EA045898B1 - METHOD AND SYSTEM FOR REMOVING H2S AND CO2 FROM GAS MIXTURES WITH HIGH H2S AND CO2 CONTENTS, SUCH AS GEOTHERMAL NON-CONDENSABLE GAS MIXTURES - Google Patents
METHOD AND SYSTEM FOR REMOVING H2S AND CO2 FROM GAS MIXTURES WITH HIGH H2S AND CO2 CONTENTS, SUCH AS GEOTHERMAL NON-CONDENSABLE GAS MIXTURES Download PDFInfo
- Publication number
- EA045898B1 EA045898B1 EA202290505 EA045898B1 EA 045898 B1 EA045898 B1 EA 045898B1 EA 202290505 EA202290505 EA 202290505 EA 045898 B1 EA045898 B1 EA 045898B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- water
- geothermal
- stream
- gas
- mixture
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 93
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 71
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 195
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 192
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 157
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 156
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 144
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 96
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 92
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 38
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 38
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 35
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 30
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 20
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 19
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 9
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 7
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 5
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 5
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 40
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 21
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 9
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 9
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 8
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 6
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 6
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 4
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 4
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 4
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 4
- IUMKBGOLDBCDFK-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dicalcium;iron(2+);trisilicate;hydrate Chemical compound O.[Al+3].[Al+3].[Ca+2].[Ca+2].[Fe+2].[O-][Si]([O-])([O-])[O-].[O-][Si]([O-])([O-])[O-].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] IUMKBGOLDBCDFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052869 epidote Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- NLKNQRATVPKPDG-UHFFFAOYSA-M potassium iodide Chemical compound [K+].[I-] NLKNQRATVPKPDG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 3
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 3
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 229910001746 prehnite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011027 prehnite Substances 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 229910052952 pyrrhotite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 229910052569 sulfide mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- 235000011149 sulphuric acid Nutrition 0.000 description 2
- -1 that is Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 206010015943 Eye inflammation Diseases 0.000 description 1
- 206010019233 Headaches Diseases 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 206010028813 Nausea Diseases 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052891 actinolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 208000002173 dizziness Diseases 0.000 description 1
- 235000013601 eggs Nutrition 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 231100000869 headache Toxicity 0.000 description 1
- 230000005802 health problem Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000007794 irritation Effects 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000008693 nausea Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000010399 physical interaction Effects 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- CCEKAJIANROZEO-UHFFFAOYSA-N sulfluramid Chemical group CCNS(=O)(=O)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F CCEKAJIANROZEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 239000002341 toxic gas Substances 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000010456 wollastonite Substances 0.000 description 1
- 229910052882 wollastonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Description
Область техникиField of technology
Настоящее изобретение относится к способу удаления сероводорода (H2S) и углекислого газа (СО2) из газовых смесей с высоким содержанием H2S и СО2, таких как геотермальные неконденсирующиеся газовые смеси (NCG; от англ.: non-condensable gas mixtures).The present invention relates to a method for removing hydrogen sulfide (H2S) and carbon dioxide (CO2) from gas mixtures high in H2S and CO2, such as geothermal non-condensable gas mixtures (NCG).
Предшествующий уровень техникиPrior Art
Стандартные геотермальные электростанции используют тепловую энергию Земли посредством извлечения горячей смеси пара и рассола (геотермальной воды) из геотермального резервуара, характеризующегося термальной аномалией, проницаемой горной породой и текучей средой (Barbier, E. (2002) Geothermal Energy Technology and Current Status: an Overview. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 6, p. 3-65). Текучие среды, извлекаемые из этих геотермальных резервуаров, в природных условиях содержат растворенные газы, такие как СО2, H2S, H2, N2, CH4 и др. Эти газы являются побочным продуктом производства геотермальной энергии и имеют магматическое происхождение. Геотермальный пар отделяют от рассола (геотермальной воды), так что его можно использовать для генерации электричества силовыми турбинами. После этого процесса пар конденсируют и повторно инжектируют в геотермальный резервуар совместно с рассолом (геотермальной водой). Однако только часть газов, изначально являющихся частью горячей смеси, извлеченной из геотермального резервуара, повторно конденсируются вместе с паром, оставляя остаток, так называемые неконденсирующиеся газы (далее NCG или NCG смесь), в качестве газообразного побочного продукта производства тепловой энергии. Эти газы обычно удаляют из конденсатора вакуумными насосами или эжекторами и выбрасывают в атмосферу. Соответственно, в настоящее время большинство геотермальных электростанций, например - в Исландии, выбрасывают значительные количества H2S и СО2 в атмосферу. Фиг. 1 демонстрирует количество СО2 и H2S, выбрасываемое несколькими геотермальными электростанциями в Исландии. Количество выбрасываемых газов зависит не исключительно от размера электростанции, но и от геологии местоположения.Conventional geothermal power plants harness the Earth's thermal energy by extracting a hot mixture of steam and brine (geothermal water) from a geothermal reservoir characterized by a thermal anomaly, permeable rock, and fluid (Barbier, E. (2002) Geothermal Energy Technology and Current Status: an Overview. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 6, pp. 3-65). Fluids extracted from these geothermal reservoirs naturally contain dissolved gases such as CO 2 , H 2 S, H 2 , N 2 , CH 4 , etc. These gases are a by-product of geothermal energy production and are of magmatic origin. Geothermal steam is separated from the brine (geothermal water) so that it can be used to generate electricity by power turbines. After this process, the steam is condensed and reinjected into the geothermal reservoir along with brine (geothermal water). However, only a portion of the gases originally part of the hot mixture extracted from the geothermal reservoir re-condense with the steam, leaving the remainder, the so-called non-condensable gases (hereinafter NCG or NCG mixture), as a gaseous by-product of thermal energy production. These gases are usually removed from the condenser by vacuum pumps or ejectors and released into the atmosphere. Accordingly, currently most geothermal power plants, for example in Iceland, emit significant amounts of H2S and CO 2 into the atmosphere. Fig. 1 shows the amount of CO 2 and H2S emitted from several geothermal power plants in Iceland. The amount of gases released depends not only on the size of the power plant, but also on the geology of the location.
На основании вышеизложенного легко можно понять, что выбросы СО2 и H2S из геотермальных электростанций являются одной из главных экологических проблем использования геотермальной энергии. СО2 - это так называемый парниковый газ, способствующий глобальному потеплению, а сероводород является бесцветным, горючим и высокотоксичным газом с характерным запахом тухлых яиц. Воздействие H2S может вызвать проблемы со здоровьем, зависящие от уровней и продолжительности воздействия. Низкоуровневое длительное воздействие может вызвать воспаление и раздражение глаз, тогда как высокие уровни воздействия в течение коротких периодов времени могут вызвать головокружение, головную боль, тошноту и даже смерть, если концентрация H2S в атмосфере превысит 300 частей/млн.Based on the above, it can be easily understood that CO2 and H2S emissions from geothermal power plants are one of the main environmental problems in the use of geothermal energy. CO 2 is a so-called greenhouse gas that contributes to global warming, and hydrogen sulfide is a colorless, flammable and highly toxic gas with a characteristic smell of rotten eggs. Exposure to H 2 S can cause health problems depending on the levels and duration of exposure. Low-level, long-term exposure can cause eye inflammation and irritation, while high-level exposure over short periods of time can cause dizziness, headache, nausea, and even death if atmospheric H2S concentrations exceed 300 ppm.
Концентрация H2S в геотермальных текучих средах обычно лежит в диапазоне от нескольких млрд-1 до нескольких сотен млн-1 (Arnorsson, S. (1995а) Hydrothermal systems in Iceland: Structure and conceptual models. 1. High-temperature areas. Geothermics 24, 561-602, Arnorsson, S. (1995b) Hydrothermal systems in Iceland: Structure and conceptual models. 2. Low-temperature areas. Geothermics 24, 603-629). Во время утилизации высокотемпературных геотермальных текучих сред H2S концентрируется в паровой фазе и затем высвобождается в атмосферу после конденсации пара. H2S высвобождается на вершине башенных охладителей, где его диспергируют в воздухе для снижения риска высокой концентрации H2S вблизи электростанции. H2S вместе с другими газами, такими как СО2, Н2, N2, CH4, содержащимися в отходящем газе, переносится ветром от местоположения электростанции и при определенных погодных условиях может вызывать появление неприятного запаха в близлежащих населенных пунктах.H2S concentrations in geothermal fluids typically range from a few ppb to several hundred ppm (Arnorsson, S. (1995a) Hydrothermal systems in Iceland: Structure and conceptual models. 1. High-temperature areas. Geothermics 24, 561 -602, Arnorsson, S. (1995b) Hydrothermal systems in Iceland: Structure and conceptual models. 2. Low-temperature areas. Geothermics 24, 603-629). During the disposal of high temperature geothermal fluids, H2S is concentrated in the vapor phase and then released to the atmosphere after the steam condenses. H2S is released at the top of cooling towers, where it is dispersed into the air to reduce the risk of high H2S concentrations near the power plant. H 2 S, together with other gases such as CO 2 , H 2 , N 2 , CH 4 contained in the exhaust gas, is carried by the wind from the location of the power plant and under certain weather conditions can cause an unpleasant odor in nearby populated areas.
К настоящему времени реализовано несколько способов удаления газов, таких как H2S и СО2, из отходящих газов. Эти способы включают сжигание газа или отделение H2S от других газов и последующее его окисление. Другим известным способом удаления этих газов является смешивание всего потока неконденсирующегося газа с водой. Тем не менее, поскольку растворимость различных газов, содержащихся в потоке неконденсирующихся газов, значительно варьируется, это во многих ситуациях требует очень больших количеств воды. Например, при температуре, равной 293 K (примерно 20°С), и давлении, равном 1 атмосфере (примерно 1 бар), растворимость относительно хорошо растворимых СО2 и H2S составляет, соответственно, 0,169 г и 0,385 г на 100 г воды, тогда как растворимость относительно плохо растворимых Н2, N2, О2, Ar и СН4 составляет всего 0,00016, 0,0019, 0,0043, 0,0062 и 0,0023 г на 100 г воды, соответственно.To date, several methods have been implemented to remove gases such as H 2 S and CO 2 from exhaust gases. These methods involve burning the gas or separating H2S from other gases and then oxidizing it. Another known method for removing these gases is to mix the entire non-condensable gas stream with water. However, since the solubility of the various gases contained in a non-condensable gas stream varies significantly, this requires very large quantities of water in many situations. For example, at a temperature of 293 K (about 20°C) and a pressure of 1 atmosphere (about 1 bar), the solubility of the relatively highly soluble CO2 and H2S is, respectively, 0.169 g and 0.385 g per 100 g of water, while the solubility of relatively poorly soluble H 2 , N2, O 2 , Ar and CH 4 is only 0.00016, 0.0019, 0.0043, 0.0062 and 0.0023 g per 100 g of water, respectively.
В публикации US 5656172 описан способ получения содержащего H2SO4 водного рассола (геотермальной воды) из геотермальных неконденсирующихся газов с целью получения кислого рассола (геотермальной воды), который можно использовать для растворения накипи и других осадков и/или для ингибирования дальнейшей минерализации в контексте получения геотермальной энергии. Однако такой рассол (геотермальную воду) как таковой нельзя использовать для прямой реинжекции в геологические формации и для хранения H2S и СО2 в геологических формациях, как предусмотрено в настоящем изобретении. Поскольку H2SO4 является сильной кислотой, для подкисления рассола (геотермальной воды) необходимо лишь небольшое ее количество по сравнению с использованием H2S, который является слабой кислотой. Поэтому лишь небольшую долю выбросов серы из геотермальной электростанции можно удалить, прежде чем потребуются обширные мероприятия для снижения коррозии стальных труб реинжекционной системы и обсадных труб реинжекционных скважин.US Publication No. 5,656,172 describes a process for producing H2SO4 - containing aqueous brine (geothermal water) from geothermal non-condensable gases to produce an acidic brine (geothermal water) that can be used to dissolve scale and other sediments and/or to inhibit further mineralization in the context of obtaining geothermal energy. However, such brine (geothermal water) as such cannot be used for direct reinjection into geological formations and for storing H2S and CO2 in geological formations as provided in the present invention. Since H2SO4 is a strong acid, only a small amount is needed to acidify brine (geothermal water) compared to using H2S, which is a weak acid. Therefore, only a small fraction of the sulfur emissions from a geothermal power plant can be removed before extensive measures are required to reduce corrosion of the reinjection system steel pipes and reinjection well casings.
- 1 045898- 1 045898
В публикации US 20020062735 раскрыт способ предварительной обработки природного газа, то есть газа, преимущественно состоящего из СН4 и предназначенного, например, для отопления и приготовления пищи. Описанный способ относится к предварительной обработке природного газа посредством очистки его от относительно низкого содержания H2S и СО2, чтобы природный газ можно было использовать и продавать без вреда для окружающей среды.US 20020062735 discloses a method for the pre-treatment of natural gas, that is, gas predominantly consisting of CH 4 and intended, for example, for heating and cooking. The described method relates to the pre-treatment of natural gas by purifying it from relatively low levels of H 2 S and CO 2 so that the natural gas can be used and sold without harming the environment.
