EA015025B1 - Способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу - Google Patents
Способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу Download PDFInfo
- Publication number
- EA015025B1 EA015025B1 EA200900757A EA200900757A EA015025B1 EA 015025 B1 EA015025 B1 EA 015025B1 EA 200900757 A EA200900757 A EA 200900757A EA 200900757 A EA200900757 A EA 200900757A EA 015025 B1 EA015025 B1 EA 015025B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas stream
- injection
- aquifer
- gas
- greenhouse
- Prior art date
Links
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 title claims abstract description 114
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 153
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 117
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 111
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 111
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 25
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 20
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 65
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 49
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 32
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 11
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 11
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 9
- XPDWGBQVDMORPB-UHFFFAOYSA-N Fluoroform Chemical compound FC(F)F XPDWGBQVDMORPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- TXEYQDLBPFQVAA-UHFFFAOYSA-N tetrafluoromethane Chemical compound FC(F)(F)F TXEYQDLBPFQVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- LVGUZGTVOIAKKC-UHFFFAOYSA-N 1,1,1,2-tetrafluoroethane Chemical compound FCC(F)(F)F LVGUZGTVOIAKKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NPNPZTNLOVBDOC-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluoroethane Chemical compound CC(F)F NPNPZTNLOVBDOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910018503 SF6 Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 4
- WMIYKQLTONQJES-UHFFFAOYSA-N hexafluoroethane Chemical compound FC(F)(F)C(F)(F)F WMIYKQLTONQJES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 4
- SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N sulfur hexafluoride Chemical compound FS(F)(F)(F)(F)F SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229960000909 sulfur hexafluoride Drugs 0.000 claims description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 101
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 229960003753 nitric oxide Drugs 0.000 description 4
- 229940051271 1,1-difluoroethane Drugs 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 2
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 2
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 2
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000035622 drinking Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1475—Removing carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
- C01B32/50—Carbon dioxide
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/20—Halogens or halogen compounds
- B01D2257/206—Organic halogen compounds
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Abstract
Способ уменьшения выбросов парниковых газов, например диоксида углерода, в атмосферу над земной поверхностью, который включает закачку потока газа, содержащего один или несколько парниковых газов, в подземный пласт, причем подземный пласт для закачки содержит водоносный слой с пластовой водой, и некоторые или все парниковые газы, присутствующие в потоке газа, растворяются в пластовой воде подземного пласта, связывание одного или нескольких парниковых газов в подземном пласте, отделение непарниковых газов на месте от парниковых газов, выведение непарниковых газов из пласта, чем достигается уменьшение выбросов парниковых газов в атмосферу.
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявки
Настоящая заявка притязает на преимущество предварительной патентной заявки США № 60/869103 с названием Способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу, поданной 7 декабря 2006 г., содержание которой включено в настоящее описание в полном объеме путем ссылки.
Уровень техники
В последние годы стало очевидно, что общее потепление климата происходит из-за парникового эффекта, вызванного увеличивающимся присутствием определенных парниковых газов (ПГ), создаваемых деятельностью человека. Газообразные компоненты в атмосфере, которые способствуют парниковому эффекту, включают диоксид углерода, метан, оксид азота и озон. Напротив, кислород, азот и диоксид серы, кажется, не способствуют парниковому эффекту.
Для уменьшения воздействий увеличивающихся количеств парниковых газов, создаваемых деятельностью человека, сделаны разные предложения по уменьшению выбросов парниковых газов в атмосферу. Стационарные источники парниковых газов, такие как теплоэлектростанции, работающие на ископаемых топливах, промышленные установки и перерабатывающие предприятия (а также другие источники) представляют собой экологическую проблему из-за объемов вырабатываемых парниковых газов. Однако они также представляют возможность уменьшить их вред, благодаря их стационарному характеру, и в некоторых случаях представляют возможность расположить установку в разных местах, что дает ряд подходов к уменьшению выбросов парниковых газов.
Один подход, практикуемый в данной области для удаления парниковых газов, выбрасываемых стационарными источниками, заключается в связывании парникового газа, создаваемого таким источником, в глубоких подземных пластах. Обычно концентрированный газ, такой как СО2, закачивают под давлением в подземный пласт. СО2 может быть связан в глубоком солевом водоносном пласте или гделибо еще в различных физических формах. После связывания в подходящем глубоком пласте парниковые газы, как ожидается, остаются в нем в течение чрезвычайно длительного времени, что эффективно удаляет их из атмосферы. Обычно глубокое подземное связывание рассматривают как многообещающее решение проблемы парниковых газов. Однако известные способы требуют больших расходов на отделение парниковых газов от потока необработанного сбрасываемого газа перед закачкой в недра.
Поэтому существует необходимость в новом способе уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу.
