出。在图4所示的具体实施方式中，水流(W4)与标记为“地热水”的另一水流一起共同注入。
使用水流(W4)对水流(W5)进行pH改变未在图3或图4中示出，但在例如图5中示出，其中一部分水流(W4)用于回注(1b)，并且一部分用于标记为“地热水”的水流(W5)的pH改变(1a)。
在根据本发明的方法的特别优选的实施方式中，所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)的压力在3和20巴之间，诸如在3和15巴之间，或在4和20巴之间，诸如在4和14巴之间，诸如在5和13巴之间，诸如在6和12巴之间，诸如在7和11巴之间，例如7、8、9、10和11巴。
在根据本发明的方法的另外特别优选的实施方式中，所述气体流(G1)的温度在30和50℃之间，诸如在32和48℃之间，诸如在33和47℃之间，诸如在34和46℃之间，诸如在35和45℃之间，诸如在36和44℃之间，诸如在37和43℃之间，诸如在38和42℃之间，诸如39、40和41℃。
在根据本发明的方法的另外特别优选的实施方式中，所述水流(W2)的温度在4和40℃之间，诸如在6和35℃之间，诸如在8和30℃之间，诸如在10和25℃之间，诸如在11和24℃之间，诸如在12和23℃之间，诸如在13和22℃之间，诸如在14和21℃之间，诸如在15和20℃之间，诸如15、16、17、18、19和20℃。
在根据本发明的方法的另外特别优选的实施方式中，所述水流(W2)的压力在6和23巴之间，诸如在6和22巴之间，诸如在6和21巴之间，诸如在6和20巴之间，诸如在6和19巴之间，诸如在6和18巴之间，诸如在7和17巴之间，诸如在8和16巴之间，诸如在9和15巴之间，诸如在10和14巴之间，例如9、10、11、12、13和14巴。在根据本发明的方法的特别优选的实施方式中，所述水流(W2)的压力比所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)的压力高大约2至5巴，诸如比所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)的压力高3或4巴。因此，如果所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)的压力为大约6巴，则所述水流(W2)的压力应优选为大约9巴。尽管如此，技术人员将认识到，所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)与所述水流(W2)的压力之间的最佳压差将取决于例如可适用的吸收塔的柱高和可适用的水分配系统中的压降，就像它将取决于在给定系统中测量所述压力的位置一样。
在根据本发明的方法的另外特别优选的实施方式中，所述气体混合物(G1)的流量在0.2和1.5kg/s之间，诸如在0.25kg/s和1.45kg/s之间，诸如在0.3和1.4kg/s之间，诸如在0.35和1.35kg/s之间，诸如在0.4和1.3之间，诸如在0.45和1.25kg/s之间，诸如在0.5和1.2kg/s之间，诸如在0.55和1.15kg/s之间，诸如在0.6和1.1kg/s之间，诸如在0.65和1.05kg/s之间，诸如在0.7和1kg/s之间，诸如0.7、0.75、0.8、0.85、0.9、0.95和1kg/s。
在根据本发明的方法的另外特别优选的实施方式中，所述水流(W2)的流量在36和56kg/s之间，诸如在37和55kg/s之间，诸如在38和54kg/s之间，诸如在39和55kg/s之间，诸如在40和53kg/s之间，诸如在41和52kg/s之间，诸如在42和51kg/s之间，诸如42、43、44、45、46、47、48、49和50kg/s。
在根据本发明的方法的另外特别优选的实施方式中，所述气体混合物(G1)是地热不凝性气体混合物(NCG)。
此外，除了上述方法之外，本发明还特别地涉及一种用于从包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)中减少(abating)硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的系统，至少包括以下：
●装置，用于将所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)加压，以及
●装置，用于使所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)的流与水流(W2)接触，
●装置，用于从所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)中将所述H2S和CO2的至少一部分吸收到所述水流(W2)中，从而产生与所述水流(W2)相当的富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)以及与所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)相比已经耗尽了H2S和CO2的加压气体流(G3)，
●装置，用于转移所述富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)：
■至注入井以用于将所述水流(W4)注入地质储层，或
■至用于将水流(W5)注入地质储层的系统，以将所述水流(W4)用作所述水流(W5)的pH调节的辅助物。