Соответственно, ни способы, ни системы, описанные в публикации US 20020062735, не направлены на удаление H2S и СО2 из газов с высоким содержанием H2S и СО2, таких как указанные NCG, которые являются побочным продуктом производства геотермальной энергии и содержат гораздо больше H2S и СО2, чем природный газ, и не предложено решения, которое обеспечило бы способы или системы для такого удаления.Accordingly, neither the methods nor systems described in US 20020062735 are intended to remove H2S and CO2 from gases rich in H2S and CO2 , such as those mentioned NCG, which are a by-product of geothermal energy production and contain much more H2S and CO2. CO2 than natural gas, and no solution has been proposed that provides methods or systems for such removal.
В публикации US 2011225971 описан способ удаления сероводорода из конденсата пара геотермальной силовой установки посредством приведения его в контакт с отходящим газом конденсатора той же геотермальной силовой установки, содержащим углекислый газ. Соответственно, описанные способы относятся к удалению H2S из конденсата, а не H2S из NCG смеси, и в любом случае они не основаны на абсорбции H2S и СО2 из NCG смеси в конденсат пара или любой другой поток воды, как предложено в настоящем изобретении.US 2011225971 describes a method for removing hydrogen sulfide from steam condensate from a geothermal power plant by contacting it with condenser exhaust gas from the same geothermal power plant containing carbon dioxide. Accordingly, the methods described relate to the removal of H2S from the condensate, and not H2S from the NCG mixture, and in any case they do not rely on the absorption of H2S and CO2 from the NCG mixture into the steam condensate or any other water stream, as proposed in the present invention .
В публикации US 5340382 описан способ абсорбции кислого газа (который раскрыт как смесь углекислого газа и сероводорода) в воду из углеводородных скважин. Согласно публикации US 5340382, кислый газ можно абсорбировать в воду с использованием статического смесителя, после чего давление этой смеси повышают, заставляя ее течь по трубопроводу к инжекционному насосу, через который ее возвращают в пласты для захоронения. Согласно публикации US 5340382, воду с кислым газом следует поддерживать под давлением, превышающим давление на выходе статического смесителя. Из публикации US 5340382 абсолютно очевидно, что описанные в ней способы относятся к повышению давления и абсорбции (кислой) газовой смеси, состоящей исключительно из H2S и СО2, а не, как в контексте настоящего изобретения, к повышению давления NCG-смеси, содержащей СО2 и H2S, а также по меньшей один из Н2, N2, О2, Ar и СН4. Поэтому способы, описанные в публикации US 5340382 не направлены на селективную абсорбцию относительно хорошо растворимых газов СО2 и H2S из NCG смеси в жидкий конденсат пара (или любой другой поток воды) и одновременное сохранение относительно плохо растворимых Н2, N2 и СН4 газов в NCG смеси, как способы по настоящему изобретению. Соответственно, способы согласно публикации US 5340382 предполагают, что H2S и СО2, образующие так называемый кислый газ, уже отделены от всех других газов, тогда как способы по настоящему изобретению направлены на осуществление именно этого, то есть на отделение H2S и СО2, содержащихся в газовой смеси, от любых других газов, присутствующих в этой смеси. То, что способы, описанные в публикации US 5340382, не предполагают разделение газов, содержащихся в NCG смеси, также очевидно из того факта, что после того как кислый газ смешали с водой в так называемом статическом смесителе, эту смесь согласно публикации US 5340382 поддерживают под повышенным давлением и прямо инжектируют в пласты для захоронения без отделения газа от жидкости (см. столбцы с 31.62 по 1.34). Соответственно, в отличие от способов по настоящему изобретению, способы согласно публикации US 5340382 предполагают не наличие потока газа и потока воды, выходящих из смесительного блока (так называемого статического смесителя в публикации US 5340382), а лишь один поток, содержащий воду и газ. Это отличие также очевидно из того факта, что, согласно идеям публикации US 5340382 (см. столбцы 21.22-24), следует использовать статический смеситель, а не, например, абсорбционную колонну, которая, с другой стороны, является предпочтительным путем осуществления способов по настоящему изобретению.US Publication No. 5,340,382 describes a method for absorbing acid gas (which is described as a mixture of carbon dioxide and hydrogen sulfide) into water from hydrocarbon wells. According to US Publication No. 5,340,382, acid gas can be absorbed into water using a static mixer, after which the mixture is pressurized causing it to flow through a pipeline to an injection pump through which it is returned to the formations for disposal. According to US Publication No. 5,340,382, acid gas water should be maintained at a pressure greater than the outlet pressure of the static mixer. From the publication US 5340382 it is absolutely clear that the methods described therein relate to pressurization and absorption of an (acidic) gas mixture consisting solely of H2S and CO2, and not, as in the context of the present invention, to pressurization of an NCG mixture containing CO2 and H2S, and at least one of H2 , N2, O2 , Ar and CH4 . Therefore, the methods described in publication US 5340382 are not aimed at selectively absorbing the relatively highly soluble gases CO 2 and H 2 S from the NCG mixture into liquid steam condensate (or any other water stream) and simultaneously retaining the relatively poorly soluble H 2 , N 2 and CH 4 gases in NCG mixtures, like the methods of the present invention. Accordingly, the methods according to publication US 5340382 assume that the H2S and CO 2 forming the so-called acid gas are already separated from all other gases, while the methods of the present invention are aimed at doing just that, that is, separating the H2S and CO2 contained in gas mixture, from any other gases present in this mixture. That the methods described in US Pat. No. 5,340,382 do not involve separating the gases contained in the NCG mixture is also evident from the fact that after the acid gas has been mixed with water in a so-called static mixer, the mixture according to US Pat. No. 5,340,382 is kept under elevated pressure and directly injected into disposal formations without separating the gas from the liquid (see columns 31.62 to 1.34). Accordingly, unlike the methods of the present invention, the methods of US Pat. No. 5,340,382 do not involve a gas stream and a water stream exiting the mixing unit (called a static mixer in US Pat. No. 5,340,382), but only a single stream containing water and gas. This difference is also evident from the fact that, according to the teachings of US 5,340,382 (see columns 21.22-24), a static mixer should be used rather than, for example, an absorption column, which, on the other hand, is the preferred way of carrying out the methods of the present invention.
В публикации US 5694772 описан способ удаления сероводорода, присутствующего в геотермальной текучей среде, используемой в геотермальной электростанции такого типа, которая производит поток газа, содержащий сероводород, и поток отработанной геотермальной жидкости, причем способ включает сжатие и отработанной геотермальной жидкости, и потока газа и приведение их в контакт для получения потока сжатых газов, по существу не содержащего сероводорода, и жидкого эффлюента. Описанные способы основаны на сжатии газовой смеси перед приведением ее в контакт с конденсатом пара в так называемой насадочной колонне, что следует понимать как вид экстракции, который не приводит к абсорбции H2S и СО2 из газообразной NCG смеси в жидкий конденсат пара или любой другой поток воды, как предусмотрено настоящим изобретением. То, что способы, предложенные в публикации US 5694772, нельзя считать основанными на абсорбции сероводорода и углекислого газа в конденсат пара, подтверждается тем фактом, что, согласно графическим материалам (фиг. 1) и тексту (столбец 4, строки 53-56) публикации US 5694772, СО2 остается частью сжатого потока газа, который затем выбрасывается в атмосферу. Таким образом, решение, описанное в публикации US 5694772, очевидно направлено не на отделение H2S и СО2 от NCG-смеси, а лишь на отделение H2S. Также в публикации US 5694772 указано, что описанные в ней способы можно оптимизировать посредством добавления хлора в указанную выше так называемую насадочную колонну. Добавление хлора можно понимать только как специфически направленное на повышение окисления сероводорода до других соединений серы, обладающих более высокой растворимостью в водном растворе. В противоположность этому, простая абсорбция не включает изменение химических веществ, присутствующих в системе. Также предложение добавлять хлор в связиUS Publication No. 5,694,772 describes a method for removing hydrogen sulfide present in a geothermal fluid used in a geothermal power plant of this type that produces a gas stream containing hydrogen sulfide and a waste geothermal fluid stream, the method including compressing both the waste geothermal fluid and the gas stream and bringing them into contact to produce a stream of compressed gases, essentially free of hydrogen sulfide, and a liquid effluent. The described methods are based on compression of the gas mixture before bringing it into contact with steam condensate in the so-called packed column, which should be understood as a type of extraction that does not lead to the absorption of H 2 S and CO 2 from the gaseous NCG mixture into liquid steam condensate or any other water flow as provided by the present invention. The fact that the methods proposed in the publication US 5694772 cannot be considered based on the absorption of hydrogen sulfide and carbon dioxide into steam condensate is confirmed by the fact that, according to the graphic materials (Fig. 1) and the text (column 4, lines 53-56) of the publication US 5694772, CO 2 remains part of the compressed gas stream, which is then released into the atmosphere. Thus, the solution described in US 5,694,772 is obviously not aimed at separating H2S and CO 2 from the NCG mixture, but only at separating H2S. US 5,694,772 also states that the processes described therein can be optimized by adding chlorine to the above-mentioned so-called packed column. The addition of chlorine can only be understood as specifically aimed at increasing the oxidation of hydrogen sulfide to other sulfur compounds having higher solubility in aqueous solution. In contrast, simple absorption does not involve changing the chemicals present in the system. Also a proposal to add chlorine in connection
- 2 045898 со способами согласно публикации US 5694772 ясно демонстрирует, что они направлены только на удаление H2S, содержащегося в газовой смеси, но не СО2, который также может присутствовать. Фактически, поскольку растворимость хлора в воде при температуре, равной 293 K (примерно 20°С), и давлении, равном 1 атмосфере (примерно 1 бар), выше (примерно 0,7 г на 100 г воды), чем растворимость СО2 (0,169 г на 100 г воды), и поскольку нет сходной окислительной роли хлора в отношении СО2 (как указано для сероводорода выше), добавление хлора к указанной выше так называемой насадочной колонне можно считать снижающим общую абсорбцию СО2 в жидкий поток, если она вообще происходит в первой системе (то есть в системе без хлора).- 2045898 with methods according to US Publication No. 5,694,772 clearly demonstrates that they are directed only at removing the H 2 S contained in the gas mixture, but not the CO 2 that may also be present. In fact, since the solubility of chlorine in water at a temperature of 293 K (about 20 ° C) and a pressure of 1 atmosphere (about 1 bar) is higher (about 0.7 g per 100 g of water) than the solubility of CO 2 ( 0.169 g per 100 g water), and since there is no similar oxidizing role of chlorine on CO 2 (as stated for hydrogen sulfide above), the addition of chlorine to the above so-called packed column can be considered to reduce the overall absorption of CO 2 into the liquid stream, if any occurs in the first system (that is, in a system without chlorine).
В публикации US 4244190 описан способ обработки двухфазного геотермального рассола (геотермальной воды), полученного из подземного геотермального резервуара, содержащего неконденсирующиеся газы, в том числе сероводород, и тяжелые и/или переходные металлы в растворе, который включает преобразование сероводорода в серу и/или другие соединения серы с более высокой степенью окисления. Соответственно, описанные способы относятся к удалению H2S посредством преобразования его до более высокой степени окисления и никоим образом не основаны на абсорбции H2S и СО2 из NCG смеси в конденсат пара или любой другой поток воды, как предложено в настоящем изобретении.US 4,244,190 describes a method for treating two-phase geothermal brine (geothermal water) obtained from an underground geothermal reservoir containing non-condensable gases, including hydrogen sulfide, and heavy and/or transition metals in solution, which includes converting hydrogen sulfide to sulfur and/or other sulfur compounds with a higher oxidation state. Accordingly, the described methods relate to the removal of H2S by converting it to a higher oxidation state and are in no way based on the absorption of H2S and CO 2 from the NCG mixture into steam condensate or any other water stream as proposed in the present invention.
В публикации WO 9322032 описан способ обработки газа, содержащего в качестве компонентов аммиак и сероводород, который включает повышение рН оксигенированной жидкости посредством добавления к ней аммиака или прекурсора аммиака и приведения в контакт этого газа в зоне смешивания с жидкостью с повышенным рН в условиях, достаточных для удаления значительной доли сероводорода. Соответственно, описанные способы относятся к удалению H2S из газовых смесей, содержащих значительные количества аммиака, а не из характерной композиции NCG из геотермальных резервуаров, и никоим образом не основаны на абсорбции H2S и СО2 из NCG-смеси в конденсат пара или любой другой поток воды, как предложено в настоящем изобретении.WO 9322032 describes a method for treating a gas containing ammonia and hydrogen sulfide as components, which involves increasing the pH of an oxygenated liquid by adding ammonia or an ammonia precursor thereto and bringing this gas into contact in a mixing zone with a liquid of elevated pH under conditions sufficient to removing a significant proportion of hydrogen sulfide. Accordingly, the methods described relate to the removal of H 2 S from gas mixtures containing significant quantities of ammonia, and not from the characteristic composition of NCG from geothermal reservoirs, and are in no way based on the absorption of H 2 S and CO 2 from the NCG mixture into steam condensate or any other water flow as proposed in the present invention.