Краткое описание изобретения
Глубокие солевые водоносные пласты имеются в многих местах и представляют удобное расположение для связывания СО2 и других парниковых газов. Эти водоносные пласты также способны связывать некоторые непарниковые газы, такие как диоксид серы, которые являются значительными экологическими загрязнителями. Из-за их глубины связывание в выбранных подходящих солевых водоносных пластах обычно считается в сущности постоянным. В этих средах (и потенциально других) парниковый газ, такой как СО2, а также некоторые другие непарниковые загрязнители, такие как диоксид серы, могут быть связаны по-разному, чтобы незагрязняющие непарниковые газы, такие как азот, или не связывались, или связывались по минимуму. Например, в водных средах, в частности в солевых растворах, СО2 легко растворяется в растворе (как и диоксид серы), а азот растворим лишь минимально. В этих средах смесь газов, которая содержит парниковые и непарниковые газы, может разделяться, причем, по меньшей мере, некоторые из парниковых газов связываются в пласте (вместе с диоксидом серы), а непарниковый газ отделяется. Насколько известно авторам настоящего изобретения, этот принцип ранее не применялся для связывания парниковых газов в глубоких подземных пластах для того, чтобы позволить закачивать поток необработанных сбрасываемых газов в подземный пласт и связывать компоненты парниковых газов, а азот и другие непарниковые газы выводить обратно в атмосферу.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предложен способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу. Согласно одному аспекту этот способ содержит а) выбор потока газа от стационарного источника, причем поток газа содержит смесь по меньшей мере из одного парникового газа и азота; Ь) выбор подземного пласта для закачки, содержащего глубокий водоносный слой, покрытый одним или несколькими слоями, причем такой водоносный слой способен связывать по меньшей мере часть парникового газа, позволяя азоту подниматься в верхнюю часть пласта; с) создание давления потока газа; б) доставку потока газа под давлением в нагнетательную скважину, имеющую впускное отверстие, сообщенное с потоком газа, и выпускное отверстие, сообщенное с водоносным слоем, посредством которой поток газа под давлением закачивают в водоносный слой подземного пласта; е) выдержку газов потока газа в подземном пласте до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторые или все парниковые газы или ί) растворятся в воде пласта в водоносном слое подземного пласта, ίί) заместят пластовую воду в водоносном слое в водоносном слое подземного пласта, или ίίί) и растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта, и заместят пластовую воду в водоносном слое подземного пласта, этим связывая некоторые или все парниковые газы в подземном пласте, и азот поднимется в верхнюю часть пласта; и ί) выведение азотного компонента потока газа из водоносного слоя. Условия в водоносном слое и характеристики парниковых и непарниковых газов, присутствующих в сбрасываемом
- 1 015025 потоке, позволяют связывать парниковые газы и не связывать или отделять азот.
Предпочтительно водоносный слой является глубоким солевым водоносным слоем. Предпочтительно по меньшей мере один из вышележащих слоев является в сущности не проницаемым для воды.
Отделенный азот может подниматься в пласте до тех пор, пока он не будет блокирован вышележащим непроницаемым слоем, где он скапливается как газовая шапка. Этот непарниковый газ выводят на поверхность земли предпочтительно по скважине, которая заходит в подземную область, где скапливается непарниковый газ. В еще одном варианте осуществления один или несколько типов парникового газа выбирают из группы, состоящей из диоксида углерода, гексафторэтана, оксида азота, гексафторида серы, тетрафторметана (тетрафторида углерода), трифторметана, 1,1,1,2-тетрафторэтана и 1,1-дифторэтана. В еще одном варианте осуществления источником газов является промышленная деятельность человека. В одном варианте осуществления промышленную деятельность человека выбирают из группы, состоящей из завода по производству этилена, завода по производству удобрений, завода по производству этанола, горных работ, добычи природного газа, завода по обработке природного газа, добычи нефти и переработки нефти.
В одном варианте осуществления источником является теплоэлектростанция, и газ состоит из необработанного дымового газа от процесса сгорания. В другом варианте осуществления водоносный слой подземного пласта имеет соленость по меньшей мере 10000 частей на миллион (10 г/л). В еще одном варианте осуществления подземный пласт для закачки имеет рН от 4 до 10. В еще одном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен по меньшей мере на 100 м ниже поверхности земли. В еще одном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен на 100-1000 м ниже поверхности земли. В еще одном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен по меньшей мере на 500 м ниже поверхности земли. В еще одном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен на 500-1000 м ниже поверхности земли.
В одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает выполнение геохимического анализа пластовой воды в водоносном слое подземного пласта с целью проверки, что подземный пласт для закачки содержит только реликтовую воду и что пластовая вода не сообщается с более мелкими и новыми источниками воды. В еще одном варианте осуществления поток газа закачивают с расстояния от его источника, выбираемого из группы, состоящей из 5, 10, 50 и 100 км. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает транспортировку потока газа от источника до инжекционного насоса на месте закачки потока газа на поверхности выше подземного пласта. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает а) предоставление одного или нескольких устройств, выбираемых из группы, состоящей из компрессора, конденсатора, трубопровода, наноса и клапана для обработки, и Ь) транспортировку парниковых газов от источника до места закачки потока газа на поверхности выше подземного пласта. В еще одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает модификацию одного или нескольких параметров потока газа до или во время закачки, где один или несколько параметров выбирают из группы, состоящей из рН, давления, солености и температуры, для содействия растворению одного или нескольких парниковых газов, присутствующих в потоке газа, в водоносном слое подземного пласта. Как явствует из характера таких параметров, обработка может модифицировать или один, или несколько вышеуказанных параметров самого потока газа, или подземную среду, которая содержит связанный парниковый газ. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает транспортировку потока газа от источника до места закачки потока газа на поверхности выше подземного пласта, и предложенный способ, кроме того, включает сжатие потока газа во время его транспортировки. В еще одном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта имеет поровое давление и давление гидроразрыва, и способ, кроме того, включает сжатие потока газа до давления выше порового давления подземного пласта, но меньше давления гидроразрыва подземного пласта.
В одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает добавление одной или нескольких химических добавок к потоку газа для содействия растворению одного или нескольких парниковых газов, присутствующих в потоке газа в водоносный слой подземного пласта. В еще одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает индуцирование гидроразрывов в подземном пласте до закачки потока газа. В еще одном варианте осуществления потоком газа является сбрасываемый поток с теплоэлектростанции, причем теплоэлектростанция содержит дымовую трубу для газов сгорания, и закачка потока газа включает отвод парниковых газов, присутствующих в сбрасываемом потоке теплоэлектростанции, из дымовой трубы теплоэлектростанции к месту закачки над подземным пластом.
В одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника составляет 25 или больше чем 25%. В еще одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника составляет 50 или больше чем 50%. В еще одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника составляет 95 или больше чем 95%. В еще одном варианте осуществления потока газа состоит из парниковых газов. В еще одном варианте осуществления поток газа содержит и парниковые, и непарниковые газы.
В одном варианте осуществления закачка потока газа включает установку нагнетательной скважи
- 2 015025 ны в подземный пласт с места закачки на поверхности над подземным пластом. В еще одном варианте осуществления нагнетательная скважина относится к типу, выбираемому из группы, состоящей из вертикальной скважины, наклонной скважины и горизонтальной скважины. В еще одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает выполнение одного или нескольких анализов геологических данных, анализов геомеханических данных и методов численного моделирования для определения оптимальной модели нагнетательной скважины, расстояния между скважинами и конфигурации скважины для оптимизации растворения парниковых газов в водоносном слое.