在根据本发明的特别优选的系统中，所述
●装置，用于使所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)的流与水流(W2)接触，以及
●装置，用于从所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)中将所述H2S和CO2的至少一部分吸收到所述水流(W2)中，从而产生与所述水流(W2)相当的富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)以及与所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的气体混合物(G1)相比已经耗尽了H2S和CO2的加压气体流(G3)，
是吸收塔。
虽然已经在附图和前述描述中详细说明和描述了本发明，但是这样的说明和描述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。在权利要求中，词语“包括(comprising)”不排除其他元素或步骤，并且不定冠词“一个/一种(a)”或“一个/一种(an)”不排除复数。单个处理器或其他单元可以实现权利要求中叙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。
实施例
实施例1：
CO2/H2S的实验注入在位于亨吉德山(Hengill)中央火山的赫利舍迪
发电厂进行，该火山位于冰岛西部火山带SW，在雷克雅未克(Reykjavík)东南大约20km。目前，亨吉德山地区有两个生产地热田，北部的奈斯亚威里尔(Nesjavellir)和南部地区的赫利舍迪。
在赫利舍迪地热田中钻探了63口生产井，提供了有关其地层学和蚀变带的宝贵信息。亨吉德山地区的地下玄武岩层主要包括低于海平面深度约1000m的玄武碎屑岩火山岩层，并且下方是更占优势的熔岩次序，如Franzson et al.,Franzson,H.,Kristjánsson,B.R.,Gunnarsson,G.,
G.,Hjartarson,A.,Steingrímsson,B.,Gunnlaugsson,E.and Gíslason,G.(2005)The Hengill-
Geothermal field.Developmentof a Conceptual Model.Proceedings World Geothermal Congress 2005的科学文献报道的，通过援引以其整体特此并入。水热蚀变范围从上覆寒冷地下水系统中的新鲜岩石到沸石组合，再到包括绿帘石、硅灰石和阳起石的高温矿物组合，如Helgadóttir et al.,Helgadóttir,H.M.,
S.O.,Níelsson,S.,Gunnarsdóttir,S.H.,Matthíasdóttir,T.,Hardarson,B.S.,Gunnlaugur M.Einarsson,G.M.and Franzson,H.(2010)Geology and Hydrothermal Alteration in the Reservoir of the Hellisheidi HighTemperature System,SW-Iceland.Proceedings,World Geothermal Congress 2010的科学文献报道的，通过援引以其整体特此并入。
来自赫利舍迪地热田的地热气体主要由CO2、H2S、H2和少量的N2、CH4和Ar组成。在赫利舍迪发电厂旁边建造了试点气体分离站。试点站将来自发电厂冷凝器的地热气体分离成富含CO2和H2S的气体流(或多个流)和包含其他气体(主要是H2、N2、Ar、O2和/或CH4)的气体流。从CO2和H2S分离的气体流中的氧来自地热气体的大气污染。以这种方式分离了来自发电站的总地热气体的大约3％。一个或多个CO2/H2S气体流用于CO2/H2S注入，而其余气体与来自赫利舍迪发电厂冷凝器的其余地热气体一起释放到大气中。
一个或多个CO2/H2S气体流在靠近注入点与碘化钾示踪剂一起溶解在地下水中，并且随后注入回到地热储层。该项目的目的是使用相同的控制参数来控制地热储层中例如H2S的浓度，以从溶液中去除H2S并将其储存在地热储层中的矿物中。
对于实验注入硫化氢和二氧化碳选择的地点位于赫利舍迪发电厂东北大约2km处的Sleggjubeinsdalur。选择它的依据是有利的储层温度、靠近发电厂以及因此H2S的来源、示踪剂测试以及现场高温液体焓井可用于注入实验的事实。H2S气体从试点气体分离站输送，溶解在注入点附近的地热水中，并且随后注入井HE-08。
HE-08是一口2808m深的竖井，于2003年钻探用于生产，但最终无法用作生产井。选择该井进行注入是因为在钻探附近的井期间观察到井与HE-08之间的明显连接。在下面描述的示踪剂测试中进一步研究了井之间的连接。
赫利舍迪地热田和注入点的地层学和蚀变已在Franzon et al.,Franzson,H.,Kristjánsson,B.R.,Gunnarsson,G.,
G.,Hjartarson,A.,Steingrímsson,B.,Gunnlaugsson,E.and Gíslason,G.(2005)The Hengill-
Geothermalfield.Development of a Conceptual Model.Proceedings Worls Geothermal Congress2005的科学文献以及在Helgadóttir et al.,Helgadóttir,H.M.,
S.O.,Níelsson,S.,Gunnarsdóttir,S.H.,Matthíasdóttir,T.,Hardarson,B.S.,GunnlaugurM.Einarsson,G.M.and Franzson,H.(2010)Geology and Hydrothermal Alteration inthe Reservoir of the Hellisheidi High Temperature System,SW-Iceland.Proceedings,World Geothermal Congress 2010的科学文献进行了报道，通过援引以其整体特此并入。注入点的主要岩层为冰下形成的hyoloclastite，偶尔有熔岩统。低于海平面约1400m时熔岩统是主要的。注入点的含水层温度在260°和270℃之间，如应用排出流体的石英地温计和计算的地层温度所示。HE-08的主要含水层位于1350m深度，那里地层温度约为270℃，与石英地温计良好一致。注入点的岩层贯穿所有典型的高温区蚀变带，从新鲜岩石到绿帘石-闪石带。
在HE-08钻探期间，观察到HE-08和KhG-1之间的压力关系，KhG-1是附近用于水位测量的井。在HE-31、HE-46和HE-52钻探期间，还观察到这些钻井与HE-8井和KhG-1井之间的压力关系。进行示踪剂测试以揭示和量化富含H2S的地热盐水(地热水)到附近井的可能流动路径，并将结果用于编写可能的监测井的监测程序。
通过将250kg苯甲酸钠(NaC6H5CO2)溶解在1000升水中，然后注入HE-8井进行示踪剂测试。在注入示踪剂之后，将地热盐水(地热水)以4l/s的体积流量泵入井中56天。测试时注入井附近的井正在排出。井是HE-5、HE-31、HE-46和HE-52。定期将样品从它们的堰箱(weirbox)或使用Webre分离器收集，并使用离子色谱仪分析苯甲酸根离子。井HE-52、HE-5和HE-31的所有样品中苯甲酸盐浓度均低于检测限。仅在井HE-46中苯甲酸盐浓度水平升高明显。示踪剂测试的建模显示，考虑到报道的苯甲酸盐在270℃下两周内20％分解时，接近40％的注入水排入井HE-46。其余的苯甲酸盐没有计入。仅两天后，注入HE-08的苯甲酸盐就开始出现在HE-46中，显示两个井之间的快速流动路径。根据石英地温计，含水层温度为266℃，接近HE-08和注入点附近所有井的含水层温度。
赫利舍迪地热区含水层流体中硫化氢的浓度已被广泛研究，既作为该注入项目的一部分，也作为该井的一般地球化学监测的一部分，并在Stefansson et al.and Scott etal.,Stefansson,A.,Arnorsson,S.,Gunnarsson,I.,Kaasalainen,H.and Gunnlaugsson,E.(2011).The geochemistry and sequestration of H2S into hydrothermal systemat Hellisheidi,Iceland.J.Volcanol.Geoth.Res.202,179-188)；Scott S.,Gunnarsson,I.,Stefansson,A.and Gunnlaugsson,E.(2011).Gas Chemistry of the 
Geothermal Field,SW-Iceland.Proceedings 36th Stanford Geothermal Workshop的科学文献进行了报道，通过援引以其整体特此并入。计算的高温含水层流体中的H2S浓度在15-264ppm范围内。浓度随温度升高而增加，并且似乎受矿物缓冲区组合控制。大多数数据点接近于黄铁矿、磁黄铁矿、葡萄石和绿帘石或黄铁矿、磁黄铁矿和磁铁矿矿物缓冲区的平衡线。Stefansson et al.推断，H2S浓度与携带葡萄石的矿物组合平衡，因为冰岛地热区的磁铁矿通常是低的，表明它在冰岛地热系统中不稳定。
本发明的H2S减少方法取决于成功的H2S矿化发生所需的化学反应的速率。H2S需要金属以形成次生矿物以永久储存在地热储层中。反应途径建模表明，影响H2S矿化能力的主要因素与铁的流动性和氧化态有关，如Stefánsson et al.,Stefansson,A.,Arnorsson,S.,Gunnarsson,I.,Kaasalainen,H.and Gunnlaugsson,E.(2011).The geochemistry andsequestration of H2S into hydrothermal system at Hellisheidi,Iceland.J.Volcanol.Geoth.Res.202,179-188的科学文献报道的，通过援引以其整体特此并入。高于250℃，黄铁矿的矿化速率随着绿帘石的形成而降低，导致需要溶解更多的玄武岩石来使H2S矿化。H2S封存(sequestration)的最佳温度则将低于绿帘石的稳定区或低于大约230℃(参见Stefánsson et al.参考文献)。注入点的岩层温度在260-270℃之间。将包含溶解的H2S的注入地热水从100℃加热到高于260°，然后进入监测井(HE-46)，提供了宽温度间隔用于矿化H2S。