В публикации US 5085782 описан способ выделения и использования неконденсирующихся газов, полученных во время быстрого испарения геотермального рассола (геотермальной воды), содержащего большое количество СО2 и малое количество H2S, который включает введение неконденсирующихся газов в конденсат пара, полученного из рассола (геотермальной воды), в присутствии окислителя для окисления по существу всего сероводорода. Соответственно, описанные способы относятся к удалению H2S посредством преобразования его до более высокой степени окисления, а не к абсорбции его в конденсат пара или любой другой поток воды, как предложено в настоящем изобретении.US Publication No. 5,085,782 describes a method for separating and using non-condensable gases obtained during the rapid evaporation of geothermal brine (geothermal water) containing a large amount of CO 2 and a small amount of H2S, which includes introducing the non-condensable gases into the steam condensate obtained from the brine (geothermal water). , in the presence of an oxidizing agent to oxidize substantially all of the hydrogen sulfide. Accordingly, the described methods relate to the removal of H 2 S by converting it to a higher oxidation state, rather than to absorbing it into steam condensate or any other water stream, as proposed in the present invention.
Таким образом, авторы настоящего изобретения впервые описали системы и способы, которые удовлетворяют потребность в безопасном для окружающей среды способе отделения, улавливания и получения H2S и СО2 из NCG смеси для последующего хранения или последующего использования, основанном исключительно на абсорбции относительно хорошо растворимых СО2 и H2S газов из NCG смеси в жидкий конденсат пара (или любой другой поток воды) и не основанном, например, на добавлении хлора для окисления серы до более высокой степени окисления, и одновременно оставляющем относительно плохо растворимые Н2, N2 и СН4 газы в NCG смеси.Thus, the present inventors are the first to describe systems and methods that address the need for an environmentally friendly method for separating, capturing and recovering H 2 S and CO 2 from an NCG mixture for subsequent storage or subsequent use, based solely on the absorption of relatively highly soluble CO 2 and H2S gases from the NCG mixture into liquid steam condensate (or any other water stream) and does not rely, for example, on the addition of chlorine to oxidize sulfur to a higher oxidation state, and at the same time leaving relatively poorly soluble H 2 , N2 and CH 4 gases in NCG mixtures.
Сущность изобретенияThe essence of the invention
Как указано выше, может быть выгодно обеспечить эффективный и экологически безопасный способ отделения растворимых газов, включающих сероводород (H2S) и углекислый газ (СО2), от газов с высоким содержанием H2S и СО2, содержащих также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar газов, таких как геотермальные неконденсирующиеся газовые (NCG) смеси, с целью получения сероводорода (H2S) и углекислого газа (СО2) для ликвидации или последующего использования. В целом, настоящее изобретение ограничивает, облегчает или исключает один или более из указанных выше недостатков H2S и СО2, по отдельности или в любой комбинации. В частности, можно видеть в качестве цели настоящего изобретения обеспечение способа, который решает указанные выше проблемы или другие проблемы предшествующего уровня техники, связанные с H2S и СО2.As stated above, it may be advantageous to provide an efficient and environmentally friendly method for separating soluble gases, including hydrogen sulfide (H 2 S) and carbon dioxide (CO 2 ), from gases rich in H 2 S and CO 2 , also containing at least one of H 2 , N2 , CH4 and/or Ar gases, such as geothermal non-condensable gas (NCG) mixtures, to produce hydrogen sulfide ( H2S ) and carbon dioxide ( CO2 ) for disposal or subsequent use. In general, the present invention limits, alleviates or eliminates one or more of the above disadvantages of H2S and CO2, alone or in any combination. In particular, it can be seen as an object of the present invention to provide a method that solves the above problems or other problems of the prior art associated with H2S and CO2.
Для того чтобы лучше решить одну или более из этих проблем, в первом аспекте настоящего изобретения предложен способ улавливания растворимых газов, включающих H2S и СО2, из газовой смеси (G1) с высоким содержанием H2S и СО2, содержащей также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar газов, такой как NCG, который включает по меньшей мере следующее:In order to better solve one or more of these problems, a first aspect of the present invention provides a method for capturing soluble gases, including H2S and CO2, from a gas mixture (G1) high in H2S and CO2 , also containing at least one of H 2 , N2 , CH4 and/or Ar gases, such as NCG, which includes at least the following:
повышение давления газовой смеси (G1) с высоким содержанием H2S и СО2, содержащей также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar газов, такой как NCG, до давления, лежащего в диапазоне от 3 до 20 бар, например - в диапазоне от 3 до 15 бар, и обеспечение контакта находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2, а также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, с потоком (W2) воды, абсорбцию по меньшей мере части H2S и СО2 из находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2, а также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, в поток (W2) воды, и за счет этого получение потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2 по сравнению с потоком (W2) воды и потока (G3) находящегося под повышенным давлением газа, который был обеднен H2S и СО2 по сравнению с газовой смесью (G1), содержащей H2S и СО2, а также по меньшей мере один из Н2,increasing the pressure of a gas mixture (G1) with a high content of H 2 S and CO 2 , also containing at least one of H 2 , N 2 , CH 4 and/or Ar gases, such as NCG, to a pressure ranging from 3 to 20 bar, for example in the range from 3 to 15 bar, and bringing into contact a pressurized gas mixture (G1) containing H2S and CO2 and at least one of H2 , N2 , CH4 and/or Ar , with a stream (W2) of water, absorption of at least a portion of H2S and CO2 from a pressurized gas mixture (G1) containing H2S and CO 2 , as well as at least one of H2 , N2 , CH4 and/or Ar, into the water stream (W2), and thereby obtaining a water stream (W4) enriched in dissolved H2S and CO2 compared to the water stream (W2) and the pressurized gas stream (G3), which was depleted in H2S and CO 2 compared to a gas mixture (G1) containing H 2 S and CO 2 , as well as at least one of H 2 ,
- 3 045898- 3 045898
N2, CH4 и/или Ar, перенос потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2:N 2 , CH 4 and/or Ar, transfer of a stream (W4) of water enriched in dissolved H 2 S and CO 2 :
либо в инжекционную скважину для инжекции потока (W4) воды в геологический резервуар, либо в систему для инжекции потока (W5) воды в геологический резервуар для использования потока (W4) воды в качестве средства для регулирования рН потока (W5) воды.either an injection well for injecting a water stream (W4) into a geological reservoir, or a system for injecting a water stream (W5) into a geological reservoir for using the water stream (W4) as a means for adjusting the pH of the water stream (W5).
При использовании в контексте настоящего изобретения термин перенос следует понимать как любой способ перемещения жидкости, например - воды, или газа (например - газовой смеси) от одного местоположения до другого, например - посредством перекачивания насосом.When used in the context of the present invention, the term transfer should be understood as any method of moving a liquid, for example water, or a gas (for example, a gas mixture) from one location to another, for example by pumping.
При использовании в контексте настоящего изобретения термин поток следует понимать как вещество, например - воду или газ, перемещающееся в определенном направлении с определенной линейной скоростью и с определенным расходом, который можно представить в виде объемного расхода или массового расхода. Объемный расход - это объем текучей среды или газа, который проходит через данную точку в единицу времени, и его обычно обозначают символом Q (иногда V). В СИ единицей измерения объемного расхода является м3/с. Соответственно, объемный расход равен отношению объема к времени. С другой стороны, массовый расход - это масса текучей среды или газа, которая проходит через данную точку в единицу времени. В СИ единицей измерения массового расхода является кг/с.When used in the context of the present invention, the term flow should be understood as a substance, for example water or gas, moving in a certain direction at a certain linear speed and at a certain flow rate, which can be represented as a volume flow rate or mass flow rate. Volumetric flow is the volume of fluid or gas that passes through a given point per unit time, and is usually denoted by the symbol Q (sometimes V). The SI unit for volumetric flow is m 3 /s. Accordingly, the volumetric flow rate is equal to the ratio of volume to time. On the other hand, mass flow is the mass of fluid or gas that passes through a given point per unit time. The SI unit of mass flow is kg/s.
При использовании в контексте настоящего изобретения термины источник воды или вода следует понимать как любой вид воды, например - такой как грунтовая вода, океанская/морская вода, талая вода, геотермальный конденсат или рассол (геотермальная вода) или поверхностные воды рек, ручьев или озер.When used in the context of the present invention, the terms water source or water should be understood as any type of water, such as ground water, ocean/sea water, melt water, geothermal condensate or brine (geothermal water) or surface water of rivers, streams or lakes.
При использовании в контексте настоящего изобретения термин инжекционная скважина следует понимать как любой вид конструкции, обеспечивающей возможность перемещения текучих сред или газов либо глубоко под землю, либо в грунт по направлению вниз, например - устройство, которое перемещает текучую среду в породные формации, такие как базальт или базальтовая порода, и в пористые породные формации, такие как песчаник или известняк, или в неглубокий почвенный слой или под него.When used in the context of the present invention, the term injection well should be understood as any type of structure that provides the ability to move fluids or gases either deep underground or into the ground in a downward direction, for example, a device that moves fluid into rock formations such as basalt or basaltic rock, and into porous rock formations such as sandstone or limestone, or into or under shallow soil layers.
При использовании в контексте настоящего изобретения термин газовая смесь с высоким содержанием СО2 и/или H2S следует понимать как любую газовую смесь, в которой относительное содержание СО2 и/или H2S выше, чем относительное содержание СО2 и/или H2S в атмосферном воздухе.When used in the context of the present invention, the term gas mixture with a high CO 2 and/or H 2 S content should be understood as any gas mixture in which the relative content of CO 2 and/or H 2 S is higher than the relative content of CO 2 and/or H 2 S in atmospheric air.
При использовании в контексте настоящего изобретения термин гидравлическое давление следует понимать как давление гидравлической текучей среды, которое она оказывает во всех направлениях резервуара, скважины, шланга или любой емкости, в которой она находится. Гидравлическое давление может приводить к увеличению потока в гидравлической системе, поскольку текучая среда течет от области высокого давления к области низкого давления.When used in the context of the present invention, the term hydraulic pressure should be understood as the pressure a hydraulic fluid exerts in all directions of the reservoir, well, hose or any container in which it is located. Hydraulic pressure can cause increased flow in a hydraulic system as fluid flows from an area of high pressure to an area of low pressure.
В системе СИ давление измеряют в единицах паскалях (Па), то есть в ньютонах на квадратный метр (1 Н/м2, или 1 кг/(м с2), или 1 Дж/м3). Другими часто используемыми единицами давления являются фунт на квадратный дюйм или, более точно, фунт силы на квадратный дюйм (аббревиатура: psi) и бар. В единицах СИ 1 psi примерно равен 6895 Па, а 1 бар равен 100000 Па.In the SI system, pressure is measured in units of pascals (Pa), that is, in newtons per square meter (1 N/m 2 , or 1 kg/(m s 2 ), or 1 J/m 3 ). Other commonly used units of pressure are pound per square inch, or more precisely pound force per square inch (abbreviation: psi) and bar. In SI units, 1 psi is approximately equal to 6895 Pa, and 1 bar is equal to 100,000 Pa.
При использовании в контексте настоящего изобретения термин парциальное давление или просто давление газа (СО2 и/или H2S) следует понимать как теоретическое давление определенного газа, присутствующего в смеси газов, которое он оказывал бы в случае, если этот газ занимал бы весь объем исходной смеси при той же температуре. Общее давление смеси идеальных газов является суммой парциальных давлений отдельных газов, присутствующих в смеси.When used in the context of the present invention, the term partial pressure or simply gas pressure (CO 2 and/or H2S) should be understood as the theoretical pressure of a particular gas present in a mixture of gases that it would exert if this gas occupied the entire volume of the original mixture at the same temperature. The total pressure of a mixture of ideal gases is the sum of the partial pressures of the individual gases present in the mixture.
При использовании в контексте настоящего изобретения термины создавать повышенное давление и находящийся под повышенным давлением следует понимать как процесс создания и поддержания, соответственно, давления, которое выше, чем давление окружающей среды, то есть выше атмосферного давления, например давления, лежащего в диапазоне от 3 до 20 бар, от 3 до 15 бар, от 4 до 10 бар, от 6 до 8 бар, например равного 7 бар. Отметим, что термины создавать повышенное давление и находящийся под повышенным давлением в контексте настоящего изобретения не следует понимать как означающие сжатие данного газа или данной газовой смеси до жидкого состояния, что может при определенной температуре для данного газа или данной газовой смеси подразумевать помещение их под давление, превышающее определенный пороговый уровень.When used in the context of the present invention, the terms pressurized and pressurized should be understood as the process of creating and maintaining, respectively, a pressure that is higher than ambient pressure, that is, higher than atmospheric pressure, for example a pressure in the range of 3 to 20 bar, from 3 to 15 bar, from 4 to 10 bar, from 6 to 8 bar, for example equal to 7 bar. Note that the terms pressurized and pressurized in the context of the present invention should not be understood to mean the compression of a given gas or a given gas mixture to a liquid state, which may, at a certain temperature for a given gas or a given gas mixture, imply placing it under pressure, exceeding a certain threshold level.