В еще одном варианте осуществления поток газа содержит азот, подземный пласт для закачки содержит сторону (верхнюю), обращенную к земной поверхности, предложенный способ, кроме того, включает во время или после связывания парниковых газов в водоносном слое подъем азота к верхней стороне подземного пласта или в область между подземным пластом и земной поверхностью до тех пор, пока некоторое количество азота или весь азот не достигнет слоя, который относительно не проницаем для воды, и предложенный способ, кроме того, включает выведение азота в атмосферные газы над земной поверхностью. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает установку нагнетательной скважины в подземный пласт со стороны закачки на поверхности над подземным пластом, где нагнетательная скважина является первой скважиной и где для выведения используется вторая скважина, проходящая с земной поверхности в подземный пласт. В еще одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает снабжение второй скважины одной или несколькими перфорациями в обсадной колонне, забойными или поверхностными системами разделения воды-газа и забойными или поверхностными насосами.
В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает нагнетание потока газа от источника непрерывно с получением потока газа в процессе производства. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает нагнетание потока газа от источника непрерывно в течение некоторого времени, выбираемом из группы, состоящей по меньшей мере из одних суток, по меньшей мере одной недели, по меньшей мере одного месяца, по меньшей мере одного года, по меньшей мере пяти лет и по меньшей мере десяти лет. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает нагнетание потока газа от источника с перерывами в соответствии с его образованием в процессе производства.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предлагается способ уменьшения выбросов парниковых газов, таких как, например, диоксид углерода, в атмосферу над земной поверхностью. Способ включает нагнетание потока газа, содержащего один или несколько парниковых газов, в подземный пласт. Поток газа содержит азот, один из непарниковых газов. Подземный пласт для закачки содержит водоносный слой, содержащий пластовую воду, и некоторые или все парниковые газы, присутствующие в потоке газа, растворяются в пластовой воде в подземном пласте, связывая один или несколько парниковых газов в подземном пласте. После связывания СО2 в пласте азотный компонент, который не связан, накапливается в пласте, после чего азот может быть выведен на поверхность любыми удобными средствами. Способ уменьшает выбросы парниковых газов в атмосферу. В предпочтительном варианте осуществления способ включает закачку потока газа рядом с производством-источником.
Предпочтительно поток газа состоит из необработанного газа от промышленного источника, такого как теплоэлектростанция, работающая на ископаемом топливе. Поток необработанного газа содержит СО2 и азот. Типичный выброс дымового газа из теплоэлектростанции, работающей на угле, содержит СО2, большинство из остального является азотом. Этот поток дымового газа может быть подан непосредственно в подземный пласт в соответствии с настоящим способом, который подробно описан ниже.
Теперь способ будет описан более подробно.
Используемые в настоящем описании термины парниковых газов и парниковые газы определены как один или несколько газов, выбираемых из группы, состоящей из диоксида углерода, гексафторэтана, метана, оксида азота, гексафторида серы, тетрафторметана (тетрафторида углерода), трифторметана, 1,1,1,2-тетрафторэтана и 1,1-дифторэтана. Необходимо понимать, что парниковые газы также включают и другие газы, которые идентифицируются в будущем как способствующие парниковому эффекту.
Используемый в настоящем описании, за исключением случаев, когда из контекста следует иное, термин содержат и вариации этого термина, такие как содержащий, содержит, содержал, включает не исключают других добавок, компонентов, целых чисел или этапов.
Используемые в настоящем описании, за исключением случаев, когда из контекста следует иное, этапы способа, которые раскрыты и описаны, не являются ограничивающими и не предназначены для того, чтобы указать, что каждый этап является существенным для предложенного способа, или что каждый этап должен происходить в указанном порядке.
Используемый в настоящем описании термин рядом с источником определен как в пределах 100 км от источника.
Используемая в настоящем описании фраза относительно не проницаемый для воды означает имеющий проницаемость для воды меньше 10 мД.
Используемая в настоящем описании фраза относительно низкая проницаемость для воды означа
- 3 015025 ет имеющий проницаемость для воды в диапазоне от 10 до 100 мД.
Используемая в настоящем описании фраза относительно высокая проницаемость для воды означает имеющий проницаемость для воды больше 100 мД.
Используемая в настоящем описании фраза высокая пористость означает наличие породы с межзерновым поровым пространством по меньшей мере 20% от общего объема породы.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предлагается способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу. Во-первых, способ включает выбор потока газа от источника, причем поток газа содержит один или несколько типов парниковых газов, выбираемых из группы, состоящей из диоксида углерода, гексафторэтана, метана, оксида азота, гексафторида серы, тетрафторметана (тетрафторида углерода), трифторметана, 1,1,1,2-тетрафторэтана, и 1,1-дифторэтана. В одном варианте осуществления источником является промышленная деятельность человека. В предпочтительном варианте осуществления промышленная деятельность человека выбирают из группы, состоящей из завода по производству этилена, завода по производству удобрений, завода по производству метанола, горных работ, добычи природного газа, завода по обработке природного газа, добычи нефти и переработки нефти, например тяжелой нефти и битумных пород. В еще одном предпочтительном варианте осуществления источником является теплоэлектростанция, где для производства пара для генерации электроэнергии сжигают уголь, нефть или природный газ и где парниковые газы находятся в сбрасываемом газообразном потоке (называемом дымовой газ), создаваемом в ходе теплового процесса и поступающем от дымовой трубы газов сгорания. Источник, однако, может находиться на любом подходящем объекте, что понятно специалисту в данной области со ссылкой на настоящее описание. Поток газа включает азот и непарниковые газы.