注入点的示踪剂测试揭示了注入井和监测井的直接和快速流动路径。主要含水层之间的距离为约450m。这表明井之间的主要流动路径是通过储层中的裂缝，这在像赫利舍迪地热田这样的裂缝主导的地热储层中是预期的。为了使实验注入成功，H2S矿化的速率可能不会太快，因为硫化物矿物可能填满注入井附近的含水层，使其无法用于注入。像这种的情况将需要措施以减缓矿化反应。例如，这些措施可能降低注入盐水(地热水)中H2S的浓度，并且从而降低盐水(地热水)相对于沉积的硫化物矿物的过饱和度。另一方面，当盐水(地热水)从注入井流到监测井时，H2S矿化的速率可能太慢而无法进行任何矿化。对此的回应可能是关闭监测井一段时间，但继续注入H2S。这将增加地热储层中的保留时间，从而对于H2S封存允许更多时间。
实施例2：
在冰岛的赫利舍迪(Hellisheidi)地热发电厂，不凝性地热气体(NCG)主要由三种气体组成：二氧化碳(CO2)、硫化氢(H2S)和氢气(H2)。其他气体诸如氮气(N2)、甲烷(CH4)和氩气(Ar)也是NCG气体的一部分，但仅非常小分数(参考文献：http://www.thinkgeoenergy.com/treating-non-condensable-gases-ncg-of-geothermal-plants-experience-by-mannvit/)。
由于应用于来自地热点的蒸汽的冷凝过程而产生的不凝性气体部分被引导至吸收塔，在那里NCG(主要是CO2、H2S)在升高的压力(6-10巴)在恒温(15℃-25℃)下溶解在水中。
以下概述了用于从富含H2S和CO2的地热不凝性气体混合物(NCG)中捕获包括硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的水溶性气体的操作条件：
操作
范围：
最高达98％的硫化氢和约50％的二氧化碳溶解在水中，并回注到H2S和CO2矿化的厂区基岩深处(参考文献：http://www.thinkgeoenergy.com/treating-non-condensable-gases-ncg-of-geothermal-plants-experience-by-mannvit/)。
技术人员将容易理解，上述温度、流量和压力是基于冰岛赫利舍迪地热发电厂的特定条件，并且考虑到关于气体流量和温度的其他预定条件，这些可能是不同的。类似地，技术人员将容易理解，相关的水流量应该是实际气体流量的一定比率，该比率应该根据可适用的压力和温度而改变。
实施例3：
本组实验也在冰岛赫利舍迪的地热厂进行。
注入点的地下岩石由橄榄石拉斑玄武岩组成，这些玄武岩具有相对渗透性，估计孔隙度为8-10％，并且特征在于低于在800m深度具有高渗透性裂缝。目标酸性气体储层～2000m深度的温度范围为220至260℃。
将CO2和H2S溶解在水中，并且混合物在750m的深度释放。CO2/H2S/H2O混合物从释放点通过向下延伸的的注入井携带到1900-2200m，在那里其释放到地下岩石。然后，这种组合流体沿液压梯度向下流动到位于距离注入井0.9-1.5km、深度为1900-2200m的监测井。
在1年时间段期间，总共注入了4526吨CO2和2536吨H2S。注入气体混合物的去向(fate)通过对位于注入井下游984m、1356m和1482m处，深度为约1900-2200m的主要含水层深度的三个监测井的定期取样进行监测。在这些深度，储层流体是温度为266至277℃的单相水性流体，因为静水压力大于水的液汽饱和压力。当流体上升到监测井时，随着压力的降低它沸腾。因此，蒸汽和水在每个监测井顶部分别以5.7至9.3巴进行取样。收集和分析用于测定溶解的无机碳(DIC)和硫化氢(H2S)以及气相中的CO2和H2S的样品，如Arnórsson etal.(2006)Geofluids 6,203–216所述。
通过将取样的监测井中测量的水性DIC和溶解的硫(DS)浓度与假设仅混合和稀释且地下没有发生反应而计算的那些进行比较，计算注入气体矿化的分数。
计算和测量的DIC和DS之间的差异示出，超过50％的注入CO2和76％的注入H2S被矿化。
实施例4：
本组实验也在冰岛赫利舍迪的地热厂进行。该系统在实施例2中描述的条件下操作。
在153天期间，流量为0.9-1.4l/s的具有溶解的CO2(4095-6388mg/l)和H2S(1933至3811)的水用于18-20l/s的地热盐水(地热水)流的pH改变。pH改变的盐水(地热水)的CO2和H2S浓度分别在254-448mg/l之间和170-305mg/l之间，pH在5.5至6.7之间。将具有的温度为117℃的混合物转移通过热交换器并冷却至60℃，并且监测穿过交换器的压降，并通过在实验之前和之后称重热交换器来估计结垢量。在热交换器上没有观察到压降，并且测量的结垢为2μg/l。为了比较，将未经处理的地热盐水(地热水)以相同的流量和温降转移通过热交换器53。实验无法进一步扩展，因为热交换器被测量的111μg/l水垢堵塞。
Claims (9)
1.一种用于从包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的不凝性气体(NCG)混合物(G1)中减少硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的方法，包括以下步骤：
●将所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)加压至3和20巴之间的压力，以及
●使所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)的流与水流(W2)接触，
●从所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)中将所述H2S和CO2的至少一部分吸收到所述水流(W2)中，从而
●使所述H2S和CO2的所述至少一部分与所述此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的至少一部分分离，并产生与所述水流(W2)相当的富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)以及与所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)相比已经耗尽了H2S和CO2的加压气体流(G3)，
●转移所述富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)：
■至注入井以用于将所述水流(W4)注入地质储层，或
■至用于将水流(W5)注入地质储层的系统，以将所述水流(W4)用作所述水流(W5)的pH调节的辅助物。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)的压力在3和20巴之间，诸如在4和10巴之间，诸如在6和8巴之间，例如7巴。
3.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)的温度在30和60℃之间，诸如在35和50℃之间，诸如在39和41℃之间，诸如40℃。
4.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述水流(W2)的温度在4和40℃之间，诸如在6和35℃之间，诸如在8和30℃之间，诸如在10和25℃之间，诸如在12和20℃之间，诸如在13和17℃之间，诸如15℃。
5.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)的流量在0.2和1.5kg/s之间，诸如在0.25和1.45kg/s之间，诸如在0.4和1.4kg/s之间，诸如1kg/s。
6.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述水流(W2)的流量在36和56kg/s之间，诸如在45和55kg/s之间，诸如在48和52kg/s之间，诸如50kg/s。
7.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)是地热不凝性气体混合物。
8.一种用于从包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的不凝性气体(NCG)混合物(G1)中减少硫化氢(H2S)和二氧化碳(CO2)的系统，至少包括以下：
●装置，用于将所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)加压至3和20巴之间的压力，以及
●装置，用于使所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)的流与水流(W2)接触，
●装置，用于从所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)中将所述H2S和CO2的至少一部分吸收到所述水流(W2)中，从而使所述H2S和CO2的所述至少一部分与所述此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的至少一部分分离，并产生与所述水流(W2)相当的富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)以及与所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)相比已经耗尽了H2S和CO2的加压气体流(G3)，
●装置，用于转移所述富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)：
■至注入井以用于将所述水流(W4)注入地质储层，或
■至用于将水流(W5)注入地质储层的系统，以将所述水流(W4)用作所述水流(W5)的pH调节的辅助物。
9.根据权利要求8所述的系统，其中，所述
●装置，用于使所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)的流与水流(W2)接触，以及
●装置，用于从所述加压的包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)中将所述H2S和CO2的至少一部分吸收到所述水流(W2)中，从而使所述H2S和CO2的所述至少一部分与所述此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的至少一部分分离，并产生与所述水流(W2)相当的富含溶解的H2S和CO2的水流(W4)以及与所述包含H2S和CO2以及此外H2、N2、CH4和/或Ar中的至少一种的NCG混合物(G1)相比已经耗尽了H2S和CO2的加压气体流(G3)，
是吸收塔。
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