При использовании в контексте настоящего изобретения термин обеспечение контакта, например контакта потока газа с потоком воды, следует понимать как приведение чего-то в контакт с чем-то другим, то есть обеспечение соприкосновения, физического взаимодействия или связи двух или более объектов друг с другом.When used in the context of the present invention, the term providing contact, for example contacting a stream of gas with a stream of water, should be understood as bringing something into contact with something else, that is, bringing two or more objects into contact, physical interaction or communication with each other.
При использовании в контексте настоящего изобретения термин абсорбция, например - абсорбция газа в воду, следует понимать как физический или химический феномен или процесс, в ходе которого атомы, молекулы или ионы проникают в объемную фазу, например в жидкий или твердый материал. Примером этого может быть абсорбция газа в жидкость (также известная как газоочистка), которая является операцией, в ходе которой газовую смесь приводят в контакт с жидкостью с целью преимущественного растворения одного или более компонентов газовой смеси и получения их раствора в жидкости. В принципе, существуют 2 типа процессов абсорбции: физическая абсорбция и химическая абсорбция, вWhen used in the context of the present invention, the term absorption, for example absorption of gas into water, should be understood as a physical or chemical phenomenon or process during which atoms, molecules or ions penetrate into a bulk phase, such as a liquid or solid material. An example of this would be gas-to-liquid absorption (also known as gas purification), which is an operation in which a gas mixture is brought into contact with a liquid for the purpose of preferentially dissolving one or more components of the gas mixture and obtaining their solution in the liquid. Basically, there are 2 types of absorption processes: physical absorption and chemical absorption, in
- 4 045898 зависимости от того, происходит ли химическая реакция между растворенным веществом и растворителем (абсорбентом). В процессах такого рода, как процессы по настоящему изобретению, в которых в качестве абсорбента используют воду, химические реакции между абсорбентом и растворенным веществом происходят редко, и, соответственно, процесс обычно обозначают как физическую абсорбцию. Однако в процессах, в которых рН водного абсорбента был модифицирован посредством добавления основания или кислоты, абсорбция в воде может, в зависимости от химической природы растворенного вещества, сопровождаться быстрой и необратимой реакцией нейтрализации в жидкой фазе, и в этом случае процесс можно обозначить как химическую абсорбцию или химически активную абсорбцию. Поэтому химические реакции, вызванные, например, модификацией рН, можно использовать для повышения скорости абсорбции, повышения абсорбционной способности растворителя, повышения селективности для преимущественного растворения только определенных компонентов газовой смеси и/или преобразования опасного компонента газовой смеси в безопасное или более безопасное соединение.- 4 045898 depending on whether a chemical reaction occurs between the solute and the solvent (absorbent). In processes such as those of the present invention, in which water is used as the absorbent, chemical reactions between the absorbent and the solute rarely occur, and accordingly the process is usually referred to as physical absorption. However, in processes in which the pH of the aqueous absorbent has been modified by the addition of a base or acid, absorption in water may, depending on the chemical nature of the solute, be accompanied by a rapid and irreversible neutralization reaction in the liquid phase, in which case the process may be designated chemical absorption or chemically active absorption. Therefore, chemical reactions caused by, for example, pH modification can be used to increase the rate of absorption, increase the absorptive capacity of the solvent, increase selectivity to preferentially dissolve only certain components of a gas mixture, and/or convert a hazardous component of a gas mixture into a safe or safer compound.
При использовании в контексте настоящего изобретения термин получение, например получение потока воды или потока газа, находящегося под повышенным давлением, следует понимать как порождение, инициирование, создание, получение или выработку чего-либо, например - потока воды или потока газа, находящегося под повышенным давлением.When used in the context of the present invention, the term producing, for example producing a stream of water or a stream of gas under increased pressure, should be understood as generating, initiating, creating, obtaining or producing something, for example, a stream of water or a stream of gas under increased pressure .
При использовании в контексте настоящего изобретения термины инжекция/реинжекция или инжектировать/реинжектировать следует понимать как принудительное введение/повторное введение чего-либо во что-то другое, например принудительное введение текучей среды в подземную структуру.When used in the context of the present invention, the terms injection/reinjection or inject/reinject should be understood as the forced introduction/reintroduction of something into something else, such as the forced introduction of a fluid into an underground structure.
При использовании в контексте настоящего изобретения термин геологический резервуар следует понимать как разломы в подземной структуре, например в базальтовой породе, которые простираются в различных направлениях, то есть не только вверх и вниз, и эта структура обеспечивает путь течения для воды, инжектированной в инжекционную скважину согласно настоящему изобретению, и может включать то, что называют геотермальным резервуаром. В контексте настоящего изобретения термин геотермальный резервуар следует понимать как разломы в горячей породе, которые простираются в различных направлениях, то есть не только вверх и вниз, и обеспечивают путь течения для инжектированной воды из скважины.When used in the context of the present invention, the term geological reservoir should be understood as fractures in an underground structure, such as basalt rock, which extend in various directions, i.e. not only up and down, and this structure provides a flow path for water injected into an injection well according to of the present invention, and may include what is referred to as a geothermal reservoir. In the context of the present invention, the term geothermal reservoir should be understood as fractures in hot rock that extend in various directions, ie not just up and down, and provide a flow path for injected water from a well.
Соответственно, обеспечен способ, который отделяет СО2 и H2S от остальных газов, например содержащихся в NCG, посредством получения потока (W4) воды обогащенного растворенными H2S и СО2, и таким образом подготавливает эти газы для последующего захоронения или для использования, например - при модификации рН текучих сред. Захоронение может быть основано, например, на инжекции потока (W4) воды, обогащенного растворенными СО2 и H2S обратно в геотермальный резервуар, где они образуют химические связи за счет реакций между водой и горной породой. Соответственно, реакции между водой и горной породой, которые уже происходят в природных геотермальных системах, можно использовать за счет инжекции потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2 обратно в геотермальную систему. Отделение СО2 и H2S посредством растворения их в потоке воды и возвращение их обратно, то есть туда, откуда они поступили, можно признать идеальным способом снижения выбросов газа из, например, геотермальных электростанций.Accordingly, a process is provided which separates CO2 and H2S from remaining gases, such as those contained in NCG, by producing a water stream (W4) enriched in dissolved H2S and CO2, and thus prepares these gases for subsequent disposal or for use, for example in pH modification fluids Disposal may be based, for example, on the injection of a stream (W4) of water enriched in dissolved CO2 and H2S back into the geothermal reservoir, where they form chemical bonds through reactions between water and rock. Accordingly, reactions between water and rock that already occur in natural geothermal systems can be exploited by injecting a stream (W4) of water enriched in dissolved H2S and CO2 back into the geothermal system. Separating CO2 and H2S by dissolving them in a water stream and returning them back to where they came from can be considered an ideal way to reduce gas emissions from, for example, geothermal power plants.
В варианте осуществления настоящего изобретения газ с высоким содержанием H2S и СО2 дополнительно содержит по меньшей мере один из следующих газов: Н2, N2, CH4 и/или Ar, и указанный способ отделения H2S и СО2 газов от остальных газов, содержащихся в газе с высоким содержанием H2S и СО2, включает пропускание газа с высоким содержанием H2S и СО2, содержащего также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar газов, через абсорбционную колонну, в которой H2S и СО2 приводят в контакт с водой, чтобы отделить растворенные H2S и СО2 от остальных плохо растворимых Н2, N2, CH4 и/или Ar газов. Таким образом обеспечен простой способ отделения H2S и СО2 от остальных плохо растворимых газов.In an embodiment of the present invention, the H2S and CO2 rich gas further comprises at least one of the following gases: H2, N2, CH4 and/or Ar, and said method of separating the H2S and CO2 gases from the remaining gases contained in gas with a high content of H 2 S and CO 2 involves passing a gas with a high content of H 2 S and CO 2 , also containing at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar gases, through an absorption column in which H2S and CO2 is brought into contact with water to separate dissolved H2S and CO2 from the remaining poorly soluble H2, N2, CH4 and/or Ar gases. This provides a simple way to separate H2S and CO2 from other poorly soluble gases.
Во втором аспекте настоящего изобретения обеспечена система для отделения растворимых газов, включающих сероводород (H2S) и углекислый газ (СО2) от газовой смеси (G1) с высоким содержанием H2S и СО2, содержащей также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar газов, такой как геотермальный неконденсирующийся газ (NCG), содержащая по меньшей мере следующее:In a second aspect of the present invention, a system is provided for separating soluble gases including hydrogen sulfide (H2S) and carbon dioxide (CO2) from a gas mixture (G1) high in H 2 S and CO 2 also containing at least one of H 2 , N 2 , CH 4 and/or Ar gases, such as geothermal non-condensable gas (NCG), containing at least the following:
средства для повышения давления в газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, до давления, лежащего в диапазоне от 3 бар до 20 бар, например - от 3 бар до 15 бар, и средства для приведения в контакт потока (G1) находящейся под повышенным давлением газовой смеси, содержащей H2S и СО2 и по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, с потоком (W2) воды, средства для абсорбции по меньшей мере части H2S и СО2 из находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, в поток (W2) воды с получением потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2 по сравнению с потоком (W2) и потока (G3) находящегося под повышенным давлением газа который был обеднен H2S и СО2 по сравнению с газовой смесью (G1), содержащей H2S и СО2 и по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, средства для переноса потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2:means for increasing the pressure in a gas mixture (G1) containing H 2 S and CO 2 and at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar, to a pressure ranging from 3 bar to 20 bar, for example from 3 bar to 15 bar, and means for contacting a stream (G1) of a pressurized gas mixture containing H2S and CO2 and at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar with a stream (W2) of water, means for absorbing at least a portion of H2S and CO2 from a pressurized gas mixture (G1) containing H2S and CO2 and at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar into a water stream (W2) to produce a stream (W4) water enriched in dissolved H2S and CO2 compared to flow (W2) and flow (G3) of pressurized gas which has been depleted in H2S and CO2 compared to a gas mixture (G1) containing H2S and CO2 and at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar, means for carrying a stream (W4) of water enriched in dissolved H 2 S and CO 2 :
- 5 045898 или в инжекционную скважину для инжекции потока (W4) воды в геологический резервуар, или в систему для инжекции потока (W5) воды в геологический резервуар для использования потока (W4) воды в качестве средства для регулирования рН потока (W5) воды.- 5 045898 or into an injection well for injecting a water stream (W4) into a geological reservoir, or into a system for injecting a water stream (W5) into a geological reservoir for using the water stream (W4) as a means for adjusting the pH of the water stream (W5).
В особо предпочтительном варианте осуществления системы по настоящему изобретению средства для абсорбции по меньшей мере части H2S и СО2 из находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, в поток (W2) воды включают одну или более абсорбционных колонн.In a particularly preferred embodiment of the system of the present invention, means for absorbing at least a portion of the H2S and CO2 from a pressurized gas mixture (G1) containing H2S and CO2 and at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar , one or more absorption columns are included in the water stream (W2).
Следует отметить, что термин вода может в контексте настоящего изобретения означать пресную воду, воду из геотермальных скважин, рассол (геотермальную воду), морскую воду и т.п. Соответственно, источником воды может быть любой тип воды. Сходным образом, СО2 и/или H2S газы могут происходить из любого источника, такого как стандартные электростанции, геотермальные электростанции, промышленные производства, газоразделительные станции и т.п.It should be noted that the term water in the context of the present invention can mean fresh water, geothermal well water, brine (geothermal water), sea water, and the like. Accordingly, the water source can be any type of water. Likewise, CO2 and/or H2S gases can come from any source, such as conventional power plants, geothermal power plants, industrial processes, gas separation plants, and the like.
В целом, различные аспекты настоящего изобретения можно объединять и сочетать любыми возможными способами в пределах объема настоящего изобретения. Эти и другие аспекты, признаки и/или преимущества настоящего изобретения станут очевидными и будут разъяснены со ссылкой на описанные ниже варианты осуществления настоящего изобретения.In general, the various aspects of the present invention can be combined and combined in any manner possible within the scope of the present invention. These and other aspects, features and/or advantages of the present invention will become apparent and will be explained with reference to the embodiments of the present invention described below.
Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials
Далее описаны несколько вариантов осуществления настоящего изобретения, исключительно в качестве примера, со ссылкой на прилагаемые графические материалы, гдеSeveral embodiments of the present invention will now be described, by way of example only, with reference to the accompanying drawings, in which
Фиг. 1 демонстрирует количество СО2 и H2S, выбрасываемое различными исландскими геотермальными электростанциями.Fig. 1 shows the amount of CO2 and H2S emitted by various Icelandic geothermal power plants.
Фиг. 2 демонстрирует блок-схему способа по настоящему изобретению для отделения растворимых газов, включающих сероводород (H2S) и углекислый газ (СО2), от газовой смеси с высоким содержанием H2S и СО2, содержащей также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar газов, такой как NCG.Fig. 2 shows a flow diagram of a method of the present invention for separating soluble gases including hydrogen sulfide (H2S) and carbon dioxide (CO2) from a gas mixture rich in H2S and CO2 also containing at least one of H2, N2, CH4 and/or or Ar gases such as NCG.