Далее предложенный способ включает выбор подземного пласта для закачки ниже поверхности земли для связывания одного или нескольких парниковых газов, содержащихся в потоке газа от источника, и для того, чтобы азот в потоке газа накапливался в пласте отдельно от парниковых газов. В одном варианте осуществления подземный пласт содержит водоносный слой, содержащий пластовую воду, отделенную от земной поверхности над подземным пластом для закачки одним или несколькими слоями, которые относительно не проницаемы для воды (меньше 10 мД). Например, в одном варианте осуществления подземный пласт для закачки содержит пластовую воду и имеет высокую пористость, такую как у водоносного слоя песчаного пласта, насыщенного водой, где пластовая вода находится ниже слоя, содержащего сланец или другие типы породы, содержащие глинистые минералы, или содержащие и сланец, и другие типы пород, содержащих глинистые минералы.
Другой подходящий подземный пласт для закачки расположен достаточно глубоко, чтобы закачанный газ мог быть связан и не представлял потенциальной угрозы для окружающей среды или источников питьевой воды, даже без толстых и четко определенных слоев с относительно высокой проницаемостью для воды, чередующихся со слоями с относительно низкой проницаемостью для воды или относительно непроницаемыми для воды слоями. Со ссылкой на настоящее описание специалисту в данной области будет понятно, что достаточная глубина связана со скоростью растворения диоксида углерода по сравнению со скоростью подъема вследствие плавучести. После полного поглощения диоксида углерода водой смесь диоксида углерода и воды более плотная, чем чистая вода, и не проявляет тенденции к выходу на земную поверхность.
Со ссылкой на настоящее описание специалисту в данной области будет понятно, что чем выше давление водоносного слоя и чем ниже температура водоносного слоя, тем выше растворимость парниковых газов, таких как диоксид углерода, связанный в водоносном слое. В одном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта для закачки имеет среднюю температуру в диапазоне от 20 до 200°С. В еще одном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта для закачки имеет средний градиент давления (давление на единицу глубины, т.е. килопаскалей на метр) в диапазоне от 8 кПа/м глубины до 12 кПа/м глубины.
В одном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта для закачки имеет соленость по меньшей мере 10000 частей на миллион (10 г/л) и поэтому не подходит для потребления человеком или для промышленного использования, иного, чем способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу, раскрытый в настоящем описании. В еще одном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта для закачки имеет рН от 4 до 10 для облегчения растворения парниковых газов в водоносном слое. В особо предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен глубже, чем любая подпочвенная вода, которая может быть взята для использования человеком. В еще одном предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки отделен от любой зоны питьевой подпочвенной воды или подпочвенной воды, подходящей для промышленного использования, ближе к земной поверхности по меньшей мере одним слоем с относительно высокой проницаемостью для воды рядом по меньшей мере с одним слоем с относительно низкой проницаемостью (или относительно непроницаемым) для воды.
В еще одном предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен по меньшей мере на 100 м ниже поверхности земли. Глубина 100 м достаточна для того, чтобы закачан
- 4 015025 ные парниковые газы стали связанными, даже по меньшей мере без одного слоя с относительно высокой проницаемостью для воды рядом с по меньшей мере одним слоем с относительно низкой проницаемостью (или относительно непроницаемым) для воды и достаточна для того, чтобы закачанный газ не представлял потенциальной угрозы для окружающей среды или источников питьевой воды. В предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен на глубине от 100 до 1000 м ниже поверхности земли, что представляет достаточный диапазон глубин рядом с поверхностью, чтобы закачивать газ эффективно по стоимости. В особо предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен по меньшей мере на 500 м ниже поверхности земли. В еще одном особо предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен на глубине от 500 до 1000 м ниже поверхности земли.
В одном варианте осуществления предложенный способ включает выбор места для закачки потока газа на поверхности над подземным пластом с целью оценки подземного пласта. В предпочтительном варианте осуществления место для закачки потока газа на поверхности, а также подземный пласт для закачки выбирают так, чтобы дополнительно защитить почвенные и океанские воды, например, путем выбора подземного пласта, который не выходит на поверхность и не взаимодействует с пластами между подземным пластом для закачки и земной поверхностью. В одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает выполнение геохимического анализа пластовой воды в водоносном слое подземного пласта для закачки для проверки того, что подземный пласт для закачки содержит только реликтовую воду и что пластовая вода не сообщается с нереликтовыми водными источниками. Термин реликтовая вода хорошо знаком специалистам в данной области и означает воду, отложившуюся в земле по меньшей мере 1 млн лет назад и не восполняемую с поверхности дождевой водой, просачивающейся через землю, тогда как нереликтовая вода означает воду, отложившуюся в земле менее 1 млн лет назад и восполняемую с поверхности.
Способ также включает закачку потока газа, содержащего один или несколько парниковых газов от источника с места закачки на поверхности над подземным пластом для закачки в водоносный слой подземного пласта. В одном варианте осуществления поток газа закачивают рядом с источником. В одном варианте осуществления поток газа закачивают в пределах 100 км от источника. В еще одном варианте осуществления поток газа закачивают в пределах 50 км от источника. В еще одном варианте осуществления поток газа закачивают в пределах 10 км от источника. В еще одном варианте осуществления поток газа закачивают в пределах 5 км от источника.
В одном варианте осуществления закачка потока газа включает транспортировку потока газа от источника к инжекционному насосу на месте закачки на поверхности над подземным пластом для закачки. В одном варианте осуществления транспортировка потока газа включает предоставление одного или нескольких устройств, выбираемых из группы, состоящей из компрессора, конденсатора, трубопровода, насоса и клапана для обработки и перемещения парниковых газов от источника до места закачки потока газа над подземным пластом для закачки.
В одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает модификацию одного или нескольких параметров потока газа перед закачкой или во время закачки, где один или несколько параметров выбирают из группы, состоящей из рН, давления, солености и температуры, для содействия растворению одного или нескольких парниковых газов, присутствующих в потоке газа, в водоносном слое подземного пласта для закачки. Например, в одном варианте осуществления давление закачиваемого газа изменяют так, чтобы оно стало близким или равным давлению водоносного слоя подземного пласта для закачки. В еще одном варианте осуществления температуру закачиваемого потока газа изменяют так, чтобы она стала близкой или равной температуре водоносного слоя подземного пласта для закачки. В еще одном варианте осуществления рН закачиваемого потока газа модифицируют для того, чтобы сделать близким или равным рН водоносного слоя подземного пласта для закачки. В еще одном варианте осуществления соленость закачиваемого потока газа модифицируют для того, чтобы сделать близкой или равной солености водоносного слоя подземного пласта для закачки. В одном варианте осуществления изменение одного или нескольких параметров потока газа включает наличие теплообменника для уменьшения температуры потока газа перед закачкой во время транспортировки потока газа. В одном варианте осуществления изменение одного или нескольких параметров потока газа включает сжатие потока газа во время транспортировки потока газа. В одном варианте осуществления изменение одного или нескольких параметров включает добавление одной или нескольких химических добавок к потоку газа.
В предпочтительном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта для закачки имеет поровое давление (давление воды в поровых пространствах подземного пласта) и, кроме того, имеет давление гидроразрыва (давление вещества, закачанного в подземный пласт, которое необходимо для преодоления прочности породы подземного пласта и которое создает разрывы/трещины в подземном пласте), и предложенный способ включает сжатие потока газа до давления, большего чем поровое давление подземного пласта (для облегчения закачки), но меньшего чем давление гидроразрыва подземного пласта (для того, чтобы избежать разрыва подземного пласта и риска потери связывания газа). Например, если поровое давление подземного пласта на глубине 500 м составляет 5 МПа и если давление гидрораз
- 5 015025 рыва подземного пласта на глубине 500 м составляет 10 МПа, поток газа необходимо сжать до давления по меньшей мере 5 МПа, но меньше чем 10 МПа для закачки в подземный пласт.
В еще одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает индуцирование гидроразрывов в подземном пласте перед закачкой потока газа. Индуцирование гидроразрывов в подземном пласте для закачки увеличивает площадь поверхности контакта с пластовой водой в водоносном слое, этим способствуя растворению одного или нескольких парниковых газов в потоке газа в водоносном слое подземного пласта. Кроме того, индуцирование гидроразрывов в подземном пласте уменьшает сопротивление в подземном пласте при закачке потока газа.
В одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника, таком как сбрасываемый поток газа в дымовой трубе газов сгорания теплоэлектростанции, составляет 25 или больше чем 25%. В еще одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника, таком как сбрасываемый поток газа в дымовой трубе газов сгорания теплоэлектростанции, составляет 50 или больше чем 50%. В еще одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника, таком как сбрасываемый поток газа в дымовой трубе газов сгорания теплоэлектростанции, составляет 95 или больше чем 95%.
В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает установку нагнетательной скважины в подземный пласт с места закачки на поверхности над подземным пластом. В одном варианте осуществления нагнетательная скважина относится к типу, выбираемому из группы, состоящей из вертикальной скважины, наклонной скважины и горизонтальной скважины. В предпочтительном варианте осуществления скважина является горизонтальной.
В одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает выполнение одного или нескольких анализов геологических данных, анализов геомеханических данных и методов численного моделирования для определения оптимальной модели нагнетательной скважины для закачки, расстояния между скважинами и конфигурации скважины для оптимизации растворения парниковых газов в водоносном слое.
Далее предложенный способ, кроме того, включает выдержку парниковых газов потока газа (и непарниковых газов, если они присутствуют) в подземном пласте для закачки до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторые или все парниковые газы или ί) растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта, ίί) заместят пластовую воду в водоносном слое в водоносном слое подземного пласта или ш) и растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта, и заместят пластовую воду в водоносном слое подземного пласта, этим связывая некоторые или все парниковые газы в подземном пласте.
В одном варианте осуществления закачка потока газа включает нагнетание потока газа от источника непрерывно с получением потока газа в процессе производства, например непрерывно в течение некоторого времени, выбираемом из группы, состоящей по меньшей мере из одних суток, по меньшей мере одной недели, по меньшей мере одного месяца, по меньшей мере одного года, по меньшей мере пяти лет и по меньшей мере десяти лет. В еще одном варианте осуществления предложенный способ включает нагнетание потока газа от источника с перерывами в соответствии с его образованием в процессе производства, например нагнетание потока газа в течение 8 ч в сутки, шесть дней в неделю.
Пример.
На чертеже показан способ, описанный в примере. Только для примера уменьшение выбросов парниковых газов в атмосферу над земной поверхностью достигается следующим образом. Во-первых, в качестве потока газа выбирают сбрасываемый поток газа (дымовой газ), создаваемый теплоэлектростанцией. Например, теплоэлектростанция мощностью 1000 МВт, работающая на угле, обычно создает приблизительно 3,4 млн м3 дымового газа в час, и такой дымовой газ содержит приблизительно 12% диоксида углерода, т.е. она создает приблизительно 410000 м3 диоксида углерода в час или приблизительно 10000000 м3 диоксида углерода в сутки. Большинство остального количества дымового газа состоит из азота.
Далее выбирают подземный пласт для закачки, подходящий для связывания одного или нескольких парниковых газов, содержащихся в потоке сбрасываемого газа, причем подземный пласт для закачки расположен по меньшей мере на 900 м ниже места закачки на поверхности над подземным пластом для закачки и причем подземный пласт для закачки содержит водоносный песчаный слой с относительно высокой проницаемостью для воды ниже слоя сланца, который относительно непроницаем для воды. В этом примере подземный пласт для закачки содержит водоносный песчаный слой шириной приблизительно 20 км, длиной приблизительно 20 км и толщиной приблизительно 100 м при средней пористости 25%.
Затем поток сбрасываемого газа в виде необработанного дымового газа удаляют из дымовой трубы газов сгорания теплоэлектростанции и транспортируют по трубопроводу на место закачки над подземным пластом.