Фиг. 3 демонстрирует систему по настоящему изобретению для отделения растворимых газов, включающих сероводород (H2S) и углекислый газ (СО2), от газовой смеси с высоким содержанием H2S и СО2, содержащей также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar газов, такой как NCG.Fig. 3 shows a system of the present invention for separating soluble gases including hydrogen sulfide (H 2 S) and carbon dioxide (CO 2 ) from a gas mixture rich in H 2 S and CO 2 also containing at least one of H 2 , N 2 , CH 4 and/or Ar gases such as NCG.
Фиг. 4 демонстрирует абсорбционную колонну и реинжекционную скважину в соответствии с системой и способом по настоящему изобретению.Fig. 4 shows an absorption column and reinjection well in accordance with the system and method of the present invention.
Фиг. 5 демонстрирует способ удаления CO2/H2S по настоящему изобретению (в абсорбционной колонне при давлении, равном 5-6 бар) с последующим использованием или (1а) для реинжекции в качестве средства для модификации рН, или (1b) для реинжекции в геологический резервуар.Fig. 5 shows the CO2/H2S removal method of the present invention (in an absorption column at a pressure of 5-6 bar) followed by either (1a) reinjection as a pH modification agent, or (1b) reinjection into a geological reservoir.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретенияInformation confirming the possibility of implementing the invention
Фиг. 2 демонстрирует блок-схему способа по настоящему изобретению для отделения растворимых газов, включающих сероводород (H2S) и углекислый газ (СО2), от газовой смеси с высоким содержанием H2S и СО2, содержащей также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar газов, такой как геотермальный неконденсирующийся газ (NCG). Следует отметить, что газовую смесь с высоким содержанием H2S и СО2 не следует считать ограниченной NCG. Тем не менее, далее для простоты будет принято, что газовая смесь с высоким содержанием H2S и СО2 является NCG, причем NCG может дополнительно содержать, но не ограничивается этим, один или более газов, выбранных из Н2, N2, Ar и СН4.Fig. 2 shows a flow diagram of a method of the present invention for separating soluble gases including hydrogen sulfide (H2S) and carbon dioxide (CO2) from a gas mixture rich in H2S and CO2 also containing at least one of H2, N2, CH4 and/or or Ar gases such as geothermal non-condensable gas (NCG). It should be noted that a gas mixture with a high content of H2S and CO 2 should not be considered limited to NCG. However, it will be further assumed for simplicity that a gas mixture rich in H 2 S and CO 2 is NCG, which NCG may additionally contain, but is not limited to, one or more gases selected from H 2 , N 2 , Ar and CH 4 .
На стадии (S1) 201 газообразные H2S и СО2 отделяют от остальных газов, содержащихся в NCG. Как будет более подробно обсуждаться в связи с фиг. 3, это предпочтительно осуществляют посредством пропускания NCG через абсорбционную колонну, где H2S и СО2 растворяются в жидкости, в характерном случае - в воде, и таким образом отделяются от остальных хуже растворимых газов Н2, N2, CH4 и Ar. Затем полученный поток воды, содержащий растворенные H2S и СО2, транспортируют ((S2) 203), например, к реинжекционной скважине для захоронения/хранения ((S3) 205) или в другой процесс для модификации рН.In step (S1) 201, H2S and CO2 gases are separated from the remaining gases contained in the NCG. As will be discussed in more detail in connection with FIG. 3, this is preferably accomplished by passing the NCG through an absorption column where H2S and CO2 are dissolved in a liquid, typically water, and are thus separated from the remaining less soluble gases H2, N2, CH4 and Ar. The resulting water stream containing dissolved H2S and CO 2 is then transported ((S2) 203), for example to a disposal/storage reinjection well ((S3) 205) or another process for pH modification.
Что касается фиг. 3, то настоящее изобретение, в частности, относится к способу удаления сероводорода (H2S) и углекислого газа (СО2) из газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, включающему стадии:Regarding FIG. 3, the present invention in particular relates to a method for removing hydrogen sulfide (H 2 S) and carbon dioxide (CO 2 ) from a gas mixture (G1) containing H 2 S and CO 2 and also at least one of H 2 , N 2 , CH4 and/or Ar, including the stages:
повышения давления газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, и приведения в контакт потока находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, с потоком (W2) воды, абсорбции по меньшей мере части H2S и СО2 из находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, в поток (W2) воды, и за счет этого получения потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2 по сравнению с потоком (W2) воды и потока (G3) находящегося под повышенным давлением газа, который был обеднен H2S и СО2 по сравнению с газовой смесью (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, переноса потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2:increasing the pressure of a gas mixture (G1) containing H 2 S and CO 2 and also at least one of H 2 , N 2 , CH 4 and/or Ar, and bringing into contact the flow of the pressurized gas mixture (G1), containing H 2 S and CO 2 and also at least one of H 2 , N 2 , CH 4 and/or Ar, with a stream (W2) of water, absorbing at least part of the H2S and CO2 from the pressurized gas mixture ( G1) containing H2S and CO2 and also at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar, into a water stream (W2), and thereby obtaining a water stream (W4) enriched in dissolved H2S and CO2 compared to a stream (W2) of water and a stream (G3) of a pressurized gas which has been depleted in H2S and CO2 compared to a gas mixture (G1) containing H2S and CO2 and also at least one of H2, N2 , CH4 and /or Ar, transfer of flow (W4) of water enriched with dissolved H 2 S and CO 2 :
- 6 045898 или в инжекционную скважину для инжекции потока (W4) воды в геологический резервуар, или в систему для инжекции потока (W5) воды в геологический резервуар для использования потока (W4) воды в качестве средства для регулирования рН потока (W5) воды.- 6 045898 or into an injection well for injecting a water stream (W4) into a geological reservoir, or into a system for injecting a water stream (W5) into a geological reservoir for using the water stream (W4) as a means for adjusting the pH of the water stream (W5).
Стадии переноса потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2 или в инжекционную скважину для инжекции потока (W4) воды в геологический резервуар, или в систему для инжекции потока (W5) воды в геологический резервуар для использования потока (W4) воды в качестве средства для регулирования рН потока (W5) воды не показаны на Фиг. 3.The stages of transferring a stream (W4) of water enriched in dissolved H2S and CO2 either into an injection well for injecting a stream (W4) of water into a geological reservoir, or into a system for injecting a stream (W5) of water into a geological reservoir for using the stream (W4) of water as means for adjusting the pH of the water stream (W5) are not shown in FIG. 3.
Стадия переноса потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2 в инжекционную скважину для инжекции потока (W4) воды в геологический резервуар показана на фиг. 4. В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения, показанном на фиг. 4, поток (W4) воды соинжектируется совместно с другим потоком воды, обозначенным как геотермальная вода.The step of transferring the water stream (W4) enriched in dissolved H 2 S and CO 2 into the injection well for injecting the water stream (W4) into the geological reservoir is shown in FIG. 4. In the specific embodiment of the present invention shown in FIG. 4, a water stream (W4) is co-injected with another water stream designated as geothermal water.
Использование потока (W4) воды для модификации рН потока (W5) воды не показано на фиг. 3 или фиг. 4, но показано, например, на фиг. 5, где часть потока (W4) воды используют для реинжекции (1b), и часть используют для модификации (1а) рН потока (W5) воды, которая обозначена как геотермальная вода.The use of water stream (W4) to modify the pH of water stream (W5) is not shown in FIG. 3 or fig. 4, but shown, for example, in FIG. 5, where a portion of the water stream (W4) is used for reinjection (1b), and a portion is used to modify (1a) the pH of the water stream (W5), which is designated as geothermal water.
В особо предпочтительном варианте осуществления способа по настоящему изобретению давление находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, СН4 и/или Ar, лежит в диапазоне от 3 до 20 бар, например от 3 до 15 бар, или в диапазоне от 4 до 20 бар, например от 4 до 14 бар, от 5 до 13 бар, от 6 до 12 бар, от 7 до 11 бар, например оно равно 7, 8, 9, 10 и 11 бар.In a particularly preferred embodiment of the method according to the present invention, the pressure of the pressurized gas mixture (G1) containing H2S and CO2 and also at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar is in the range from 3 to 20 bar , for example from 3 to 15 bar, or in the range from 4 to 20 bar, for example from 4 to 14 bar, from 5 to 13 bar, from 6 to 12 bar, from 7 to 11 bar, for example it is 7, 8, 9 , 10 and 11 bar.
В следующем особо предпочтительном варианте осуществления способа по настоящему изобретению температура потока (G1) газа лежит в диапазоне от 30 до 50°С, например от 32 до 48°С, от 33 до 47°С, от 34 до 46°С, от 35 до 45°С, от 36 до 44°С, от 37 до 43°С, от 38 до 42°С, например она равна 39°С, 40 и 41°С.In a further particularly preferred embodiment of the method according to the present invention, the temperature of the gas stream (G1) lies in the range from 30 to 50°C, for example from 32 to 48°C, from 33 to 47°C, from 34 to 46°C, from 35 up to 45°C, from 36 to 44°C, from 37 to 43°C, from 38 to 42°C, for example it is 39°C, 40 and 41°C.
В следующем особо предпочтительном варианте осуществления способа по настоящему изобретению температура потока (W2) воды лежит в диапазоне от 4 до 40°С, например от 6 до 35°С, от 8 до 30°С, от 10 до 25°С, от 11 до 24°С, от 12 до 23°С, от 13 до 22°С, от 14 до 21°С, от 15 до 20°С, например она равна 15, 16, 17, 18, 19 и 20°С.In a further particularly preferred embodiment of the method according to the present invention, the temperature of the water flow (W2) lies in the range from 4 to 40°C, for example from 6 to 35°C, from 8 to 30°C, from 10 to 25°C, from 11 up to 24°C, from 12 to 23°C, from 13 to 22°C, from 14 to 21°C, from 15 to 20°C, for example it is 15, 16, 17, 18, 19 and 20°C.
В следующем предпочтительном варианте осуществления способа по настоящему изобретению давление потока (W2) воды лежит в диапазоне от 6 до 23 бар, например от 6 до 22 бар, от 6 до 21 бар, от 6 до 20 бар, от 6 до 19 бар, от 6 до 18 бар, от 7 до 17 бар, от 8 до 16 бар, от 9 до 15 бар, от 10 до 14 бар, например оно равно 9, 10, 11, 12, 13 и 14 бар. В особо предпочтительном варианте осуществления способа по настоящему изобретению давление потока (W2) воды примерно на 2-5 бар выше давления находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, например - на 3 бар или 4 бар выше давления находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar. Поэтому, если давление находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, равно примерно 6 бар, давление потока (W2) воды предпочтительно должно быть равно примерно 9 бар. Однако специалист в данной области техники знает, что оптимальная разница давлений между давлением находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, и давлением потока (W2) воды будет зависеть, например, от высоты используемой абсорбционной колонна и падения давления в используемой водораспределительной системе, кроме того, она будет зависеть от того, где измеряют эти давления в конкретной системе.In a further preferred embodiment of the method of the present invention, the water flow pressure (W2) is in the range from 6 to 23 bar, for example from 6 to 22 bar, from 6 to 21 bar, from 6 to 20 bar, from 6 to 19 bar, from 6 to 18 bar, from 7 to 17 bar, from 8 to 16 bar, from 9 to 15 bar, from 10 to 14 bar, for example it is equal to 9, 10, 11, 12, 13 and 14 bar. In a particularly preferred embodiment of the method according to the present invention, the pressure of the water flow (W2) is approximately 2-5 bar higher than the pressure of the pressurized gas mixture (G1) containing H2S and CO2 and also at least one of H2 , N2 , CH4 and/or Ar, for example - 3 bar or 4 bar above the pressure of the pressurized gas mixture (G1) containing H 2 S and CO 2 and also at least one of H 2 , N 2 , CH 4 and/ or Ar. Therefore, if the pressure of the pressurized gas mixture (G1) containing H 2 S and CO 2 and also at least one of H 2 , N 2 , CH 4 and/or Ar is approximately 6 bar, the flow pressure (W2 ) of water should preferably be approximately 9 bar. However, one skilled in the art will know that the optimal pressure difference between the pressure of the pressurized gas mixture (G1) containing H2S and CO2 and also at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar, and the flow pressure (W2 ) of water will depend, for example, on the height of the absorption column used and the pressure drop in the water distribution system used, in addition, it will depend on where these pressures are measured in a particular system.