После этого повышают давление потока сбрасываемого газа и закачивают его в подземный пласт под давлением приблизительно 1 х 104 кПа. Диоксид углерода имеет растворимость в воде приблизитель
- 6 015025 но 27 м3 диоксида углерода на 1 м3 воды при давлении 1 х 104 кПа и температуре 55°С. Поэтому вместимость подземного пласта составляет приблизительно 10 млрд м3 воды и приблизительно 267 млрд м3 диоксида углерода. Предполагая, что поток сбрасываемого газа содержит 12% диоксида углерода и 88% азота и что азот выводится обратно в атмосферу, количество диоксида углерода в подземном пласте будет равно количеству диоксида углерода, произведенному за 73 года (267 млрд м3 делить на 10 млн м3 в сутки, делить на 365 дней в году).
В заключение, парниковые газы сбрасываемого потока газа выдерживают в подземном пласте для закачки до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторые или все парниковые газы или 1) растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта, ίί) заместят пластовую воду в водоносном слое в водоносном слое подземного пласта или ш) и растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта, и заместят пластовую воду в водоносном слое подземного пласта, этим связывая некоторые или все парниковые газы в подземном пласте.
Подземный пласт для закачки имеет сторону (верхнюю), обращенную к земной поверхности. Как сказано выше, предложенный способ, кроме того, включает во время или после связывания парниковых газов в водоносном слое подъем азота к верхней стороне подземного пласта для закачки или в область между подземным пластом для закачки и земной поверхностью до тех пор, пока некоторое количество азота или весь азот не достигнет слоя, который относительно непроницаем для воды, и предложенный способ, кроме того, включает выведение азота в атмосферные газы над земной поверхностью. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает установку нагнетательной скважины в подземный пласт со стороны закачки на поверхности над подземным пластом, где нагнетательная скважина является первой скважиной и где для выведения используется вторая скважина, проходящая с земной поверхности в подземный пласт. В одном варианте осуществления вторую скважину выбирают из группы, состоящей из вертикальной скважины, наклонной скважины и горизонтальной скважины. В предпочтительном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает снабжение второй скважины одной или несколькими перфорациями в обсадной колонне, забойными или поверхностными системами разделения воды-газа и забойными или поверхностными насосами, что будет понятно специалисту в данной области со ссылкой на настоящее описание.
Хотя настоящее изобретение описано достаточно подробно со ссылкой на определенные предпочтительные варианты осуществления, возможны и другие варианты осуществления. Поэтому объем прилагаемой формулы изобретения не должен ограничиваться описанием предпочтительных вариантов осуществления, содержащихся в настоящем описании. Все упомянутые здесь ссылки включены в описание в полном объеме.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ удаления парникового газа из потока газа, исходящего от стационарного источника парниковых газов, включающий:a) выбор потока газа от стационарного источника, причем упомянутый поток газа содержит смесь парникового газа и непарникового газа;b) выбор подземного пласта, содержащего глубокий водоносный слой, над которым расположен по меньшей мере один вышележащий слой, причем упомянутый водоносный слой способен связывать по меньшей мере часть парникового газа;c) повышение давления упомянутого потока газа;6) доставку упомянутого потока газа повышенного давления в нагнетательную скважину, имеющую впускное отверстие, сообщающееся с упомянутым потоком газа, и выпускное отверстие в упомянутом водоносном слое, этим вводя упомянутый поток газа под давлением в упомянутый водоносный слой;е) связывание по меньшей мере части упомянутого парникового газа в водоносном слое и отделение непарникового газа от упомянутого парникового газа для накопления под упомянутым вышележащим слоем и1) выведение упомянутого непарникового газа из упомянутого пласта.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутый парниковый газ содержит СО2.
- 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутый поток газа содержит дымовой газ.
- 4. Способ по любому одному из пп.1-3, отличающийся тем, что упомянутый непарниковый газ может накапливаться в упомянутом водоносном слое в месте непосредственно под упомянутым вышележащим слоем после отделения от упомянутого потока газа в упомянутом пласте, и упомянутый этап выведения включает доступ к упомянутому накопившемуся непарниковому газу для выведения упомянутого непарникового газа из упомянутого водоносного слоя.
- 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что упомянутый непарниковый газ содержит азот.
- 6. Способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу над земной поверхностью, причем способ включает:а) выбор потока газа от источника, причем поток газа содержит один или несколько типов парнико- 7 015025 вых газов и азот;b) выбор подземного пласта ниже поверхности земли для связывания одного или нескольких парниковых газов в потоке газа от источника, причем подземный пласт для закачки содержит водоносный слой, содержащий пластовую воду, и имеет верхнюю сторону, обращенную к земной поверхности, и подземный пласт для закачки отделен от земной поверхности, расположенной выше подземного пласта для закачки, одним или несколькими слоями, относительно не проницаемыми для воды;c) выбор места для закачки потока газа на поверхности над подземным пластом для доступа к упомянутому подземному пласту;ά) закачка потока газа, содержащего один или несколько парниковых газов от источника, с места закачки на поверхности в пластовую воду водоносного слоя подземного пласта;е) выдержка парниковых газов в потоке газа в подземном пласте до тех пор, пока по меньшей мере некоторые или все из парниковых газов 1) растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта для закачки, и) заместят пластовую воду в водоносном слое подземного пласта или ш) и растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта для закачки, и заместят пластовую воду в водоносном слое подземного пласта, этим связывая некоторые или все из парниковых газов в подземном пласте;1) во время или после связывания парниковых газов в водоносном слое подъем упомянутого азота к верхней поверхности подземного пласта или в область между подземным пластом и земной поверхностью до тех пор, пока некоторое или все количество азота не достигнет слоя, который относительно не проницаем для воды; ид) выведение азота в атмосферные газы над земной поверхностью.
- 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что один или несколько типов парниковых газов выбирают из группы, состоящей из диоксида углерода, гексафторэтана, метана, оксида азота, гексафторида серы, тетрафторметана (тетрафторида углерода), трифторметана, 1,1,1,2-тетрафторэтана и 1,1-дифторэтана.
- 8. Способ по п.6, отличающийся тем, что водоносный слой подземного пласта для закачки имеет соленость по меньшей мере 10000 частей на миллион (10 г/л).