В следующем особо предпочтительном варианте осуществления способа по настоящему изобретению расход газовой смеси (G1) лежит в диапазоне от 0,2 до 1,5 кг/с, например от 0,25 до 1,45 кг/с, от 0,3 до 1,4 кг/с, от 0,35 до 1,35 кг/с, от 0,4 до 1,3 кг/с, от 0,45 до 1,25 кг/с, от 0,5 до 1,2 кг/с, от 0,55 до 1,15 кг/с, от 0,6 до 1,1 кг/с, от 0,65 до 1,05 кг/с, от 0,7 до 1 кг/с, например он равен 0,7, 0,75, 0,8, 0,85, 0,9, 0,95 и 1 кг/с.In a further particularly preferred embodiment of the method according to the present invention, the flow rate of the gas mixture (G1) lies in the range from 0.2 to 1.5 kg/s, for example from 0.25 to 1.45 kg/s, from 0.3 to 1 .4 kg/s, from 0.35 to 1.35 kg/s, from 0.4 to 1.3 kg/s, from 0.45 to 1.25 kg/s, from 0.5 to 1.2 kg/s, from 0.55 to 1.15 kg/s, from 0.6 to 1.1 kg/s, from 0.65 to 1.05 kg/s, from 0.7 to 1 kg/s, for example, it is equal to 0.7, 0.75, 0.8, 0.85, 0.9, 0.95 and 1 kg/s.
В следующем особо предпочтительном варианте осуществления способа по настоящему изобретению расход (W2) воды лежит в диапазоне от 36 до 56 кг/с, например от 37 до 55 кг/с, от 38 до 54 кг/с, от 39 до 55 кг/с, от 40 до 53 кг/с, от 41 до 52 кг/с, от 42 до 51 кг/с, например он равен 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49 и 50 кг/с.In a further particularly preferred embodiment of the method according to the present invention, the water flow rate (W2) lies in the range from 36 to 56 kg/s, for example from 37 to 55 kg/s, from 38 to 54 kg/s, from 39 to 55 kg/s , from 40 to 53 kg/s, from 41 to 52 kg/s, from 42 to 51 kg/s, for example it is equal to 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49 and 50 kg/s.
В следующем особо предпочтительном варианте осуществления способа по настоящему изобретению газовая смесь (G1) является геотермальными неконденсирующимися газовыми смесями (NCG).In a further particularly preferred embodiment of the method of the present invention, the gas mixture (G1) is a geothermal non-condensable gas mixture (NCG).
Кроме указанных выше способов, настоящее изобретение также относится, в частности, к системе для удаления сероводорода (H2S) и углекислого газа (СО2) из газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, содержащая по меньшей мере следующее:In addition to the above methods, the present invention also relates, in particular, to a system for removing hydrogen sulfide (H2S) and carbon dioxide ( CO2 ) from a gas mixture (G1) containing H2S and CO2 and also at least one of H2 . N 2 , CH 4 and/or Ar, containing at least the following:
средства для повышения давления в газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, и средства для приведения в контакт потока (G1) находящейся под повышенным давлением газовойmeans for increasing the pressure in a gas mixture (G1) containing H 2 S and CO 2 and also at least one of H 2 , N 2 , CH 4 and/or Ar, and means for bringing into contact the flow (G1) under increased gas pressure
- 7 045898 смеси, содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, с потоком (W2) воды, средства для абсорбции по меньшей мере части H2S и СО2 из находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, в поток (W2) воды с получением потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2 по сравнению с потоком (W2) воды и потока (G3) находящегося под повышенным давлением газа который был обеднен H2S и СО2 по сравнению с газовой смесью (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, средства для переноса потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2:- 7 045898 a mixture containing H2S and CO2 and also at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar, with a stream (W2) of water, means for absorbing at least part of the H2S and CO 2 from the pressurized gas mixture (G1) containing H2S and CO 2 and also at least one of H 2 , N 2 , CH4 and/or Ar, into a water stream (W2) to obtain a water stream (W4) enriched in dissolved H2S and CO 2 compared to a stream (W2) of water and a stream (G3) of a pressurized gas which has been depleted of H 2 S and CO 2 compared to a gas mixture (G1) containing H 2 S and CO 2 and also at least one of H2 , N2, CH4 and/or Ar, means for transporting a stream (W4) of water enriched in dissolved H2S and CO 2 :
или в инжекционную скважину для инжекции потока (W4) воды в геологический резервуар, или в систему для инжекции потока (W5) воды в геологический резервуар для использования потока (W4) воды в качестве средства для регулирования рН потока (W5) воды.or into an injection well for injecting a water stream (W4) into a geological reservoir, or into a system for injecting a water stream (W5) into a geological reservoir for using the water stream (W4) as a means for adjusting the pH of the water stream (W5).
В особо предпочтительной системе по настоящему изобретению средства для приведения в контакт потока находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, с потоком (W2) воды, и средства для абсорбции по меньшей мере части H2S и СО2 из находящейся под повышенным давлением газовой смеси (G1), содержащей H2S и СО2 и также по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, в поток (W2) воды с получением потока (W4) воды, обогащенного растворенными H2S и СО2 по сравнению с потоком (W2) воды и потока (G3) находящегося под повышенным давлением газа который был обеднен H2S и СО2 по сравнению с газовой смесью (G1), содержащей H2S и СО2 и по меньшей мере один из Н2, N2, CH4 и/или Ar, являются абсорбционной колонной.In a particularly preferred system of the present invention, means for contacting a stream of a pressurized gas mixture (G1) containing H 2 S and CO 2 and also at least one of H 2 , N 2 , CH 4 and/or Ar, with a stream (W2) of water, and means for absorbing at least part of the H2S and CO2 from a pressurized gas mixture (G1) containing H2S and CO2 and also at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar, into a water stream (W2) to produce a water stream (W4) enriched in dissolved H2S and CO 2 compared to the water stream (W2) and a pressurized gas stream (G3) that was depleted in H2S and CO2 compared to the gas mixture ( G1) containing H2S and CO2 and at least one of H2, N2, CH4 and/or Ar is an absorption column.
Хотя настоящее изобретение было проиллюстрировано и подробно описано в графических материалах и предшествующем описании, эти графические материалы и описание следует считать иллюстративными или примерными, но не ограничительными; настоящее изобретение не ограничено раскрытыми вариантами его осуществления. Специалисты в данной области техники после изучения графических материалов, описания и формулы изобретения смогут представить себе и выполнить другие варианты раскрытых вариантов осуществления в процессе практической реализации заявленного изобретения. В формуле изобретения термин содержащий не исключает других элементов или стадий, а неопределенный артикль а или an не исключает множественного числа. Один процессор или другой блок может выполнять функции нескольких блоков, указанных в формуле изобретения. Тот факт, что определенные меры указаны в различных зависимых пунктах формулы изобретения, не означает, что невозможно с выгодой использовать комбинацию этих мер. Любые ссылочные обозначения в пунктах формулы изобретения не следует толковать как ограничивающие объем настоящего изобретения.Although the present invention has been illustrated and described in detail in the drawings and the foregoing description, these graphics and description are to be considered illustrative or exemplary and not restrictive; The present invention is not limited to the disclosed embodiments. Those skilled in the art will, upon examination of the drawings, description, and claims, be able to imagine and implement other variations of the disclosed embodiments in the practice of the claimed invention. In the claims, the term containing does not exclude other elements or steps, and the indefinite article a or an does not exclude the plural. One processor or other unit can perform the functions of several units specified in the claims. The fact that certain measures are specified in different dependent claims does not mean that it is not possible to advantageously use a combination of these measures. Any reference signs in the claims should not be construed as limiting the scope of the present invention.
Описание примеров осуществления изобретенияDescription of embodiments of the invention
Пример 1.Example 1.
Экспериментальная инжекция CO2/H2S была выполнена на электростанции Хеллишейди, расположенной на центральном вулкане Хенгидль, который находится в западной вулканической зоне на югозападе Исландии примерно в 20 км юго-восточнее Рейкьявика. В настоящее время регион Хенгидль содержит два продуктивных геотермальных поля - Несьяведлир в северной части и Хеллишейди в южной части региона.The experimental CO2/H2S injection was carried out at the Hellisheidi power plant, located on the central volcano Hengidl, which is located in the western volcanic zone in southwest Iceland, approximately 20 km southeast of Reykjavik. Currently, the Hengidl region contains two productive geothermal fields - Nesjavellir in the northern part and Hellisheidi in the southern part of the region.
В геотермальном поле Хеллишейди были пробурены 63 продуктивные скважины, обеспечивающие ценную информацию о его стратиграфии и зонах измененных пород. Подповерхностный базальтовый пласт в регионе Хенгидль преимущественно содержит гиалокластитные вулканические формации до глубины, равной примерно 1000 м под уровнем моря, и под ними залегают более доминантные лавовые наслоения, как указано в научной публикации Franzson et al.: Franzson, H., Kristjansson, В. R., Gunnarsson, G., Bjornsson, G., Hjartarson, A.,63 productive wells have been drilled in the Hellisheidi geothermal field, providing valuable information about its stratigraphy and alteration zones. The subsurface basalt formation in the Hengidl region predominantly contains hyaloclastite volcanic formations to a depth of approximately 1000 m below sea level, and these are underlain by more dominant lava strata, as noted in the scientific publication by Franzson et al.: Franzson, H., Kristjansson, V. R., Gunnarsson, G., Bjornsson, G., Hjartarson, A.,
Steingrimsson, B., Gunnlaugsson, E. and Gislason, G. (2005) The Hengill-HellisheidiSteingrimsson, B., Gunnlaugsson, E. and Gislason, G. (2005) The Hengill-Hellisheidi
Geothermal field. Development of a Conceptual Model. Proceedings World GeothermalGeothermal field. Development of a Conceptual Model. Proceedings World Geothermal
Congress 2005, содержание которой полностью включено в данную публикацию посредством ссылки. Гидротермальные изменения пород лежат в диапазоне от неизмененных пород в вышележащей системе холодных грунтовых вод через цеолитный комплекс до высокотемпературного минерального комплекса, включающего эпидот, волластонит и актинолит, как сообщается в научной публикацииCongress 2005, the contents of which are incorporated by reference into this publication in their entirety. Hydrothermal alteration of rocks ranges from unaltered rocks in an overlying cold groundwater system through a zeolite complex to a high-temperature mineral complex including epidote, wollastonite and actinolite, as reported in a scientific publication
Helgadottir et al.: Helgadottir, Η. M., Snaebjornsdottir, S. О., Nielsson, S.,Helgadottir et al.: Helgadottir, Η. M., Snaebjornsdottir, S. O., Nielsson, S.,
Gunnarsdottir, S. H, Matthiasdottir, T, Hardarson, B. S., Gunnlaugur M. Einarsson, G.Gunnarsdottir, S. H., Matthiasdottir, T., Hardarson, B. S., Gunnlaugur M. Einarsson, G.
M. and Franzson, H. (2010) Geology and Hydrothermal Alteration in the Reservoir of theM. and Franzson, H. (2010) Geology and Hydrothermal Alteration in the Reservoir of the
Hellisheidi High Temperature System, SW-lceland. Proceedings, World GeothermalHellisheidi High Temperature System, SW-lceland. Proceedings, World Geothermal
Congress 2070, содержание которой полностью включено в данную публикацию посредством ссылки.Congress 2070, the contents of which are incorporated by reference into this publication in their entirety.
Геотермальный газ из геотермального поля Хеллишейди состоит прежде всего из СО2, H2S, H2 и вGeothermal gas from the Hellisheidy geothermal field consists primarily of CO 2 , H 2 S, H 2 and
- 8 045898 меньшей степени из N2, CH4 и Ar. Пилотная газоразделительная станция была построена вслед за электростанцией Хеллишейди. Пилотная станция разделяла геотермальный газ, поступающий из конденсаторов электростанции, на поток (или потоки) газа с высоким содержанием СО2 и H2S и поток газа, содержащий другие газы (преимущественно Н2, N2, Ar, О2 и/или СН4). Кислород поступает в поток газа, отделенного от СО2 и H2S, вследствие атмосферного загрязнения геотермального газа. Таким образом отделили примерно 3% от всего геотермального газа, поступающего из электростанции. Поток (или потоки) CO2/H2S газа использовали для инжекции CO2/H2S, тогда как остальные газы выбрасывали в атмосферу совместно с остатком геотермальных газов, поступающих из конденсаторов электростанции Хеллишейди.- 8 045898 to a lesser extent from N2, CH4 and Ar. A pilot gas separation station was built following the Hellisheidi power station. The pilot plant separated the geothermal gas coming from the power plant condensers into a gas stream (or streams) rich in CO2 and H2S and a gas stream containing other gases (primarily H2, N2, Ar, O2 and/or CH4). Oxygen enters the gas stream, separated from CO2 and H2S, due to atmospheric contamination of geothermal gas. In this way, approximately 3% of the total geothermal gas coming from the power plant was separated. The CO2/H2S gas stream(s) were used for CO2/H2S injection, while the remaining gases were released into the atmosphere along with the remainder of the geothermal gases coming from the Hellisheidy power plant condensers.
Поток (или потоки) CO2/H2S газа растворяли в грунтовой воде совместно с трассером йодидом калия вблизи от места инжекции и затем инжектировали обратно в геотермальный резервуар. Целью проекта было использование тех же основных параметров, которые регулируют концентрацию, например, H2S в геотермальном резервуаре, для удаления H2S из раствора и хранения его в минералах в геотермальном резервуаре.A CO2/H2S gas stream(s) was dissolved in groundwater along with a potassium iodide tracer near the injection site and then injected back into the geothermal reservoir. The goal of the project was to use the same basic parameters that control the concentration of, say, H2S in a geothermal reservoir to remove H2S from solution and store it in minerals in a geothermal reservoir.
Место, выбранное для экспериментальной инжекции сероводорода и углекислого газа, находится в Слеггьюбеинсдалуре примерно в 2 км северо-восточнее электростанции Хеллишейди. Оно было выбрано на основании благоприятной температуры резервуара, близости к электростанции, и поэтому - к источнику H2S, возможности опытов с трассером и того факта, что в этом месте для экспериментов с инжекцией были доступны высокотемпературные жидкостные энтальпийные скважины. Газообразный H2S транспортировали от пилотной газоразделительной станции, растворяли в геотермальной воде вблизи от места инжекции и затем инжектировали в скважину НЕ-08.The site chosen for the experimental injection of hydrogen sulfide and carbon dioxide is at Sleggybeinsdalur, approximately 2 km northeast of the Hellisheidi power station. It was selected based on favorable reservoir temperatures, proximity to the power plant and therefore to the H2S source, the possibility of tracer experiments, and the fact that high temperature liquid enthalpy wells were available at this location for injection experiments. H2S gas was transported from the pilot gas separation station, dissolved in geothermal water near the injection site, and then injected into well HE-08.
НЕ-08 - это вертикальная скважина глубиной 2808 м, пробуренная в 2003 г. для производства, но отключенная из-за непригодности для использования в качестве продуктивной скважины. Эту скважину выбрали для инжекции, поскольку во время бурения соседних скважин было обнаружено явное сообщение между этими скважинами и НЕ-08. Сообщение между скважинами было дополнительно исследовано в опыте с трассером, описанном ниже.HE-08 is a 2808 m deep vertical well drilled in 2003 for production but shut down due to its unsuitability as a production well. This well was selected for injection because during drilling of adjacent wells a clear connection was found between these wells and HE-08. Communication between wells was further investigated in a tracer experiment described below.
Стратиграфия и зоны измененных пород геотермального поля Хеллишейди и места инжекции описаны в научной публикации Franzon et а|/ Franzson, Η.,The stratigraphy and altered rock zones of the Hellisheidy geothermal field and the injection site are described in the scientific publication Franzon et al/ Franzson, H.,
Kristjansson, В. R., Gunnarsson, G., Bjornsson, G., Hjartarson, A., Steingrimsson, B.,Kristjansson, B. R., Gunnarsson, G., Bjornsson, G., Hjartarson, A., Steingrimsson, B.,
Gunnlaugsson, E. and Gislason, G. (2005) The Hengill-Hellisheidi Geothermal field.Gunnlaugsson, E. and Gislason, G. (2005) The Hengill-Hellisheidi Geothermal field.
Development of a Conceptual Model. Proceedings Worls Geothermal Congress 2005, и в публикации Helgadottir et al.: Helgadottir, Η. M., Snaebjdrnsdottir, S. 0., Nielsson, S., Gunnarsdottir, S. H., Matthiasdottir, T, Hardarson, B. S., Gunnlaugur M. Einarsson, G.Development of a Conceptual Model. Proceedings Worls Geothermal Congress 2005, and in Helgadottir et al.: Helgadottir, Η. M., Snaebjdrnsdottir, S. 0., Nielsson, S., Gunnarsdottir, S. H., Matthiasdottir, T, Hardarson, B. S., Gunnlaugur M. Einarsson, G.
M. and Franzson, H. (2010) Geology and Hydrothermal Alteration in the Reservoir of theM. and Franzson, H. (2010) Geology and Hydrothermal Alteration in the Reservoir of the
Hellisheidi High Temperature System, SW-lceland. Proceedings, World GeothermalHellisheidi High Temperature System, SW-lceland. Proceedings, World Geothermal
Congress 2010, содержание которых полностью включено в данную публикацию посредством ссылки. Основной породной формацией в месте инжекции является субгляциально сформированный гиалокластит с единичными лавовыми сериями. Ниже примерно 1400 м от уровня моря лавовые серии доминируют. Температура водоносного слоя в месте инжекции лежит в диапазоне от 260 до 270°С, как показали измерения кварцевым геотермометром в выброшенной текучей среде и расчет температуры формации. Доминирующий водоносный слой в НЕ-08 находится на глубине 1350 м, где температура формации равна примерно 270°С, что хорошо согласуется с показаниями кварцевого геотермометра. Породная формация в месте инжекции проходит через все характерные зоны изменений высокотемпературных областей от неизмененной породы до эпидот-амфиболитовой зоны.Congress 2010, the contents of which are incorporated by reference into this publication in their entirety. The main rock formation at the injection site is subglacially formed hyaloclastite with isolated lava series. Below about 1400 m from sea level, lava series dominate. The temperature of the aquifer at the injection site is in the range of 260 to 270°C, as shown by quartz geothermometer measurements in the ejected fluid and calculation of formation temperature. The dominant aquifer in HE-08 is at a depth of 1350 m, where the formation temperature is approximately 270°C, which is in good agreement with quartz geothermometer readings. The rock formation at the injection site passes through all the characteristic alteration zones of high-temperature regions from unaltered rock to the epidote-amphibolite zone.
Во время бурения НЕ-08 наблюдали связь подавлению между НЕ-08 и KhG-1, которая является близлежащей скважиной, используемой для измерений уровня воды. Во время бурения НЕ-31, НЕ-46 и НЕ-52 также наблюдали связь по давлению между пробуриваемой скважиной и скважинами НЕ-8 и KhG1. Был выполнен тест с трассером для выявления и количественной оценки возможных путей потоков геотермального рассола (геотермальной воды) с высоким содержанием H2S в соседние скважины, и результат использовали для составления программы мониторинга возможных мониторинговых скважин.While drilling HE-08, a suppression relationship was observed between HE-08 and KhG-1, which is a nearby well used for water level measurements. During drilling of HE-31, HE-46 and HE-52, a pressure connection was also observed between the drilled well and the HE-8 and KhG1 wells. A tracer test was performed to identify and quantify possible flow paths of geothermal brine (geothermal water) with high H2S content into adjacent wells, and the result was used to design a monitoring program for possible monitoring wells.
Тест с трассером выполнили посредством растворения 250 кг бензоата Na (NaC6H5CO2) в 1000 литрах воды и последующей инжекции в скважину НЕ-8. После инжекции трассера геотермальный рассол (геотермальную воду) закачивали в скважину с объемной скоростью потока, равной 4 л/с, в течение 56 дней. Из скважин, находящихся в непосредственной близости от инжекционной скважины, извлекали содержимое во время теста. Этими скважинами были НЕ-5, НЕ-31, НЕ-46 и НЕ-52. Периодически отбирали образцы либо из водомерного ящика, либо с использованием сепаратора Вебре и анализировали на бензоат-ион с использованием ионного хроматографа. Во всех образцах из скважин НЕ-52, НЕ-5 и НЕ-31 концентрация бензоата была ниже предела обнаружения. Повышенные уровни бензоата были выявлены только в скважине НЕ-46. Моделирование трассерного теста показало, что почти 40% инжектированнойThe tracer test was performed by dissolving 250 kg of Na benzoate (NaC 6 H 5 CO 2 ) in 1000 liters of water and then injecting it into the HE-8 well. After tracer injection, geothermal brine (geothermal water) was pumped into the well at a volumetric flow rate of 4 L/s for 56 days. Wells located in close proximity to the injection well were drained during the test. These wells were HE-5, HE-31, HE-46 and HE-52. Samples were taken periodically either from a water meter box or using a Webre separator and analyzed for benzoate ion using an ion chromatograph. All samples from wells HE-52, HE-5 and HE-31 had benzoate concentrations below the detection limit. Elevated benzoate levels were detected only in well HE-46. Simulation of the tracer test showed that almost 40% of the injected
- 9 045898 воды проникло в скважину НЕ-46, если учесть указанное в литературе 20%-ное разложение бензоата за две недели при 270°С. Остаток бензоата не был учтен. Бензоат, инжектированный в НЕ-08, начал появляться в НЕ-46 уже через два дня, что выявило быстрый путь потока между двумя скважинами. Согласно показаниям кварцевого геотермометра, температура водоносного слоя равна 266°С, что близко к температуре водоносного слоя в НЕ-08 и всех скважинах, находящихся вблизи от места инжекции.- 9,045,898 water penetrated into well HE-46, if we take into account the 20% decomposition of benzoate indicated in the literature in two weeks at 270°C. The remaining benzoate was not taken into account. Benzoate injected into HE-08 began to appear in HE-46 after just two days, revealing a rapid flow path between the two wells. According to the readings of the quartz geothermometer, the temperature of the aquifer is 266°C, which is close to the temperature of the aquifer in HE-08 and all wells located near the injection site.
Концентрация сероводорода в текучих средах водоносного слоя в геотермальной области Хеллишейди была широко исследована, как в качестве части данного инжекционного проекта, так и в качестве части общего геохимического мониторинга скважины, и приведена в научных публикацияхHydrogen sulfide concentrations in aquifer fluids in the Hellisheidi geothermal area have been extensively studied, both as part of this injection project and as part of general geochemical well monitoring, and reported in scientific publications
Stefansson et al. and Scott et al., Stefansson, A., Arnorsson, S., Gunnarsson, I.,Stefansson et al. and Scott et al., Stefansson, A., Arnorsson, S., Gunnarsson, I.,
Kaasalainen, H. and Gunnlaugsson, E. (2011). The geochemistry and sequestration ofKaasalainen, H. and Gunnlaugsson, E. (2011). The geochemistry and sequestration of
H2S into hydrothermal system at Hellisheidi, Iceland. J. Volcanol. Geoth. Res. 202, 179188); Scott S., Gunnarsson, I., Stefansson, A. and Gunnlaugsson, E. (2011). GasH2S into hydrothermal system at Hellisheidi, Iceland. J. Volcanol. Geoth. Res. 202, 179188); Scott S., Gunnarsson, I., Stefansson, A. and Gunnlaugsson, E. (2011). Gas
Chemistry of the Hellisheidi Geothermal Field, SW-Iceland. Proceedings 36th StanfordChemistry of the Hellisheidi Geothermal Field, SW-Iceland. Proceedings 36th Stanford
Geof/?erma/ H/oAs/?op, содержание которых полностью включено в данную публикацию посредством ссылки. Расчетная концентрация H2S в высокотемпературных текучих средах водоносного слоя лежит в диапазоне от 15 млн-1 до 264 млн-1. Концентрация повышается с повышением температуры и, повидимому, регулируется минеральными буферными комплексами. Большинство экспериментальных точек лежат близко к равновесным графикам для минеральных буферов пирита, пирротита, пренита и эпидота или пирита, пирротита и магнетита. В публикации Stefansson et al. был сделан вывод, что концентрация H2S находится в равновесии с минеральным комплексом, содержащим пренит, поскольку исландские геотермальные области обычно содержат мало магнетита, что свидетельствует о его нестабильности в исландских геотермальных системах.Geof/?erma/ H/oAs/?op, the contents of which are incorporated by reference into this publication in their entirety. Estimated concentrations of H 2 S in high temperature aquifer fluids range from 15 ppm to 264 ppm . The concentration increases with increasing temperature and appears to be regulated by mineral buffer complexes. Most experimental points lie close to the equilibrium plots for the mineral buffers of pyrite, pyrrhotite, prehnite and epidote or pyrite, pyrrhotite and magnetite. Stefansson et al. it was concluded that the H 2 S concentration is in equilibrium with the prehnite-bearing mineral assemblage, since Icelandic geothermal areas generally contain little magnetite, indicating its instability in Icelandic geothermal systems.
Способ удаления H2S по настоящему изобретению зависит от скорости химических реакций, которые должны произойти для успешной минерализации H2S. Необходимы металлы для образования из H2S вторичных минералов для перманентного хранения их в геотермальном резервуаре. Моделирование путей реакции показывает, что основные факторы, влияющие на способность H2S к минерализации, связаны с мобильностью и степенью окисления железа, как указано в научной публикации Stefansson et al.: Stefansson, A., Arnorsson, S., Gunnarsson, I., Kaasalainen, H. and Gunnlaugsson, E. (2011). The geochemistry and sequestration of H2S into hydrothermal system at Hellisheidi, Iceland. J. Volcanol. Geoth. Res. 202, 179188, содержание которой полностью включено в данную публикацию посредством ссылки. При температуре, превышающей 250°С, показатель минерализации пирита снижается вследствие образования эпидота, что приводит к необходимости растворения более базальтовой породы для минерализации H2S. Поэтому оптимальная температура для секвестрации H2S может быть ниже зоны стабильности эпидота, или ниже примерно 230°С (см. публикацию Stefansson et al.). Температура породной формации в месте инжекции лежит в диапазоне от 260 до 270°С. Инжектируемая геотермальная вода, содержащая H2S, нагревается от 100°С до более чем 260°С перед проникновением в мониторинговую скважину (НЕ-46), что обеспечивает широкий интервал температур для минерализации H2S.The H2S removal method of the present invention depends on the rate of chemical reactions that must occur for successful H2S mineralization. Metals are needed to form secondary minerals from H2S for permanent storage in a geothermal reservoir. Modeling of reaction pathways shows that the main factors influencing the ability of H2S to mineralize are related to the mobility and oxidation state of iron, as stated in the scientific publication Stefansson et al.: Stefansson, A., Arnorsson, S., Gunnarsson, I., Kaasalainen , H. and Gunnlaugsson, E. (2011). The geochemistry and sequestration of H 2 S into hydrothermal system at Hellisheidi, Iceland. J. Volcanol. Geoth. Res. 202, 179188, the contents of which are incorporated herein by reference in their entirety. At temperatures above 250°C, the mineralization rate of pyrite decreases due to the formation of epidote, resulting in the need to dissolve more basaltic rock for H2S mineralization. Therefore, the optimal temperature for H2S sequestration may be below the epidote stability zone, or below approximately 230°C (Stefansson et al.). The temperature of the rock formation at the injection site ranges from 260 to 270°C. Injected geothermal water containing H2S is heated from 100°C to over 260°C before entering the monitoring well (HE-46), providing a wide temperature range for H2S mineralization.
Трассерный тест в месте инжекции выявил прямой и быстрый путь потока от инжекционной скважины к мониторинговой скважине. Расстояние между основными водоносными слоя равно примерно 450 м. Это показывает, что основной путь потока между скважинами проходит через разлом в резервуаре, чего можно было ожидать в геотермальном резервуаре с большим количеством разломов, таком как геотермальное поле Хеллишейди. Для того чтобы экспериментальная инжекция была успешной, скорость минерализации H2S не должна быть слишком быстрой, поскольку сульфидные минералы могут заполнить водоносные слои в непосредственной близости от инжекционной скважины и сделать ее непригодной для инжекции. Подобные обстоятельства могут потребовать принятия мер для замедления реакции минерализации. Такими мерами могут быть, например, снижение концентрации H2S в инжектируемом рассоле (геотермальной воде) и, соответственно, снижение перенасыщения рассола (геотермальной воды) осаждающимися сульфидными минералами. С другой стороны, скорость минерализации H2S может быть слишком медленной для того, чтобы минерализация происходила за время протекания рассола (геотермальной воды) от инжекционной скважины до мониторинговой скважины.The tracer test at the injection site revealed a direct and fast flow path from the injection well to the monitoring well. The distance between the main aquifers is approximately 450 m. This shows that the main flow path between wells is through a fault in the reservoir, as would be expected in a highly faulted geothermal reservoir such as the Hellisheidy geothermal field. For experimental injection to be successful, the rate of H 2 S mineralization should not be too rapid, since sulfide minerals may fill the aquifers in the immediate vicinity of the injection well and make it unsuitable for injection. Such circumstances may require measures to be taken to slow down the mineralization reaction. Such measures may be, for example, reducing the concentration of H 2 S in the injected brine (geothermal water) and, accordingly, reducing the supersaturation of the brine (geothermal water) with precipitated sulfide minerals. On the other hand, the rate of H 2 S mineralization may be too slow for mineralization to occur during the flow of brine (geothermal water) from the injection well to the monitoring well.
Ответом на это может быть закрытие мониторинговой скважины на некоторое время, но продолжение инжекции H2S. Это увеличит время удержания в геотермальном резервуаре и обеспечит больше времени для секвестрации H2S.The answer to this would be to shut down the monitoring well for a while but continue to inject H2S. This will increase the retention time in the geothermal reservoir and provide more time for H2S to sequester.
Пример 2.Example 2.
На геотермальной электростанции Хеллишейди в Исландии неконденсирующиеся геотермальные газы (NCG), преимущественно состоят из трех газов: углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S) и водорода (Н2). Другие газы, такие как азот (N2), метан (СН4) и аргон (Ar) также являются частью NCG газов, но лишь в очень малых долях (см.: http://www.thinkgeoenergy.com/treating-non-condensable-gases-ncg-ofgeothermal-plants-experience-by-mannvit/).At the Hellisheidy geothermal power plant in Iceland, non-condensable geothermal gases (NCGs) primarily consist of three gases: carbon dioxide (CO 2 ), hydrogen sulfide (H2S) and hydrogen (H 2 ). Other gases such as nitrogen (N2), methane ( CH4 ) and argon (Ar) are also part of the NCG gases, but only in very small proportions (see: http://www.thinkgeoenergy.com/treating-non- condensable-gases-ncg-ofgeothermal-plants-experience-by-mannvit/).
Фракцию неконденсирующегося газа, образовавшуюся в результате процесса конденсации пара изThe fraction of non-condensable gas formed as a result of the process of condensation of steam from
- 10 045898 геотермальной зоны, направили в абсорбционную колонну, где NCG (преимущественно С02, H2S) растворили в воде при повышенном давлении (от 6 бар до 10 бар) и постоянной температуре (от 15°С до 25°С).- 10 045898 geothermal zone, sent to an absorption column, where NCG (mainly CO2, H2S) was dissolved in water at elevated pressure (from 6 bar to 10 bar) and constant temperature (from 15 ° C to 25 ° C).
Рабочие условия для улавливания водорастворимых газов, включающих сероводород (H2S) и углекислый газ (CO2), из геотермальной неконденсирующейся газовой смеси (NCG) с высоким содержанием H2S и CO2, указаны ниже:The operating conditions for capturing water-soluble gases including hydrogen sulfide (H2S) and carbon dioxide (CO2) from geothermal non-condensable gas (NCG) rich in H2S and CO2 are as follows:
Диапазон:Range:
До 98% сероводорода и примерно 50% углекислого газа растворились в воде и были инжектированы глубоко в подстилающую породу в месте нахождения электростанции, где H2S и СО2 минерализовались (см.: http://www.thinkgeoenergv.corn/treating-non-condensable-gases-ncg-of-geothermal-plants- experience-by-mannvit/).Up to 98% of the hydrogen sulfide and approximately 50% of the carbon dioxide were dissolved in the water and were injected deep into the underlying rock at the power plant site, where H2S and CO 2 were mineralized (see: http://www.thinkgeoenergv.corn/treating-non-condensable -gases-ncg-of-geothermal-plants-experience-by-mannvit/).
Специалист в данной области техники поймет, что указанные значения температуры, потока и давления основаны на конкретных условиях геотермальной электростанции Хеллишейди, и что предварительно определенные условия относительно потока газа и температуры могут быть иными. Сходным образом, специалист в данной области техники поймет, что соответствующий поток воды должен находиться в определенном соотношении с фактическим потоком газа, которое может изменяться в зависимости от используемых давлений и температур.One skilled in the art will understand that the specified temperature, flow and pressure values are based on the specific conditions of the Hellisheidy geothermal power plant, and that the predetermined conditions regarding gas flow and temperature may be different. Likewise, one skilled in the art will appreciate that the appropriate water flow must be in a certain ratio to the actual gas flow, which may vary depending on the pressures and temperatures used.
Пример 3.Example 3.
Представленная серия экспериментов также была выполнена на геотермальной электростанции в Хеллишейди, Исландия.The presented series of experiments was also carried out at the geothermal power plant in Hellisheiði, Iceland.
Подповерхностные горные породы в месте инжекции состоят из оливин-толеитовых базальтов, которые являются относительно проницаемыми с оценочной пористостью, лежащей в диапазоне от 8% до 10% и отличаются большим количеством разломов, повышающих проницаемость, на глубинах, превышающих 800 м. Температура на глубине порядка 2000 м в целевом резервуаре-накопителе кислого газа лежит в диапазоне от 220 до 260°С.The subsurface rocks at the injection site consist of olivine-tholeiitic basalts, which are relatively permeable with estimated porosities ranging from 8% to 10% and feature a large number of fractures that increase permeability at depths exceeding 800 m. Temperatures at depth of the order 2000 m in the target acid gas storage reservoir lies in the range from 220 to 260°C.
СО2 и H2S растворили в воде и смесь выпустили на глубине, равной 750 м. Смесь CO2/H2S/H2O от точки выброса дошла по инжекционной скважине до глубины, лежавшей в диапазоне от 1900 до 2200 м, где она выделилась в подповерхностные горные породы. Эта объединенная жидкость затем потекла по градиенту гидравлического давления к мониторинговым скважинами, расположенным на расстоянии от 0,9 км до 1,5 км от инжекционной скважины на глубине от 1900 до 2200 м.CO 2 and H2S were dissolved in water and the mixture was released at a depth of 750 m. The CO2/H2S/H2O mixture from the point of release traveled through the injection well to a depth ranging from 1900 to 2200 m, where it was released into the subsurface rocks. This combined fluid then flowed along a hydraulic pressure gradient to monitoring wells located 0.9 km to 1.5 km from the injection well at depths ranging from 1900 to 2200 m.
В течение периода времени, равного 1 году, в общей сложности инжектировали 4526 тонн СО2 и 2536 тонн H2S. Поведение инжектированной газовой смеси контролировали посредством регулярного отбора образцов из трех мониторинговых скважин, расположенных на расстоянии 984 м, 1356 м и 1482 м ниже по течению от инжекционной скважины на глубинах основных водоносных слоев, то есть на глубине от примерно 1900 до 2200 м. На этих глубинах текучая среда в резервуаре является однофазной водной текучей средой с температурой, лежащей в диапазоне от 266 до 277°С, поскольку гидростатичеOver a period of 1 year, a total of 4526 tons of CO 2 and 2536 tons of H2S were injected. The behavior of the injected gas mixture was monitored by regular sampling from three monitoring wells located at distances of 984 m, 1356 m and 1482 m downstream of the injection well at the depths of the main aquifers, that is, at a depth of approximately 1900 to 2200 m. At these at depths, the fluid in the reservoir is a single-phase aqueous fluid with a temperature ranging from 266 to 277°C, since hydrostatic
Claims (4)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP19197831.1 | 2019-09-17 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA045898B1 true EA045898B1 (en) | 2024-01-16 |
Family
ID=
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Clark et al. | CarbFix2: CO2 and H2S mineralization during 3.5 years of continuous injection into basaltic rocks at more than 250 C | |
| Gunnarsson et al. | The rapid and cost-effective capture and subsurface mineral storage of carbon and sulfur at the CarbFix2 site | |
| Snæbjörnsdóttir et al. | The chemistry and saturation states of subsurface fluids during the in situ mineralisation of CO2 and H2S at the CarbFix site in SW-Iceland | |
| Chiodini et al. | Geochemical evidence for the existence of high-temperature hydrothermal brines at Vesuvio volcano, Italy | |
| Regenspurg et al. | Geochemical properties of saline geothermal fluids from the in-situ geothermal laboratory Groß Schönebeck (Germany) | |
| Wang et al. | Effects of impurities on CO2 transport, injection and storage | |
| AU2020280921B2 (en) | A method of abating carbon dioxide and hydrogen sulfide | |
| Birkle et al. | Origin and evolution of geothermal fluids from Las Tres Vírgenes and Cerro Prieto fields, Mexico–co-genetic volcanic activity and paleoclimatic constraints | |
| AU2020351052B2 (en) | A method and a system for abating H2S and CO2 from H2S and CO2 rich gas mixtures such as geothermal non-condensable gas mixtures | |
| Galeczka et al. | A pre-injection assessment of CO2 and H2S mineralization reactions at the Nesjavellir (Iceland) geothermal storage site | |
| Lelli et al. | Fluid geochemistry of the Los Humeros geothermal field (LHGF-Puebla, Mexico): New constraints for the conceptual model | |
| Vu et al. | The geochemical effects of O2 and SO2 as CO2 impurities on fluid-rock reactions in a CO2 storage reservoir | |
| Garcia et al. | Underground carbon dioxide storage in saline formations | |
| Youns et al. | Sustainable aspects behind the application of nanotechnology in CO2 sequestration | |
| CA2839701C (en) | A method for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an arrangement for use in such methods | |
| Ahmed et al. | Case study on combined CO2 sequestration and low-salinity water production potential in a shallow saline aquifer in Qatar | |
| EA045898B1 (en) | METHOD AND SYSTEM FOR REMOVING H2S AND CO2 FROM GAS MIXTURES WITH HIGH H2S AND CO2 CONTENTS, SUCH AS GEOTHERMAL NON-CONDENSABLE GAS MIXTURES | |
| Kumar et al. | Carbon capture and sequestration technology for environmental remediation: A CO2 utilization approach through EOR | |
| JP2023024948A (en) | System and method for permanently isolating carbon dioxide using renewable energy source | |
| Pankaj et al. | Investigation of latest techniques in carbon sequestration with emphasis on geological sequestration and its effects | |
| NASUTION et al. | Geochemical Modeling of Acid Fluid from Volcanic Geothermal Areas, Case Study of Indonesian Geothermal Prospects | |
| Panichi | Geochemical impact of re-injecting geothermal waste waters: example, Larderello, Italy | |
| Arachchige et al. | What To Do With CO2? Storage Vs. EOR Vs. CO2 As A Chemical Feedstock | |
| Iwuoha et al. | CO2 SEQUESTRATION: A REVIEW OF CAPTURE, TRANSPORTATION AND STORAGE | |
| Bajpai et al. | Energy Reports |