- 9. Способ по п.6, отличающийся тем, что предложенный способ, кроме того, включает изменение одного или нескольких параметров потока газа до или во время закачки, причем один или несколько параметров выбирают из группы, состоящей из давления и температуры, для содействия растворению одного или нескольких парниковых газов, присутствующих в потоке газа, в водоносном слое подземного пласта.
- 10. Способ по п.6, отличающийся тем, что водоносный слой подземного пласта для закачки имеет поровое давление и, кроме того, имеет давление гидроразрыва, и предложенный способ включает сжатие потока газа перед закачкой в подземный пласт до давления больше порового давления подземного пласта для закачки, но меньше давления гидроразрыва подземного пласта для закачки.
- 11. Способ по п.6, кроме того включающий добавление одной или нескольких химических добавок к потоку газа для содействия растворению одного или нескольких парниковых газов, присутствующих в потоке газа, в водоносном слое подземного пласта.
- 12. Способ по п.6, кроме того включающий индуцирование гидроразрывов в подземном пласте до закачки потока газа.
- 13. Способ по п.6, кроме того включающий выполнение одного или нескольких анализов геологических данных, анализов геомеханических данных и методов численного моделирования для определения оптимальной модели нагнетательной скважины, расстояния между скважинами и конфигурации скважины для оптимизации растворения парниковых газов в водоносном слое.
- 14. Способ по п.6, отличающийся тем, что закачка потока газа включает непрерывное нагнетание потока газа от источника в процессе производства.
- 15. Способ по п.6, отличающийся тем, что закачка потока газа включает нагнетание потока газа от источника с перерывами при создании потока газа в источнике.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US86910306P | 2006-12-07 | 2006-12-07 | |
| PCT/US2007/086411 WO2008073765A2 (en) | 2006-12-07 | 2007-12-04 | Method for reducing the emission of green house gases into the atmosphere |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200900757A1 EA200900757A1 (ru) | 2010-02-26 |
| EA015025B1 true EA015025B1 (ru) | 2011-04-29 |
Family
ID=39512402
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200900757A EA015025B1 (ru) | 2006-12-07 | 2007-12-04 | Способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7922643B2 (ru) |
| EP (1) | EP2109584B1 (ru) |
| JP (1) | JP2010512236A (ru) |
| KR (1) | KR20090113258A (ru) |
| CN (1) | CN101679042B (ru) |
| AU (1) | AU2007333308B2 (ru) |
| CA (1) | CA2673129C (ru) |
| EA (1) | EA015025B1 (ru) |
| MX (1) | MX2009005865A (ru) |
| PL (1) | PL2109584T3 (ru) |
| UA (1) | UA95995C2 (ru) |
| WO (1) | WO2008073765A2 (ru) |
| ZA (1) | ZA200904554B (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513947C2 (ru) * | 2012-03-12 | 2014-04-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпром Промгаз" | Способ утилизации диоксида углерода (со2)из газа подземной газификации угля (пгу) |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009086551A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Systems and methods for enhancing rates of in situ carbonation of peridotite |
| US8176984B2 (en) | 2008-07-03 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for downhole sequestration of carbon dioxide |
| US7726402B2 (en) * | 2008-07-03 | 2010-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for downhole sequestration of carbon dioxide |
| JP2010119962A (ja) * | 2008-11-20 | 2010-06-03 | National Institute Of Advanced Industrial Science & Technology | 二酸化炭素の浅帯水層貯留 |
| CN102348614A (zh) * | 2009-03-11 | 2012-02-08 | 莫里斯·B·杜西奥尔特 | 用于在地质构造中埋存流体的方法 |
| JP5360820B2 (ja) * | 2009-07-31 | 2013-12-04 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | 二酸化炭素の貯留方法 |
| US10669471B2 (en) | 2009-08-10 | 2020-06-02 | Quidnet Energy Inc. | Hydraulic geofracture energy storage system with desalination |
| US8939223B2 (en) * | 2009-08-12 | 2015-01-27 | Tokyo Gas Co., Ltd. | Device and method for sequestering a substance |
| US20110198095A1 (en) * | 2010-02-15 | 2011-08-18 | Marc Vianello | System and process for flue gas processing |
| CN102233233A (zh) * | 2010-09-12 | 2011-11-09 | 任安煜 | 废气定向锁定下排放烟囱顶端帽罩回收废气转换系统环保装置核心技术 |
| JP5399436B2 (ja) | 2011-03-30 | 2014-01-29 | 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 | 貯留物質の貯留装置および貯留方法 |
| WO2012174665A1 (en) * | 2011-06-24 | 2012-12-27 | Bilak, Roman | Sequestration of greenhouse gasses by generating an unstable gas/saline front within a formation |
| CA2839701C (en) | 2011-06-30 | 2018-10-23 | Statoil Petroleum As | A method for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an arrangement for use in such methods |
| US20130101352A1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-04-25 | Marc Vianello | System and process for flue gas processing |
| US10197747B2 (en) * | 2014-09-23 | 2019-02-05 | Blue Planet, Ltd. | Carbon sequestration methods and systems |
| SG11201903768PA (en) * | 2016-10-27 | 2019-05-30 | Quidnet Energy Inc | Hydraulic geofracture energy storage system with desalination |
| CN110529105B (zh) * | 2018-05-23 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多重介质有水气藏水平井开发的设计方法及设计装置 |
| US20210187437A1 (en) * | 2019-12-18 | 2021-06-24 | Mississippi Lime Company | Systems and methods for sequestering carbon dioxide and other pollutants |
| CN113107443B (zh) * | 2021-04-29 | 2021-10-15 | 大庆市晟威机械制造有限公司 | 一种偏心油田配水器 |
| CN113464098B (zh) * | 2021-07-01 | 2023-07-04 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种co2地质封存方法及其系统 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20010044566A1 (en) * | 1999-08-25 | 2001-11-22 | Bruno Michael S. | Method for biosolid disposal and methane generation |
| US20030183390A1 (en) * | 2001-10-24 | 2003-10-02 | Peter Veenstra | Methods and systems for heating a hydrocarbon containing formation in situ with an opening contacting the earth's surface at two locations |
| US20040200618A1 (en) * | 2002-12-04 | 2004-10-14 | Piekenbrock Eugene J. | Method of sequestering carbon dioxide while producing natural gas |
| US20060249101A1 (en) * | 2003-01-31 | 2006-11-09 | Tidjani Niass | Steam generator comprising successive combustion chambers |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4187910A (en) * | 1978-04-04 | 1980-02-12 | Phillips Petroleum Company | CO2 removal from hydrocarbon gas in water bearing underground reservoir |
| US5261490A (en) * | 1991-03-18 | 1993-11-16 | Nkk Corporation | Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor |
| JPH06170215A (ja) * | 1992-12-07 | 1994-06-21 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 地中への二酸化炭素圧入方法 |
| US5439054A (en) * | 1994-04-01 | 1995-08-08 | Amoco Corporation | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation |
| US6797039B2 (en) * | 2002-12-27 | 2004-09-28 | Dwain F. Spencer | Methods and systems for selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream |
| US6945925B2 (en) * | 2003-07-31 | 2005-09-20 | Joel Pooler | Biosequestration and organic assimilation of greenhouse gases |
| CA2483896C (en) * | 2003-10-06 | 2008-02-26 | Dennis A. Beliveau | Applications of waste gas injection into natural gas reservoirs |
| JP4585222B2 (ja) * | 2004-04-12 | 2010-11-24 | 三菱重工業株式会社 | 不純物廃棄システム及び方法 |
-
2007
- 2007-12-04 KR KR1020097014120A patent/KR20090113258A/ko not_active Application Discontinuation
- 2007-12-04 PL PL07868988T patent/PL2109584T3/pl unknown
- 2007-12-04 EP EP07868988.2A patent/EP2109584B1/en not_active Not-in-force
- 2007-12-04 UA UAA200906919A patent/UA95995C2/ru unknown
- 2007-12-04 EA EA200900757A patent/EA015025B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-12-04 WO PCT/US2007/086411 patent/WO2008073765A2/en active Application Filing
- 2007-12-04 CN CN200780044988XA patent/CN101679042B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-04 CA CA2673129A patent/CA2673129C/en active Active
- 2007-12-04 MX MX2009005865A patent/MX2009005865A/es active IP Right Grant
- 2007-12-04 JP JP2009540427A patent/JP2010512236A/ja active Pending
- 2007-12-04 AU AU2007333308A patent/AU2007333308B2/en active Active
-
2008
- 2008-07-31 US US12/183,864 patent/US7922643B2/en active Active
-
2009
- 2009-06-30 ZA ZA200904554A patent/ZA200904554B/xx unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20010044566A1 (en) * | 1999-08-25 | 2001-11-22 | Bruno Michael S. | Method for biosolid disposal and methane generation |
| US20030183390A1 (en) * | 2001-10-24 | 2003-10-02 | Peter Veenstra | Methods and systems for heating a hydrocarbon containing formation in situ with an opening contacting the earth's surface at two locations |
| US20040200618A1 (en) * | 2002-12-04 | 2004-10-14 | Piekenbrock Eugene J. | Method of sequestering carbon dioxide while producing natural gas |
| US20060249101A1 (en) * | 2003-01-31 | 2006-11-09 | Tidjani Niass | Steam generator comprising successive combustion chambers |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513947C2 (ru) * | 2012-03-12 | 2014-04-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпром Промгаз" | Способ утилизации диоксида углерода (со2)из газа подземной газификации угля (пгу) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101679042B (zh) | 2013-07-31 |
| CN101679042A (zh) | 2010-03-24 |
| KR20090113258A (ko) | 2009-10-29 |
| PL2109584T3 (pl) | 2014-08-29 |
| ZA200904554B (en) | 2010-04-28 |
| US20090062593A1 (en) | 2009-03-05 |
| EP2109584A2 (en) | 2009-10-21 |
| EA200900757A1 (ru) | 2010-02-26 |
| AU2007333308A1 (en) | 2008-06-19 |
| EP2109584A4 (en) | 2012-01-04 |
| MX2009005865A (es) | 2009-08-31 |
| EP2109584B1 (en) | 2013-11-20 |
| AU2007333308B2 (en) | 2013-05-02 |
| JP2010512236A (ja) | 2010-04-22 |
| US7922643B2 (en) | 2011-04-12 |
| UA95995C2 (ru) | 2011-09-26 |
| CA2673129A1 (en) | 2008-06-19 |
| WO2008073765A2 (en) | 2008-06-19 |
| CA2673129C (en) | 2013-09-17 |
| WO2008073765A3 (en) | 2008-11-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA015025B1 (ru) | Способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу | |
| Lokhorst et al. | Introduction on CO2 Geological storage-classification of storage options | |
| US9121259B2 (en) | Storing carbon dioxide and producing methane and geothermal energy from deep saline aquifers | |
| CA2751874C (en) | Process for sequestration of fluids in geological formations | |
| US20150292303A1 (en) | Process for sequestration of fluids in geological formations | |
| US8454268B2 (en) | Gaseous sequestration methods and systems | |
| CA2839701C (en) | A method for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an arrangement for use in such methods | |
| WO2016205945A1 (en) | Process for sequestration of fluids in geological formations | |
| Ahmed et al. | Case study on combined CO2 sequestration and low-salinity water production potential in a shallow saline aquifer in Qatar | |
| JP6327730B2 (ja) | 水溶性天然ガスの採掘方法 | |
| Saraf et al. | Carbon dioxide injection for enhanced oil recovery and underground storage to reduce greenhouse gas | |
| Kosowski et al. | Cost analysis of geological sequestration of CO2 | |
| Başbuğ | Modeling of carbon dioxide sequestration in a deep saline aquifer | |
| CN116553060A (zh) | 一种深部浅部地层联合封存co2的方法 | |
| Heddle | The drill on geosequestration | |
| Akinnikawe et al. | Geologic Model and Fluid Flow Simulation of Woodbine Aquifer CO2 Sequestration | |
| Greenberg et al. | Carbon sequestration in the Illinois Basin |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ |