ПНСТ 811-2023 (ISO/TR 27923:2022). Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Закачка, инфраструктура и мониторинг

(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 15.02.2023 № 5-пнст)

Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2023 г. № 5-пнст

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УЛАВЛИВАНИЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

ЗАКАЧКА, ИНФРАСТРУКТУРА И МОНИТОРИНГ

Carbon dioxide capture, transportation and storage. Injection operations, infrastructure and monitoring

(ISO/TR 27923:2022, Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Injection operations, infrastructure and monitoring, MOD)

ПНСТ 811-2023 (ISO/TR 27923:2022)

ОКС 13.040

Срок действия с 1 июля 2023 года до 1 июля 2024 года

Предисловие

1 ПОДГОТОВЛЕН Федеральным государственным бюджетным учреждением науки «Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева» Российской академии наук (ИНХС РАН) на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии документа, указанного в пункте 4

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 239 «Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2023 г. № 5-пнст

4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному документу ISO/TR 27923:2022 «Улавливание, транспортирование и геологическое хранение углекислого газа. Закачка, инфраструктура и мониторинг» (ISO/TR 27923:2022 «Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Injection operations, infrastructure and monitoring», MOD) путем изменения отдельных фраз (слов, ссылок, обозначений), которые выделены в тексте курсивом, а также исключения отдельных терминов, приложения A и позиций из структурного элемента «Библиография».

Международный документ разработан Техническим комитетом ТК 265 «Улавливание, транспортирование и геологическое хранение диоксида углерода» Международной организации по стандартизации (ИСО).

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного документа для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5-2012 (пункт 3.5)

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, д. 29 и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д. 10, стр. 2.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты» и также будет размещена на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

Введение

Применение технологий улавливания и хранения диоксида углерода позволит сократить выбросы CO2 в атмосферу и может способствовать борьбе с глобальным потеплением. Для того чтобы эффект от внедрения таких технологий был заметен, они должны повсеместно внедряться. В ГОСТ Р ИСО 27914 по геологическому размещению диоксида углерода приведены значимые элементы, которые необходимы для определения ожидаемых показателей эффективности наземных и морских геологических хранилищ диоксида углерода. ПНСТ 813-2023, рассматривающий вопросы закачки диоксида углерода в нефтяные пласты с целью увеличения нефтеотдачи (CO2-EOR), содержит сведения и требования, которые необходимо использовать для подтверждения и количественной оценки связанного размещения CO2 во время добычи углеводородов, чтобы стимулировать более широкое использование антропогенного CO2.

Применение этих национальных стандартов при реализации проектов для планирования, проектирования и эксплуатации основано на существующей практике эксплуатации и требованиях к инфраструктуре как для наземных, так и для морских проектов по геологическому размещению. Настоящий стандарт разработан в дополнение к ГОСТ Р ИСО 27914 и ПНСТ 813-2023 и содержит информацию о существующих проектах CCS, которые реализованы в различных геологических условиях.

1 Область применения

Настоящий стандарт содержит:

• описание существующих правовых рамок и связанных с ними законов и директив, касающихся текущих и планируемых проектов;
• конкретную информацию об объектах закачки CO₂ на основе существующих и планируемых проектов, которые включают хранение CO₂ как в соленых водоносных горизонтах, так и за счет CO2-EOR, если это применимо. Эта информация включает в себя сведения об используемых материалах, наземной инфраструктуре, рекомендации по проектированию скважин, концепции размещения скважин, рекомендации по использованию инструментов внутрискважинного мониторинга, а также методы технического обслуживания и ремонта скважин и инфраструктуры;
• описания эксплуатационных аспектов для действующих CCS-проектов, включая деятельность по мониторингу, безопасности и отчетности, связанную как с наземными, так и подземными компонентами проектов;
• обсуждение эксплуатационных аспектов хранения CO2 в резервуарах углеводородов, включая истощенные газовые месторождения и объекты повторного использования;
• описание требований и методов мониторинга, включая измерения для установления базовых уровней;
• описание существующих и новых инструментов мониторинга с указанием точности и ожиданиями в отношении количественной оценки;
• описание нормативных требований по эксплуатации и выводу из эксплуатации проектов CO2-EOR;
• описание работ по выводу из эксплуатации и временных рамок, связанных с завершением проекта.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р ИСО 14064-2 Газы парниковые. Часть 2. Требования и руководство по количественному определению, мониторингу и составлению отчетной документации на проекты сокращения выбросов парниковых газов или увеличения их поглощения на уровне проекта

ГОСТ Р ИСО 27914 Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Подземное размещение

ГОСТ Р ИСО 27917 Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Общие термины

ПНСТ 812-2023 (ISO/TR 27918:2018) Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Управление рисками проектов по улавливанию, транспортированию и хранению углекислого газа

ПНСТ 813-2023/ИСО 27916:2019 Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Хранение диоксида углерода путем закачки в нефтяные пласты с одновременным увеличением нефтеотдачи

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р ИСО 14064-2, ГОСТ Р ИСО 27914, ГОСТ Р ИСО 27917, ПНСТ 813-2023, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 антропогенный диоксид углерода (anthropogenic carbon dioxide): Диоксид углерода, который изначально образуется как побочный продукт сжигания, химического процесса или процесса разделения (включая разделение углеводородсодержащих жидкостей или газов), выбрасываемый в атмосферу (за исключением повторного использования неантропогенного CO2).

Примечания

1 Химическое обозначение CO2 является синонимом диоксида углерода. Соответственно, два способа написания «диоксид углерода» и «CO2» являются идентичными.

2 Если CO2, который соответствует определению антропогенного CO2, не включен в дополнительную количественную оценку при размещении антропогенного CO2 (например, потому, что он был получен в CO2-EOR-проектах до периода количественного определения), его будут, как правило, рассматривать как неантропогенный CO2.

3.2 состав потока диоксида углерода (carbon dioxide stream composition, CO2 stream composition): Указание доли каждого компонента, входящего в поток CO2.

Примечание - Состав потока CO2 обычно определяют по усмотрению и утверждению регулирующих органов. Его обычно документируют в объемном выражении, но допускается также документировать в массовых долях.

3.3 деэмульгаторы (demulsifiers or emulsion breakers): Химические вещества, используемые для разрушения эмульсий.

Примечания

1 Деэмульгаторы обычно используют при переработке нефти, которую, как правило, добывают вместе со значительным количеством соленой воды.

2 Тип деэмульгатора выбирают в зависимости от типа эмульсии: нефть в воде или вода в нефти.

3 Деэмульгаторы используют при химическом анализе нефти и буровых растворов, а также для обработки добытых углеводородов.

3.4 выбросы (emissions): Поток CO2, который выбрасывается в атмосферу за определенный период времени.

3.5 эффект Джоуля-Томсона (Joule-Thomson effect): Термодинамический процесс изменения температуры газа или жидкости при постоянной энтальпии при стационарном адиабатическом дросселировании.

Примечание - При определенных условиях это может привести к охлаждению жидкости.

3.6 приобретаемый CO2 (make-up, purchased CO2): CO2, полученный за пределами площадки.

3.7 измерение (measurement): Определение величин с помощью физических устройств.

Примечание - Примерами измерений являются определение температуры, расхода, концентрации, длины, расстояния и т.д. Измерение может быть прямым (например, длина с помощью измерителя) или косвенным. Для косвенных измерений может потребоваться два этапа: сначала отбор проб, а затем анализ. Косвенные меры также могут использовать модель для преобразования измерения одной величины в измерение другой.

3.8 процесс уведомления (nomination process): Процесс транспортирования по трубопроводу, при котором грузоотправитель вводит уведомление на закачку определенного количества газа в трубопровод в точке входа, и в этом же уведомлении указывает, где и кем будет отбираться газ из трубопровода в точке доставки.

3.9 основная обязанность правоприменения (primacy primary enforcement responsibility): Полномочие штата США по реализации программы UIC.

3.10 сепаратор (treater): Сосуд, используемый для разрушения водонефтяных эмульсий.

Примечания

1 В сепараторах используют тепло, гравитационную сегрегацию, химические добавки или электрический ток для разрушения эмульсий.

2 Время пребывание флюида в сепараторах варьируется, при этом в вертикальных время пребывания обычно короче, чем в горизонтальных.

3.11 вентиляция (venting): Предполагаемый выброс газа в атмосферу из заранее определенной защитной оболочки.

3.12 скважина, ствол скважины (well, wellbore): Отверстия, созданные в земле, которые будут использованы для добычи флюидов.

Примечание - В настоящем стандарте термин «скважина» используют для обозначения всей скважины (включая устье скважины, клапаны и т.д.), тогда как «ствол скважины» относится к забойной части скважины.

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

3D — трехмерное измерение;

ADM — компания Арчер Дэниелс Мидленд;

AEP — американская электроэнергетическая компания;

AOR — область проекта;

API — американский институт нефти;

BTC — обсадная труба с трапециевидной резьбой;

CCI — непрерывная закачка CO2;

CCS — улавливание и размещение диоксида углерода;

CCS Directive — Директива 2009/31/ЕС Европейского парламента и Совета от 23 апреля 2009 г. по геологическому размещению диоксида углерода;

CO2 — диоксид углерода;

CO2-EOR — увеличение нефтеотдачи путем закачки диоксида углерода;

CSA — канадская ассоциация по стандартизации;

CSEM — зондирование с электромагнитным контролируемым источником;

DAS — распределенное акустическое зондирование;

DOE или US DOE — Министерство энергетики США;

DTS — распределенное измерение температуры;

EEA — европейская экономическая зона;

ELD — Директива об экологической ответственности;

EOS — уравнения состояния;

EPA или USEPA — Агентство по охране окружающей среды США;

ETS Directive — Директива 2003/87/ЕС;

FRP — пластик, армированный волокном;

GPS — спутниковая система навигации;

H2S — сульфид водорода, сероводород;

HCl — соляная кислота;

InSAR — интерферометрический радар с синтезированной апертурой;

KCl — хлорид калия;

KSpG — закон о хранении диоксида углерода;

LNG — сжиженный природный газ;

MMscf — миллион стандартных кубических футов;

MMV — мониторинг, измерение и верификация;

N2 — азот;

NETL — национальная лаборатория энергетических технологий;

NOx — оксиды азота;

O2 — кислород;

PISC — контроль за площадкой после периода закачки;

ppg — фунты на галлон;

PVT — связь между давлением, удельным объемом, температурой;

RA — оценка риска;

SCADA — диспетчерский контроль управления и сбор данных;

SDWA — закон о безопасной питьевой воде;

UIC — подземный контроль закачки;

USDW — подземный источник питьевой воды;

VSP — вертикальные сейсмические профили;

WAG — попеременная закачка воды и газа.

5 Правовая база

5.1 Общие положения

В разделе приведены некоторые общие сведения по нормативно-правовой базе, относящейся к операциям по хранению CO2, а также указаны тематические исследования в этой области.

В большинстве юрисдикций операции по закачке CO2 с целью увеличения нефтеотдачи регулируются нормативно-правовой базой, как и нефтяные операции, тогда как другие типы геологического хранения могут регулироваться отдельно. Для некоторых юрисдикций, таких как США, это различие накладывает на оператора некоторую ответственность. В других юрисдикциях, например во многих странах Европейского Союза, различие не имеет такого значения. Нормативно-правовая база ЕС содержит одинаковые требования к хранению CO2, независимо от цели закачки (например, CO2-EOR или CCS).

В 5.2 - 5.9 приведена нормативно-правовая база для США, Германии, Франции, Норвегии, Канады, Японии и Австралии. Эти юрисдикции выбраны из-за того, что они имеют разные правовые традиции и уровень зрелости в отношении закачки и хранения CO2.

В США существует хорошо разработанная нормативно-правовая база для хранения CO2 на суше, как связанного с CO2-EOR, так и свободного геологического размещения. Однако в настоящее время не существует нормативно-правовой базы для регулирования такой деятельности на шельфе в федеральных водах. В государственных водах обычно применяют те же правила, которые регулируют береговые операции. Различие между разрешениями для хранения класса II (см. [1] и класса VI (см. [2]), связанное с CO2-EOR и геологическим размещением соответственно, приводит к некоторым различиям в отношении обязанностей после прекращения закачки и ответственности оператора. Некоторые из этих вопросов подлежат федеральному регулированию, а другие — должны соответствовать требованиям штата. Нормативная база в других странах с федеральной структурой (например, в Канаде и Австралии) также различается между федеральным регулированием и регулированием штата/провинции, а содержание и степень зрелости федерального регулирования и регулирования штата/провинции различаются. В Европейском Союзе и Великобритании нормативно-правовая база распространяется как на наземные, так и на морские операции для CCS и CO2-EOR проектов. Несмотря на некоторые явные различия между системами государств, обязанности и обязательства для операторов, осуществляющих размещение CO2, одинаковы. Нормативно-правовая база для размещения CO2 в Японии находится в стадии разработки.

5.2 США

5.2.1 Общие положения

Наземные проекты подземной закачки в США регулируют программой контроля за подземной закачкой (UIC) (см. [3]), принятой Агентством по охране окружающей среды США (EPA) в 1980-х годах в рамках федерального закона о безопасной питьевой воде (SDWA) (см. [4]). Программа UIC направлена на защиту подземных источников питьевой воды (USDW) от последствий подземной закачки CO2, которая может поставить под угрозу здоровье человека из-за загрязнения. В настоящее время мало скважин закачивают CO2 исключительно с целью геологического размещения, в основном CO2 закачивают с целью повышения нефтеотдачи. Выдача разрешений, эксплуатация и закрытие нагнетательных скважин, связанных с добычей нефти и газа, регулируются обширным набором документов, отраслевыми практиками, судебными решениями, а также законодательством и нормативными актами в дополнение к положениям программы UIC.

В соответствии с SDWA ответственность за регулирование выдачи разрешений, эксплуатации и закрытия скважин разделена между правительством штата и федеральным правительством. Федеральная программа UIC устанавливает минимальные стандарты или требования для регулирования определенных типов нагнетательных скважин, при этом позволяя штатам брать на себя первичные полномочия для обеспечения соблюдения требований программы, в то время как EPA сохраняет надзор за соблюдением минимальных стандартов.

5.2.2 Программа UIC (класс скважин II и VI) (см. [5] и [6])

Программа UIC первоначально разделяла скважины для нагнетания флюидов на пять различных классов в зависимости от активности и характера инжектируемого флюида. Скважины класса II используют для закачки флюидов, связанных с добычей нефти или природного газа. Таким образом, к скважинам класса II относят в основном:

a) скважины для закачки пластовой воды и нефтепромысловых отходов;

b) скважины, используемые для закачки рассола, пресной воды, пара, полимеров или углекислого газа для повышения нефтеотдачи;

c) скважины, используемые для закачки углеводородов с целью их подземного размещения.

В 2010 г. EPA добавило в программу класса VI скважины, используемые для закачки CO2 с целью геологического размещения. Правила класса VI предусматривают конструкцию скважины и требования по закачке CO2 для хранения в соляных пластах. С целью адаптации существующей нормативной базы UIC и для решения проблемы коррозионной активности закачиваемого CO2, для класса VI устанавливают минимальные технические критерии для выдачи разрешений, характеристики геологической площадки, корректирующих действий в существующих стволах скважин, финансового обеспечения, строительства скважины, эксплуатации, испытания на механическую целостность, мониторинга, тампонирования скважины, ухода за площадкой после закачки (PISC) и закрытие площадки. После введения класса VI в 2010 г. EPA выпустило несколько рекомендательных руководящих документов, содержащих дополнительную информацию (см. [7]).

На момент публикации регулирующие органы практически всех нефте- и газодобывающих государств получили приоритет в управлении нагнетательными скважинами класса II. Первоначально Агентство по охране окружающей среды США непосредственно управляло программой строительства скважин класса VI в каждом штате и с 2010 г. выдало разрешения на строительство шести скважин класса VI, включая положения, регулирующие закрытие участков после закачки (см. 11.5.4), хотя только две из этих скважин осуществляли свою деятельность.

5.3 Европейский Союз

5.3.1 Общие положения

Европейский союз (ЕС) состоит из 27 государств-членов и трех других государств Европейской экономической зоны (EEA) (Исландия, Лихтенштейн и Норвегия), которые сотрудничают с ЕС. Великобритания приняла подход ЕС перед выходом из союза.

Государства — члены ЕС и в значительной степени страны EEA обязаны выполнять все юридически обязывающие директивы и постановления и принимать все меры национального законодательства, необходимые для этого. Как для нормативных актов, так и для директив, ЕС может принять документы, устанавливающее минимальные стандарты, которые не препятствуют государствам-членам устанавливать более строгие стандарты и позволяют государствам-членам поддерживать более строгие нормативные положения, чем предписано, если они во всем остальном совместимы с законодательством ЕС.

Ниже приведен обзор двух наиболее важных правовых инструментов ЕС для CCS и CO2-EOR, которые актуальны для 31 страны.

5.3.2 Директива ЕС по CCS (см. [8])

Директива ЕС по CCS была принята в 2009 г. для обеспечения экологически безопасного применения CCS. В частности, она направлена на обеспечение отсутствия значительного риска утечки CO2 или нанесения ущерба здоровью населения или окружающей среде, а также на предотвращение любого неблагоприятного воздействия на безопасность транспортной сети или мест хранения CO2. Согласно определению Директивы CCS, повышенная добыча углеводородов (EHR), включая CO2-EOR, сама по себе не входит в сферу действия этой Директивы. Однако в сочетании с геологическим размещением CO2 положения применяют соответствующим образом.

В соответствии с Директивой по CCS деятельность по CCS регулируется требованиями разрешений, которые включают наличие отдельных разрешений на разведку и размещение, выдаваемых в соответствии с Директивой по ETS. Директива CCS гармонизирует административные процедуры для всего цикла улавливания, транспортирования и хранения диоксида углерода между государствами-членами, однако оставляет каждому государству-члену свободу решать, как операторы площадок должны подтверждать свою способность безопасно эксплуатировать и контролировать место хранения вплоть до момента закрытия и последующей передачи ответственности компетентному органу.

Разрешение на хранение содержит информацию об операторе, месте и границах места хранения, а также административную информацию о самом разрешении. Кроме того, разрешение требует большого объема технических данных, включая характеристику места хранения, идентификацию состава потока CO2, утвержденный план мониторинга, план корректирующих мер для предотвращения существенных нарушений, предлагаемый план корректирующих мер в случае утечки, критерии отчетности, критерии закрытия и утвержденный предварительный план после закрытия. Перед выдачей разрешения заявление с подтверждающими материалами, а также информацию о планируемом решении уполномоченных органов, касающемся разрешения, направляют на рассмотрение в Европейскую комиссию. Государственные регулирующие органы обязаны обеспечить, чтобы оператор был финансово устойчивым и технически компетентным для эксплуатации и контроля объекта.

Директива CCS содержит ряд подробных требований, которые должны быть реализованы на этапе эксплуатации, оставляя возможность государствам-членам принять решение по деталям и принять во внимание коммерческие и эксплуатационные требования. Например, Директива CCS требует мониторинга объектов закачки, комплекса хранения и защиты окружающей среды на основе изложенного в плане мониторинга оператора. Цель состоит в том, чтобы обнаружить существенные нарушения, миграцию и утечку CO2, а также значительное неблагоприятное воздействие на окружающую среду. В случае утечки или существенных нарушений оператор обязан немедленно уведомить уполномоченные органы и принять необходимые корректирующие меры. Если оператор не принимает надлежащих мер, назначенные органы должны сами инициировать такие меры, возмещая расходы с оператора. Следовательно, Директива CCS требует, чтобы оператор создал и поддерживал механизм финансового обеспечения до начала закачки и на протяжении всего этапа эксплуатации. Директива CCS не содержит подробностей о том, как должно документироваться это финансовое обеспечение. Государства-члены должны решить, какой тип инструмента для этого им необходим.

5.3.3 Директива об экологической ответственности

Директива ЕС об экологической ответственности (ELD) (см. [9]) устанавливает рамки экологической ответственности, основанные на принципе «загрязнитель платит», для предотвращения и устранения ущерба окружающей среде. В тех случаях, когда операции CCS наносят ущерб местной окружающей среде, Директива CCS полагается на ELD для распределения ответственности. Таким образом, эта структура применяется параллельно с требованиями по мониторингу, отчетности, предотвращению и реализации корректирующих мер в соответствии с Директивой CCS и гарантирует, что не будет нанесен ущерб окружающей среде за пределами места хранения.

В соответствии с ELD ответственность как за предупредительные, так и за корректирующие действия возлагают на оператора, контролирующего деятельность, которая причиняет ущерб окружающей среде. Эта ответственность сохраняется даже после прекращения активных операций по хранению в течение всего периода после закрытия, пока ответственность не будет передана компетентному органу. Более подробная информация о закрытии, после закрытия и передаче ответственности представлена в разделе 11.

5.4 Германия

В 2012 г. в Германии был принят закон (см. [10]) «Демонстрация и применение технологий выделения, транспортирования и постоянного хранения углекислого газа» (KSpG). KSpG представляет собой почти прямую реализацию Директивы ЕС по CCS, содержащей предварительные условия для проверки недр на пригодность для хранения CO2 и утверждения плана размещения CO2. Утверждение плана зависит от строгих экологических требований и принимается только в случае их соблюдения. Оператор должен продемонстрировать, что хранение CO2 не оказывает негативного влияния, гарантирована его долгосрочная безопасность, что не будет возникать никакой опасности для населения и/или окружающей среды и будут приняты необходимые меры предосторожности.

KSpG ограничивает в Германии годовой объем хранения CO2 как в отношении каждого хранилища CO2, так и в отношении общего количества. На одно хранилище приходится не более 1,3 млн тонн CO2, а по стране — не более 4 млн тонн. KSpG также требует, чтобы запросы на получение разрешений на исследование, строительство и эксплуатацию хранилища CO2 были направлены до 31 декабря 2016 г. До указанного срока заявки не поступали.

5.5 Франция

Франция приступила к рассмотрению Директивы ЕС по CCS в 2010 г., а перенос во французское национальное законодательство завершен согласно [11]). Действия Директивы CCS не распространяются на экспериментальные НИОКР с емкостью хранения менее 100 кт, однако французское законодательство регулирует эти операции. В соответствии с экологическим кодексом Франции (см. [12]) количество закачиваемого CO2 для испытаний не должно превышать количество, строго требуемое для определения характеристик пласта, и не может превышать 100 000 тонн. Объекты хранения CO2 должны соответствовать специальным правилам, касающимся защиты окружающей среды (см. [13]).

5.6 Норвегия

5.6.1 Общие положения

Действующий режим регулирования хранения CO2 в Норвегии основан на выполнении Директивы ЕС по CCS и Директивы ЕС по ETS. Мероприятия по CCS в Норвегии (проект Sleipner) предшествовали внедрению Директивы по CCS.

Компетентные органы внедрили Директиву CCS посредством трех правил. Правила хранения были приняты в соответствии с законом о континентальном шельфе CSA (см. [14]). Поправки были также внесены в первоначальный закон (см. [15]). Деятельность по хранению CO2, связанная с добычей нефти, включая CO2-EOR, регулируется в соответствии с нормативно-правовой базой для нефтяной отрасли, деятельность по хранению CO2, не связанная с добычей нефти, регулируется в соответствии с новыми правилами хранения (см. [16] - [18]). Оператору также необходимо иметь разрешение (см. [19]).

5.6.2 Разрешительный режим деятельности CCS

В течение всего срока реализации проекта требуется несколько разрешений и обязательств оператора для хранения CO2, связанного с добычей нефти, или для промышленного хранения в соответствии с Директивой CCS. Кроме того, для разработки хранилища особое значение имеет план разработки и эксплуатации, содержащий, например экономические, коммерческие аспекты, управление ресурсами, технические аспекты, безопасность и охрану окружающей среды, а также предварительные планы по выводу из эксплуатации. План не является разрешением, однако он подлежит утверждению Министерством нефти и энергетики. Закон по борьбе с загрязнением и подзаконные акты применимы к любой закачке CO2. Кроме того, оператору необходимо иметь разрешение на закачку и хранение от Норвежского агентства по охране окружающей среды. Разрешение в основном направлено на обеспечение защиты экологических аспектов проектов CCS, т.е. мониторинг, отчетность и корректирующие меры.

5.6.3 Финансовая безопасность

Норвегия внедрила свои собственные правила финансового обеспечения, в которых компетентному органу предоставляется гибкость и свобода действий на основе индивидуальной оценки того, как оператор может выполнить это требование. Использование гарантий материнской компании имеет давнюю традицию в норвежской нефтяной промышленности. В проектах Sleipner и Snøhvit CCS (см. [20] - [22]) гарантия материнской компании была предоставлена оператором и одобрена Министерством нефти и энергетики.

5.6.4 Мониторинг

Оператор разрабатывает план мониторинга, который подлежит обновлению каждые пять лет. Правила хранения определяют вид контроля, который требуется во время операций и после закрытия. Цели мониторинга подразделяют на три основные категории:

• мониторинг соответствия: обеспечение понимания поведения CO2 в хранилище;
• мониторинг защитной оболочки: обеспечение того, чтобы CO2 оставался в хранилище;
• мониторинг нештатных ситуаций: оценка эффекта противоаварийных мер в случае утечки.

5.7 Канада

В Канаде исполнительная власть разделена между федеральным правительством и десятью провинциями, каждая из которых имеет власть в определенных пределах (см. [23]). Юрисдикция над окружающей средой является общей. Деятельность по размещению CO2, такая как EOR, находится в ведении провинций, поскольку провинции имеют первичную власть над местными работами, правами собственности, защитой подземных вод и невозобновляемыми ресурсами. Полномочия федерального правительства в отношении CCS обусловлены его ответственностью за вопросы, представляющие национальный интерес, а также за международное сотрудничество и соглашения (например, международные соглашения о выбросах парниковых газов). Федеральное правительство и правительства провинций работали вместе и в сотрудничестве с другими странами и международными организациями, чтобы способствовать развитию конкретных проектов CCS и мероприятий, связанных с операциями CCS, такими как проект в Саскачеване и деятельность по мониторингу в Вейберн-Мидейл. Во всех юрисдикциях Канады действуют правила охраны окружающей среды, безопасности и сохранения ресурсов, которые могут применяться к составным системам проектов CCS (улавливание, транспортирование и хранение) посредством выдачи соответствующих лицензий или разрешений (см. [24]). Большинство аспектов проектов CCS, включая вопросы, связанные с хранением, регулируются существующими провинциальными нормами по добыче и добыче нефти и газа.

Провинция Альберта включила регулирование CCS в свою структуру для разработки ископаемых видов топлива, в соответствии с которой она исторически регулировала EOR и закачку кислого газа. В 2010 г. провинция внесла поправки в свой закон о шахтах и полезных ископаемых (углеводороды считают полезными ископаемыми) (см. [25]) и закон об охране энергетических ресурсов (см. [26]) с внесением поправок в закон об улавливании и хранении диоксида углерода для решения долгосрочных обязательств по хранению CO2, прав собственности под землей (владение землей и пространством), а также финансовую ответственность за мониторинг, техническое обслуживание и восстановление после закрытия. Понятие порового пространства ранее в законодательстве не определялось. Однако в законодательстве уточняется, что экспроприация правового титула не произошла в результате действия законодательства; скорее, законодательство обеспечивает ясность в отношении того, что правообладатель рудников и полезных ископаемых имеет и будет продолжать иметь право собственности на поровое пространство, а также на полезные ископаемые и воду, содержащиеся в поровом пространстве. В законодательстве также разъяснялось право на разведку и разработку этих земель с целью размещения CO2. В дополнение к существующим нормативным актам по нефти и газу, которые охватывают многие аспекты проектов по хранению CO2, также действует закон о финансировании улавливания и хранения диоксида углерода (см. [27]), положение о финансировании улавливания и хранения диоксида углерода (см. [28]), закон о внесении поправок в закон об улавливании и хранении диоксида углерода (см. [24]) и положение о владении секвестром диоксида углерода (см. [29]).

В Британской Колумбии были приняты поправки к законам о нефти и природном газе (см. [30]) и о нефтегазовой деятельности (см. [31]) с целью включения CCS в соответствии с существующими правилами хранения природного газа и утилизации кислого газа (см. [23]). Законодательство разрешает хранение и утилизацию CO2 в качестве «предписанного вещества» в естественных подземных резервуарах, а также решает вопросы улавливания, транспортирования, хранения, владения и ответственности, связанные с CCS.

В Саскачеване многие аспекты проектов CCS также подпадают под действие правил нефтегазовой и горнодобывающей промышленности, установленных законом о сохранении нефти и газа, который регулирует хранение других веществ в дополнение к хранению нефти и газа. Некоторые из основных законодательных актов, регулирующих деятельность, связанную с CCS в Саскачеване, включают закон о минералах (см. [32]), закон о сохранении нефти и газа и его положения (см. [33]), закон об управлении и сокращении выбросов парниковых газов и его положения (см. [34]), а также поправки к ним.

5.8 Япония

Основой японской нормативно-правовой базы для морских операций по хранению CO2 является Лондонский протокол и особенно его руководство по оценке выбросов CO2 (см. [35]). Эти руководящие принципы составляют основу закона о предотвращении загрязнения моря и морских бедствий (поправки 2007 г.) (см. [36]), который был реализован для поддержки развертывания демонстрационных проектов по хранению CO2 в Японии. За поправками последовало руководство «Для безопасной эксплуатации демонстрационного проекта CCS» (см. [37]).

Система хранения CO2 в Японии требует, чтобы оператор получил разрешение до начала любых операций. Разрешение выдает Министерство окружающей среды Японии, и его следует продлевать каждые пять лет. Такие разрешения ограничены по времени и содержат строгие критерии для контроля и отчетности перед Министерством окружающей среды Японии. Для подачи заявки на получение разрешения требуется несколько документов, включая план проекта, план мониторинга, отчет о выборе площадки, отчет об оценке воздействия на окружающую среду и документы, подтверждающие финансовые и технические возможности. Министерство оценивает эту документацию, чтобы решить, соответствует ли подлежащий хранению CO2 официальным требованиям, и что предварительная оценка оператора демонстрирует, что лишь незначительное влияние и изменения в окружающей морской зоне приводят к потенциальной утечке, и что план мониторинга должным образом учитывает обнаружение утечек и план восстановления, чтобы свести к минимуму влияние на морскую среду. Закачиваемый CO2 должен улавливаться методом, использующим химическую реакцию между аминами и CO2, с концентрацией CO2 99% или более (98% или более, если он улавливается для производства водорода для нефтепереработки) без добавления отходов или других веществ.

Руководство «Безопасная эксплуатация демонстрационного проекта CCS» сосредоточено на характеристике участка для определения предэксплуатационных базовых условий, подробном моделировании системы хранения, включая хранилище, моделировании для прогнозирования поведения шлейфа CO2 и испытаниях. Во время эксплуатации требуется мониторинг как места хранения, так и прилегающей морской территории, включая объем закачки, температуру и давление, местонахождение и объем CO2, изменения геологических свойств, химический состав морской воды и морских организмов.

5.9 Австралия

В Австралии действуют комплексные правовые и нормативные правила для хранения CO2 на море в соответствии с австралийской федеральной юрисдикцией и юрисдикцией штата Виктория, а также для наземных систем в Квинсленде Южной Австралии и Виктории (см. [38]). В Западной Австралии нет общих рамок, но есть конкретное законодательство для хранения CO2 в рамках проекта Gorgon LNG. Регулирование CCS в федеральных морских водах, морских водах штата Виктория и на суше в Южной Австралии осуществляют путем внесения изменений в правила разведки и добычи нефти и газа; Квинсленд и Виктория разработали отдельные нормативно-правовые документы для подземного размещения CO2 на суше. Правила обычно требуют получения права владения парниковыми газами, во-первых, для проведения разведки приемлемых геологических резервуаров для хранения, а во-вторых, для закачки CO2 для хранения в закрытых резервуарах. Детальные планы управления рисками должны быть представлены в виде рабочих планов. Например, наземные правила Виктории требуют подтверждения того, что даже испытания во время разведки не будут представлять неприемлемого риска для здоровья человека или окружающей среды или значительного риска загрязнения или стерилизации других ресурсов в районе, разрешенном для разведки. После прекращения операций по закачке в хранилище операторы проекта подают заявку на отказ от владения, демонстрируя на основе анализа рисков, что они выполнили все юридические требования, что скважины были заглушены или защищены, хранящийся CO2 соответствует прогнозируемому поведению, риски устранены и хранящийся CO2 не будет представлять опасность для здоровья человека или окружающей среды. После закрытия соответствующее правительство штата или федеральное правительство берет на себя ответственность за мониторинг и верификацию хранимого CO2 за счет оператора проекта. Регуляторные органы имеют значительные полномочия в отношении введения дополнительных требований, подкрепленных их полномочиями, для приостановки или отмены операций по хранению и отказа в разрешении на закрытие при условии соблюдения обычных административных требований разумности и процедур проверки (см. [39]). Правила устанавливают подробные требования к мониторингу, проверке и отчетности, начиная с установления базовых уровней и продолжая в течение всего срока реализации проекта, в т.ч. после прекращения закачки. Для обеспечения надлежащего соблюдения требований с учетом рисков регулирующим органам доступны различные инструменты правоприменения. Регулирующие органы имеют право вмешиваться и требовать действий, чтобы избежать, исправить или смягчить «серьезную ситуацию», включая прекращение закачки. Кроме того, регулирующие органы требуют демонтаж имущества, закрытия скважин, сохранения и защиту природных ресурсов и возмещения любого ущерба морскому дну или недрам (см. [38]).

6 Конструкция скважины

6.1 Общие положения

Скважины играют ключевую роль в проектах CCS. Они действуют как каналы для закачки и используются для мониторинга, т.е. скважины представляют собой ряд вложенных друг в друга труб и цемента, установленных в скважине в земле. Через обсадную колонну и цемент в зону нагнетания создают перфорационные отверстия, что позволяет скважине получить доступ к нагнетаемому пласту. На рисунке 1 представлена общая схема скважины, на которой приведены ее основные компоненты. Поскольку скважины представляют собой возможный путь утечки CO2 из хранилища, т.к. они проникают в систему локализации и достигают пласта-хранилища, необходимо соблюдать осторожность при их проектировании и строительстве.

a) Скважина в разрезе

b) Устье скважины

1 — пласт; 2 — труба; 3 — корпус; 4 — устьевая колонна обсадных труб; 5 — первая кондукторная колонна; 6 — вторая кондукторная колонна; 7 — вкладыш; 8 — перфорация; 9 — манометр; 10 — поток CO2; 11 — «елка»; 12 — устье

Рисунок 1 — Общая схема скважины с указанием основных компонентов скважины

Проектирование, строительство и завершение скважин определяются их назначением, возрастом, глубиной, скоростью закачки и режимом регулирования. Кроме того, программа бурения разработана для обеспечения безопасного бурения до целевого пласта, а также для облегчения получения основных геологических данных и данных о резервуаре, а также для конечного использования скважины. Например, дополнительная обсадная колонна требуется в случае вскрытия горизонтов с аномальным давлением (намного выше или ниже) до достижения окончательной общей глубины скважины. Практика бурения также играет роль. Например, меньшая нагрузка на буровой инструмент и, как следствие, более длительное время бурения позволяют получить более прямолинейную скважину, а выбор бурового инструмента, возможно, сократит время бурения. Более высокая скорость циркуляции бурового раствора и давление улучшают скорость бурения. Нормативные требования, такие как защита грунтовых вод, требуют большей глубины установки обсадной колонны, чем требуется для предотвращения выброса или контроля потери циркуляции.

Завершение строительства скважины — это окончательная установка трубопровода (колонны насосно-компрессорных труб) и сопутствующего оборудования, такого как пакерные узлы, которые будут нагнетать поток CO2 с поверхности в зону хранения. Трубы для завершения строительства будут изолировать нагнетаемый поток от обсадных колонн, тем самым защищая целостность обсадной колонны от поверхности до зоны нагнетания. При этом конструкция колонны завершения будет соответствовать назначению конкретной скважины. Например, нагнетательная скважина имеет простую компоновку насосно-компрессорных труб и нагнетательный пакер, установленный над зоной хранения, в то время как завершающие узлы контрольной скважины включают набор приборов, таких как волоконно-оптические кабели.

Поскольку хранение CO2 является относительно новой технологией, были проведены дополнительные исследования для оценки возможности и безопасности закачиваемого и хранимого CO2. Скважины бурят в исследовательских целях перед коммерческими проектами. Исследовательские скважины преследуют различные цели и предназначены для проверки различных аспектов геологии, характеристик покрышек, региональной гидрологии, а также качества и характеристик зон нагнетания. В результате разработка программы бурения и характеристики конструкции скважины для исследовательских скважин не обязательно считаются передовой практикой для коммерческих скважин.

6.2 Компоненты скважины

6.2.1 Кондуктор

Кондуктор (см. рисунок 1) представляет собой короткий отрезок обсадной трубы, который используют для начала бурения скважины. Часто он состоит из одного стыка обсадной трубы, размещенного на поверхности, для облегчения возврата бурового раствора во время бурения скважины на поверхности. В некоторых случаях его устанавливают до прибытия буровой установки на место бурения.

6.2.2 Поверхностная обсадная колонна

Поверхностная обсадная колонна (см. рисунок 1) представляет собой первую основную колонну труб, зацементированную в скважину для обеспечения целостности ствола скважины. В начале развития нефтегазовой отрасли поверхностная обсадная колонна в основном использовалась для установки противовыбросовых превенторов и обеспечения сдерживания давления при бурении основного ствола. Это означало, что глубина установки обсадной колонны зависела от ожидаемых давлений, возникающих при бурении основного ствола, и от способности сдерживать эти давления на основе давления отрыва на глубине установки башмака обсадной колонны. Обсадная труба должна иметь достаточную прочность на смятие или внутреннюю текучесть на разрыв, чтобы выдержать ожидаемое давление. Со временем поверхностная обсадная труба стала средством защиты зон с питьевой водой, и в результате глубину обсадной трубы теперь устанавливают больше, чем в предыдущих практиках для защиты этих зон. Поверхностные обсадные колонны цементируют на поверхности.

6.2.3 Корпус основной секции

Бурение основного участка скважины защищено по крайней мере одной колонной обсадных труб, часто называемой длинной колонной или эксплуатационной колонной. Если требуются дополнительные колонны обсадных труб, то ее называют промежуточной обсадной колонной или первой, второй и т.д. обсадной колонной. Для облегчения бурения скважины используют промежуточные обсадные колонны, где давление выше или ниже промежуточной глубины установки может создать небезопасные условия бурения и/или плотность бурового раствора слишком велика (что приводит к гидроразрыву пласта или дифференциальному прихвату) или слишком мала (что приводит к притоку пластового флюида и возможности выброса).

Ранее обсадные колонны основного ствола цементировали для обеспечения изоляции пористых пластов и, следовательно, могли не цементировать на поверхности. Современные методы бурения для хранения CO2 заключаются в цементировании основной колонны до поверхности, чтобы обеспечить охват всех вскрытых пластов. Если гидростатический напор цементной колонны превышает давление разрушения пласта, для цементирования верхней части основного ствола используют ступенчатые инструменты.

Обсадная труба должна быть достаточно прочной (внутреннее давление текучести, прочность на растяжение и давление разрушения), чтобы облегчить установку трубы, бурение оставшейся части скважины (при необходимости) и сдерживание ожидаемых пластовых давлений. При хранении CO2 прочность корпуса должна соответствовать ожидаемому максимальному давлению в хранилище.

6.2.4 Вкладыши

Вкладыши (см. рисунок 1) представляют собой секции обсадной трубы, которые устанавливают внутри последней колонны обсадных труб, но иногда выходят на поверхность. Вкладыши погружают в последнюю колонну обсадных труб с узлами подвески и пакера, они могут быть зацементированы. Вкладыши обычно используют, если стоимость удлинения трубы до поверхности будет очень высокой или не требуется цементирование трубы. Вкладыши обычно не используют для закачки CO2.

6.2.5 Трубопроводы и завершающие узлы

Как только скважина пробурена и обсажена, ствол скважины надежно закрепляют, чтобы он выдерживал пластовое давление и давление флюидов.

Для облегчения закачки CO2 устанавливают трубу (см. рисунок 1) и завершающий узел.

Обсадная колонна в зоне нагнетания может быть перфорирована перфораторами, транспортируемыми по канату, до установки завершающей колонны или перфораторами, транспортируемыми по трубе, как часть завершающей колонны.

Завершающая колонна изолирует обсадную колонну от закачиваемого CO2 и обеспечивает надежный канал для транспортирования CO2 в зону закачки.

Материал труб и завершающих узлов должен быть устойчив к коррозии или для защиты труб и завершающего оборудования следует наносить коррозионно-стойкие покрытия.

Соединения труб в системах закачки CO2 часто имеют уплотнения из тефлона или другого материала, стойкого к воздействию CO2, для предотвращения утечки CO2 через механические резьбовые соединения.

6.2.6 Устье скважины

Устье скважины (см. рисунок 1) представляет собой наземное оборудование, устанавливаемое на скважине для ее соединения с наземными трубопроводами и подвески колонны насосно-компрессорных труб внутри скважины. «Елка» — это клапаны, установленные на устье скважины для сдерживания скважинных флюидов и давления, а также для облегчения спуска канатного оборудования в скважину. На устьевую арматуру устанавливают манометры для контроля давления нагнетания с поверхности и другие манометры для контроля затрубного пространства трубопровода и затрубного пространства насосно-компрессорной трубы. Для оборудования устьев скважин и фонтанной арматуры используют специальные сплавы, но чаще применяют сталь с внутренним покрытием.

6.3 Скважины для закачки CO2

Нагнетательные скважины для проектов CCS и CO2-EOR включают скважины, используемые для закачки меньших масс CO2 в исследовательских целях (в масштабе кт) и больших масс (в масштабе Мт) для коммерческих проектов. Первые скважины для закачки CO2 были построены в рамках проектов CO2-EOR, таких как SACROC и Seminole в Пермском бассейне, а также Joffre и Weyburn-Midale в Западно-Канадском осадочном бассейне. Многие исследовательские проекты CCS начались раньше, чем коммерческие проекты, и имеют более долгую историю закачки и включают, например, проекты AEP Mountaineer, Ketzin, Illinois Basin Decatur, Lacq, Tomakomai и Nagaoka. Проекты коммерческого масштаба для CCS включают, например Sleipner, Illinois Industrial CCS Project (IL-ICCS), Quest и многочисленные проекты CO2-EOR в Северной Америке.

6.3.1 Проектирование и строительство скважин

Строительство скважин для закачки CO2 зависит от геологических условий и применимых государственных норм. Дополнительное внимание следует уделять коррозионному характеру CO2 путем установки секций специального корпуса (например, из сплава на основе никеля или стали марки 13Cr-L80) над первичным уплотнением и зоной закачки. Этот интервал будет соответствовать глубине установки нагнетательного пакера и интервалу перфорации, где обсадная труба будет наиболее подвержена коррозии.

В дополнение к специальным материалам, снизить коррозию также можно выбором материалов, химических добавок и регулярного мониторинга. Когда коррозия оказывает влияние, может потребоваться замена компонентов скважины, что увеличивает расходы и время простоя в проектах по закачке. Снижение коррозии влияет на конструкцию и эксплуатацию скважины следующим образом:

• цемент, устойчивый к CO2, — выбор цемента, устойчивого к химическому и последующему механическому разложению цемента (см. 8.5.4.3);
• нагнетательные трубы с покрытием (футеровкой) обычно используют в тех частях скважины, которые подвергаются воздействию воды. В случае нагнетательных скважин, которые также нагнетают воду, это будет составлять всю колонну;
• кольцевое пространство, заполненное дизельным топливом или пресной водой с ингибиторами коррозии, обеспечивает дополнительную защиту от коррозии как обсадной колонны, так и нагнетательных труб.

6.3.2 Заканчивание скважины

Заканчивание скважины обеспечит канал для транспортирования потока CO2 в зону нагнетания. В зависимости от коррозионной природы потока CO2 могут потребоваться специальные трубы. Потоки обезвоженного CO2 не обязательно вызывают коррозию, поэтому выбор материала зависит от конкретных условий. Другое оборудование на колонне заканчивания, такое как пакерные узлы и профили, часто может иметь покрытие или изготавливаться из специальных сплавов. Нагнетательные пакеры, как постоянные, так и извлекаемые, обычно имеют элементы пакеров из материалов, устойчивых к CO2 и набуханию, которые могут создавать проблемы с целостностью уплотнения и работоспособностью инструмента.

Поскольку нагнетательные трубы и комплекты пакеров защищают обсадные колонны, нагнетательный пакер размещают как можно ближе к перфорациям зоны нагнетания в интервалах с прочной цементной связью обсадной колонны.

Решение об установке постоянных пакеров с соответствующим узлом стингера на колонне насосно-компрессорных труб или извлекаемых пакеров в сборе зависит от конкретной площадки. В случае необходимости замены запасных частей колонны насосно-компрессорных труб важно иметь возможность установить заглушку в пакер, чтобы можно было извлечь колонну насосно-компрессорных труб из скважины без закачки жидкости глушения в зону нагнетания.

Конструкция колонны насосно-компрессорных труб также будет зависеть от расхода закачки, необходимого для проекта. Ограничения в колонне завершения (т.е. ниппели профиля или внутренний диаметр нагнетательного сопла) снизят производительность нагнетания. Внутренний диаметр обсадной колонны скважины определяет размер нагнетательных труб и пакеров, поэтому перед бурением скважины требуется моделирование потока, чтобы общая конфигурация системы обеспечивала необходимую производительность нагнетания.

6.3.3 Строительство нагнетательных скважин CO2-EOR

Скважины CO2-EOR представляют собой наиболее зрелый класс скважин, используемых для закачки CO2, поскольку CO2-EOR используют в коммерческих целях примерно 50 лет. Скважины могут варьироваться от переоборудованных нефтедобывающих скважин с обычной конструкцией и материалами до скважин, пригодных для закачки CO2, построенных из специальных материалов и цементов. Скважины на нефтяных месторождениях SACROC и Weyburn представляют собой несколько примеров практики строительства.

6.3.3.1 SACROC

Проект SACROC был первым проектом CO2-EOR в США, операции по закачке начаты в 1972 г. На месторождении есть как вертикальные, так и горизонтальные скважины. Вертикальные скважины обычно заканчиваются примерно на 2100 м с использованием обсадных колонн длиной 140 мм (5_{2}^{1}\text{дюйма}) или 178 мм (7 дюймов) с обсадной колонной диаметром 219 мм (8_{8}^{5}\text{дюйма}) и 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) соответственно. Обсадную колонну крепят к поверхности с использованием портландцемента класса C. Длинноколонную обсадную колонну обычно цементируют в нескольких тысячах футов от проектной глубины, оставляя участки длинной колонны незацементированными внутри наземной обсадной колонны. Иногда цементирование длинной колонны не распространяется на обсадную колонну, в результате чего часть ствола скважины остается незацементированной. Эти сценарии строительства добывающих скважин распространены на месторождении и многие скважины для нагнетания CO2 на месторождении SACROC переоборудованы в добывающие скважины.

6.3.3.2 Weyburn

Как и в случае с SACROC, конструкция скважин Weyburn со временем претерпела изменения. Первоначально месторождение разрабатывали с использованием вертикальных скважин, обсаженных и перфорированных по продуктивной зоне. Со временем добывающие скважины были преобразованы в водонагнетательные для вторичной добычи (заводнения). В 1990-х годах для повышения эффективности охвата скважины были пробурены горизонтальные скважины с необсаженным стволом (необсаженные над зоной нагнетания), которые успешно повысили продуктивность месторождения. Чтобы облегчить заводнение CO2, были пробурены специальные горизонтальные скважины для нагнетания CO2, большинство из которых имеют двойные боковые стволы для целевых зон коллектора. Чтобы можно было использовать сдвоенные стволы, обсадная колонна была установлена над продуктивной зоной. Позже конструкция была изменена для установки кожуха в зоне нагнетания. Были использованы и другие варианты нагнетательных скважин CO2, включая повторное заканчивание существующих вертикальных водонагнетательных скважин, но они были подвержены проблемам с целостностью скважины и были заменены горизонтальными нагнетательными скважинами с посадкой обсадной колонны в зоне нагнетания (см. [40]).

6.3.4 Строительство исследовательской нагнетательной скважины

Исследовательские нагнетательные скважины представляют собой первую группу нагнетательных скважин, разработанных специально для закачки CO2 в пласты с целью размещения. Конструкция этих скважин очень похожа на скважины, используемые для добычи нефти и газа или CO2-EOR.

6.3.4.1 Nagaoka

Нагнетательная скважина CO2 проекта Nagaoka построена в 2003 г. с использованием обсадной колонны из мягкой стали марки J-55 с контрфорсной резьбой и соединительной муфтой BTC на обсадной трубе 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) 53,6 кг/м, соединение с длинной резьбой 8Rd на 140 мм (5_{2}^{1}\text{дюйма}) 23,1 кг/м длинноколонной обсадной колонне. Обе обсадные колонны были зацементированы с использованием обычного нефтепромыслового цемента класса A. Для повышения коррозионной стойкости использовали нагнетательную хромированную трубу (13Cr-L80) диаметром 60 мм (2_{8}^{3}\text{дюйма}) .

6.3.4.2 Ketzin

Нагнетательная скважина для CO2 по проекту Ketzin построена и завершена в 2007 г., закачка началась в 2008 г. Использовали сварную трубу из стали St 37 диаметром 632 мм (24_{8}^{7}\text{дюйма}) , 186,8 кг/м, трубу диаметром 473 мм (18_{8}^{5}\text{дюйма}) , 130 кг/м, стальную жилу X56 длиной 340 мм (13_{8}^{3}\text{дюйма}) , 81,1 кг/м, накладную обсадную трубу K-55 длиной 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) , 54 кг/м, промежуточную колонну из стали K-55 (все три трубы с соединением BTC) и эксплуатационную колонну 140 мм (5_{2}^{1}\text{дюйма}) , 30 кг/м из 13Cr80. Все обсадные трубы доходили от вершины скважины до соответствующей глубины, самой длинной была эксплуатационная колонна 140 мм (5_{2}^{1}\text{дюйма}) , заканчивающаяся на отметке 755 м. Для цементирования обсадных труб использовали стандартный цемент класса G с пресной водой без добавок, за исключением цементирования пробкой обсадной колонны диаметром 140 мм (5_{2}^{1}\text{дюйма}) , для которой использовали специально разработанный солевой цемент класса G, устойчивый к CO2 (см. [41]).

6.3.4.3 Mountaineer

Нагнетательную скважину CO2 компания American Electric Power (AEP)-1 пробурила в качестве стратиграфической испытательной скважины в 2002 и 2003 гг. Она была завершена в 2009 г. AEP-1 построена со стальным поверхностным кожухом H-40 508 мм (20 дюймов), 140 кг/м, установленным на 79 м, длиной 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) , стальным промежуточным кожухом L-80 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) , 60 кг/м, установленным на 1191 м, стальным промежуточным кожухом P-110 178 мм (7 дюймов), 34 кг/м, установленным на 1918 м, и длиной обсадной трубы H-80 114 мм (4_{2}^{1}\text{дюйма}) , 17,3 кг/м, установленной на глубине 2803 м. Скважина была заглушена до глубины 2608 м. Надводная обсадная труба имела резьбу BTC, промежуточная обсадная труба 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) — соединение с короткой резьбой (STC) 8Rd, промежуточная обсадная труба 178 мм (7 дюймов) имела соединение с длинной резьбой (LTC) 8Rd, а в обсадной колонне с длинной трубой также использовали соединение с длинной резьбой (LTC) 8Rd. Поверхностная обсадная колонна была зацементирована от глубины залегания до поверхности цементом класса A. Промежуточная обсадная колонна диаметром 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) была зацементирована смесью пуццолана 50/50 свинцовым раствором и хвостовым раствором класса A. Промежуточная обсадная колонна диаметром 178 мм (7 дюймов) была зацементирована цементом, состоящим из пуццолановой смеси 65/35, свинцового раствора и хвостового раствора класса A. Длинную колонну цементировали в два этапа с установкой муфты на отметке 1657 м. На первом этапе использовали цементный раствор C-poz, на втором — смесь свинца 65/35 poz и хвостового шлама класса A. Каротажи цементных связок выявили низкое качество цемента с зонами отсутствия цемента и микрозазорами, связанными с кислотной обработкой под высоким давлением, и проникновением газа через длинную колонну обсадных труб (см. [42]).

6.3.4.4 Tomakomai

В рамках проекта Tomakomai в 2014 г. были построены и завершены в 2015 г. две скважины для закачки CO2. Они были пробурены с береговой площадки, ориентированной на морские резервуары формации Takinoue и Moebetsu, соответственно. Скважины построены с использованием кондукторной колонны диаметром 800 мм, установленной на 10 м, поверхностной колонны диаметром 508 мм (20 дюймов), промежуточной колонны диаметром 340 мм (13_{8}^{3}\text{дюйма}) , эксплуатационной колонны диаметром 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) и обсадной трубы-хвостовика диаметром 178 мм (7 дюймов). Поверхностная и промежуточная обсадные колонны стальные. Производственный корпус изготовлен из коррозионно-стойкой к CO2 стали (TN110CR13S) с резьбой TSH-W563/TSH-Blue. Промежуточная и эксплуатационная колонны были зацементированы устойчивым к CO2 цементом.

Нагнетательная скважина для пласта Takinoue имела максимальный угол наклона 72°, измеренную глубину 5800 м, вертикальную глубину 2753 м и горизонтальный отход 4346 м. Нагнетательный интервал скважины пласта Takinoue завершен щелевыми вкладышами длиной 1134 м.

Нагнетательная скважина для формации Moebetsu — скважиной с увеличенным отходом от вертикали (ERD) с максимальным углом наклона 83°. Она имела измеренную глубину 3650 м, вертикальную глубину 1188 м и горизонтальную досягаемость 3025 м. Нагнетательный интервал нагнетательной скважины для формации Moebetsu составил 1194 м в длину и завершен перфорированными вкладышами, закрытыми противопесочными фильтрами. Перфорированные вкладыши и противопесочные фильтры помогают свести к минимуму возврат песка в скважину.

6.3.5 Закачка в промышленном масштабе

Промышленные скважины для закачки CO2 используются редко. В США есть две разрешенные нагнетательные скважины, которые являются частью проектов в Декейтере, штат Иллинойс, на объекте ADM, три нагнетательные скважины на проекте Shell Quest в центральной Альберте, Канада, одна на проекте Aquistore в Эстеване, Саскачеван, Канада, и по одной в Слейпнере и Сновите в норвежском Северном море.

6.3.5.1 Illinois Basin Decatur (IBDP)

Планирование скважины CCS#1 началось в 2008 г. Первоначально нагнетательная скважина была разрешена как неопасная нагнетательная скважина класса I, поскольку правила Агентства по охране окружающей среды США для нагнетательных скважин CO2 класса VI не были окончательно утверждены. Тем не менее, скважина была построена по проекту стандартов класса VI. После того, как были приняты окончательные правила UIC, разрешение было преобразовано в статус класса VI. Скважина построена с обсадной колонной диаметром 508 мм (20 дюймов), установленной на глубине 110 м. Был пробурен необсаженный ствол диаметром 445 мм (17_{2}^{1}\text{дюйма}) до глубины 1391 м. Установлено пять цементных пробок, восстановлена циркуляция; промежуточная скважина была пробурена до 1627 м, где была установлена обсадная труба диаметром 340 мм (13_{8}^{3}\text{дюйма}) . Цементирование обсадной колонны на поверхность осуществляли в два этапа. После установки промежуточной обсадной колонны была пробурена скважина диаметром 311 мм (12_{4}^{1}\text{дюйма}) до проектной глубины 2204 м. После достижения проектной глубины скважина была подвергнута каротажу и тщательному испытанию.

Обсадная колонна 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) была установлена и зацементирована на поверхности в один этап. Длинная колонна была зацементирована с использованием стойкого к CO2 цемента плотностью 1898 кг/м3 (15,84 ppg) от проектной глубины примерно до 1500 м. Пуццолановый цемент плотностью 1498 кг/м3 (12,5 ppg) был заложен с глубины 1500 м на поверхность. Для настройки размещения центратора и моделирования удаления бурового раствора на этапе проектирования использовали симуляторы цемента. После завершения скважины был проведен каротаж с использованием ультразвукового радиального инструмента для оценки цемента, а также каротаж цементного камня, который показал хорошую целостность, несмотря на наличие микрозазоров (см. [42]).

6.3.5.2 Shell Quest

Пробурены три нагнетательные скважины для закачки CO2. Базовая конструкция скважины включает в себя направляющую трубу, установленную на отметке 20 м, секция наземного ствола диаметром 406 мм была обсажена бесшовной трубой 340 мм, 107 кг/м, L-80 IRP LTC R3 и установлена на глубине приблизительно 445 м и зацементирована с помощью цемента класса G. Секция промежуточных стволов была пробурена долотом 311,1 мм, а промежуточная колонна обсадных труб, состоящая из 245 мм, 60 кг/м L-80 IRP LTC R3, была зацементирована на поверхность (с использованием ступенчатого инструмента, установленного на глубине приблизительно 835 м) цементом класса G. Основной ствол пробурен долотом 216 мм и обсажен 178 мм, 39 кг/м, L-80 LTC R3 бесшовным (от поверхности до зоны нагнетания) и 178 мм, 34 кг/м, 25Cr-125 бесшовным, установленным над зоной нагнетания до проектной глубины, все зацементировано на поверхность цементом класса G.

6.3.5.3 Aquistore

В рамках проекта по хранению CO2 Aquistore в 2012 г. были пробурены и завершены нагнетательная и наблюдательная скважины с глубиной забоя 3324 м и 3400 м соответственно. Нагнетательная скважина (PTRC INJ 5-6-2-8 W2M) была построена с проводником диаметром 508 мм до глубины 36 м и зацементирована с поверхности под давлением. Надводная колонна удлинена до 620 м, с наружным диаметром 340 мм, с обсадной колонной L-80, 107 кг/м, соединение типа BTC, зацементирована облегченной цементной смесью с добавлением 2% хлористого кальция. Эксплуатационную колонну удлинили до 3324 м, наружный диаметр 194 мм, 50 кг/м, обсадная колонна L-80, за исключением интервала от 2150 до 3200 м, где использовался Q-125 58 кг/м. Типы соединений варьировались сверху вниз, чтобы соответствовать различному оборудованию обсадной колонны, установленному в скважине. Ступенчатый инструмент был установлен на глубине 2143 м, и скважина была зацементирована расширяющимся цементом, а затем цементом, устойчивым к CO2, заложенным от проектной глубины до глубины 2825 м. Выше ступенчатого инструмента на поверхность легкая смесь свинцового цемента сопровождалась цементом класса G с хорошим возвратом на поверхность.

6.4 Мониторинг строительства скважин

6.4.1 Общие положения

Мониторинговые скважины в значительной степени заимствуют конструкцию обычных скважин и скважин для нагнетания CO2. Мониторинговые скважины часто бурят и цементируют с использованием одних и тех же технологий, а конкретные цели мониторинга определяют конструкцию и материалы для строительства. Различия между скважинами для закачки CO2 и скважинами для мониторинга в основном заключаются в используемой технологии, включая датчики давления и температуры, волоконно-оптические линии, линии отбора проб, электроды и другое оборудование.

6.4.2 Перфорированная контрольная скважина

В проекте Illinois Basin Decatur была одна скважина для отбора проб флюида, которая проходила через водоносный пласт, что также позволяло отбирать пробы из зон, лежащих над ним. Скважина VW#1 была построена аналогично проектной нагнетательной скважине CCS#1. Скважина VW#1 построена с использованием 340-мм (13_{8}^{3}\text{дюйма}) обсадной трубы, 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) промежуточной обсадной колонны и 140 мм (5_{2}^{1}\text{дюйма}) длинной обсадной колонны. Промежуточная скважина диаметром 311 мм (12_{4}^{1}\text{дюйма}) была пробурена до глубины 1623 м, промежуточная обсадная колонна диаметром 244 мм (9_{8}^{5}\text{дюйма}) была спущена на глубину 1623 м и зацементирована на поверхности в два этапа. Затем был пробурен необсаженный ствол диаметром 216 мм (8_{2}^{1}\text{дюйма}) до проектной глубины 2216 м. После каротажа в скважину была спущена обсадная труба диаметром 140 мм (5_{2}^{1}\text{дюйма}) . Обсадная колонна состояла из обсадной трубы 140 мм (5_{2}^{1}\text{дюйма}) 25 кг/м 13Cr-L80 от забоя до 1541 м и 140 мм (5_{2}^{1}\text{дюйма}) 25 кг/м обсадной колонны H-80 с глубины 1541 м на поверхность.

Состав цементного раствора был адаптирован из CCS#1, в нем были устранены полые микросферы и добавлен расширительный агент. Для управления размещением центратора использовали компьютерное моделирование траектории пробуренной скважины. Вытесняющую жидкость заменили с пресной воды на рассол NaCl с плотностью 1054 кг/м3 (8,8 ppg). Скважину зацементировали в одну стадию раствором объемом 4,8 м3, цементно-пуццолановой смесью 65/35 и свинцово-цементной смесью 1498 кг/м3 (12,5 ppg) и стойким к CO2 цементом с плотностью 1895 кг/м3 (15,82 ppg). Результаты каротажа в обсаженном стволе показали почти полное покрытие цементом всей секции необсаженного ствола и отсутствие микрозазоров.

Завершение VW#1 включало установку многоуровневой системы мониторинга и отбора проб, которая непрерывно контролировала давление и температуру в резервуаре-хранилище и над ним. Система из нержавеющей стали получила данные на 11 разных глубинах скважины; каждая зона отбора проб была изолирована от других зон отбора проб резервными пакерами. Дополнительно отбирали пробы флюидов из каждой зоны через определенные промежутки времени для проведения геохимических анализов. Систему использовали примерно семь лет, затем заменили новой системой, которая отбирает пробы из трех дискретных интервалов (два в водохранилище и один выше).

6.4.2.1 Cranfield

В 2008 г. были построены две контрольные скважины CFU31F-2 и CFU31F-3 на периферии нефтяного месторождения Cranfield недалеко от Натчеза, штат Миссисипи, для доступа к пескам D и E формации Tuscaloosa. Эти скважины расположены ниже от нагнетательной скважины CFU31F-1.

Каждая контрольная скважина была построена с использованием нескольких технологий мониторинга, прикрепленных к длинной колонне обсадных труб. Конкретные детали конструкции каждой скважины — см. [42]. Поверхностная и промежуточная колонны каждой скважины имели традиционную конструкцию. Длинноколонная секция каждой скважины выполнена из обсадной трубы из стали марки H-80 и обсадной трубы из стеклопластика Bluebox-2500. В стальной секции кожуха были установлены датчики температуры и давления снаружи, а в секции из стекловолокна были установлены электроды для томографии с электросопротивлением внутри, над и под резервуаром для хранения. Волоконно-оптические системы были смонтированы снаружи обсадной колонны и выведены из пласта на поверхность на обеих скважинах.

После завершения проекта в скважинах был проведен повторный каротаж с использованием аналогичных инструментов, а для отбора проб обсадной колонны и цемента был использован инструмент для отбора керна. Покадровое исследование показало, что все керны имели по крайней мере некоторую карбонизацию, и показало, что CO2 двигался вдоль контрольных линий за обсадной колонной.

6.4.3 Скважина для мониторинга методом индукционного каротажа (пластиковый корпус: Nagaoka, Cranfield)

В рамках проекта Nagaoka были установлены три контрольные скважины, названные OBS-2, OBS-3 и OBS-4, предназначенные для проведения индукционного каротажа удельного сопротивления в целях мониторинга. Расположение этих наблюдательных скважин показано на рисунке 2. Нагнетательная скважина обозначена как IW-1, а три наблюдательные скважины обозначены как OBS-2 — OBS-4. Часть обсадной трубы из армированного стекловолокном пластика (FRP) была установлена через целевой пласт во всех трех контрольных скважинах, из которых две скважины OBS-2 (от 952,2 до 1210,5 м, общая длина FRP 258,3 м) и OBS-3 (от 1044,2 до 1142,0 м, общая длина FRP 97,8 м) широко использовались для каротажа. В обеих скважинах был проведен каротаж цемента с использованием ультразвуковых приборов и каротаж сцепления цемента, что свидетельствует о хорошем сцеплении цемента в интервале FRP.

Рисунок 2 — Расположение скважин в проекте Nagaoka

Постоянные манометры также были размещены в IW-1 и OBS-4.

6.4.3.1 Ketzin

В рамках проекта Ketzin в 2007 г. были пробурены три скважины. Сегменты кожуха с покрытием располагались следующим образом:

1. Ktzi 201 (нагнетательная скважина) глубиной от 595 до 735 м;

2. Ktzi 200 (контрольная скважина) с глубины 595 до 735 м;

3. Ktzi 202 (контрольная скважина) с глубины 590 до 730 м.

Корпус из нержавеющей стали был покрыт изнутри слоем эпоксидной смолы, а снаружи — двухслойным покрытием, состоящим из матрицы из эпоксидной смолы и мембраны Ryton (полифенилен). Эта электрически изолированная область завершения ствола скважины позволяла проводить томографию удельного электрического сопротивления в призабойной зоне, а также проводить внутрискважинные измерения в качестве своего рода постоянного каротажа насыщения CO2.

6.5 Обсуждение

Все описанные скважины были успешными для конкретного применения. Поскольку область применения изменилась с CO2-EOR на коммерческое хранение, изменилась конструкция скважины, включая обсадную колонну и цемент. Некоторые скважины для CO2, описанные в разделе 6, были предметом значительных исследований целостности скважин. В этих исследованиях рассматривались материалы скважины и выполнение строительных работ, чтобы выявить возможные проблемы с целостностью скважины и меры по их устранению.

Изменения в конструкции корпуса заключались в выборе более устойчивых к коррозии материалов и запатентованной резьбы для предотвращения утечки CO2 из корпуса. Замена низкоуглеродистой стали на сталь 13Cr-L80 обеспечивает дополнительную защиту от коррозии. Однако использование стали 13Cr-L80 требует особого обращения во время установки и значительно увеличивает стоимость скважины.

Программы цементирования также были изменены в связи с воздействием влажного CO2 и углекислоты. В обычных цементах гидроксид кальция и силикат кальция подвержены карбонизации. В цементах с высоким содержанием гидроксида кальция, как и в обычных цементах для скважин, могут быть сильно изменены взаимодействия с CO2. В скважине AEP1 использовали раствор C-poz, представляющий собой смесь реактивных пуццоланов (кремнистый материал) и портландцемента. Добавление пуццоланов изменяет химический состав гидратации цемента; он уменьшает или устраняет фазу гидроксида кальция. Это обеспечивает определенный уровень устойчивости к CO2, поскольку гидроксид кальция наиболее подвержен карбонизации. В CCS#1 и VW#1 использовали высокотехнологичный запатентованный раствор, который контролировал как химический состав гидратации для устранения гидроксида кальция, так и проницаемость матрицы для замедления переноса жидкости, снижая доступность свежей углекислоты, если цемент вступает с ней в контакт.

Несколько скважин, описанных в разделе 6, были предметом исследования целостности скважины в рамках некоторых проектов. В случае с контрольными скважинами Nagaoka измерение переменной плотности обеспечило некоторую уверенность в качественном цементе в разрезе FRP, где ультразвуковое изображение не могло предоставить информацию.

Скважины AEP1, CCS#1, VW#1 и Cranfield дают ценную информацию о строительстве скважин. Проблемы с цементированием, выявленные для AEP#1 и CCS#1, показывают, что важна не только совместимость с CO2. Наполнение внешнего пакера обсадной колонны и свойства гидратации цемента могли в совокупности повлиять на работу с цементом. Это, возможно, дополнительно усугублялось высоким давлением, приложенным к скважине после цементирования. Гладкая обсадная колонна из стали 13Cr-L80 и разность температур между статической температурой на забое и температурой циркуляции при цементировании могли способствовать образованию микрозазора. Строительство VW#1 основывалось на опыте, полученном при строительстве CCS#1.

В мониторинговых скважинах используют множество различных технологий в зависимости от потребностей проекта. К ним относят датчики температуры, датчики давления, оптоволоконные линии, линии отбора проб, порты для отбора проб и оборудование для измерения удельного электрического сопротивления. Многие из этих технологий находятся снаружи обсадной колонны и могут создавать пути утечки, если они не установлены и не зацементированы должным образом.

Скважины Cranfield представляют собой примеры вариантов строительства и мониторинга, которые повлияли на целостность скважин. Анализ цементных срезов с кернами боковых стенок показал карбонизацию в каждой зоне. Керн с середины боковой стенки скважины через контрольную линию и порт для отбора проб демонстрировал сильную карбонизацию. Вполне вероятно, что CO2 смог подняться по линии отбора проб и другим контрольным линиям. Также на секцию из стеклопластика сильно повлияли внутрискважинные условия в зоне хранения. Важно отметить, что цели скважин были достигнуты и мониторинг был успешным. Кроме того, контрольные скважины не позволили выйти из пласта каким-либо обнаруживаемым количествам CO2. Однако проект Cranfield был относительно коротким по сравнению с проектом коммерческого масштаба, и скважины аналогичной сложности в долгосрочном проекте могли негативно повлиять на проект. Сложная внешняя геометрия контрольной и пробоотборной линий повлияла на укладку цемента. Общий вывод заключается в том, что сложная геометрия и выбор материалов должны быть пересмотрены и упрощены, насколько это возможно.

В целом каждую из выявленных проблем можно свести к проблемам с проектированием, исполнением и эксплуатацией. Общий вывод состоит в том, что за тщательным, детальным проектированием и планированием должны следовать тщательное исполнение и эксплуатация.

7 Наземная инфраструктура (без скважины)

7.1 Конструкция и материалы

7.1.1 Общие положения

В разделе описано техническое состояние наземных объектов от коммерческого учета CO2 до устья нагнетательной скважины, которое будет включать такое оборудование, как компрессоры, бустерные насосы, осушители, дозирующие и распределительные коллекторы.

В раздел не включены системы улавливания CO2 и инфраструктура транспортирования CO2 (следует обратить внимание, что трубопроводы CO2 иногда существуют не только между секцией улавливания и секцией компримирования, но также между секцией компримирования и нагнетательными скважинами).

Типичная технологическая схема наземной инфраструктуры показана на рисунке 3. Нескважинная инфраструктура CO2-EOR также включена в 7.3.

Примечание - На схеме показан случай транспортирования по трубопроводу.

Рисунок 3 — Наземная инфраструктура

7.1.2 Выбор материала

При выборе материала необходимо учитывать состав потока CO2, включая примеси. Например, недостаточное обезвоживание может привести к образованию угольной кислоты и гидратов. Другие типичные примеси включают O2, N2, NOx и SOx. Если в потоке CO2 присутствует H2S, инженерам необходимо рассмотреть возможность использования альтернативных материалов, устойчивых к коррозии. В большинстве случаев примеси, в том числе H2O, удаляют в процессе улавливания, поскольку поток CO2 необходимо обезвоживать перед транспортированием и закачкой в скважины. Следует также обратить внимание, что в контракте на поставку CO2 будут указаны допустимые примеси в потоке CO2. Эти контракты не включены в стандарт.

Существует множество рекомендаций, правил и стандартов по выбору материала. Операторы CCS и крупные инженерные фирмы часто имеют свои собственные стандарты проектирования и строительства, основанные на опыте.

7.1.3 Углеродистая сталь

Из-за своей доступности и экономической эффективности углеродистую сталь чаще всего используют в установках CCS, где в потоке CO2 отсутствуют коррозионно-активные компоненты. Если поток CO2 достаточно обезвожен, поток CO2 не вызывает коррозии, поскольку угольная кислота не образуется. Дегидратация приведена в 6.3.2, 7.2.3 и 7.3.7.

Как правило, рабочее давление поддерживают таким образом, чтобы CO2 транспортировался в жидком или сверхкритическом состоянии, чтобы избежать турбулентности двухфазного потока. Рабочее давление будет определять необходимую марку стали и толщину стенки, что влияет на общую стоимость трубопровода.

7.1.4 Нержавеющая сталь

Считают, что использование нержавеющей стали защищает от эрозии и коррозии во влажных условиях. Нержавеющую сталь также используют, если прогнозируется, что температура потока CO2 слишком низка для того, чтобы нормальная углеродистая сталь соответствовала механической прочности. Поскольку нержавеющая сталь дороже, операторы обычно стараются ограничить ее использование.

7.1.5 Сплавы

В особых случаях, когда даже нержавеющая сталь не подходит, используют сплавы, содержащие никель, титан или другие металлы.

7.2 Оборудование

7.2.1 Врезка в скважину для нагнетания CO2

Изменение спецификации обычно происходит в точке врезки между выкидной линией и нагнетательной скважиной. Например, в США устье нагнетательной скважины подпадает под действие программы UIC (см. 5.2), тогда как выкидной трубопровод, подсоединенный к скважине, подчиняется кодам трубопровода. В районе точки врезки необходимо соблюдать осторожность в отношении изменений материалов фланцев, соединений, внутренних диаметров и т.д.

7.2.2 Повышение давления до сверхкритического

CO2 нагнетают под давлением для закачки через нагнетательные скважины для преодоления пластового давления, но не для превышения давления гидроразрыва пласта в зоне хранения или покрышке. Давление и температурный режим на выходе оборудования рассчитывают обратно из таких ограничений согласно исследованиям коллектора.

Системы блокировки или другие средства защиты должны быть установлены на оборудовании, работающем под давлением, на случай нештатных ситуаций.

Основным методом повышения давления CO2 является использование компрессоров, поскольку уловленный CO2 подают в виде газового потока почти на всех действующих проектах. Если CO2 перевозят в жидком виде судами, его давление можно нагнетать с помощью насосов.

7.2.3 Осушка потока CO2

CO2 осушают для защиты не только от образования гидратов в условиях высокого давления и низкой температуры, но и от коррозии под действием углекислоты. Ниже приведены типичные методы удаления воды из потока CO2:

• поглощение абсорбентами (например, триэтиленгликолем);
• осушка с помощью молекулярных сит;
• охлаждение.

Максимальное содержание воды определяют на этапе проектирования в соответствии с конкретными объектами и требованиями к недрам, а также с местными нормами или требованиями.

7.2.4 Клапаны

Клапаны используют во всей системе подачи, их размер и конструкция важны для минимизации ограничений потока. В дополнение к потерям давления ограничения потока могут создать эффект Джоуля-Томсона, приводящий к более низкой температуре потока CO2, что может привести к образованию сухого льда и охлаждению ниже допуска для данной марки стали. Конструкция и размер клапана способны смягчить этот эффект.

7.2.5 Измерение

В настоящее время используют различные типы измерительных устройств. Кориолисовы расходомеры измеряют массовый расход потока путем измерения колебаний в измерительной трубке. Расходомеры с диафрагмой измеряют объемный расход по перепаду давления и температуры. Клиновые расходомеры аналогичным образом используют дифференциальное давление для измерения расхода, но используют клиновидное ограничение, а не диафрагму для создания ограничения давления. Дифференциальные расходомеры требуют использования уравнений состояния, основанных на составе потока, для расчета скорости потока.

7.2.6 Обнаружение утечек

Ответственность за поддержание трубопроводной системы в целости и сохранности посредством надлежащего мониторинга лежит на операторе. Существует несколько способов обнаружения утечек:

• в зданиях устанавливают детекторы газа CO2;
• трубки для обнаружения газа CO2 устанавливают рядом с подземным трубопроводом;
• показания датчиков давления и температуры, расходомеров используют для расчета материального баланса между ключевыми элементами оборудования.

7.2.7 Вентиляция

Хотя выброса потока CO2 в атмосферу обычно избегают, но когда необходимо сбросить давление в оборудовании для проведения технического обслуживания и ремонта, может потребоваться выпуск продукта в атмосферу. Вентиляционные трубы обычно используют для безопасного контроля выпуска жидкостей. Например, такие примеси, как H2S в вентиляционном флюиде, потребуют высоких вентиляционных труб для достаточного рассеивания токсичного содержимого. На арендованных объектах обычно устанавливают постоянные факельные/вентиляционные трубы, а для вентиляции в более удаленных местах иногда используют переносные факельные/вентиляционные трубы.

7.3 Рекомендации по хранению, связанному с CO2-EOR

7.3.1 Общие положения

В случаях, когда хранение CO2 является второстепенным для текущего проекта CO2-EOR, требования к наземным сооружениям намного выше из-за необходимости обработки добытых флюидов. Как показано на рисунке 4, для управления добываемыми флюидами требуются дополнительные процессы и оборудование.

Рисунок 4 — Размещение CO2 в CO2-EOR-проектах

7.3.2 Флюиды

7.3.2.1 Вода

Независимо от метода закачки CO2 (непрерывная закачка CO2 или вода с переменным газом) вода является первой добытой жидкостью и является неотъемлемой частью процесса. Присутствие воды в потоке добываемых флюидов представляет проблему для коррозии, образования гидратов и перепадов давления. Вода, добытая из резервуара, также является средством подачи тепла в систему, что часто помогает противодействовать эффектам охлаждения Джоуля-Томсона, которые могут привести к образованию гидратов.

Сепарацию на входе используют для отделения воды от добываемого газа и нефти. В проектах с непрерывной закачкой CO2 (CCI) разделение на входе аналогично системам добычи природного газа и ориентировано на большее соотношение газ/жидкость и более высокое рабочее давление. В случаях, когда используют процессы извлечения WAG, разделение на входе больше похоже на нефтеперерабатывающий завод, где для отделения свободной воды от эмульсий нефти/воды/газа используют резервуар для отделения свободной воды. Эти сосуды обычно намного больше и работают при гораздо более низком давлении, что позволяет добываемому газу испаряться из нефтяной эмульсии.

Емкости для подготовки нефти работают при низком давлении и повышенной температуре и обеспечивают получение нефти с основными характеристиками содержания воды, подходящими для продажи нефти, что также приводит к отделению и улавливанию дополнительных объемов воды.

Воду, полученную в результате процессов разделения на входе и очистки нефти, обрабатывают и хранят в поверхностных резервуарах до повторной закачки в пласт или сброса в другие объекты. Часто в начале проекта EOR, даже для проекта WAG, воды добывают больше, чем необходимо для повторной закачки. Качество воды, необходимой для закачки, для сброса или повторной закачки, зависит от качества резервуара для конкретного проекта. Часто резервуары для хранения воды имеют внутренние компоненты, которые облегчают гравитационное разделение органических веществ (частиц нефти) и неорганических веществ (глины, взвешенных веществ). Там, где отсутствует достаточное время пребывания в резервуаре, в качестве окончательной обработки часто используют фильтрацию.

Автоматизированное насосное оборудование, часто использующее бустерные насосы для заполнения системы высокого давления, подает воду в систему закачки. Поскольку объемы воды, как правило, велики, для нагнетания воды часто используют центробежные насосы, но в некоторых проектах все еще используют поршневые насосы.

7.3.2.2 Нефть

Технологическое оборудование для управления потоком нефти, поступающей от операций CO2-EOR, в основном такое, как и для любого процесса добычи нефти, и включает в себя очистку или обработку нефти в соответствии с требованиями. При использовании CO2-EOR дополнительные требования включают коррозионные аспекты CO2 (при растворении в воде) и образование эмульсионных слоев в установке для обработки. Эмульсии состоят из асфальтенов и твердых парафинов в воде, для разрушения которых обычно требуются химическое воздействие и дополнительный нагрев. Эмульсии обычно образуются на границе раздела нефть/вода и накапливаются с течением времени, что затрудняет очистку нефти в соответствии с требованиями. Операторы установок CO2-EOR работают с поставщиками химикатов для нефтяных месторождений, чтобы определить оптимальные химические добавки, обычно некоторые варианты деэмульгаторов, которые в сочетании с теплом в установке для обработки повышают эффективность процесса обработки.

Очищенную нефть (или, как ее чаще называют, товарную нефть) хранят на месте в специальных резервуарах для подачи в перекачивающие насосы.

7.3.3 Производство и переработка потока CO2

Как только CO2 поступает в добывающие скважины, добытый CO2 выбрасывают или улавливают и перерабатывают для повторной закачки в пласт. Конкретный процесс обращения с CO2 зависит от условий эксплуатации пласта, используемого механизма добычи, а также необходимой чистоты CO2.

7.3.4 Рабочее давление

Вариант закачки в процессе CO2-EOR будет определять требования по обращению с CO2. Проекты CCI, как правило, работают при более высоком поверхностном давлении, чем проекты WAG, и соотношение газ/жидкость со временем увеличивается. В этой ситуации переработка газа напоминает процесс консервации или обратной закачки газа. Этот процесс включает в себя входной сепаратор высокого давления, в котором любые жидкости удаляются из потока CO2 с рециркуляционным сжатием отделенного газа, подаваемого для повышения давления для повторной закачки вместе с любым подпиточным CO2. В зависимости от рабочего давления заводских и технологических установок термодинамическое поведение рециркулируемого газового потока иногда создает трудности при разделении жидкостей. Иногда требуются теплообменники или линейные нагреватели для повышения температуры потока добываемого газа, чтобы обеспечить повышенное выделение жидкости. Обычно предпочтение отдается нагреву потока вместо снижения рабочего давления в системе, что потребовало бы дополнительной мощности сжатия.

Если процесс закачки требует закачки воды (т.е. WAG), рабочее давление часто намного ниже. Для подъема жидкостей на поверхность требуется механизированная добыча, а любой произведенный CO2 потребует дополнительного сжатия для повторной закачки. В этой ситуации сепарацию на входе под высоким давлением заменяют сепарацией без сброса воды при более низком давлении, как описано выше.

7.3.5 Повторное сжатие

Важнейшим аспектом хранения, связанного с CO2-EOR, является повторное использование произведенного CO2. Компримирование зависит от процесса извлечения, включая условия на входе и требования к выпуску для закачки. Чем больше разница между давлением нагнетания и давлением на входе, тем больше количество ступеней сжатия и требуемая мощность.

В промышленности обычно используют два типа сжатия: возвратно-поступательное и центробежное. Наиболее часто используемым подходом является возвратно-поступательное сжатие из-за его простоты и первоначальных капитальных затрат. Поршневое сжатие обычно имеет меньшую производительность на единицу, поэтому часто устанавливается несколько единиц оборудования. Типичная производительность поршневых компрессорных установок составляет от 0,7·106 до 1,4·106 м3/сут (от 25 до 50 MMscf в сутки), в зависимости от входного и выходного давления и состава газового потока. Центробежное сжатие обычно дешевле в эксплуатации и обслуживании в расчете на единицу объема, но требует более высоких первоначальных капитальных затрат, чем возвратно-поступательное сжатие. Как и возвратно-поступательное сжатие, центробежное сжатие имеет ступени сжатия, количество которых зависит от входного и выходного давления. При закачке CO2 в проекте Weyburn CO2-EOR в Канаде используют две центробежные установки производительностью 2,8·106 м3/сутки (100 MMscf в сутки) (две секции, семь ступеней), которые составляют основную часть рециркуляционных мощностей (см. [40]).

7.3.6 Межступенчатое охлаждение и разделение

Из-за тепла, выделяющегося при сжатии газов, перед следующей стадией сжатия часто требуется охлаждение и отделение сконденсировавшейся жидкости от сжатого потока. Если вырабатываемое тепло не может быть перераспределено в другое место на объекте, для охлаждения межступенчатого потока и облегчения разделения жидкостей используют охлаждающие устройства (кожухотрубные теплообменники или вентиляторы). Любые жидкости, которые образуются в этой точке, вода или углеводород, зависят от давления насыщения рециркулируемого газового потока при этой температуре и давлении.

7.3.7 Осушка

Применение осушителей зависит от конструкции системы закачки, включая условия эксплуатации, металла трубопроводов и оборудования или используемых покрытий. Ключевым фактором для определения необходимости осушки являются насыщение рециркуляционного потока и конденсация воды при любом рабочем давлении и температуре от установки рециркуляции до ствола скважины. Если водонасыщение достаточно низкое, чтобы предотвратить конденсацию в системе закачки, осушка не всегда требуется. Кроме того, если в системе ожидаются условия конденсации, то, вероятно, более рентабельно использовать средства защиты от коррозии, такие как покрытия или специальные материалы, а не устанавливать и обслуживать блоки осушки (как правило, абсорбционные колонны, использующие триэтиленгликоль или аналогичный продукт).

Если требуются блоки осушки, их обычно устанавливают в условиях межступенчатого сжатия, после межступенчатого охлаждения и разделения. Условия более высокого рабочего давления в осушительных колоннах позволяют увеличить время контакта гликоля с газовым потоком.

Одним из недостатков осушки потоков с высоким содержанием CO2 является попадание в поток гликоля асфальтеновых частиц. Гликоль, если его не контролировать, станет настолько загрязненным, что потребуется его частая замена, а также образуются отложения асфальтенов на внутренних деталях осушительных колонн, что снизит эффективность водопоглощения.

7.3.8 Бустерные насосы

После последней стадии сжатия возвратно-поступательным или центробежным способами иногда перед закачкой требуется дополнительное повышение давления на объекте улавливания или на месторождении. На этом этапе процесса поток CO2 обычно находится в условиях плотной фазы, что позволяет использовать многоступенчатые центробежные насосы для перекачивания жидкостей (воды и/или нефти). Эти насосы часто приводят в действие электродвигатели с частотно-регулируемым приводом, так что давление всасывания и нагнетания можно регулировать в зависимости от нагнетания из предшествующего рециркуляционного нагнетания при сжатии. Из-за взаимодействия бустерных насосов и рециркуляционного сжатия, а также из-за необходимости сложных средств автоматизации эти системы часто сложно вводить в эксплуатацию и эксплуатировать.

7.3.9 Воздействие CO2 на асфальтены

Осаждение асфальтенов является общей проблемой для проектов CO2-EOR и происходит в любом месте системы, от добывающих скважин до систем сбора, технологических установок и систем нагнетания. Из-за природы асфальтенов и CO2 асфальтены иногда содержатся в добываемых флюидах (воде или нефти) и загрязняют добываемый газ. При этом типе загрязнения место отложения асфальтенов зависит от пропускной способности газового потока, которая зависит от плотности и скорости газового потока. Снижение скорости потока CO2 в точках технологического процесса будет способствовать отложению в них асфальтенов.

7.3.10 Влияние состава рециркуляционного потока на измеряемое и рабочее давление

Природа процессов CO2-EOR приводит к тому, что из резервуара углеводородов извлекают не только дополнительную нефть, но также и любые легкие углеводородные газы. В то время как более тяжелые углеводороды (нефть) будут легко отделяться от потока добываемого газа, углеводородные газы останутся в потоке CO2. Полученный смешанный газовый поток имеет существенно отличающиеся термодинамические свойства от потока CO2, который закупают и первоначально закачивают в пласт. Смешанный газ (поток рециклированного CO2) часто смешивают с покупным CO2, в результате чего получают еще одну смесь с другими термодинамическими свойствами. Результатом является динамический состав газа, который меняется не только в зависимости от местоположения на протяжении процесса, но также изменяется во времени по мере развития и созревания EOR-проекта. По этой причине требуется повышенный анализ состава газового потока в разных ключевых точках процесса с запланированной периодичностью. Счетчики должны быть надлежащим образом откалиброваны в соответствии с термодинамическими свойствами и условиями эксплуатации в местах их установки.

Композиционный анализ также необходим для оценки термодинамических свойств добываемых и закачиваемых газовых потоков в пластовых условиях. Эти анализы позволяют более точно определить материальный баланс коллектора, что помогает в управлении эффективностью закачки, а также в мониторинге потерь CO2 в недрах.

7.4 Техническое обслуживание и ремонт

Для поддержания системы в исправном состоянии требуется регулярное техническое обслуживание оборудования. Интервал технического обслуживания для каждого устройства зависит от стандартов или руководств по эксплуатации и техническому обслуживанию. Обычно сроки технического обслуживания корректируют для обеспечения максимальной доступности. Если источник CO2 (т.е. котел, силовая турбина, нефтеперерабатывающий завод и т.д.) останавливают на техническое обслуживание, объект также планируют отключить соответственно.

7.5 Береговые тематические исследования

В рамках проекта Shell Quest в Альберте, Канада, приблизительно 1,1 млн тонн CO2 в год улавливают на трех установках по производству водорода (HMU) с помощью аминовой технологии и получают CO2 с чистотой более 99% (см. [43]). Пробурены три нагнетательные скважины: две для нормальной эксплуатации и одна резервная (см. рисунок 5).

Рисунок 5 — Общая концепция проекта Quest CCS

Для компримирования газа в проекте Quest используют восьмиступенчатые центробежные агрегаты. Охлаждение, сепарация и осушка — это компоненты системы сжатия. Охлаждение и разделение происходят при межступенчатом давлении 5 МПа, где ожидается насыщение потока водой при температуре 36 °C. Для отделения воды после шестой ступени сжатия поток CO2 охлаждается, а сконденсированная вода удаляется в межступенчатом скруббере и далее осушается в колонне триэтиленгликолем. Поток обезвоженного CO2 возвращается в компрессор и сжимается до плотной фазы при давлении на выходе от 8 до 11 МПа. Перед входом в трубопровод CO2 поток CO2 охлаждается до температуры 43 °C.

Трубопровод длиной 100 км и диаметром 41 см транспортирует поток CO2 в плотной фазе от установки улавливания к месту нагнетания, где он распределяется по трем нагнетательным скважинам. На каждой нагнетательной скважине установлен модуль для контроля и измерения потока CO2 в нагнетательную скважину. Коммуникационное оборудование в модуле передает информацию о закачке в общую систему управления.

7.6 Оффшорные тематические исследования

Snøhvit — второй проект CCS, работающий в Норвегии (первый — Sleipner). Месторождение Snøhvit представляет собой морское газовое месторождение, разработанное на норвежском континентальном шельфе для добычи природного газа с конденсатом на глубине от 250 до 345 м (см. [44]). Одной из характеристик этого месторождения является то, что все скважины установлены как подводные, т.е. нет стационарной или плавучей установки (см. рисунок 6).

Рисунок 6 — Общая концепция проекта CCS

Углеводороды добывают с содержанием CO2 от 5% до 6% в подводных эксплуатационных скважинах, соединенных с подводной системой добычи, и поток CO2 транспортируется по подводному трубопроводу 711 мм (28 дюймов) протяженностью 143 км к береговому перерабатывающему комплексу в Хаммерфесте, северная Норвегия. CO2 улавливают, обезвоживают и сжимают на объекте, затем транспортируют по трубопроводу диаметром 203 мм (8 дюймов) в скважину обратной закачки. Пока это единственный существующий морской трубопровод для транспортирования CO2.

Добытый природный газ экспортируют в виде сжиженного природного газа (LNG) на судах.

8 Операции по закачке CO2 в объект размещения

8.1 Общие положения

Основная цель операций по закачке CO2 в хранилище — это безопасная, эффективная и действенная закачка массы CO2 с приемлемой скоростью. Закачка CO2 в место хранения начинается после получения необходимых разрешений.

Для успешной закачки (и хранения) требуемой массы CO2 в хранилище или резервуар проекта CO2-EOR с требуемой скоростью необходимы методы эксплуатации, гарантирующие, что процедура безопасна и эффективна, а также соответствует всем применимым нормативным требованиям. Соответствующие мероприятия по управлению и мониторингу также предоставят оператору возможность оценить эффективность проекта по сравнению с первоначальными ожиданиями и включить полученные знания в процесс непрерывного улучшения.

В этом разделе приведены методы эксплуатации, которые способствуют безопасному и эффективному размещению CO2.

8.1.1 Цели

В дополнение к ГОСТ Р ИСО 27914 и ПНСТ 813-2023 раздел содержит дополнительную информацию и практические сведения о рабочих деталях процессов закачки CO2.

8.1.2 Объем операций

Собранные знания основаны на международном опыте как геологического хранения, так и хранения, связанного с CO2-EOR. Существующие проекты хранения используют для более подробного описания различных операционных процессов.

Основное внимание уделяют деятельности после коммерческого учета CO2 в хранилище или проектном резервуаре, начиная с этапа проектирования и заканчивая прекращением проекта.

8.2 План операций по закачке CO2

8.2.1 Общие компоненты планирования операций

Группы по оценке прилагают значительные усилия для определения, проектирования и размещения успешного проекта по хранению CO2. Для обеспечения успеха проекта требуется детальная оценка эксплуатационных аспектов. Эта оценка определяет проектные требования, потребности площадки и ожидаемые характеристики, чтобы создать основу для взаимодействия с данными об эксплуатационных характеристиках. В 8.2 перечислены наиболее важные компоненты схемы операций закачки CO2.

8.2.1.1 Параметры комплекса по размещению

В рамках процесса оценки и утверждения регулирующими органами устанавливаются критерии для характеристики и оценки потенциальных мест хранения и прилегающих территорий, чтобы позволить охарактеризовать и оценить эти места.

С точки зрения эксплуатационной инженерии емкость хранилища зависит от того, как две основные эксплуатационные переменные влияют на возможность утечки в конкретном подземном хранилище или проектируемом резервуаре:

a) общий объем, подлежащий хранению, т.е. характеристика участка будет учитывать указанный объем, подлежащий хранению;

b) давление, которое создается в точках закачки и других критических точках в хранилище или проектируемом резервуаре во время активных операций закачки.

8.2.1.2 Эксплуатационные проектные параметры для хранилищ или проектов CO2-EOR

Эксплуатационные проектные параметры для хранилищ или проектов CO2-EOR включают установку, линию(и) сбора и скважину(ы) (см. разделы 6 и 7).

8.2.1.3 Рабочие протоколы и графики технического обслуживания

Операционные протоколы и графики технического обслуживания отражают как нормативные, так и технические/инженерные требования к площадке хранения или проекту CO2-EOR. Организационная структура должна включать поставщика CO2 и оператора закачки.

8.2.1.4 Процедуры связи

В зависимости от этапа эксплуатации планируют ежедневные или еженедельные совещания для согласования темпов закачки и необходимых фаз остановки и повторного запуска.

Инструкции по коммуникации являются частью основного оперативного плана и выполняются в соответствии с планом.

8.2.1.5 Процедуры обеспечения безопасности

Оценка безопасности — это процесс систематического анализа опасностей, связанных с установкой, и способности площадки и проектов обеспечивать процедуры безопасности, а также соответствие техническим требованиям.

Процедуры обеспечения безопасности являются частью общей системы оценки риска (RA) в месте закачки. Полезно включать RA в обоснование безопасности, которое представляет собой интеграцию аргументов и доказательств, которые описывают, количественно определяют и обосновывают безопасность, а также уровень уверенности в безопасности геологического хранилища.

8.2.1.6 Безопасность участка

Как правило, объект закачки CO2 оборудован системами оповещения о загазованности, контроля и ограничения давления, аварийного отключения, аварийного электроснабжения, пожарной сигнализации и пожаротушения, молниезащиты, освещения, защиты объекта, защиты окружающей среды, утилизации отходов, водоотведения, защиты от выбросов, средствами обращения с опасными веществами.

8.2.2 Расчетные параметры комплекса

По мере того как площадка для проекта хранения CO2 оценивается и описывается, накапливается множество данных, которые включают в себя: сейсмические данные, записи о строительстве ствола скважины, записи об оценке пласта, данные анализа переходных процессов давления и интерпретации, а также многое другое. Все эти данные обычно собирают, и они становятся основой для прогнозирования производительности хранилища (прогнозирование емкости хранилища и внедрения). Данные, результаты анализа и интерпретации перерабатывают в комплексный план проекта, который документируется и становится основой оценки экономики проекта, запросов на финансирование проекта и заявок на одобрение регулирующих органов. При переходе к рабочему проекту все данные и анализы, лежащие в основе оперативного плана, служат основой для сравнения фактической производительности с этим планом.

Вопросы, представляющие интерес с точки зрения эксплуатации, включают состав закачиваемого потока CO2 и условия эксплуатации наземных сооружений, скважин и хранилища или проектируемого резервуара. При разработке проекта скважины и инфраструктуру наземных сооружений адаптируют к характеристикам комплекса хранения или проектируемого резервуара, включая уплотнения и ловушки. Характеристики объекта и дизайн-проекта отражают в моделировании и прогнозах производительности и сравнивают с фактическими результатами производительности для оценки соответствия. Комплексное хранение данных и систематическое архивирование обеспечивают необходимые входные данные для моделей, используемых для проведения таких оценок. В зависимости от фактической производительности всей системы корректировки рабочего проекта будут реализовывать программу постоянного, непрерывного улучшения. Такой программе будет способствовать процесс управления изменениями, который документирует причины изменений и ожидаемые улучшения производительности.

8.2.3 Моделирование проекта хранилища

В программу моделирования входит не только выбор модели, но и рассмотрение вариантов модели. Например, рассматривают периодическое обновление геологической модели по мере появления новых версий. До тех пор, пока не будет выпущена следующая официальная версия модели, во всех работах по моделированию и оценке рисков будет использоваться одна и та же версия модели для обеспечения согласованности. Программа моделирования полностью документирует, какая именно версия модели используется, а также какие данные используют для ее построения.

В геологической (статической) модели данные интерпретируются, усредняются и определяются на основе ячеек сетки, что позволяет моделировать производительность. Для местоположений, удаленных от площадки скважины в пределах геологической модели, значения пористости необходимо присвоить ячейкам сетки, часто с помощью программного обеспечения, используя определенные отношения и интерполируя между доступными точками данных. Динамическое моделирование коллектора включает четыре основных компонента:

• сеточная ячеистая структура — обычно увеличенная версия статической модели, характеризующаяся набором фации горных пород с собственной пористостью;
• определения проницаемости и смачиваемости, модели горных пород/флюидов — включает кривые относительной проницаемости для фаций горных пород в ячеистой модели сетки;
• уравнения состояния потока CO2. Часто чистый CO2 используют для модели уравнения состояния, используемого для моделирования термодинамических свойств потока CO2 во всей проектной системе. Однако во многих случаях поток CO2 не является чистым CO2, что может повлиять не только на применимость модели уравнения состояния, но и на отклонение прогнозов от реальных условий;
• детали расположения и заканчивания скважины.

Четкое определение целей динамической модели помогает сфокусировать построение модели на достижении этих целей. Модели регионального масштаба могут улучшить понимание проектов по засоленным водоносным горизонтам, в то время как истощенные резервуары углеводородов будут иметь значительно больше входных данных и другие проблемы эксплуатации. Хранение в проектах CO2-EOR будет включать оценку коллекторских свойств, относительной проницаемости, зависимости от напряжения и других факторов на протяжении всего срока службы месторождения, от первичной добычи до закачки, если оно используется, и до третичного извлечения/хранения с CO2.

8.2.4 Практический пример — Aquistore

Проект Aquistore был в центре внимания расширенной оценки перед закачкой и анализа производительности после закачки, которые были задокументированы и опубликованы. Исследователи, изучающие проект Aquistore, перед закачкой провели статическое моделирование целевого водоносного горизонта, формации Дедвуд. На глубине около 3150 м формация Дедвуд залегает на докембрийских изверженных породах и имеет очень мало скважин (см. [45]). Данные, использованные для построения статической и динамической моделей, были получены из каротажных данных ствола и керна, извлеченного из двух скважин, пробуренных в рамках проекта, в сочетании с трехмерной сейсморазведкой для проекта, а также из общедоступных региональных источников данных, включая существовавшие 15 скважин. Региональная модель была сведена к статической модели площадью 33,9 км2. Региональная модель обеспечила структурные и стратиграфические параметры модели. Петрофизический анализ и данные керна предоставили данные о сланцах, пористости и проницаемости для чистой и общей проницаемости с анализом неопределенностей, используемым для оптимизации распределения петрофизических свойств.

При динамическом моделировании использовалась ячейка сетки размером 76 x 76 м с локальным уменьшением сетки до 7,6 x 7,6 м вокруг места закачки. Данные относительной проницаемости, необходимые для модели, оценивали тремя способами: два независимых лабораторных исследования с использованием пробок керна из проектных скважин и один аналог из других опубликованных исследований.

Основные выводы, сделанные Aquistore в результате сравнения моделирования потока перед закачкой с полевыми работами, следующие:

• промысловые эксплуатационные показатели не соответствовали первоначальным прогнозам, что частично было связано с поведением призабойных пластов;
• периодическое поступление CO2 создавало проблемы с тепловым равновесием в призабойной зоне, которые необходимо было учитывать в процессе адаптации;
• переменные объемы поставок CO2 предоставили важные данные для процесса адаптации;
• использование каротажа, в частности съемок с помощью вращателя, было ключевым в определении относительного вклада каждого из интервалов перфорации, и эта информация затем была полезна для более полного сопоставления модели с историческими данными.

8.2.5 Влияние договорного соглашения на параметры закачки

После того как производительность и скорость закачки будут оценены с достаточной степенью уверенности, можно будет завершить переговоры с поставщиком CO2 и подготовить контракты для решения ключевых вопросов с точки зрения эксплуатации.

8.2.5.1 Контрактный состав газа

В зависимости от источника и процесса улавливания CO2 состав потока CO2 может включать несколько примесей, которые влияют на возможности хранения и методы эксплуатации. В контрактах на поставку часто указывают максимальные концентрации примесей, чтобы свести к минимуму риск для безопасности (например, сероводород), коррозионное воздействие (например, вода) или отрицательные емкости хранения (например, азот). Контроль таких потенциальных примесей сведет к минимуму негативное воздействие на операции хранения. Контракты на поставку часто обязывают поставщика CO2 удалять или снижать концентрацию вредных примесей.

8.2.5.2 Контрактные объемы

В то время как конечный объем хранимого CO2 зависит от характера и размера комплекса хранения, скорость подачи будет влиять на то, как оператор хранилища будет управлять этой скоростью за счет количества нагнетательных скважин и конструкции сооружений. Изменчивость тарифов и перебои являются ключевыми операционными соображениями, которые обычно указывают в контрактах на поставку. С оперативной точки зрения предпочтительнее стабильные темпы поставок, но характер процесса улавливания будет оказывать влияние на возможность достижения этих целей. Соответственно, эти соображения по снабжению учитывают в оперативном плане.

8.2.5.3 Давление подаваемого потока CO2

В контрактах на поставку часто указывают минимальное давление при доставке в проект хранения. С точки зрения эксплуатации максимальное подаваемое давление может определяться пропускной способностью питающего трубопровода. Кроме того, нормативные ограничения на максимальное давление нагнетания (в США оно часто основано на давлении гидроразрыва пласта) также будут ограничивать давление подачи. Оперативное планирование таких непредвиденных обстоятельств помогает управлять периодами, когда давление нагнетания превышает допустимое давление нагнетания.

8.3 План эксплуатации и технического обслуживания

8.3.1 Общие положения. Определение основных условий эксплуатации

Оператор оборудования для закачки CO2 и любые утвержденные субподрядчики несут ответственность за обращение с CO2 от узла коммерческого учета до главного клапана устья скважины. Оператор закачки обеспечивает безопасность персонала, выполняющего эти задачи, в соответствии с политикой и процедурами безопасности своей компании. Оператор установок для закачки CO2 также несет ответственность за осмотр и техническое обслуживание контрольного оборудования, используемого для измерения температуры и давления на устье скважины, а также любого оборудования для обнаружения утечек CO2, размещенного вокруг наземных сооружений. Оператор также несет ответственность за осмотр наземного оборудования, подвергающегося воздействию CO2, и реагирование на любые признаки коррозии или потенциальных утечек, поскольку они могут появиться, которые могут поставить под угрозу условия безопасности для персонала, работающего с наземным оборудованием. Оператор также несет ответственность за любые потенциальные проблемы, связанные с существующими скважинами, заброшенными или действующими на площадке.

Кроме того, оператор несет ответственность за обучение персонала правильной эксплуатации клапанов, перекачивающих насосов и соединительного оборудования во избежание повреждений из-за неправильных действий, которые могут поставить под угрозу безопасность наземной площадки.

Чтобы обеспечить непрерывную безопасную и эффективную работу проекта хранилища, необходимо определить ключевые эксплуатационные параметры проекта и рабочие условия для этих параметров. Подробные схемы процессов и приборов являются ключевыми компонентами плана эксплуатации. Точки измерения приборов вместе с контрольными точками должны быть указаны на чертежах и облегчают оперативным группам определение логики управления процессом.

Как правило, для определения рабочих параметров, таких как ограничения пластового давления, выполняется пошаговый тест дебита (SRT). В проекте Ketzin, например, максимальная скорость 3,2 т/ч была определена как безопасная и стабильная.

8.3.2 Рабочие протоколы и графики технического обслуживания

После успешного пробного запуска нагнетательной установки начнется этап ввода в эксплуатацию в соответствии с операционными протоколами, основанными на результатах гидродинамического моделирования. CO2 непрерывно закачивают, частично отслеживается изменение пластового давления, чтобы гарантировать, что не превышено максимальное ограничение давления в соответствии с применимой нормативно-правовой базой.

Падение давления во время остановок дает представление о том, как на требуемое избыточное давление для закачки влияют эффекты вблизи ствола скважины и собственные свойства коллектора.

8.3.3 Управление информацией об изменениях

Если в хранилищах происходят ситуации, которые не предполагались изначально, может потребоваться перепроектирование объектов, скважин или эксплуатационных процедур. Формальное управление процессом изменений включает в себя оценку ситуации и необходимые инженерные решения для работы в рамках проекта. Без формального управления процессом внесения изменений исправление или изменение эксплуатационной процедуры может привести к возникновению других проблем в рамках проекта, вызывающих события, связанные с безопасностью. В рамках управления процессами изменений чертежи объектов следует обновлять, чтобы персонал знал об изменениях, внесенных в систему.

8.3.4 План коммуникации

Для успешного управления работой проекта CCS необходим хороший план коммуникации. Это облегчит понимание заинтересованными сторонами проекта, а также поможет наладить коммуникацию между персоналом и секциями в рамках проекта CCS. План коммуникации должен быть адаптирован для каждой аудитории: внутренний персонал, внешние заинтересованные стороны, такие как законодательные органы, сообщества, расположенные вблизи площадки CCS, и общественность. План коммуникации может включать информацию, касающуюся вопросов эксплуатации проекта CCS, воздействия рисков (см. ГОСТ Р ИСО 27914, ПНСТ 812-2023, [46]). Как правило, план коммуникаций регулярно актуализируют.

8.3.5 Уведомление о доставке и получении CO2

Ключевым операционным протоколом, который часто включают в детали контрактов на поставку CO2, является процесс назначения поставщиков и получателей CO2. Даже если для проекта хранения используют одного поставщика CO2, этот формальный процесс связи позволяет поставщику информировать получателя о любых предстоящих событиях, которые могут повлиять на поставку CO2. Информация часто предоставляется еженедельно и начинается с того, что поставщик дает прогноз количества, которое будет поставлено в течение предстоящей недели. В уведомлении поставщик должен сообщать об ожидаемом сокращении поставок из-за планового технического обслуживания или, возможно, даже об увеличении поставок из-за улучшений, связанных с улавливанием. После получения уведомления от поставщика оператор хранилища должен ответить, заявив о своей способности получать идентифицированные объемы CO2, указав любое запланированное техническое обслуживание или выполнение операций закачки, которые повлияют на его способность получать эти объемы. Уведомления позволяют сторонам координировать оперативную ситуацию друг с другом и согласовывать альтернативные действия, чтобы свести к минимуму сбои в их соответствующих операциях.

8.3.6 План безопасности

Операторы закачки разрабатывают планы безопасности для установления процедур охраны труда и техники безопасности для конкретных площадок, подробного описания процедур аварийного реагирования, определения групп аварийного реагирования и определения требований к обучению эксплуатационного персонала. Часто процедуры аварийного реагирования разрабатываются на основе наихудшего сценария утечки CO2 по всему поперечному сечению трубопровода при максимальном давлении хранения. Реагирование на этот сценарий будет включать разработку и координацию процедур обеспечения безопасности, охраны здоровья, реагирования на чрезвычайные ситуации, безопасности объекта и связи. Планы пересматриваются и обновляются, чтобы адаптироваться к значительным изменениям в составе вводимого CO2 и изменениям в объектах, процессах и оборудовании, которые могут повлиять на эффективность плана обеспечения безопасности.

Принципы и структура планов безопасности и реагирования на чрезвычайные ситуации в нефтегазовой отрасли могут быть легко адаптированы для проектов по хранению CO2. В Канаде регулятор опубликовал требования к планам реагирования на чрезвычайные ситуации (см. [47]). Требования, предусмотренные AER, включают в себя рассмотрение готовности к чрезвычайным ситуациям на корпоративном уровне, создание зон аварийного планирования, взаимодействие с населением во время чрезвычайных ситуаций и матрицы рисков для классификации инцидентов. В плане изложены процедуры реагирования, которые необходимо предпринять в случае чрезвычайной ситуации, включая планы по защите населения. В планы реагирования на чрезвычайные ситуации также включены карты проекта, контактная информация местных служб экстренного реагирования (пожарных, полиции, больниц и т.д.) и контактная информация жителей.

8.4 Операции по закачке

В операции по закачке включают схему закачки и следуют задокументированным процедурам в планах и протоколах операций и управления, описанным в разделах выше. Подготовка и закачка CO2 зависят от характера проекта. Например, пилотные проекты, такие как Ketzin, при поставках CO2 автомобильным транспортом должны управлять доставкой, хранением, перекачкой и кондиционированием CO2 на месте. Объемы в пилотных проектах обычно намного меньше, чем в демонстрационных или коммерческих проектах, и поэтому предъявляются уникальные требования к обращению с CO2 на месте. Для более крупных наземных коммерческих проектов CO2 обычно доставляют по трубопроводу, и часто требуется незначительное дополнительное кондиционирование или подготовка перед закачкой.

8.4.1 Первоначальный запуск закачки

В начале процесса закачки операторы часто увеличивают скорость закачки и поддерживают довольно консервативный предел давления. Это помогает безопасно приблизиться к бесперебойной, непрерывной закачке, отследить причины сбоев, чтобы улучшить программы планового технического обслуживания и улучшить запасы критически важного оборудования для замены.

8.4.2 Остановки закачки

Остановки включают прекращение закачки из-за запланированных событий, незапланированных событий и аварийных событий. Запланированные остановки, которые включают плановое техническое обслуживание, перебои в подаче электроэнергии или, возможно, даже периодический мониторинг зоны хранения, позволяют эксплуатационным группам не только планировать безопасное отключение оборудования, но и учитывать факторы, обеспечивающие безопасную работу с оборудованием и более плавный перезапуск. Например, трубопроводы и сосуды часто продувают водой или азотом, чтобы обеспечить сброс давления и доступ для осмотра. То, как оперативные группы реагируют на незапланированные события, часто документируют в плане эксплуатации и обслуживания, при этом информацию о каждом незапланированном событии анализируют и используют для обновления плана эксплуатации и обслуживания.

Элементы конструкции объекта будут включать в себя предохранительное оборудование и запорную арматуру среди прочего оборудования для обеспечения безопасной остановки. Аналогичным образом персонал операций по закачке будет иметь указания в плане эксплуатации и технического обслуживания по процедурам управления аварийными остановками. Обучение эксплуатационного персонала улучшит его способность адекватно реагировать в аварийных ситуациях, чтобы свести к минимуму ущерб оборудованию и окружающей среде, а также исключить или свести к минимуму травмы.

Аварийные остановки обычно являются результатом критического отказа оборудования или условий, которые могут привести к отказу оборудования (например, внезапное закупоривание трубопроводов оборудования). Эксплуатационные бригады должны иметь процедуры, аналогичные незапланированным остановам, чтобы свести к минимуму влияние на оставшуюся часть операции, но приоритет шагов по остановам будет изменен, чтобы защитить оборудование от дальнейшего повреждения или отказов, которые могут повлиять на безопасность человека или окружающую среду. В случае критического сбоя первоочередной задачей является обеспечение безопасности населения, как эксплуатационного персонала, так и окружающих жителей. В зависимости от характера отказа будет активирован план аварийного реагирования, который в дальнейшем будет определять действия оперативного персонала.

8.4.3 Запуск после остановки

Аналогично началу закачки в самом начале проекта операции повторного запуска тщательно планируют и документируют в плане управления операциями. Процедура запуска будет варьироваться в зависимости от объема, характера и продолжительности останова. Кроме того, опыт предыдущих запусков включают (и документируют) в план управления операциями для облегчения перезапусков. Поскольку пуск начнется контролируемым поэтапным образом, важно координировать свои действия с внешними сторонами, такими как поставщик CO2, чтобы облегчить возобновление закачки. Любые специальные инспекции или полевые исследования, которые проводили во время остановки, завершают и при необходимости изымают испытательное оборудование.

8.5 Сбор данных, мониторинг и тестирование

8.5.1 Общие положения

Благодаря усовершенствованию логики сбора и управления цифровыми данными контрольно-измерительные приборы позволяют не только оперативно управлять, но и записывать и сохранять данные с каждого датчика для непрерывного или последующего анализа. Рост автоматизации и сбора данных может создать проблемы с управлением данными, если они не будут тщательно спроектированы.

8.5.2 Данные о наземном оборудовании и линии нагнетания

8.5.2.1 Мониторинг поступления CO2

CO2, получаемый на месторождении, измеряют и сообщают с периодичностью, требуемой поставщиком или регулирующими органами. Когда CO2 находится в комплексе хранения, учет становится более сложным, с периодическими плановыми и незапланированными потерями из-за продувки компрессора, планового или внепланового обслуживания и потенциально менее надежными измерениями на месте. В той мере, в какой эти потери могут быть измерены или оценены, они должны компенсировать CO2, полученный на входе, и не учитывать при размещении.

8.5.2.2 Измерения на нагнетательном выкидном трубопроводе

Промысловые расходомеры для нагнетания предназначены для измерения распределения потока CO2 между различными нагнетательными скважинами в рамках проекта и поэтому обычно не используются для коммерческого учета. Измерение нагнетательных скважин часто связано с общей системой управления и автоматизации. Это позволяет совмещать информацию о расходе на уровне нагнетательной скважины с другими данными мониторинга, такими как давление на устье скважины.

8.5.3 Мониторинг ствола скважины

8.5.3.1 Давление и температура в кольцевом пространстве

Как указано в 10.4.1.1, непрерывный мониторинг давления в кольцевом пространстве (и температуры с помощью DTS) может дать раннее указание на отказ. Это не заменит регулярный режим испытаний на механическую целостность.

8.5.3.2 Давление и температура в нагнетательных трубах

Сбор данных о давлении и температуре в нагнетательных трубах с поверхности следует проводить и передавать в цифровом виде через системы автоматизации на месте. Внезапные изменения давления и/или температуры могут указывать на неисправность в напорном трубопроводе выше по потоку или в системе нагнетания в стволе скважины ниже по потоку. Оперативный персонал часто использует отклонения от заданных значений как способ обнаружения отказов. Данные долгосрочной тенденции также могут быть полезны для выявления закупорки выкидных трубопроводов вверх по потоку или в стволе нагнетательной скважины.

8.5.3.3 Давление и температура закачки в скважине

Данные о давлении и температуре нагнетания в скважине обычно получают на периодической основе, как правило, с помощью извлекаемых забойных манометров. Используют стационарно установленные датчики в режиме реального времени на поверхности, но они часто выходят из строя при длительном использовании. Другие технологии измерения давления и температуры закачки в скважине в режиме реального времени включают применение волоконной оптики, например датчики оптоволоконные давления (FBG) и распределенные датчики температуры (DTS), которые позволяют выполнять измерения в любой точке ствола скважины. В долгосрочной перспективе этот метод мониторинга может также способствовать контролю целостности скважины для закачки CO2, что является необходимым условием для любого безопасного и длительного закачивания и хранения CO2.

8.5.4 Наблюдение за скважиной

8.5.4.1 Общие положения

График испытаний на механическую целостность требуется соответствующим регулирующим органам. Результатом этих испытаний является короткое время простоя нагнетательной скважины, а в случае обнаружения проблемы — потенциально более длительный период простоя. На правильно эксплуатируемом объекте будет избыточная мощность закачки среди всех нагнетательных скважин, что позволит проводить регулярные испытания, а также периодические простои отдельных нагнетательных скважин для проведения работ по техническому обслуживанию. Альтернативой резервированию нагнетательных скважин может быть периодическое техническое обслуживание в контрактах на поставку CO2 или проведение проверки целостности скважины в сочетании с периодическим плановым техническим обслуживанием.

8.5.4.2 Испытание на переходное давление

Чтобы оценить среднее пластовое давление, пропускную способность (проницаемость) или повреждение (поверхность) зоны хранения, оператор может провести тесты падения давления нагнетания. Проблема со статическими градиентами заключается в количестве времени закрытия, необходимого для обеспечения уверенности в том, что пластовое давление в достаточной степени стабилизировалось.

Альтернативным методом, который требует более длительного перерыва в закачке, является испытание на падение давления закачки. Эти испытания требуют установки манометров (и датчиков температуры) в скважине, предпочтительно рядом с зоной закачки или ниже нее. Закачка будет возобновлена после установки манометров, чтобы обеспечить исходное давление с установленным расходом и позволить зарегистрировать на манометрах режим закрытия и последующий спад. Анализ также может информировать оператора о длительности остановки, необходимой для того, чтобы обеспечить осмысленное использование статических градиентов в качестве альтернативы испытаниям на падение давления нагнетания и в процессе сократить время остановки нагнетательной скважины.

8.5.4.3 Проверка и мониторинг целостности скважины

Проверка целостности скважины является важным компонентом регулярно проводимой программы технического обслуживания. Проверку целостности скважин проводят через регулярные промежутки времени, часто ежегодно, но доступны и другие непрерывные методы. Например, датчик давления, установленный в кольцевом пространстве.

Импульсный нейтронный гамма-каротаж (PNG) используют для определения насыщения CO2 вдоль скважины и проверки отсутствия CO2 в диапазоне покрывающих пород. Это общепризнанная процедура для доказательства отсутствия путей утечки вдоль обсадных труб.

8.5.4.3.1 Затрубное пространство, цемент, обсадная колонна

Как упоминалось выше, непрерывный мониторинг затрубного пространства является одним из методов непрерывного контроля целостности. При использовании этого подхода тепловые эффекты в скважине приведут к колебаниям давления в кольцевом пространстве, и, следовательно, эксплуатационным группам необходимо будет оценить, находятся ли эти колебания в пределах нормальных эксплуатационных ожиданий или требуется дополнительное исследование.

При отсутствии постоянного мониторинга скважины или в дополнение к постоянному мониторингу оператор может проводить (или может проводить регулирующий орган) ежегодные испытания на механическую целостность. Это, по сути, опрессовка кольцевого пространства до предварительно выбранного давления и контроль падения давления. Если обнаружена потенциальная утечка, оператор должен начать дополнительные диагностические тесты, чтобы определить источник утечки.

Чаще всего при негерметичности колонного пространства из строя выходит нагнетательный пакер, который можно проверить, сняв колонну трубопровода (при наличии несъемного пакера) и спустив ее в скважину.

Если подтверждена целостность нагнетательного пакера, необходимо выполнить последующие диагностические тесты с использованием протоколов осмотра обсадной колонны и протоколов оценки сцепления цемента для выявления потенциальных мест утечки.

8.5.4.3.2 Журналы профиля закачки

Каротажные диаграммы профиля нагнетания представляют собой метод каротажа, который оценивает размещение закачиваемого флюида из скважины в целевую зону нагнетания. Часто каротаж профиля нагнетания проводят для оценки эффективности заканчивания (качества или проводимости перфорационных отверстий) и качества самой зоны нагнетания на определенной глубине. Профильные диаграммы могут использовать различные методы, часто в сочетании, для установления профиля закачки (относительное количество закачки на любой глубине в пределах общей зоны закачки).

Каротажи расходомера запускают во время нагнетания в скважину (часто запускают как вверх, так и вниз). При закрытой скважине выполняют дополнительную серию проходов расходомера вверх и вниз для определения наличия перетока между пластами в зоне нагнетания. При подозрении на утечку из обсадной колонны допускается использовать каротажные вертушки как часть более крупного каротажа на кабеле для определения зон утечки.

Трассирующий каротаж — это метод, при котором радиоактивный изотоп (с коротким периодом полураспада) выбрасывается из тросового инструмента, установленного над зоной закачки во время закачки. Трассер поступает вместе с закачиваемым флюидом (который может представлять собой CO2 или воду) в зону нагнетания, а инструмент с гамма-детектором определяет, где находится трассер в зоне нагнетания. При негерметичности обсадной колонны также можно использовать трассеры для определения путей утечки аналогично описанному выше способу определения профиля зоны нагнетания.

8.6 Внутрискважинные работы (капитальные работы)

В дополнение к испытаниям на целостность скважины, описанным выше, также могут потребоваться внутрискважинные работы в случае отказов, выявленных в ходе испытаний на целостность, или из-за других проблем, таких как снижение приемистости. При использовании процедур, разработанных в нефтяной и газовой промышленности, основное внимание уделяют безопасности персонала, обслуживающего скважины, и населения. Перед входом в скважину, чтобы можно было удалить любое скважинное оборудование (например, нагнетательные насосно-компрессорные трубы и пакерные сборки), необходимо контролировать давление в скважине и снизить его до атмосферного давления. Это осуществляют путем нагнетания жидкости достаточной плотности, например соляного раствора с использованием хлорида калия, в колонну насосно-компрессорных труб, вытесняющего CO2 из колонны насосно-компрессорных труб и затрубного пространства насосно-компрессорных труб/обсадной колонны. Столб жидкости будет противодействовать давлению в зоне закачки, тем самым приводя давление в скважине на поверхности к атмосферному. В этом состоянии скважинное оборудование можно безопасно извлекать из скважины, а любое поврежденное оборудование заменить и снова спустить в скважину. Любые изменения в оборудовании и конфигурации скважины записывают в историю скважины для дальнейшего использования.

Резервные возможности закачки на месте, гибкость графиков доставки или буферное размещение важны для поддержания операций во время капитального ремонта.

8.7 Рекомендации по размещению в CO2-EOR-проектах

Эксплуатационные аспекты хранения, связанные с CO2-EOR, более сложны, чем при геологическом размещении, из-за добычи пластовых флюидов. Как описано в разделах 6 и 7, в таком проекте задействовано намного больше скважин как для нагнетания, так и для добычи, а объекты более обширны, чтобы управлять не только добычей добываемых флюидов (включая газофазные продукты), но и рециркуляцией добываемого потока CO2.

Основной задачей операционной группы является безопасная и экономически эффективная эксплуатация закачки CO2, при этом увеличение добычи нефти являются ключевым экономическим фактором. Если CO2, используемый для повышения нефтеотдачи, включает CO2 из неантропогенных источников, смешанный в какой-то точке цепочки поставок с антропогенным CO2, могут потребоваться дополнительные измерения и учет.

Ключевым эксплуатационным фактором является состав потока CO2 в течение срока действия проекта по хранению CO2. По мере того как CO2 закачивается и рециркулирует, углеводородные газы попадают в поток CO2, концентрация которых увеличивается, если только их не удаляют. При этом изменяются термодинамические свойства потока CO2, что может привести к снижению плотности потока CO2 и, как следствие, к более высокому давлению закачки для поддержания желаемого пластового давления. Потоки CO2 с более высокой концентрацией углеводородных газов, особенно метана, имеют более высокое давление смешивания, чем чистый CO2, что снижает эффективность смешивания. В некоторых проектах становится экономически целесообразным установить необходимую инфраструктуру для удаления углеводородных газов. Если оставить эти углеводородные газы в потоке CO2, они сократят поровое пространство, доступное для хранения CO2.

Другим фактором, влияющим на поровое пространство, доступное для хранения CO2, является процесс закачки CO2, чередующийся с закачкой воды (WAG). В этом процессе пластовую воду повторно закачивают в пласт, как правило, с использованием одной и той же нагнетательной скважины через равные промежутки времени. Этот процесс уменьшает количество CO2, закупаемого для проекта, а также уменьшает степень рециклового сжатия, необходимого для управления рециркулируемым потоком CO2.

Независимо от того, применяют в проекте CO2 непрерывную закачку CO2 (CCI) или WAG, по мере развития эксплуатации EOR-проекта требуется меньше нового CO2 при увеличении объемов рециркуляции или увеличении закачки WAG. Это повлияет на объемы поставок и закупок CO2, и поставщикам, возможно, потребуется искать дополнительных клиентов, чтобы поддерживать доставку. В качестве альтернативы оператор CO2-EOR-проекта может спроектировать закачку таким образом, чтобы обеспечить более низкие объемы закупок CO2. Этот баланс часто является экономическим решением: компенсация более крупных капитальных затрат на увеличение проектной мощности и короткого срока проекта в пользу небольших инвестиций в инфраструктуру объекта.

9 Хранение CO2 в нефтяных резервуарах

9.1 Общие положения

Основываясь на многолетнем опыте увеличения добычи нефти с использованием диоксида углерода (CO2-EOR), хранение CO2 в истощенных нефтяных резервуарах дает несколько преимуществ по сравнению с хранением в соленосных пластах.

Во-первых, имеется существующее месторождение, которое активно используют для добычи углеводородов. Целостность скважин оценивает и поддерживает оператор месторождения, обеспечивая таким образом хорошую историю, которая позволяет отличить скважины, которые находятся в хорошем состоянии, от тех, для которых могут потребоваться корректировки для поддержания целостности или которые должны быть заменены для операций по хранению.

Во-вторых, площадка была хорошо охарактеризована. Эта характеристика включает оригинальные каротажные диаграммы, керны, возможно, сейсмические исследования и другие наборы геологических данных, используемые для построения репрезентативных трехмерных геологических моделей недр. Предыдущие активные операции на месторождении предоставляют данные о добыче и закачке, включая воду, нефть и газ, а также сопутствующую историю давления для каждой скважины на месторождении. Оператор, как правило, также выполнял динамическую, покадровую характеристику добываемых или нагнетательных потоков с помощью вертушечных исследований с использованием радиоактивных трассеров, геофизических каротажных диаграмм или сейсмических методов, которые обеспечивают дополнительные данные мониторинга коллектора. Часто эти данные включают в создание гидродинамических моделей всего месторождения или типовых разрезов, чтобы понять взаимосвязь характеристик коллектора и связанных с ними режимов добычи и закачки. Это понимание предполагает множество данных, которые можно использовать при проектировании инфраструктуры CCS и ее эксплуатации.

В-третьих, на истощенном нефтяном месторождении будет находиться действующая инфраструктура — скважины, наземные сооружения, линии сбора и т.д., потенциально пригодные для операций по хранению. В таблице 1 приведены возможные требования по перепрофилированию существующей инфраструктуры для операций размещения. Эти требования зависят от типа нефтяного месторождения.

В-четвертых, если месторождение было разработано с использованием вторичных методов, пласт уже находится на уровне, близком к давлению смесимости, и последние этапы закачки могут быть использованы для повышения давления в пласте.

Таблица 1

Сравнение потребностей в полевой инфраструктуре для различных типов проектов ^a

Инфраструктура	Тип проекта
	EOR	Общепринятая добыча	Нетрадиционная добыча	Оффшорная добыча
Производственные мощности b
Спутниковые батареи	D	D	D	D
Сбор жидкости	D	D	D	D
Сбор газа (линии, счетчики)	D	D	D	D
Водонагнетательные сооружения c
Утилизация	D	D	D	D
Распределительная система	D	D	D	D
Система закачки CO2
Блоки закачки	NC	N/NC d	N	N
Выкидные линии	NC	N/NC d	N	N
Добычные скважины c
Устье скважины	NC	U/NC	U/NC	U/NC
Оборудование для механизированной добычи	NC	NC	NC	NC
Нагнетательные скважины
Устье скважины	NC	N	N	N
Скважинное оборудование	NC	N	N	N
a Адаптировано из Jarrell et al. (2002). b Применимо только в том случае, если в рамках проекта планируется добыча воды для регулирования давления. c При наличии существующей инфраструктуры водоотведения. d Если проект предусматривает закачку воды, предполагается, что существующие линии нагнетания воды и устье скважины могут быть модифицированы для закачки CO2. Предисловие — В настоящей таблице использованы следующие обозначения: N — новый; U — увеличенная производительность; D — уменьшенная производительность; NC — без изменений.

Наконец, во время эксплуатации нефтяного месторождения оператор должен взаимодействовать и строить отношения с владельцами земли и полезных ископаемых, связанных с резервуаром. Кроме того, эти заинтересованные стороны будут знакомы с созданием скважин и инфраструктуры для нефтяных операций, что потенциально может создать упрощенный путь для общественного признания.

В то время как каждый из этих пунктов указывает на явное преимущество по сравнению с разработками в области размещения в соленосных пластах, необходимо учитывать некоторые потенциальные недостатки.

Во-первых, отрасль размещения является относительно новой, и понимание того, как и когда изменять договоры об аренде полезных ископаемых и соглашения о доступе к поверхности для конкретной цели хранения CO2, еще не достаточно хорошо изучено. В то время как пути более просты в странах, где месторождения полезных ископаемых и поверхности являются национальными активами, это относительно сложно для наземных хранилищ в других странах, таких как США, где права на разработку полезных ископаемых и поверхности находятся в частной собственности. Таким образом, необходимы новые протоколы аренды для совместного развития добычи углеводородов и последующего хранения CO2. По крайней мере, владельцы земли вовлечены в переговоры о продолжении полевых работ для проекта по хранению CO2.

Во-вторых, большое количество скважин на месторождении представляет собой дополнительные потенциальные пути утечки. Предшествующая стимуляция коллектора дает информацию о целостности покрывающей породы, особенно в тех случаях, когда первичная покрывающая порода относительно тонкая и непосредственно перекрывает нефтяной резервуар. Этот тип информации имеет первостепенное значение для операций хранения.

В-третьих, существующая инфраструктура может устареть и потребовать значительной модернизации или адаптивных мер, чтобы обеспечить безопасное использование для геологического размещения CO2. Инфраструктура месторождения должна быть обновлена, чтобы обеспечить транспортирование CO2, который вызывает коррозию в присутствии воды. Должны быть установлены линии подачи CO2, резервуарные батареи и перегрузочные станции должны быть модернизированы для работы с CO2, а в некоторых случаях и с другими газами. Нагнетательные скважины должны быть приспособлены для закачки газов под высоким давлением, в т.ч. с футеровкой или хромированными трубами, чтобы они были более коррозионно-стойкими. Это имеет особое значение на месторождениях, на которых будут использовать операции WAG для улучшения вертикального охвата и лучшего контроля пластового давления во время операций CO2-EOR. После поступления CO2 в добывающие скважины необходима установка оборудования для рециркуляции газа, чтобы минимизировать потери CO2 в процессе эксплуатации.

Использование истощенных нефтяных резервуаров для проектов по хранению CO2 имеет много преимуществ, если выявить и устранить потенциальные недостатки. Такое управление обычно основано на ранее полученных знаниях и использовании существующей инфраструктуры для снижения стоимости операций хранения.

В разделе 9 представлена дополнительная информация, основанная на опыте отрасли в области добычи углеводородов с повышенным содержанием CO2, поскольку опыт эксплуатации хранилищ ограничен. Приведены эксплуатационные аспекты размещения CO2 в истощенных нефтяных резервуарах, сравнения и сопоставления между различными типами проектов.

9.2 Проверка резервуара

Перед началом операций по размещению требуется ряд мероприятий по определению масштабов, чтобы убедиться, что проект соответствует требованиям безопасного и надежного приема, закачки и хранения CO2.

Для руководства оценкой обычно доступны геологические данные и предыдущая история продуктивности коллектора. На основе этих доступных знаний существующие геологические и численные модели обновляют или строят и используют для прогнозирования эффективности закачки CO2 в районе месторождения. Скорость закачки по всему месторождению и сопутствующие подземные давления проверяют, чтобы убедиться, что резервуар способен принять объем CO2 и ограничить риск гидравлического разрыва пласта.

9.2.1 Целостность комплекса

Существует множество резервуаров, содержащих углеводороды, которые обеспечивают возможность безопасного и длительного хранения диоксида углерода. Такие коллекторы осуществляют надежную систему локализации; из-за улавливания углеводородов следует тщательно проверять, чтобы гарантировать целостность предлагаемой системы хранения.

9.2.2 Тип проекта

После того, как будет рассмотрена целостность комплекса хранения, тип проекта добычи углеводородного флюида может определять, как будет осуществляться проект хранения. Если продолжается закачка флюида в пласт, можно получить преимущества в наземном распределении, закачке и сборной инфраструктуре (см. таблицу 1). Однако среднее пластовое давление будет иметь более высокое значение по сравнению с газовым месторождением с истощенным давлением, что может ограничить конечную вместимость резервуара. Если речь идет о нетрадиционных коллекторах нефти и газа в плотных породах, способность накапливать запасы в этих пластах с низкой проницаемостью контролируется способностью заполнять стимулированный объем породы и ограничивается проницаемостью материнской породы.

9.2.3 Геологические данные

Существует множество источников данных для геологического моделирования и определения характеристик коллектора. Эти данные зависят от этапов разведки (сейсморазведка, обнажение, бассейновые исследования), оценки (керн, каротаж, флюиды) и разработки (испытания скважин и т.д.) коллектора. Эти доступные данные обычно объединяют на каждом этапе для создания геологической модели недр. Наилучшей практикой является обновление статических моделей каждый раз, когда становятся доступными новые данные для улучшения характеристик резервуара и последующих динамических моделей. Структурные модели часто строят путем интеграции каротажных диаграмм с сейсмическими данными, когда они доступны. Геостатистические модели, такие как кригинг и стохастические методы, использовали для распределения свойств коллектора. Это важно для заселения участков в районах, где скважину не контролируют. Однако эти процессы вносят значительную неопределенность в процесс моделирования.

9.2.4 История добычи и продуктивность коллектора

При хранении CO2 в резервуаре для добычи углеводородов существует значительный объем исторических полевых данных как для первичных, так и для вторичных процессов извлечения, чтобы установить, как целевой резервуар будет вести себя во время операций по хранению. Данные, необходимые для прогнозирования производительности хранилища, включают стандартные свойства флюидов (объемный коэффициент пласта для газа и нефти, вязкость для нефти и газа и соотношение газа и нефти в растворе), кривые относительной проницаемости для воды/нефти, для газа/нефти, свойства горных пород и условия полевых работ.

9.2.5 Анализ состава углеводородов (PVT)

Уравнения состояния (EOS) широко используют для характеристики флюида, описания объемного и фазового поведения и других термодинамических свойств чистых веществ и смесей. Использование уравнения состояния помогает установить согласованность всех фаз процессов в пласте. В проектах EOR лабораторные данные настраивают на EOS, чтобы полностью описать поведение флюидной фазы при моделировании резервуара и обеспечить точность прогнозирования характеристик закачки.

9.2.6 Емкость хранения CO2

Емкость хранилища, как и оценка запасов углеводородов в нефтегазовой отрасли, является важным инструментом для оценки будущего любого проекта CCS, независимо от его масштаба. Емкость определяют как количество, которое будет храниться в коммерческих целях и в определенных условиях. Для оценки емкости обычно используют такие методы, как аналогия, объемный анализ, анализ тенденций производительности (анализ материального баланса) и моделирование коллектора.

Объемный метод применяют чаще всего из-за его надежности. В этом методе используют геологические, геофизические и инженерные данные, собранные для рассматриваемого резервуара, для определения потенциального объема ресурсов хранения. Как и в операциях по добыче углеводородов, вероятностные подходы, такие как параметрические методы и методы Монте-Карло, для оценки неопределенности в объемной оценке рекомендуют вместо детерминистической оценки.

9.2.6.1 Объемные оценки

Оценку емкости для хранения CO2 в истощенных резервуарах углеводородов проводят с использованием приведенного ниже объемного уравнения. Этот подход основан на статическом объемном уравнении, разработанном DOE-NETL, массу хранящегося CO2 G_{CO_{2}} вычисляют по формуле

G_{CO_{2}} = Ah_{n}\phi_{e}(1 - S_{w})B\rho_{CO_{2}res}E_{oilgas} , (1)

где A — общая площадь;

hn — толщина пласта;

\phi_{e} — общая пористость, характеризующая общий объем пор пласта, поровый объем приравнивают к объему хранения CO2;

1 — Sw — насыщенность нефтью и газом;

B — коэффициент объема пласта;

\rho_{CO_{2}res} — расчетная плотность CO2 в пластовых условиях;

Eoil/gas — коэффициент эффективности хранения, представляющий собой долю общего порового пространства, занимаемую закачиваемым CO2, который определяют на основе экспериментальных данных или численного моделирования.

Когда добыча флюидов происходит в сочетании с закачкой CO2, необходимо использовать соответствующий объемный коэффициент пласта Boil/gas/water для преобразования объема этих флюидов на поверхности в их эквивалентный объем в недрах. Затем эти подземные объемы преобразуют в эквивалентный объем хранения CO2 с использованием соответствующего объемного коэффициента образования CO2 B_{CO_{2}} в зависимости от объема. Хотя эти статические оценки подходят для целей планирования, им не хватает точности, обеспечиваемой численным моделированием коллектора для учета изменений геологических свойств, свойств коллектора и флюидов. Эти факторы влияют на конечный объем CO2, который можно хранить.

9.2.6.2 Материальный баланс

Уравнение материального баланса, разработанное в нефтяной инженерной дисциплине, представляет собой объемный анализ. Он показывает, что начальный объем резервуара постоянен, поэтому сумма изменений объемов нефти, свободного газа, воды и породы в ограниченном резервуаре должна быть равна нулю. Эта концепция была разработана впервые.

В зависимости от преобладающего механизма привода материальный баланс используют для оценки общего объема оставшейся жидкости в резервуаре. Информация, необходимая для использования материального баланса при оценке остаточной жидкости в пласте, включает давление, измеренное при пластовой температуре, историю добычи и репрезентативные данные давление — объем — температура.

Подобно добыче углеводородов методы материального баланса используют для размещения CO2. При оценке емкости хранения CO2 представили модифицированное уравнение материального баланса для оценки емкости хранения CO2 для газовых резервуаров. График зависимости давления от Z-фактора (P/Z) используют для расчета величины потенциала хранения CO2 при любых условиях пластового давления. Теоретическая оценка материального баланса хранения CO2 была успешно применена к потенциальным газовым и нефтяным резервуарам.

9.2.6.3 Численное моделирование

Проекты по добыче углеводородов содержат множество геологических данных о недрах и характеристиках коллекторов, а численные модели являются основным средством прогнозирования производительности хранилищ с помощью моделирования резервуаров. Для того чтобы симулятор резервуара точно прогнозировал производительность проекта хранилища, описание резервуара должно реалистично отражать геологические характеристики резервуара.

Типичные минимальные входные данные для имитационной модели включают, помимо прочего, трехмерную геологическую модель с петрофизическими свойствами в дополнение к структурным особенностям, специальным данным анализа керна (кривым относительной проницаемости), свойствам флюидов из композиционного анализа, заканчиванию скважины и истории добычи и закачки. Входные параметры модели настраивают для соответствия историческим данным в обратном типе решения задачи. Существует несколько подходов, используемых при сопоставлении истории, которые в основном подразделяют на ручные и вспомогательные процессы сопоставления истории.

Общий рабочий процесс включает определение целевой функции, выбор неопределенных параметров с помощью анализа чувствительности, разработку прокси-модели (обучение и проверка), выполнение оптимизации для минимизации целевой функции (см. [48]). Этот процесс повторяется для всех стадий процессов. После получения приемлемой откалиброванной модели можно выполнять прогнозный анализ для оптимизации полевых операций хранения.

9.2.7 История пластового давления

Одним из важных атрибутов для понимания потенциальной производительности проекта по хранению CO2 является пластовое давление. Знание истории пластового давления необходимо для отбора резервуара-кандидата на хранение. Поведение этого параметра при добыче углеводородов указывает на то, как он будет меняться при хранении CO2, таким образом, являясь прямым показателем емкости хранилища.

При отборе проектов закачки давление гидроразрыва пласта также очень важно. Этот параметр представляет собой максимальное давление, обычно допустимое в стволе скважины для снижения давления нагнетания из-за гидравлического разделения резервуара и, возможно, системы локализации резервуара, предотвращая утечку из резервуара-хранилища. Чтобы предотвратить гидроразрыв пласта во время нагнетательных операций, необходимо также учитывать тепловые эффекты.

9.2.8 Водоносный горизонт

Как правило, резервуары углеводородов располагают в структурном выступе гораздо более крупной геологической формации. Эти нефтяные и газовые резервуары связаны с солеными водоносными горизонтами на периферии или в основании скопления углеводородов. Относительная сила этих солевых водоносных горизонтов должна быть хорошо изучена для количественной оценки объема притока воды и связанного с этим повышения давления в продуктивной части резервуара во время его истощения, что ограничивает или увеличивает способность удерживать CO2. Если существует достаточное структурное или стратиграфическое замыкание, может быть больше места для размещения CO2 за счет расширения резервуара углеводородов/хранилища в поровое пространство, ранее занятое водой.

9.2.9 Добыча воды

Закачка CO2 в пористые коллекторы приводит к увеличению пластового давления на месте. Такие явления увеличивают риски подземного хранения, такие как наведенная сейсмичность. Извлечение жидкости из резервуаров для хранения CO2 снижает рост давления и/или снижает давление в пласте. Таким образом это уменьшит риски, связанные с избыточным давлением, и, следовательно, увеличит емкость хранения CO2. В контексте хранения этот процесс часто моделируют с помощью моделирования потока подземного резервуара для оптимизации количества, положения и скорости закачки/производительности скважин для добычи воды и закачки CO2 для управления давлением на месте.

9.3 Наземные объекты добычи и закачки

При проектировании наземной инфраструктуры для проекта по хранению CO2 в нефтяном резервуаре опираются на исторические данные месторождения, включая историю добычи и ее изменчивость по месторождению, существующие системы разработки месторождения, в т.ч. размещение добывающих и нагнетательных скважин и инфраструктуру выкидных линий, а также состояние истощения месторождения. Если нефтяное месторождение подвергалось заводнению, часть существующего оборудования перепрофилируют для проекта по хранению, что снижает капиталовложения в проект.

Первым этапом в этом процессе является оценка существующей инфраструктуры для оценки ее полезности для проекта по хранению CO2. Второй этап включает пробные испытания с использованием существующей инфраструктуры, где это возможно. Пилотные операции помогают оператору выявить пробелы в инфраструктуре или области, где существующая инфраструктура находится под угрозой из-за продолжающихся операций по хранению CO2.

9.3.1 Система распределения CO2

Конструкция распределительной сети CO2 зависит от местоположения. Сеть доставки включает насосы, распределительные линии, системы учета и водоотвода для сведения к минимуму коррозии. Поскольку большинство антропогенных источников CO2 не содержат значительного количества воды, не всегда требуются системы водоотвода, но система должна контролироваться на наличие воды, чтобы гарантировать отсутствие коррозионной активности. При отсутствии в системе воды выбор материалов для трубопроводов и клапанов часто упрощается до стандартного нефтепромыслового оборудования из углеродистой стали, которое часто легкодоступно и более рентабельно, чем средства для ухода за коррозионными средами с использованием нержавеющей стали, стекловолокна, труб с покрытием и т.д. При этом клапаны должны быть сертифицированы для работы при низких температурах из-за расширения и охлаждения газа. Требования к поверхностным рабочим процессам помогут определить выбор материалов, поскольку, например, стекловолокно не всегда подходит для более высоких давлений в системе.

Системы изоляции разрабатывают вдоль распределительной системы, чтобы обеспечить сброс давления (продувку) и изоляцию определенного сегмента системы для осмотра и/или ремонта. Станции продувки включают в себя вертикальные трубы и клапаны для изоляции части системы и последующего удаления из нее CO2. Большие перепады давления и охлаждение газа из-за расширения газа являются важными конструктивными соображениями для этих станций, равно как и соображения безопасности, связанные с минимизацией образования гидратов, шума и накопления CO2.

Часто CO2 доставляют в проект закачки при давлениях и температурах, приводящих к жидкой фазе CO2 (10,3 МПа и 32 °C). Это позволяет относительно эффективно транспортировать CO2 за счет минимизации потерь давления на трение. Если размеры проекта приводят к значительному падению давления в распределительной системе, в результате чего возникает менее эффективный многофазный поток, или если требования к закачке в скважины диктуют более высокое давление нагнетания, могут потребоваться дополнительные насосные станции для поддержания или для повышения давления. В этих случаях необходимо выполнить проверку производительности, чтобы убедиться, что высокое давление не нарушает номинальное давление выкидных линий и соединительного оборудования.

В зависимости от того, используют основную магистраль/выкидную линию или систему нагнетания с центральным манифольдом, затраты на системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA), ведущие к нагнетательным скважинам, могут значительно различаться. Системы SCADA обычно включают в себя измерение объема CO2, измерение давления и температуры. В зависимости от используемой системы SCADA некоторые или все эти элементы контролируют и активируют дистанционно.

Дополнительные сведения о нескважинной инфраструктуре приведены в разделе 7.

9.3.2 Производственные мощности

Если добыча углеводородов продолжается одновременно с закачкой CO2, необходима производственная инфраструктура. Из-за коррозионной природы CO2, особенно при попадании в глубинные, подповерхностные и пластовые рассолы, необходим тщательный выбор материалов для поддержания целостности скважин, устьев скважин, наземного оборудования и выкидных линий. Выбор материалов, доступных оператору хранилища, включает, помимо прочего, нержавеющую сталь, стекловолокно и трубы с покрытием. Часто программы химического ингибирования коррозии сочетаются с коррозионно-стойкими трубами и клапанами, чтобы еще больше снизить риск нарушения целостности. В некоторых случаях применения EOR, в частности программы химического ингибирования, достаточно для смягчения нарушений целостности, что позволяет использовать стандартные трубы из углеродистой стали.

Добыча из резервуара-хранилища при одновременной закачке CO2 приводит к многофазной добыче (газ, нефть, вода, CO2), которая требует разделения на поверхности. Расположение разделительной установки (на буровой площадке или в более центральном месте), ее производительность и применяемая технология зависят от проектных параметров, таких как состав углеводородов, давление на входе и содержание воды, а также от нормативных указаний по выделению любых газов. В этих случаях для удовлетворения требований можно использовать факельные системы или установки улавливания паров.

Системы сбора с производственными потоками, питаемыми насосом или сжатием, перемещают разделенные фазы в товарные резервуары или в трубопроводы, или в устройства обратной закачки жидкости. Если CO2 захватывается добываемой жидкостью, его отделение, повторное сжатие и повторная закачка являются частью проектных требований. Требования к перекачке и компримированию также будут определяться входным и выходным давлением, общим объемом жидкости, составом углеводородов, наличием CO2 и содержанием воды в производственном потоке.

В зависимости от требуемого давления, необходимого для линий продажи продукции или движения CO2 (при необходимости), типы сжатия (поршневое и/или центробежное), количество ступеней, мощность, охладители и скрубберы проектируют в соответствии с эксплуатационным проектом. При работе с жидкостями компрессоры не используют, т.к. нагнетание давления с помощью горизонтальных насосов является эффективным выбором для перемещения жидкостей через систему сбора.

Для контроля и управления производственной системой необходимы SCADA и системы аварийного отключения.

В отдельных случаях вместе с углеводородными газами образуется H2S. В таких случаях газовый поток называется кислым, что является чрезвычайно коррозионным и потенциально опасным для населения. H2S должен быть удален или повторно введен вместе с CO2. В операциях CO2-EOR добавление H2S улучшает смешиваемость растворителя на месте. Однако для обеспечения эффективного проведения процесса необходимы надлежащая безопасность, обезвоживание и материалы. Для удаления газа обычно используют адсорбционные или поглотительные системы.

Дополнительную информацию о нескважинной инфраструктуре приведена в разделе 7.

9.4 Эксплуатационные и нагнетательные скважины (подземная инфраструктура)

В дополнение к повторному использованию существующей наземной инфраструктуры развертывание операций по хранению CO2 на истощенных месторождениях нефти и газа предлагает преимущества ранее эксплуатируемого месторождения, возможно, состоящего как из нагнетательных, так и из добывающих скважин. Целостность скважины должна быть проверена, чтобы оценить потенциальную пригодность ствола скважины для использования в соответствии с национальными и международными стандартами.

Существуют много факторов, влияющих на целостность скважины. К ним относят возраст скважины, тип обсадной колонны, используемой при заканчивании, тип и количество цемента, используемого для установки обсадной колонны, коррозионная активность потока продукции и соответствие конструкция скважины рекомендуемым методам и стандартам хранения. Необходимо оценить возможные риски с помощью стратегии, основанной на оценке технико-экономических рисков, чтобы понять, какие допускается использовать для хранения CO2 в будущем.

9.5 Эксплуатация

Поскольку проект хранилища является продолжением операций по добыче углеводородов, существующие методы эксплуатации становятся основой для эксплуатации проекта хранилища. В зависимости от размера ранее существовавшего нефтегазового проекта для месторождения обычно используют план управления операциями; это также приемлемо для проекта хранения.

9.5.1 План управления операциями

При рассмотрении операций проекта хранилища требуется документация, чтобы зафиксировать проектные параметры проекта, нормативные требования, методы безопасной эксплуатации и передовые методы управления любыми изменениями, которые необходимы в ходе проекта.

Планы оперативного управления составляют основу такой документации и обычно создаются совместными усилиями оперативного и технического персонала. Планы управления операциями документируют объем проекта с точки зрения описания объектов, складского комплекса, а также наземных и подземных границ проекта.

9.5.2 Калибровка измерений

Существует несколько типов расходомеров, используемых для измерения потоков CO2, включая диафрагменные, клиновые и массовые расходомеры. Каждый имеет свои требования или рекомендуемые методы калибровки. Для проекта хранилища состав потока существенно не меняется в течение срока действия проекта. Тем не менее возможность контролировать поток CO2 на предмет изменчивости содержания загрязняющих веществ, что иногда происходит из-за сбоев в процессе улавливания, обеспечит возможность применения к измерительной системе соответствующих коэффициентов калибровки расходомера. Мониторинг состава потока CO2 становится еще более важным, если существует несколько источников CO2.

Необходимость уделять больше внимания калибровке измерений особенно важно для хранения, связанного с проектами CO2-EOR, где ведется добыча газовых потоков с высоким содержанием CO2. Загрязнение потока CO2 пластовыми углеводородными газами в процессе рециркуляции продукции создает динамический состав, что требует более частой калибровки измерений. Следует проявлять осторожность при выборе репрезентативных мест отбора проб в процессе, чтобы учесть возможные изменения в составе потока. К ним относятся сепаратор для испытаний скважин, групповая сепарация, компрессионный выпуск рецикла и промысловые нагнетательные манифольды.

Независимо от состава потока CO2 требуется регулярная калибровка, а обслуживающему персоналу необходимы рекомендации по частоте калибровки каждого расходомера. Это руководство отражено в плане оперативного управления.

Для получения дополнительной информации о нагнетательных и производственных объектах см. раздел 7.

9.5.3 Внутрискважинные работы

Обслуживание скважин является одним из видов деятельности с высокой степенью риска при эксплуатации проекта по хранению CO2. Несмотря на то, что первоначальное освоение нагнетательной скважины, как правило, сопряжено с низким риском из-за более низкого пластового давления и насыщения пор, которое в основном связано с водой, однако после закачки CO2 необходимо соблюдать осторожность, чтобы контролировать скважину во время внутрискважинных работ. Как и в нефтяных или газовых скважинах, обслуживание скважин с нагнетанием CO2 (или EOR) обычно начинают с закачки жидкости глушения в нагнетательную/эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб. В зависимости от забойного давления и плотности напора жидкости глушения одной воды часто бывает недостаточно, чтобы сбалансировать (или гасить) давление вблизи ствола скважины, необходимое для предотвращения выброса во время обслуживания. Следовательно, для достижения необходимого забойного давления необходима утяжеленная жидкость глушения. Утяжеление жидкости глушения часто выполняется хлоридом калия (KCl), для достижения требуемой плотности без повреждения пласта используют другие утяжелители, такие как карбонат кальция (CaCO3). Для любых внутрискважинных работ рекомендуется заранее подготовить подробную программу, в которой изложены не только процедуры ремонта скважинного оборудования, но и особое внимание уделяется процедурам контроля скважины. Ключевые задачи должны быть определены и решены в программе внутрискважинных работ с предварительным совещанием по технике безопасности до начала выполнения этой задачи.

9.6 Мониторинг

Хранение CO2 в нефтяных резервуарах во многом соответствует тем же протоколам мониторинга, которые изложены в разделе 10; однако есть некоторые дополнительные соображения, связанные с особенностями проекта. Первое соображение заключается в том, что количество скважин, связанных с нефтяными резервуарами, вероятно, будет значительно выше, чем в объектах хранения соленых пластов, из-за эволюции истории добычи резервуара. Эти скважины служат наиболее вероятным источником утечки из резервуара-хранилища в вышележащие пласты или на поверхность. Следовательно, перед закачкой CO2 необходимо провести учет всех известных скважин, пробуренных в целевом водохранилище или через него, и их местоположения на поверхности. Магнитная съемка также может выявить места незадокументированных скважин, которые могут быть потенциальными точечными источниками утечки.

Существуют и другие косвенные и прямые действия по мониторингу, которые также относятся к конкретным нефтяным пластам. Охват сейсмическими линиями нефтяных резервуаров обычно будет больше, чем в случаях, связанных с соляными формациями. Эти сейсмические профили или трехмерные сейсмические данные, если они доступны, используют в качестве исходных данных для сравнения с сейсмическими данными, полученными после закачки CO2, для оценки местоположения и миграции CO2 в резервуаре. Поскольку физико-химические свойства сырой нефти и сверхкритического CO2 очень похожи, с помощью сейсморазведки не всегда возможно понять поведение CO2 в нефтяных пластах.

Во время добычи нефти из пласта обычно ведут записи пластового давления, охватывающие периоды добычи углеводородов от начала до конца, которые допускается использовать для определения порогового давления, при котором управление давлением становится необходимым.

Наличие законченных скважин внутри и над резервуаром-хранилищем, которые все еще открыты до закупоривания и ликвидации, дает уникальную возможность преобразовать некоторые скважины в контрольные без необходимости бурения новых. Эти скважины используют для мониторинга давления внутри и над резервуаром, чтобы помочь определить, куда мигрируют шлейфы CO2 и давления в целевом резервуаре.

9.7 Переход на хранение

Для проектов CO2-EOR, приближающихся к стадии зрелости, CCS может стать альтернативой выводу проекта из эксплуатации, что также расширяет рынок коммерческих проектов хранения. Оценка проектов CO2-EOR, приближающихся к концу срока службы, с упором на их перевод в проекты хранения с намерением использовать части или всю существующую инфраструктуру, может продемонстрировать жизнеспособность проектов CO2-EOR после окончания срока службы. Если переход от проекта CO2-EOR к проекту хранения является жизнеспособным, это обеспечивает дополнительную финансовую мотивацию для ускорения развертывания большего количества проектов хранения.

9.7.1 Рекомендации по резервуару

Проект CO2-EOR можно рассматривать как четко определенный комплекс хранения, поскольку долгосрочная история добычи и закачки месторождения в сочетании со сбором геологических данных и анализом комплекса обеспечивает обширные знания и понимание относительно резервуара и его жизнеспособность для операций по хранению CO2. Ранее существовавшие знания имели решающее значение для понимания того, насколько большой или прерывистой является система резервуаров углеводородов, что может определять, как осуществляют операции по хранению.

В случае очень больших систем добывающие скважины могут быть закрыты, а структура заполнена CO2 через некоторое время, возможно, с небольшим риском повышения давления в системе. Однако в прерывистых системах производственные операции продолжают в течение некоторого времени, чтобы удалить несжимаемые пластовые рассолы для увеличения объема хранения CO2. Добыча дополнительных углеводородов часто приносит достаточный доход, компенсирующий использование установки по переработке газа, чтобы гарантировать, что весь CO2 будет рециркулирован на месторождении и сохранен.

Пути утечки, которые могут повлиять на работу хранилища, включают нагнетательные, добывающие и контрольные скважины на нефтяном месторождении. Скважины должны быть тщательно обследованы, чтобы убедиться, что они сохраняют целостность и не представляют опасности утечки. Такие исследования необходимо распространить на скважины, которые постоянно и временно законсервированы. Поскольку операции CO2-EOR проводили при исходном пластовом давлении или близком к нему, операторы должны постоянно проверять поле скважины, чтобы поддерживать целостность. Испытания на механическую целостность с использованием радиоактивных индикаторов, журналов осмотра обсадных труб и испытаний под давлением регулярно проводят в промышленности, что еще больше снижает риск.

9.7.2 Юридические/нормативные аспекты

Во многих юрисдикциях правовые рамки, касающиеся хранения и CO2-EOR, являются отдельными и, как следствие, разными. В то время как системы геологического хранения обычно сосредоточены на постоянном удержании CO2, схемы CO2-EOR и прав на аренду нефти и газа сосредоточены на добыче ресурсов. Кроме того, любая структура для перехода от проекта CO2-EOR к проекту хранения часто отсутствует или расплывчата из-за зарождающихся стадий индустрии хранения CO2.

Часто системы предполагают, что существующие проекты CO2-EOR, регулируемые системой регулирования нефти и газа, будут выведены из эксплуатации, заглушены и закрыты после прекращения добычи нефти/газа. В других случаях в структуре недостаточно или вообще нет ссылок на поведение CO2 или ответственность после закрытия скважин. Кроме того, как правило, отсутствуют указания о том, как потенциально преобразовать или перенести проект в проект размещения. Эти аспекты, следовательно, приведут к различным эксплуатационным и финансовым соображениям при учете поведения CO2 на месте.

Ожидается, что из-за того, что индустрия EOR находится на раннем этапе развития, эти аспекты будут продолжать развиваться по мере их применения/тестирования производителями углеводородов и операторами хранилищ.

9.7.3 Финансовые аспекты

При переходе от проекта CO2-EOR к размещению кроме эксплуатационных, технических, правовых и нормативных проблем необходимо учитывать и другие факторы. Важно оценить затраты, связанные с проектами до, во время и после перехода. Расходы, связанные с мониторингом, отчетностью и проверкой, эксплуатацией скважин, оборудованием, наземными и подземными сооружениями, также являются частью факторов, которые следует учитывать.

Использование существующей инфраструктуры и скважин в рамках проекта CO2-EOR значительно снижает затраты на хранение. Однако существуют затраты, связанные с модернизацией или модификацией нефтяного месторождения, обеспечивающей размещение CO2 для хранения. Во многих случаях стимулы или налоговые льготы, такие как налоговая льгота США (раздел 45Q), используют для возврата стоимости хранимого CO2.

9.8 Закрытие

Закрытие проекта для истощенных углеводородных резервуаров будет осуществляться аналогично тому, как и для не содержащих углеводородов резервуаров. Период закрытия включает в себя ряд мероприятий, осуществляемых после прекращения закачки CO2 по экономическим причинам, достижению емкости резервуара, нормативным соображениям, техническим проблемам или другим причинам. Цель периода закрытия состоит в том, чтобы удостовериться, что закачиваемый CO2 удерживается в пределах выявленного резервуара и что существуют лишь минимальные текущие риски, связанные с проектом. В конце периода закрытия территория, на которой находились установки для закачки, должна быть пригодна для других целей, и никаких вмешательств в будущем не требуется. На сегодняшний день ни один коммерческий проект по закачке CO2 в углеводородные пласты не достиг периода закрытия.

10 Мониторинг

10.1 Общие положения

Требования к мониторингу при размещении CO2 указаны в ГОСТ Р ИСО 27914 и ПНСТ 813-2023.

Целью настоящего раздела является описание текущих методов мониторинга и результатов мониторинга CCS — проектов, реализуемых в различных геологических условиях, которые можно использовать для поддержки внедрения существующих стандартов. В данном разделе основное внимание уделяется методам мониторинга содержания CO2 в комплексе по размещению. Представлен обзор широкого спектра существующих и новых методов, их точности и неопределенностей. Использование соответствующих методов мониторинга рассматривается в соответствии с различными этапами проекта закачки CO2. Различия в целях мониторинга, требованиях и методологиях рассматривают на основе различных сценариев закачки. Тематические исследования используют для демонстрации реального опыта мониторинга CO2.

10.2 Цели мониторинга

Основная цель мониторинга — помочь в управлении рисками с целью охраны здоровья и окружающей среды, обеспечения безопасности, а также оценки производительности хранилища. Мониторинг — неотъемлемая часть управления рисками, позволяющая оценить эффективность проекта и убедиться в том, что удерживание выбросов CO2 является эффективным. Конкретные цели заключаются в следующем:

• обеспечение безопасного и надежного удержания CO2 в пределах комплекса;
• обеспечение охраны подземных природных ресурсов, в том числе подземных вод, полезных ископаемых и углеводородов;
• отслеживание закачиваемого CO2, полей давления и вытеснения пластового флюида;
• обнаружение любой потери CO2 и оценка потенциального воздействия утечки на вызывающие озабоченность элементы;
• гарантирование, что любое связанное с размещением поднятие/оседание грунта или индуцированная сейсмичность управляются во избежание повреждения хранилища или другой наземной инфраструктуры;
• оценка эффективности мер по управлению рисками.

10.3 Разработка плана мониторинга

План мониторинга обычно составляют в соответствии с анализом оценки рисков, проводимым в рамках разработки оперативного плана в начале проекта. План мониторинга должен быть направлен на достижение целей, указанных выше, и обязательно зависит от конкретного проекта в соответствии с условиями эксплуатации, геологическими условиями и местными нормативными требованиями. План учитывает различные потребности в мониторинге на разных этапах проекта (до закачки, эксплуатации, закрытия, после закрытия). Достижение указанных выше целей требует прямого или косвенного отслеживания подповерхностной миграции CO2 и связанного с ней поля давления. План мониторинга обычно включает компоненты атмосферного, приповерхностного и подповерхностного мониторинга в зависимости от рисков конкретного проекта.

10.3.1 Подземное размещение по сравнению с CO2-EOR-проектами

Площадки EOR-проектов чаще всего очень хорошо охарактеризованы на основе:

• имеющегося опыта эксплуатации;
• прямого доступа к пласту через несколько скважин;
• знания первоначальной целостности пласта из-за наличия захваченных углеводородных газов/флюидов.

Площадки для размещения CO2, не предназначенные для увеличения нефтеотдачи, обычно не имеют истории эксплуатации и имеют ограниченный доступ к коллектору (меньшее количество скважин), поэтому эксплуатационные характеристики и целостность уплотнения основаны на ограниченных данных. Тем не менее, EOR-проекты обычно имеют много скважин, проникающих в покрышку, которые представляют собой потенциальные пути утечки, а влияние долгосрочной добычи на целостность резервуара является неопределенным. Различный характер этих типов проектов влияет на оценку рисков, которая формирует план мониторинга. Эти различия отражены в ПНСТ 813-2023, в котором основное внимание уделяется классификации выявленных потенциальных путей утечки и определению необходимости мониторинга.

10.3.2 Сухопутный или морские проекты по размещению CO2

Оффшорные подходы к регулированию отличаются от наземных. По сравнению с наземными проектами по размещению CO2, морские проекты, как правило, имеют еще меньше скважин (нагнетательных и/или наблюдательных) из-за более высокой стоимости бурения и эксплуатации морских скважин. Таким образом, большинство замечаний, указанных в 10.3.1 относительно размещения без EOR, применимы в случае морского хранения. Методы мониторинга локализации на морском дне и ниже осложняются наличием водной толщи над морским дном.

10.3.3 Мониторинг и стадии проекта

Требования к мониторингу варьируются в зависимости от этапа проекта: до начала закачки (или до размещения в случае EOR), закачка, закрытие и период после закрытия.

10.3.3.1 Мониторинг стадии перед началом закачки

На этом этапе происходит характеристика площадки (ГОСТ Р ИСО 27914 и ПНСТ 813-2023). Для проекта определяют область обзора (AOR) и собирают широкий спектр данных. Это период, в течение которого выполняют начальное моделирование хранилища, устанавливают базовые состояния или уровни и в течение которого первоначальный анализ рисков определяет цели и параметры, требующие мониторинга после начала эксплуатации. Большая часть данных, полученных во время характеристики площадки, может служить основой для мониторинга, указанного в плане мониторинга. Последующий мониторинг обычно происходит в рамках проекта.

10.3.3.2 Мониторинг в период эксплуатации

Проекты по размещению, вероятно, будут существовать (т.е. будет осуществляться закачка CO2) в течение периодов от нескольких лет до десятилетий. На этом этапе проводят мероприятия по мониторингу, которые предоставляют достаточную информацию для управления безопасной закачкой и рисками локализации, оценки целостности комплекса и калибровки прогнозируемых характеристик размещения и закачки. Планы мониторинга периодически оценивают и адаптируют в ходе закачки, чтобы гарантировать, что они по-прежнему соответствуют требованиям. Результаты мониторинга используют для информирования и инициирования расследования несоответствий, а также планирования мероприятий по смягчению и/или устранению недостатков по мере необходимости.

10.3.3.3 Мониторинг в период закрытия

Периоды закрытия будут различаться по продолжительности в зависимости от национальных правил. Например, провинция Альберта в Канаде рекомендовала 10-летний период закрытия, тогда как Агентство по охране окружающей среды США приняло по умолчанию 50-летний период закрытия для скважин класса VI. Продолжительность мониторинга после закрытия участка может быть установлена для каждого участка путем наблюдения за изменениями поведения CO2 с течением времени. Ожидается, что усилия по мониторингу на этом этапе менее интенсивны, чем на этапе эксплуатации. Мониторинг продолжают с целью обеспечения надежности удерживания и демонстрации того, что поведение CO2 является предсказуемым и имеет тенденцию к стабилизации.

10.4 Методы мониторинга

10.4.1 Мониторинг ствола скважины

10.4.1.1 Давление

Мониторинг давления в стволе скважины подразделяют на две категории: мониторинг целостности скважины и мониторинг пластового давления. Мониторинг целостности ствола скважины осуществляют путем контроля давления в затрубном пространстве на устье скважины или с помощью полевого датчика. В случае отказа трубопровода или обсадной колонны изменения давления используют для раннего оповещения. Этот тип мониторинга является дополнением, а не заменой периодических испытаний на механическую целостность (MIT).

Мониторинг давления также осуществляют путем создания отверстия в трубопроводе непосредственно над пакером для измерения давления (и температуры) непосредственно над зоной хранения. Датчики размещают в конце установленного оптоволоконного провода. Важно использовать материалы, устойчивые к среде с высоким содержанием CO2.

10.4.1.2 Пластовые флюиды

Отбор проб пластовых флюидов предоставляет важную информацию для различных целей, включая моделирование и составление отчетов о соблюдении требований. Существует множество методов сбора образцов проб. В некоторых методах используют специальное оборудование (например, тросовый пробоотборник), которое позволяет отбирать пробы в скважине для приближения к пластовым условиям. В других методах используют пробы, взятые на поверхности или вблизи нее (например, в устье скважины, из тестового сепаратора). Целостность пробы и запланированное использование результатов пробоотбора являются важными факторами, которые следует учитывать при выборе метода отбора проб. Каждый метод отбора проб имеет присущие ему преимущества и недостатки. Для проектов CO2-EOR периодический отбор проб флюидов из добывающих скважин обеспечивает:

• регистрацию состава флюидов и концентраций компонентов в каждой скважине;
• оценку пространственных и временных изменений качества флюидов.

Для CCS-проектов периодические отборы проб флюидов из мониторинговых скважин или скважин для извлечения рассола (при наличии) обеспечивают определение показателей качества пластовых флюидов.

10.4.1.3 Замедленный многопараметрический каротаж

Многопараметрический каротаж является основным инструментом для описания ствола скважины, обсадной колонны, окружающей геологии и потока жидкости в скважине. Геологические параметры измеряют в пределах от сантиметров до метров от скважины. Регистрация может быть проведена в замедленном режиме для непосредственного измерения изменений, связанных с закачкой. Основное преимущество метода заключается в обеспечении постоянной целостности скважины с течением времени.

Для мониторинга в проектах по хранению CO2 чаще всего используют нейтронный каротаж, акустический каротаж и каротаж удельного сопротивления. Тепловой захвата нейтрона (импульсный нейтрон) обычно уменьшается с увеличением насыщения CO2, как и скорость волны сжатия, тогда как удельное сопротивление увеличивается. Восстановление значений насыщения CO2 на основании каротажных данных требует калибровки с помощью модели смешения или с помощью лабораторных измерений. В рамках проекта Nagaoka проведен самый расширенный набор повторных каротажных измерений (нейтронный, резистивный и акустический) с 38 повторными каротажными измерениями, выполненными в течение 880 дней (см. [49]).

10.4.1.4 DTS/DAS-измерения

В технологиях распределенного измерения температуры (DTS) и распределенного акустического измерения (DAS) используют оптоволоконные кабели для непрерывного измерения температуры и акустического сигнала по всей длине оптического волокна. Использование этих методов обеспечивает установление вертикального профиля параметров по длине ствола скважины. Измерения температуры полезны для ограничения моделей потока флюида и определения фазы CO2 в зависимости от глубины в нагнетательных скважинах. Пассивные акустические измерения используют для обнаружения утечек CO2 вдоль ствола скважины, а также для обеспечения микросейсмического мониторинга (см. 10.4.2.2). Акустический мониторинг также используют для записи вертикальных сейсмических профилей (VSP, как это описано в следующем разделе).

Волоконно-оптические кабели для DTS и/или DAS могут быть проложены временно или часто являются частью стационарных установок (например, привязываются к нагнетательной колонне или размещаются снаружи обсадной колонны во время заканчивания скважины).

10.4.1.5 Сейсмические, гравитационные и электрические измерения

Геофизические измерения, выполненные с использованием инструментов, установленных в стволах скважин, обычно дают информацию о деталях резервуара-хранилища. Мониторинг ствола скважины предназначен для измерения или отображения изменений, связанных с закачкой, в непосредственной близости от ствола скважины. Основное применение этих методов заключается в непосредственном отображении области распространения CO2. Межскважинные методы (сейсмическая томография и томография электрического сопротивления) позволяют визуализировать связанные с закачкой изменения скорости сейсмических волн и удельного электрического сопротивления, соответственно, в межскважинной области (сотни метров) с разрешением в масштабе метров. Для измерения от поверхности до ствола скважины (сейсмический VSP и электрический) используют датчики в скважине для регистрации источников, расположенных на поверхности, и которые способны отображать сигнал на расстоянии 100 м от записывающей скважины. Датчиками для сбора сейсмических данных являются сейсмоприемники, гидрофоны или, в последнее время, кабели DAS. Гравитационные измерения проводятся так же, как и обычные каротажи, но они чувствительны не только к изменениям плотности в стволе скважины, связанным с закачкой, но и к изменениям, происходящим намного дальше от измерительной скважины.

10.4.2 Наземный мониторинг

Наземные методы мониторинга относятся к одной из трех категорий:

• непосредственный контроль наличия утечек CO2 из недр;
• динамические измерения процессов, которые могут свидетельствовать о нарушении целостности хранилища (деформация поверхности, пассивная сейсмика);
• данные дистанционного зондирования, которые отслеживают изменения насыщения CO2 и/или давления.

10.4.2.1 Приповерхностный прямой мониторинг

10.4.2.1.1 Газохимический состав почвы

Мониторинг почвенного газа направлен на обнаружение утечки закачиваемого CO2 в зону аэрации почвы до его выброса в атмосферу. Демонстрация того, что утечки на поверхность не произошло, дает общественности уверенность в том, что CCS-операции безопасны. Тем не менее, определить различение просачивающегося CO2 и природного CO2 в зоне аэрации почвы часто затруднено, поскольку существует большое количество динамических процессов, которые генерируют или потребляют CO2 в почве (см. [50]).

Предполагают, что для характеристики естественных вариаций базовые измерения для проектов CCS начинаются за несколько лет до закачки CO2. Разработан технологический геохимический подход к обнаружению утечек, который можно применять без фоновых измерений. Базовые исследования геохимии приповерхностного газа важны для CCS, поскольку они определяют диапазон естественных вариаций, связанных с приповерхностными процессами, чтобы свести к минимуму ложноположительные или отрицательные обнаружения, а также могут определить ранее существовавшие пути миграции газа.

Другой стратегией обнаружения утечек CO2 на объектах CCS является использование геохимических индикаторов. Изотопные трассеры дают важную информацию о происхождении почвенных газов (CO2, CH4, N2) и процессах, вызывающих их образование. Природные индикаторы, особенно стабильный изотопный состав углерода \delta^{13}C в почвенном газе CO2, использовались в программах мониторинга CCS. Однако значения \delta^{13}C закачиваемого CO2 могут перекрываться со значениями CO2 почвенного газа перед закачкой, что ограничивает применение этого метода на некоторых участках CCS. Например, на участке Weyburn для повышения нефтеотдачи (CO2-EOR) значение \delta^{13}C закачиваемого CO2 (от минус 21‰ до минус 20‰ ) было сравнимо с типичным составом CO2 в почвенном газе. Предложили, чтобы разность в значениях \delta^{13}C между закачиваемым и исходным CO2 составляла минимум от 5‰ до 10‰ , чтобы этот трассерный подход был надежным при определении движения CO2 и потенциальной утечки.

Радиоактивный углерод (14C) в почвенном газе CO2 является полезным индикатором для обнаружения утечек. Близкие к нулю концентрации 14C в CO2, полученном из ископаемого топлива (древний) по сравнению с недавним образованием в результате процессов дыхания почвы, делают 14C полезным дискриминантом для обнаружения утечек на участках, где закачиваемый CO2 образуется в результате сжигания ископаемого топлива. Опыт применения 14C в CCS-проектах был очень ограниченным.

10.4.2.1.2 Башни Flux

Башни Flux используют во всем мире для измерения концентраций газов (водяного пара, CO2, CH4 и N2O) и потоков энергии, которыми обмениваются наземная экосистема и атмосфера. Башни Flux были испытаны в проектах CCS. Однако направление ветра, стабильность атмосферы, неблагоприятные погодные условия и неоднородность поверхности создают трудности при проведении точных измерений потоков.

Вихревая ковариация — это микрометеорологический метод, который измеряет незначительные колебания воздушной массы и энергии в нескольких временных масштабах (час, день, сезон и год) и в пространственных масштабах от 100 м до 2000 м. Для целей мониторинга утечек необходимы базовые измерения потока CO2 для определения суточных и годовых циклов. Глобальные микрометеорологические исследования показывают, что максимальные среднечасовые плотности потока CO2 колеблются от минус 40 мкмоль CO2 м-2 с-1 в течение дня из-за фотосинтеза до плюс 15 мкмоль CO2 м-2 с-1 ночью из-за дыхания.

Пространственное осреднение присуще микрометеорологическому подходу. Это затрудняет количественную оценку любых выбросов CO2 из геологических хранилищ из-за переменных фоновых концентраций CO2 в атмосфере, которые колеблются от примерно 380 ppm (частей на миллион мольных долей в сухом воздухе) в дневное время до более 500 ppm ночью в самых нижних 10 м до 20 м атмосферы. Способность методов вихревой ковариации обнаруживать утечку CO2 из места хранения зависит от соотношения между интегральным потоком CO2 из зоны воздействия и скоростью просачивания из точечного источника.

10.4.2.1.3 Лазерная локация

Методы лазерной дальнометрии позволяют измерять оптическое поглощение вдоль пути света, измеренное на характерной длине волны инфракрасного поглощения CO2. Это обеспечивает определение общей интегрированной по пути массовой концентрации CO2 вдоль пути луча. Длина пути измерения приблизительно 100 м использовалась в демонстрации с лазерами и детекторами, обычно расположенными на высоте от 1 до 2 м над уровнем земли. Зоны аномальной концентрации CO2 относительно местного насыщения окружающей среды CO2 могут быть идентифицированы.

10.4.2.1.4 Химический состав подземных вод

Мониторинг подземных вод — это отработанный метод, который используют для документирования и количественной оценки подземного потока и изменения водной среды во времени. Как правило, цели программы мониторинга неглубоких подземных вод в контексте CCS/CO2-EOR-проекта заключаются в следующем:

• понять гидрогеологическую среду на проектной площадке и вокруг нее, взяв замеры и пробы из контрольных скважин;
• установить предпроектные состояния и изменчивость подземных вод;
• иметь возможность обнаруживать и количественно определять степень миграции CO2 из комплекса хранения в вышележащие и смежные геологические горизонты;
• выполнять требования нормативного мониторинга проекта;
• продемонстрировать, что проектная деятельность не вредит здоровью людей и окружающей среде.

Пробы подземных вод периодически отбирают с использованием стандартных методов. Измерения полевых параметров, таких как pH, температура, удельная электропроводность, растворенный кислород и окислительно-восстановительный потенциал, обычно регистрируют для определения репрезентативности грунтовых вод до отбора проб. Как только определено, что флюиды достаточно репрезентативны, подземные воды собирают и обрабатывают различными методами (например, фильтрацией, подкислением, охлаждением) для обеспечения целостности представляющих интерес аналитов. Собранные образцы затем передают для полевого и/или лабораторного анализа. Затем аналитические результаты оценивают на предмет изменений условий, которые указывают о воздействии на среду подземных вод. Если измерения или тенденции в химическом составе подземных вод указывают на то, что произошла утечка рассола или CO2 из комплекса хранения, то проект должен будет рассмотреть меры по смягчению последствий.

10.4.2.1.5 Экосистемы

Экосистемный мониторинг используют для качественной оценки воздействия операций CCS на окружающую среду (см. [51]). Состояние наземных и подземных экосистем можно определить непосредственно путем измерения продуктивности и биоразнообразия местной флоры и фауны или косвенно с помощью методов дистанционного зондирования. Однако количественная оценка утечек на основе растительности может оказаться невозможной.

Дистанционное зондирование (космическое или воздушное) — один из способов эффективного мониторинга хранения и оценки воздействия на обширные территории. Растительность в целом отражает местные экологические условия и землепользование на участке, что делает растительность хорошим интегратором экологической динамики. Мультиспектральные и гиперспектральные изображения помогают определить области растительности, которые могут подвергаться стрессу из-за высокой концентрации CO2 в почве и которые заслуживают дальнейшего исследования поверхности на предмет возможной утечки CO2. После тестирования методами дистанционного зондирования с воздуха (см. [52]) пришли к выводу, что необходим последующий подробный мониторинг участка, который должен включать измерения на поверхности, чтобы установить, вызвана ли аномалия глубокой утечкой CO2 или каким-либо другим, не связанным с этим процессом. Ложноположительные результаты можно уменьшить в местах геологического хранения CO2 за счет тщательного сбора исходных данных перед закачкой.

10.4.2.2 Мониторинг динамики поверхности

10.4.2.2.1 Деформация поверхности

Покадровый мониторинг деформации поверхности был полезен для выявления несоответствий в крупномасштабных проектах по хранению CO2. Измерения с помощью GPS и наклономера обеспечивают очень точные значения деформации грунта, локальные для отдельных станций, в то время как InSAR (интерферометрический радар с синтезированной апертурой) имеет возможность обеспечить площадное покрытие деформации грунта на участке мониторинга. Однако последствия наблюдаемых смещений грунта с точки зрения распределения CO2 под землей и поля давления требуют геомеханической модели для исследуемого района.

InSAR — это метод спутникового дистанционного зондирования, который позволяет определять и точно измерять вертикальные смещения грунта в масштабе миллиметров в год на территориях площадью от 1 до 10 000 км2. Он обеспечивает мониторинг больших площадей на предмет смещения грунта, связанного с операциями по закачке CO2. Вертикальную и горизонтальную деформацию грунта можно измерить с точностью до 0,3 и 0,2 см/год соответственно.

Станции глобальной системы позиционирования (GPS) могут обеспечивать непрерывную запись смещения грунта в масштабе миллиметров в год в отдельных местах. Таким образом, GPS-измерения дополняют охват территории и дискретные временные измерения, предоставляемые InSAR. Вертикальные скорости, определенные с помощью GPS-мониторинга, могут быть измерены на уровне 2,0 мм/год.

Наклономеры также обеспечивают непрерывную регистрацию деформации поверхности (наклона) в отдельных местах. Наклономеры способны измерять вращения в масштабе субмикрорадиана. Фоновый шум наклона является переменным. Например, были измерены эффекты земных приливов и осадков от 0,1 до 2,0 мкрад. Для сравнения, оценки наклона на основе моделей в том же месте превышают 10 мкрадиан. Эти оценочные уровни сигнала малы, но поддаются обнаружению и основаны на связи CO2 и давления, ограниченной зоной резервуара. Если это не так (например, CO2 мигрирует на меньшие глубины или взаимодействует с давлением), то можно ожидать большей деформации грунта.

10.4.2.2.2 Пассивная сейсморазведка

Целями пассивного сейсмического мониторинга являются идентификация и характеристика сейсмических событий, связанных с закачкой CO2, и их отличие от сейсмических событий, не связанных с проектом размещения, таких как естественные землетрясения или другая местная промышленная деятельность. Кроме того, мониторинг микросейсмичности, связанной с закачкой, можно использовать как средство корректировки операций закачки для смягчения потенциальных последствий техногенных землетрясений. Опыт закачки подземных сточных вод показал, что частоту и силу сейсмических событий можно контролировать, уменьшая объем и давление закачки.

Пассивный сейсмический мониторинг обычно использует набор трехкомпонентных наземных сейсмографов и/или скважинных сейсмических датчиков. Для наземных сейсмических групп требуется как минимум три станции, чтобы обеспечить эффективную триангуляцию для локализации локальных событий. Точность определения эпицентров наиболее высока для событий, происходящих в пределах границ приземного массива. Таким образом, расположение станций выбрано таким образом, чтобы охватить область, где происходит большинство сейсмических событий. Как правило, это включает как минимум площадь шлейфа CO2, но, как правило, гораздо шире, поскольку возмущения давления, связанные с закачкой, возникают на гораздо большей площади. Мобильность наземных станций позволяет в последующем корректировать местоположение станций на основе площадного распределения любых индуцированных микросейсмов. Декейтер является хорошим примером этого, когда реактивация разлома фундамента приводит к значительной микросейсмической активности в нескольких километрах от нагнетательной скважины. Наземные сейсмографы обычно способны обнаруживать сейсмические события силой 0 баллов и выше, и, таким образом, их обычно достаточно для целей обнаружения наведенной сейсмичности, которая может повредить наземную инфраструктуру.

Массивы пассивного мониторинга на скважине обеспечивают более высокую чувствительность для обнаружения и локализации событий небольшой магнитуды, связанных с закачкой (от минус 4 до минус 1). Недавно для этой цели были протестированы оптоволоконные кабели DAS. Развертывание ствола скважины также улучшает определение глубины для локальных событий, особенно если микросейсмическое событие происходит в диапазоне глубин, охватываемом массивом. Гипоцентры обнаруженных событий определяют по направлению сейсмических волн и разнице во времени прихода продольных и поперечных волн. Точность определения местоположения эпицентра микросейсмических событий малой магнитуды значительно повышается при использовании нескольких скважин. События небольшого масштаба не вызывают большого беспокойства в отношении потенциального повреждения наземной инфраструктуры, однако они могут дать информацию об изменениях напряжения в контейнере для хранения, а также выявить зоны, которые реактивируются.

Системы морского сейсмического мониторинга используют обычные трехкомпонентные донные сейсмографы или сети телеметрических сейсмографов. Обычные OBS (сейсмографы морского дна) используют в основном для временных наблюдений, поскольку данные недоступны до тех пор, пока сейсмографы не будут восстановлены. Системы телеметрии обеспечивают непрерывный мониторинг в режиме реального времени с помощью донных сейсмографов.

10.4.2.3 Косвенный мониторинг

Польза непрямых методов мониторинга CO2 зависит, прежде всего, от изменений физических свойств основной породы (флюидов), происходящих в результате частичного замещения ранее существовавших поровых флюидов (рассолов, углеводородов) CO2. Введение CO2 обычно приводит к изменениям плотности, электропроводности, сейсмической скорости и импеданса. Изменения давления приводят к дополнительным изменениям в некоторых обстоятельствах. Ожидаемую величину изменений свойств горных пород можно оценить путем сочетания лабораторных измерений и моделирования.

Способность различных методов дистанционного зондирования обнаруживать или отображать CO2 в недрах будет зависеть от глубины и количества закачанного CO2. Минимальный размер обнаруживаемой зоны CO2, которую можно обнаружить, увеличивается с глубиной для гравиметрических и электромагнитных измерений, тогда как для сейсмических методов разрешение менее чувствительно к глубине. Чувствительность всех этих методов зависит от уровня шума и повторяемости. Кроме того, из-за значительного увеличения сжимаемости и уменьшения плотности CO2, которое обычно происходит на глубинах менее 700 — 800 м, чувствительность гравиметрических и сейсмических методов резко возрастает на малых глубинах.

10.4.2.3.1 Сейсмостойкость

Покадровые сейсмические методы являются хорошо зарекомендовавшим себя средством мониторинга недр на глубинах, подходящих для хранения CO2. Они хорошо испытаны, т.к. используются для мониторинга резервуаров углеводородов в течение двух десятилетий. Сейсмический мониторинг применяют для отслеживания подземного распределения CO2, включая картографирование местоположения CO2 в пределах первичной зоны нагнетания (коллектора) и/или мониторинг CO2, находящегося вне зоны. Преимущества включают в себя применимость в самых разных геологических условиях, большой охват территории, мониторинг коллектора и вскрышных пород, а также хорошо зарекомендовавшую себя сферу услуг. Ограничения включают минимальные уровни обнаружения, зависящие от массы и распределения закачиваемого CO2 (обычно считают, что они находятся в диапазоне кт), относительно дорогостоящие по сравнению с другими наземными геофизическими методами, требуют доступа к поверхности, а культурные/природные источники шума могут снижать эффективность. Кроме того, существуют геологические условия, в которых сейсмические методы не подходят из-за проблем с проникновением сигнала.

При разработке программы сейсмического мониторинга необходимо учитывать следующие аспекты. Как горизонтальное, так и вертикальное разрешение слоев, вмещающих CO2, зависит от преобладающей длины волны сейсмического источника. Разрешение на глубине более 1000 м обычно ограничивается слоями толщиной приблизительно 10 м, хотя CO2 можно обнаружить и в более тонких слоях. Шлейфы CO2 должны достигать радиуса более 50 м, чтобы их можно было обнаружить. Повторяемость в конечном итоге определяет способность обнаруживать CO2. Стандартная сейсмическая съемка приводит к значениям повторяемости более 20%, тогда как значения повторяемости менее 10% были достигнуты при использовании стационарных установок мониторинга.

10.4.2.3.2 Электромагнитные методы

Наземные покадровые электромагнитные методы находятся в стадии разработки для целей глубинного мониторинга CO2. Они основаны на предположении, что электропроводность горной породы уменьшится, когда соленые поровые воды будут заменены CO2 с более высоким сопротивлением. Электромагнитные методы с контролируемым источником (CSEM) обычно имеют гораздо более низкое пространственное разрешение, чем сейсмические методы. Минимальный диаметр шлейфа CO2, который будет создавать обнаруживаемую разность фаз в рассеянном электромагнитном поле, сравним с глубиной шлейфа под поверхностью. Таким образом, электромагнитные методы лучше подходят для мониторинга больших количеств CO2 (Мт) или обнаружения CO2, который мигрировал в более мелкие геологические формации.

Более высокая чувствительность была достигнута в случае наземных измерений, когда обсадные трубы скважины используют в качестве электродов для передачи электрического тока на уровне пласта. Сигналы CO2 из резервуара глубиной 3000 м были получены на расстоянии до 500 м от скважины, что позволяет предположить, что такие методы потенциально подходят для мониторинга шлейфа вблизи нагнетательной скважины.

10.4.2.3.3 Гравиметрические измерения

Для мониторинга изменений в составе и распределении подповерхностных флюидов использовали наземные периодические гравиметрические измерения. Метод основан на изменении плотности композита из-за изменения насыщения порового флюида (или газа). Плотность CO2 резко уменьшается при движении вверх по глубине приблизительно 700 м, где CO2 переходит из сверхкритического флюида в газообразное. Результирующее увеличение контраста плотности с другими поровыми флюидами, такими как рассол или нефть, значительно увеличивает чувствительность гравиметрических измерений к присутствию CO2 выше этой глубины.

Изменения силы тяжести из-за закачки более 1 Мт CO2 на глубину более 1000 м, как правило, менее 10 микрогал (1 микрогал равен 10-8 м/с2), что мало по сравнению с уровнями точности большинства обычных гравиметров (от 2 до 5 микрогалов) или сезонные колебания силы тяжести +/- 10 микрогаллонов. Для CO2 на глубинах менее 700 м соответствующие изменения силы тяжести превышают погрешности измерения на порядок. Это говорит о том, что временные гравиметрические измерения наиболее применимы для мониторинга глубокой закачки больших количеств или для мониторинга утечек на меньших глубинах.

10.5 Тематические исследования

10.5.1 Пилотные проекты CCS (менее 100 кт)

10.5.1.1 Ketzin

В рамках проекта Ketzin CCS в тонкую (15 — 20 м) формацию засоленного песчаника было закачано 67 тыс. тонн CO2. Небольшая глубина закачки (630 м) делает это место хранения нетипичным, поскольку CO2 находится в газообразном состоянии (а не в сверхкритическом) при начальных условиях пластового давления и температуры. В результате процесса закачки достигается температура до 36 °C и давление от 7,4 до 7,8 МПа в точке закачки. Наземная сейсморазведка 4D и томография электрического сопротивления от поверхности до скважины обеспечили наиболее полный мониторинг на площади 1 x 1 км. Покадровые изображения, полученные обоими методами, показали расположение подземного шлейфа и было установлено, что северо-западное направление миграции CO2 отклоняется от того, что было предсказано до начала закачки. Сейсмические данные 4D, откалиброванные с помощью лабораторной петрофизики и каротажных данных, использовались для оценки массы CO2 в недрах и составляли от 93% до 95% закачиваемого CO2. Это послужило основой для оценки того, сколько CO2 могло быть растворено в рассоле.

10.5.1.2 Nagaoka

В рамках проекта Nagaoka было закачано 10,4 тыс. тонн CO2 в 12-метровый интервал пласта песчаника толщиной 60 м на глубине 1100 м. В наблюдательных скважинах непрерывно измерялись забойное давление и температура, чтобы избежать условий, которые могли вызвать трещинообразование покрывающей породы на этапе закачки. После прекращения закачки CO2 забойное давление снизилось до исходного уровня в течение года. Это быстрое снижение давления после прекращения закачки указывает на то, что если в пласте-коллекторе были достигнуты условия разрыва покрывающей породы, прекращение закачки, вероятно, снизит риск образования трещин.

Главной особенностью мониторинга в Nagaoka является многолетняя (более 15 лет) лесозаготовительная кампания, проводимая на этом месторождении. Программы интервального каротажа включали импульсный нейтронный, акустический и индукционный каротаж. Результаты импульсного нейтронного каротажа показали изменение состояния порового пространства, что позволило интерпретировать изменение насыщения CO2 во времени. Акустический каротаж выявил наличие закачиваемого CO2 в наблюдательных скважинах. Результаты индукционного каротажа, измеряющего удельное сопротивление породы и флюидов вблизи ствола скважины, показали процесс вытеснения пластовой воды CO2 и за счет растворения CO2. Увеличение удельного сопротивления указывало на соответствующее увеличение насыщения CO2, тогда как уменьшение удельного сопротивления указывало на увеличение растворенного CO2. Показатели удельного сопротивления показали, что гравитационные эффекты вызвали фазовые изменения в течение двухлетнего периода после прекращения закачки. В дальнейшем наблюдаются минимальные изменения.

Покадровая межскважинная сейсмическая томография предоставила изображения насыщения CO2 в межскважинной области после закачки 32 кт. Глубокие пробы флюидов предоставили прямые доказательства изменений насыщения CO2, которые объясняют наблюдаемые изменения в данных томографии и каротажа. Интеграция данных мониторинга, полученных с помощью инструментов разных поколений, затрудняет получение согласованных измерений в течение всего срока службы проекта. Например, в Nagaoka с помощью различных инструментов были получены данные каротажа в течение 16 лет.

10.5.1.3 Otway

На начальном этапе проекта CO2CRC Otway было закачано 65 тыс. тонн CO2 в нижний фланг ограниченного разломом истощенного газового резервуара мощностью 31 м на глубине 2100 м. Как и в других пилотных проектах, на участке применялся или тестировался комплексный набор методов мониторинга, включая измерения атмосферы, грунтовых вод, почвенного газа и микросейсмические измерения, а также отбор проб пластовых флюидов и 4D-сейсмику. Первоначально уникальной для этого проекта была стратегия мониторинга атмосферы для обнаружения и количественной оценки потенциальной утечки закачиваемого CO2. Измерения потоков CO2 проводились на поверхности с помощью вихрекорреляционной башни. Сезонный цикл был очевиден в потоках CO2 с наименьшей изменчивостью, наблюдаемой в засушливые условия поздним летом и осенью. Этот период относительно низкой изменчивости фона улучшил потенциал обнаружения CO2. Отсутствие утечки CO2, обнаруженное этим методом во время фазы I проекта, привело к изменению подхода, в соответствии с которым была проверена чувствительность этого метода для обнаружения выбросов от наземной деятельности на объекте Otway.

10.5.1.4 Rousse-Lacq

В рамках проекта Rousse-Lacq в пласт из доломита на глубине 4500 м была закачана 51 тыс. тонн CO2. План мониторинга включал измерение пластового давления, микросейсмический мониторинг и мониторинг окружающей среды (подземные воды, поверхностные воды, фауна, флора, почвенные газы и атмосфера). Был реализован мониторинг экосистем, в ходе которого были собраны образцы фауны и флоры для местных растений, насекомых, амфибий и рептилий, среди прочих параметров окружающей среды. Учет проводили два раза в год в конце июня и начале сентября в течение пятилетнего периода, с 2009 по 2013 г. Не установлена связь между закачкой CO2 и изменениями, наблюдаемыми в популяциях растений, насекомых и амфибий. Колебания наблюдались от года к году, но в большинстве случаев объяснялись естественными изменениями, очевидным вмешательством человека или погодными условиями.

10.5.2 CCS-проекты

10.5.2.1 Наземные проекты

10.5.2.1.1 In Salah

В рамках проекта In Salah CCS было закачано в общей сложности 3,8 млн тонн CO2 в 20-метровый интервал на глубине 1700 м на склоне пологого куполообразного пласта песчаника. Из широкого спектра методов мониторинга, используемых на месторождении In Salah, критически важным оказался мониторинг InSAR, поскольку он отображал деформацию поверхности во время закачки и выявлял необнаруженные несоответствия пласта. Последующий анализ повторной сейсморазведки 2009 г. (по сравнению с существующей трехмерной съемкой 1997 г.) выявил изменения, связанные с давлением. Несоответствие проекта, отмеченное программой мониторинга, привело к решению приостановить закачку в 2011 г.

10.5.2.1.2 Decatur

В рамках проекта Decatur (IBDP) была завершена закачка 1 млн тонн CO2 на глубину 2100 м в самую крупную формацию глубокого засоленного песчаника в бассейне Иллинойс. В рамках проекта было задействовано несколько специализированных установок для мониторинга, в том числе две глубокие контрольные скважины, 17 неглубоких контрольных скважин подземных вод, микросейсмический мониторинг с четырехкомпонентными забойными датчиками в нагнетательной скважине и внутрискважинный геофизический мониторинг для повторного мониторинга шлейфов с использованием методов VSP. Наличие наземной инфраструктуры на площадке оказалось серьезной проблемой для трехмерной покадровой сейсмической съемки.

Обширная программа мониторинга включала наземную сейсморазведку 3D (две съемки), VSP 3D (шесть съемок), мониторинг грунта, мониторинг атмосферы, мониторинг неглубоких подземных вод и глубокий мониторинг для измерения давления/температуры и отбора проб флюидов. Данные мониторинга были собраны за 18 месяцев до закачки, за 36 месяцев после закачки и в течение 36 месяцев после закачки. Пассивный сейсмический мониторинг был важным компонентом программы мониторинга. Микросейсмы малой магнитуды начались через два месяца после начала закачки, всего за три года закачки было зарегистрировано 4747 локализуемых событий. 97% событий имели магнитуду менее 0 и только два события имели магнитуду выше 1 (1,08 и 1,14). Гипоцентры этих событий располагались в основании осадочной колонны, но также простирались в нижележащий докембрийский фундамент. Пассивный мониторинг обеспечивает средства для принятия оперативных решений, которые могут потребоваться, если магнитуда наведенной сейсмичности станет значительной.

После прекращения закачки CO2 была реализована более целенаправленная программа мониторинга для выполнения конкретных нормативных требований. Например, отбор проб подземных вод был расширен до 30 параметров из 11, а также добавлен отбор проб из трех более глубоких точек. Частота отбора проб поверхностных грунтовых вод была снижена с ежемесячной до ежеквартальной, а еженедельный мониторинг почвенного потока был сокращен до ежемесячного, а затем прекращен через год после закачки. Также была снижена частота мониторинга для других методов (например, каротажа скважин, сейсморазведки, микросейсмического мониторинга).

10.5.2.1.3 Quest

В рамках проекта Shell Quest CCS было закачано 4 млн тонн CO2 (по состоянию на 2019 г.) в базальную кембрийскую формацию, которая несогласно залегает на докембрийском гранитном фундаменте на глубине более 2000 м. План мониторинга для проекта Quest был разработан на основе системы управления рисками хранения. В первоначальном плане было принято 37 различных методов мониторинга. Ключевые компоненты мониторинга в начальный период эксплуатации включали:

• отбор проб подземных вод;
• покадровое вертикальное сейсмическое профилирование, которое показало, что шлейф простирался на 200 м в поперечнике и был меньше, чем на основании моделирования;
• микросейсмический мониторинг, выявивший только три локализуемых события (магнитудой 0,7);
• покадровые импульсные нейтронные каротажи, демонстрирующие защитную оболочку в резервуаре;
• успешную демонстрацию технологии лазерной локации для мониторинга атмосферы на предмет утечек CO2.

Ранняя демонстрация низкого риска утечки привела к сокращению объема мониторинга. Основное внимание в пересмотренном плане уделялось методам внутрискважинного мониторинга, поскольку стволы скважин были определены как наиболее подверженные утечке CO2, что дополнялось периодическими проверками целостности скважин и сбором сейсмических данных.

10.5.2.1.4 Aquistore

По состоянию на июнь 2020 г. в хранилище Aquistore CO2 было закачано примерно 300 тыс. тонн CO2. Резервуар представляет собой насыщенную рассолом обломочную толщу, простирающуюся на глубину от 3130 до 3350 м и залегающую непосредственно над докембрийским кристаллическим фундаментом. На объекте использовались различные методы мониторинга, которые требуются в соответствии с законодательством и включают отбор проб воды из скважин, мониторинг почвенного газа и микросейсмический мониторинг. На полигоне продемонстрирован обширный перечень геофизических методов, включая различные сейсмические методы (наземная 4D, пассивная), электромагнитные методы (пассивная и с контролируемым источником), гравитационные, поверхностно-деформационные измерения. Кроме того, был протестирован ряд новых методологий, включая DAS, сейсмическую интерферометрию и скважинную гравиметрию. Нагнетательная и наблюдательная скважины были оснащены стационарными датчиками давления и температуры, а также оптоволоконными кабелями DTS/DAS.

Покадровый сейсмический мониторинг позволил отследить эволюцию области расположения CO2 на уровне резервуара с помощью импульсных нейтронных каротажей из наблюдательной скважины, обеспечивающих достоверность сейсмических изображений. Сейсморазведочные работы, проведенные при объемах закачки 36 тыс. тонн, 102 тыс. тонн, 141 тыс. тонн и 272 тыс. тонн, показывают основной шлейф с максимальной протяженностью вначале менее 200 м, расширяющийся почти до 500 м к моменту проведения четвертой мониторной съемки. Сейсмические изображения показывают, что CO2 мигрирует вверх и частично контролируется преобладающей структурой и структурой пористости/проницаемости в резервуаре. Пассивный сейсмический мониторинг зафиксировал отсутствие микросейсмичности, связанной с нагнетанием, а мониторинг скважин и почвенного газа не показал признаков проникновения CO2 из глубин в приповерхностные слои.

10.5.2.2 Морские проекты

10.5.2.2.1 Sleipner

Проект Sleipner компании Statoil (теперь Equinor) начал закачку более 1 млн тонн CO2 в год в Северном море в 1996 г. и достиг общего объема закачки 16 млн тонн к 2017 г. на глубину 1000 м ниже морского дна. Соляная формация Utsira представляет собой рыхлый песчаный слой мощностью от 200 до 300 м. Используемые на объекте методы мониторинга включают давление и температуру на устье скважины, 4D сейсмику и гравиметрию морского дна с интервальной съемкой.

Четырехмерная сейсморазведка зафиксировала как удержание CO2 внутри резервуара, так и вертикальное и поперечное распространение CO2. Порог обнаружения сейсморазведки оценивается на уровне 1 кт CO2. Гравиметрические исследования морского дна проводились в 2002, 2005 и 2009 гг. Замена воды менее плотным CO2 (от 675 до 715 кг/м3) снижает локальную гравитацию. Эти значения плотности в сочетании с измерениями температуры использовались для оценки распределения CO2 внутри области распространения. Кроме того, поскольку растворение CO2 в пластовой воде вызывает увеличение плотности, те же гравиметрические и температурные измерения позволили оценить количество CO2, растворенного в пластовой воде. Точность данных и модели дает уровень обнаружения поглощения 1,8% в год. В 2008 г. была проведена пробная съемка CSEM, но не было обнаружено интерпретируемого сигнала от области расположения CO2. Это отсутствие измеримого или различимого сигнала, вероятно, связано с шумом трубопровода и умеренной реакцией CO2. Морское дно было нанесено на карту с помощью многолучевого эхолота и гидролокатора бокового обзора.

10.5.2.2.2 Snøhvit

Газовое месторождение Snøhvit расположено в пределах разломного блока в Баренцевом море. Equinor производит примерно 700 тыс. тонн CO2 в год на наземном заводе по производству LNG в процессе переработки природного газа с месторождения Snøhvit . Начиная с 2008 г. выделенный CO2 первоначально закачивался в формацию песчаника (формация Tubåen ) на глубине морского дна 2600 м в зоне под первоначальным резервуаром природного газа (формация Stø ). Первоначальная закачка происходила в интервале 30 м в почти вертикальной скважине. Однако постоянное повышение давления почти до минимального давления гидроразрыва пласта привело к перемещению закачки в газодобывающий интервал.

В нагнетательной скважине на глубине 1805 м (800 м над пластом) были установлены датчики температуры и давления. Данные сейсморазведки 4D, полученные в 2009 г., выявили разность амплитуд, связанную с изменениями насыщенности CO2 и увеличением пластового давления. Сейсмическая интерпретация 4D предполагает, что большая часть CO2 была унесена в пределах самой нижней зоны резервуара и выявила зоны высокого давления. Эти мониторинговые наблюдения способствовали принятию решения об изменении закачки в формацию Stø .

10.5.2.2.3 Tomakomai

В рамках проекта Tomakomai было закачано в общей сложности 300 тыс. тонн CO2 в два резервуара из песчаника под морским дном с использованием сильно наклонных скважин, пробуренных с берега. Мониторинг с упором на микросейсмический мониторинг и экологические аспекты проводится как на суше, так и на море.

Программа мониторинга состоит из компонентов, требуемых законодательством Японии, дополненных измерениями, основанными на исследованиях. Программа мониторинга включает в себя:

• мониторинг давления и температуры на забое нагнетательной скважины;
• измерение растворенных газов (O2, CO2) и pH в морской воде;
• цейтраферную сейсморазведку.

Две нагнетательные скважины были пробурены в пласт песчаника на глубине от 1000 до 1200 м в вулканическую/вулкано-обломочную формацию на глубине от 2400 до 3000 м соответственно. Проект Tomakomai также имеет три наблюдательные скважины для наблюдения за давлением, температурой, наведенной сейсмичностью и естественной сейсмичностью.

Экологический мониторинг проводится четыре раза в год. Он включает:

• химический анализ воды;
• определение состава планктона;
• химический и биологический анализ донных отложений;
• наблюдение за бентосом;
• обследование морского дна на наличие пузырьков CO2;
• текущий мониторинг.

Наземные методы обнаружения утечек CO2 были адаптированы к морской среде [т.е. изменение парциального давления CO2 (pCO2)] в зависимости от насыщения растворенным кислородом для мониторинга запасов CO2 в проекте Tomakomai. Предельный порог был рассчитан на основе данных, измеренных на 12 станциях отбора проб в течение одного года. Вскоре после начала проекта данные о морской воде, собранные в ходе планового мониторинга, показали, что пороговое значение было превышено. Подтверждающие обследования показали, что одного года базового мониторинга недостаточно для определения порога. В результате оператор пересмотрел порог на основе данных, полученных с начала 2017 г. до начала 2018 г.

2D- и 3D-сейсморазведку проводили с использованием донных кабелей. Первая мониторная 2D-сейсморазведка, проведенная в январе — феврале 2017 г. после закачки 7,2 тыс. тонн CO2 в формацию, 2D- и 3D-сейсморазведка, и разведка, проведенная в июле — августе 2017 г., сентябре — октябре 2018 г. и январе — феврале 2020 г., после закачки 61 — 69 тыс. тонн, 207 тыс. тонн и 300 тыс. тонн CO2 соответственно, выявили четкие амплитудные аномалии, которые определяют эволюцию области размещения CO2.

Микросейсмический мониторинг проводят с использованием сети, состоящей из донной кабельной группы протяженностью 3600 м, 72 сейсмоприемников, четырех донных сейсмометров, сейсмических групп в наблюдательных скважинах и береговой сейсмостанции. Площадь микросейсмического мониторинга составляет 6 км на 6 км и охватывает район закачки. Кроме того, данные с четырех станций национальной сейсмической сети, расположенных вокруг Tomakomai, обеспечивают мониторинг естественных землетрясений на площади 50 x 38 км, чтобы подтвердить, что закачка не влияет на естественную сейсмическую активность.

10.5.3 CO2-EOR-проекты

10.5.3.1 Weyburn-Midale

Проекты Weyburn и Midale закачивают CO2 в известняково-доломитовую толщу толщиной до 30 м на глубину 1450 м. С момента начала закачки в 2000 г. на этих месторождениях размещено в общей сложности более 30 Мт CO2. Программа мониторинга, реализованная в рамках проекта Weyburn-Midale, была разработана как часть исследовательского проекта и включала демонстрацию и тестирование множества различных методов. Методами мониторинга, которые оказались особенно полезными, были отобраны пробы флюидов, проведены мониторинг почвенного газа, пассивный сейсмический мониторинг и 4D-сейсморазведка.

Химический отбор проб добываемых флюидов выявил химические процессы в эволюции химического состава резервуара, включая растворение CO2 в рассоле, растворение карбонатных минералов и увеличение общего содержания растворенных твердых веществ в рассоле. Имеет место хорошая пространственная корреляция наблюдаемых процессов с зонами наибольшего количества закачанного CO2 и с изменениями амплитуды данных 4D-сейсморазведки. Отбор проб почвенного газа на площадке показал, что концентрации и потоки газа находятся в диапазоне естественных значений и сопоставимы с эталонными значениями для аналогичного местоположения за пределами площадки. Анализ изотопного состава углерода в почвенном газе на участке Weyburn сыграл важную роль в опровержении обвинения в том, что глубинный CO2 просачивается из резервуара и мигрирует на поверхность.

Скважинный пассивный сейсмический мониторинг проводился в течение 7-летнего периода, в течение которого было обнаружено в общей сложности 200 микросейсм, что свидетельствует о низком уровне микросейсмичности низкой интенсивности. Большинство событий имеют магнитуду от минус 3,0 до минус 1,0 с максимальным расстоянием обнаружения 750 м, что свидетельствует об отсутствии каких-либо значительных сейсмических данных, связанных с закачкой, которые могли бы вызвать беспокойство.

10.5.3.2 Belle Creek

Месторождение Belle Creek расположено в юго-восточной части Монтаны. Коллекторный горизонт представляет собой толщу нефтеносного песчаника мощностью 20 м на глубине примерно 1370 м. Закачка составляет примерно 1 млн тонн CO2 в год и началась в 2013 г.

На участке использовали различные методы мониторинга для измерения естественной изменчивости почвенного газа и химического состава воды в приповерхностной среде, а также для отслеживания миграции CO2 внутри комплекса. Подповерхностный мониторинг фокусируется на распределении флюидов (углеводородов, рассола и CO2) в комплексе. Расходы закачиваемого CO2 и флюида, давление и состав контролируют для измерения производительности и калибровки геологических моделей.

Сейсмический анализ 4D после закачки 1 млн тонн CO2 позволил проследить распространение CO2 и выявить неоднородность внутри пласта, а также пути предпочтительного течения флюида. Эту информацию использовали для улучшения сопоставления исторических моделей и динамических моделей, а также повышения точности результирующих прогностических моделей.

11 Вывод из эксплуатации

11.1 Общие положения

В настоящем разделе рассматриваются требования и существующая нормативно-правовая база для вывода из эксплуатации CCS-проектов, в том числе и CO2-EOR-проектов.

11.2 Деятельность

Работы по выводу из эксплуатации в основном выполняют в течение периода закрытия, который начинается в конце закачки и продолжается до демонстрации соблюдения требований по закрытию площадки. Вывод из эксплуатации влечет за собой постепенное сокращение деятельности по проекту, включая демонтаж инфраструктуры, постоянный, но сокращенный мониторинг и возможное прекращение всей деятельности, связанной с проектом. Конкретные действия, обычно требуемые в течение периода после закачки, включают управление рисками, тестирование и техническое обслуживание контрольных скважин, а также возможное закупоривание и ликвидацию нагнетательных и контрольных скважин. Процесс закрытия должен включать регулярное взаимодействие между оператором проекта и регулирующими органами. Отчеты и данные, являющиеся основанием для закрытия проекта или прекращения деятельности, обычно хранят в течение определенного периода после вывода из эксплуатации, а затем их передают соответствующему регулирующему органу.

Отчеты и данные по проекту, включая историю эксплуатации и результаты мониторинга, собирают на этапе эксплуатации проекта. План управления рисками обычно разрабатывают таким образом, чтобы продемонстрировать, что отдельные риски управлялись на протяжении всего жизненного цикла проекта. Мониторинг и испытания проводят для получения информации об обеспечении надежного размещения CO2 и демонстрации соответствия между наблюдениями и прогностическими моделями. Эти действия будут способствовать окончательному закрытию проекта и места хранения. Как правило, оператор должен продемонстрировать соблюдение требований по закрытию или прекращению для вывода площадки из эксплуатации с помощью технических описаний параметров проекта (геологических, геомеханических, геохимических) и имитационных моделей, соответствующих наблюдаемому поведению площадки.

Анализ общих нормативных требований и условий разрешений для конкретных проектов выявил четыре общих основных критерия, которые должны быть выполнены до утверждения закрытия или прекращения проекта. Первый относится непосредственно к важнейшим начальным шагам при разработке и квалификации проекта — выбору площадки и ее характеристике. Ключом к успешному закрытию и ликвидации является тщательная идентификация и тщательное определение характеристик комплекса для размещения или EOR-комплекса, которые могут обеспечить безопасное подземное размещение, например с помощью компьютерного моделирования проектных операций и управления водохранилищами или паводками. Второй критерий включает в себя сбор оперативных данных, результатов мониторинга и испытаний и другой информации, которая будет использована для демонстрации соответствия поведения проекта операционным прогнозам, включая необходимые модификации, основанные на улучшенном понимании параметров проекта и результатов эксплуатации. Третий критерий — это снижение давления и стабилизация области распространения после прекращения закачки CO2, которые отслеживают и моделируют, чтобы продемонстрировать понимание будущего поведения размещаемого CO2. Четвертый критерий — это демонстрация постоянной гарантии удерживания CO2, которая опирается на историю эксплуатации, прошлые гарантии удерживания, проверенные характеристики площадки, понимание потенциальных путей утечки, сопоставление истории, чтобы продемонстрировать соответствие прогнозам, например относительно потенциальных утечек CO2 из EOR-хранилищ.

11.3 План закрытия или прекращения деятельности

Общим требованием в большинстве юрисдикций, связанных с подземным размещением или CO2-EOR, является разработка и регулярное обновление плана закрытия или прекращения деятельности в процессе эксплуатации. Такие планы касаются конкретных требований и процессов, определенных уполномоченными органами, включая обсуждение текущего мониторинга объекта с описанием технологий мониторинга и графиком мероприятий по мониторингу. Также должны быть описаны корректирующие действия для наиболее вероятных событий.

11.4 Определение юрисдикций и соответствующих рамок

В большинстве юрисдикций, предусматривающих закачку CO2 в углеводородные или другие типы резервуаров, будут действовать нормативные требования по закрытию или прекращению проектов, а в некоторых из них предусмотрена возможность передачи прав собственности на CO2, ответственность за объекты и ответственность после закачки. Критерии вывода из эксплуатации варьируются в зависимости от юрисдикции, но обычно включают требования по демонстрации отсутствия обнаруживаемой утечки и потенциального воздействия на здоровье человека, окружающую среду или экономические ресурсы. Операторам площадки необходимо будет продемонстрировать, что резервуар для хранения, включая пластовое давление и вытеснение пластовых флюидов, хорошо изучен, и распространение и миграция CO2 предсказуемы. Потенциально это можно продемонстрировать с помощью оценки истории добычи, использования данных мониторинга или компьютерного моделирования. Кроме того, оператору часто необходимо оценить и задокументировать целостность скважин, прежде чем они будут ликвидированы в соответствии с регулирующими нормами. Наземные объекты и инфраструктура часто должны быть демонтированы при закрытии.

Правовые рамки по всему миру для вывода из эксплуатации CCS- и CO2-EOR-проектов различаются и находятся на разных стадиях зрелости. Правовая база США имеет разные требования и процедуры для скважин класса II и класса VI, которые включают разные подходы к наблюдению за площадкой после прекращения закачки, европейская система налагает аналогичные критерии вывода из эксплуатации как для CO2-EOR-проектов, так и для подземного размещения без CO2-EOR. Япония все еще разрабатывает свою структуру для вывода из эксплуатации.

11.5 США

11.5.1 Правила EPA для закрытия и наблюдения за площадкой, на которой велась закачка

Требования США, регулирующие закрытие, тампонирование и ликвидацию CO2-EOR-скважин, регулируются программой UIC Агентства по охране окружающей среды США для класса II. Требования, регулирующие закрытие и наблюдение за площадкой после закачки с целью подземного размещения, регулируются той же программой, но для класса IV.

11.5.2 Правила тампонирования скважин класса II

В дополнение к требованиям, которые применяются к прекращению операций по добыче углеводородов, правила класса II требуют, чтобы скважины были построены, эксплуатировались и закрывались цементом, чтобы предотвратить движение флюидов. Регулирующий орган обязан предписать оператору проекта проведение мониторинга водоносных горизонтов, где это необходимо и возможно. Операторы должны предоставить финансовые гарантии тампонирования и ликвидации скважин по завершении проекта, а также представить окончательный отчет, подтверждающий соблюдение требований. Как часть требований по выводу из эксплуатации, регулирующий орган также обязывает владельца или оператора утилизировать любую почву, гравий, шлам, жидкости или другие материалы, удаленные из скважины или с прилегающей территории.

Правила для скважин класса II касаются только нагнетательных скважин.

11.5.3 Правила тампонирования скважин класса VI

В соответствии с правилами для класса VI план тампонирования скважины должен быть подготовлен и представлен как часть первоначальной заявки на получение разрешения, в которой описаны испытания, меры, материалы и процедуры, используемые в процессе тампонирования. Этот план необходимо периодически обновлять по мере необходимости во время эксплуатации и непосредственно перед закрытием.

11.5.4 План наблюдения после завершения закачки для скважин класса VI

План наблюдения после завершения закачки для скважин класса VI должен быть подготовлен и обновлен на протяжении всего проекта, а также реализован при закрытии объекта. План должен учитывать определение:

a) перепада давления между прогнозируемым давлением перед закачкой и давлением после закачки в зоне(ах) закачки;

b) прогнозируемое положение области расположения диоксида углерода и связанного с этим фронта давления при закрытии площадки;

c) описание места (мест) мониторинга после закачки, методов мониторинга и предполагаемой частоты мониторинга;

d) предлагаемый график предоставления результатов мониторинга;

e) продолжительность временных рамок наблюдения.

Изменения в план наблюдения могут быть внесены в ходе реализации проекта и представлены на утверждение регулирующему органу. Когда закачка прекращается, владелец или оператор должен изменить план или продемонстрировать, что не требуется никаких изменений.

11.5.4.1 Мониторинг в рамках плана наблюдения после завершения закачки

Правила для скважин класса VI требуют проведения мониторинга участка после завершения закачки, чтобы продемонстрировать положение области расположения диоксида углерода и фронта давления, а также продемонстрировать, что подземные источники питьевой воды не находятся под угрозой. Хотя в правилах указано, что мониторинг после закачки должен продолжаться не менее 50 лет, регулирующий орган может утвердить более короткий альтернативный период мониторинга. Закрытие санкционируют после того, как на основе мониторинга и других данных по конкретным объектам будет продемонстрировано, что проект не представляет опасности для подземных источников питьевой воды и не требуется дополнительный мониторинг. Наблюдения следует продолжать до тех пор, пока эта демонстрация не может быть проведена, даже если истек санкционированный период наблюдения.

Агентство по охране окружающей среды разработало руководящие документы по тампонированию скважин, наблюдению за местом закачки и закрытия участка. В руководящих документах содержится подробная информация о том, как агентство намерено применять положения правил о наблюдении за площадкой после окончания закачки и закрытии площадки, включая гипотетические примеры планов мониторинга и их изменений. Кроме того, проводится подробный обзор того, как заявитель может приступить к установлению альтернативного периода наблюдения за площадкой после окончания закачки, который короче 50-летнего периода по умолчанию.

После того, как регулирующий орган санкционировал закрытие объекта, все контрольные скважины должны быть затампонированы таким образом, чтобы не допустить перемещения закачиваемых или пластовых флюидов, создающих угрозу для подземных источников питьевой воды.

11.5.4.2 Хранение отчетов

Отчет о закрытии площадки должен быть представлен в течение 90 дней после закрытия площадки и храниться у владельца или оператора в течение 10 лет после закрытия. По истечении 10-летнего периода отчет должен быть передан в регулирующий орган. Кроме того, в соответствующих реестрах необходимо сделать публичную запись, которая предоставит любому потенциальному покупателю земли уведомление о том, что землю использовали для размещения CO2.

11.6 Европейский Союз

11.6.1 Закрытие проекта

Директива ЕС по CCS содержит подробные правила, касающиеся закрытия и вывода из эксплуатации площадок для закачки, от которых государства-члены могут отклоняться и устанавливать собственные требования.

В соответствии с Директивой ЕС по CCS существует три обстоятельства, при которых площадка может быть закрыта:

a) при соблюдении соответствующих условий разрешения на размещение;

b) за счет специального гранта властей по обоснованному запросу оператора;

c) если разрешение отозвано уполномоченными органами.

11.6.2 Период после закрытия

После прекращения закачки и закрытия проекты вступают в период после закрытия, обязательства для которого описаны в плане после закрытия. Предварительный план после закрытия является частью первоначального разрешения на размещение. Чтобы оператор закрыл хранилище в соответствии с [11.6.1 перечисление a) или b)], предварительный план должен быть обновлен и представлен на утверждение с учетом анализа рисков, передовой практики и технологических усовершенствований. План после закрытия детализирует обязательства, связанные с мониторингом, отчетностью и корректирующими мерами.

11.6.3 Передача ответственности

Директива по CCS регулирует передачу ответственности компетентным органам при определенных обстоятельствах. Чтобы инициировать передачу, должно пройти не менее 20 лет, площадка должна продемонстрировать, что CO2 полностью и постоянно удерживается. После передачи уполномоченный орган берет на себя обязательства по наблюдению за местом размещения, а также ответственность за превентивные, смягчающие и корректирующие меры.

Перед передачей ответственности оператор обязан предоставить «финансовый вклад», интерпретируемый как фактическое внесение денежных средств на банковский счет. Директива по CCS подчеркивает свободу государств-членов определять механизмы и устанавливать соответствующий уровень взноса. Один из способов определения уровня вклада заключается в том, что финансирование должно покрывать затраты на мониторинг в течение не менее 30 лет.

11.7 Германия

Германия приняла Директиву ЕС по CCS и ввела более строгие требования к выводу из эксплуатации. Одним из требований является представление обновленного сертификата безопасности вместе с планом мониторинга после закрытия, который демонстрирует выполнение обязательных эксплуатационных требований и описывает дальнейшие превентивные меры и меры по смягчению последствий. Кроме того, сертификат безопасности должен сопровождаться заключением Федерального института геолого-геофизических исследований и природных ресурсов и Федерального агентства по охране окружающей среды.

Специальные требования предусматривают, что оператор должен подать заявку на вывод из эксплуатации и остановку всех операций, если количество CO2, указанное в утвержденном плане, было размещено, если только не было получено специальное разрешение на увеличение количества размещаемого CO2.

Еще одним отступлением от Директивы CCS является продление предписанного минимального периода ответственности после закрытия с 20 до 40 лет. Увеличение срока обусловлено тем, что долгосрочная безопасность должна соответствовать современному уровню развития науки и техники, что позволяет уполномоченному органу избежать предположения о небезопасном хранилище. Уполномоченный орган может по своему усмотрению разрешить передачу ответственности раньше 40 лет, если была продемонстрирована долгосрочная безопасность размещения CO2.

Спецификации в Германии также требуют расчетного денежного взноса, который должен быть инвестирован, т.е. являются частью финансового механизма.

11.8 Франция

Франция внесла обязательства по закрытию и после закрытия, а также передачу ответственности в соответствии с Директивой ЕС по CCS во французский экологический кодекс, который включает некоторые отклонения в отношении передачи ответственности.

Перед передачей ответственности компетентному органу экологический кодекс Франции требует, чтобы оператор бесплатно предоставил государству оборудование, результаты исследований, реестр количества и свойств доставленного и закачанного CO2, а также все другие данные, необходимые для мониторинга в период после закрытия.

Экологический кодекс Франции требует, чтобы проект решения, утверждающий передачу ответственности, был доступен для общественности. Проект решения включает отчет оператора, демонстрирующий выполнение условий, необходимых для передачи, и отчет компетентных органов, в котором при необходимости излагают требования или условия такой передачи.

Экологический кодекс Франции устанавливает 30 лет в качестве минимального периода мониторинга между окончательной закачкой и передачей ответственности компетентному органу. Если доказательства по истечении этого периода не будут сочтены достаточными для передачи, власти уполномочены установить новый минимальный период наблюдения не более 10 лет. В качестве альтернативы 30-летний период может быть сокращен после истечения минимального 10-летнего периода мониторинга, подтверждающего безопасность проекта.

11.9 Норвегия

Норвегия также приняла положения Директивы ЕС по CCS о выводе из эксплуатации. Согласие на закрытие требует, чтобы оно соответствовало условиям, указанным в разрешении на размещение, которое включает в себя предварительный план после закрытия, представленный как часть заявки на получение разрешения. Этот предварительный план обновляет оператор и требует утверждения до закрытия проекта. Окончательный план закрытия вносит поправки в предварительный план закрытия на основе анализа рисков, передового опыта и технологических усовершенствований.

В Норвегии действуют правила, которые отклоняются от финансового механизма, предусмотренного Директивой CCS ЕС. При индивидуальной оценке Норвегия может принять гарантию материнской компании вместо финансового вклада. При этом будут учитываться такие аспекты, как общая финансовая устойчивость оператора при оценке того, следует ли принять гарантию материнской компании вместо финансового вклада.

11.10 Канада

В Альберте деятельность по хранению CO2 регулируется законом о сохранении нефти и газа, который требует наличия утвержденного плана мониторинга, измерений и верификации (MMV), соблюдения этого плана MMV, подготовки отчетности и выполнения требований к месту размещения. Если власти предоставляют оператору права на закачку и улавливание CO2, оператор должен предоставить план закрытия на утверждение и соблюдать его. Министерство может выдать сертификат о закрытии, если убедится, что оператор:

• соблюдал, чтобы все скважины в проекте контролировались и были завершены мероприятия по закрытию, указанные в плане;
• закрыл все скважины и объекты в соответствии с законом о сохранении нефти и газа и правилами;
• выполнил требования по мелиорации в соответствии с законом об охране и улучшении окружающей среды;
• соблюдает срок закрытия, указанный в правилах;
• соответствует всем условиям, указанным в правилах;
• обеспечивает уверенность в том, что захваченный CO2 ведет себя стабильно и предсказуемо без значительного риска утечки в будущем.

Законом предусмотрено, что, если выдают сертификат о закрытии, правительство становится владельцем уловленного CO2 и принимает на себя все обязательства по скважинам и объектам (в соответствии с законом о сохранении нефти и газа) и экологические обязательства (в соответствии с законом об охране и улучшении окружающей среды и законом о правах на землю) и тем самым освобождает арендатора (оператора) от любых обязательств в отношении проекта.

11.11 Япония

Правовая база для закрытия в Японии менее специфична, чем в США, Канаде и ЕС. Оператор обязан подготовить план закрытия нагнетательной скважины в составе разрешительной документации в случае, если планируется закрытие. Хотя это и не полностью выяснено, текущий мониторинг может быть прекращен после выполнения обязательств по плану закрытия скважин, если мониторинг морской воды выявляет приемлемые изменения по сравнению с исходным состоянием, а анализ поведения CO2 демонстрирует стабильное состояние закачиваемого CO2. Определенный период мониторинга после прекращения закачки и дальнейшая степень ответственности и ответственности оператора находятся на рассмотрении.

11.12 Обсуждение закрытия отдельных проектов

Есть несколько проектов, которые вступили в стадию закрытия, а тематические исследования деятельности по выводу из эксплуатации ограничены. Ниже рассмотрены некоторые из них с уделением особого внимания конкретным этапам процесса вывода из эксплуатации.

11.12.1 Проект Decatur в бассейне Иллинойса

Компания Archer Daniels Midland (ADM) и Среднезападный геологический консорциум (MGSC) совместно с Геологической службой штата Иллинойс (ISGS) подали заявку и получили два разрешения для скважин класса VI. Разрешениями утвержден план тампонирования скважин и план наблюдения за площадкой после закачки и закрытия. План наблюдения описывает действия, которые ADM будет выполнять для выполнения нормативных требований по закрытию. В этом случае EPA утвердило альтернативный 10-летний период после окончания закачки (вместо 50-летнего периода). Владелец разрешения будет контролировать качество подземных вод и отслеживать положение размещения диоксида углерода и фронта давления в течение десяти лет после окончания закачки CO2. Мониторинг будет продолжаться после этой даты до тех пор, пока регулирующий орган не одобрит демонстрацию отсутствия опасности для подземных источников питьевой воды.

Все данные мониторинга за местом закачки и результаты мониторинга представляют в Агентство по охране окружающей среды США в ежегодных отчетах, которые содержат информацию и данные, полученные в течение отчетного периода, например сейсмические данные, данные скважинного мониторинга, анализ образцов и результаты обновленных моделей участков.

11.12.1.1 Альтернативные сроки наблюдения за местом закачки

Компания ADM на основе компьютерного моделирования продемонстрировала, что альтернативные \text{временны}´\text{е} рамки наблюдения в 10 лет подходят для определения прогноза миграции области расположения, снижения давления и геологии для конкретного участка. В течение этого периода мониторинг качества подземных вод, отслеживание области расположения CO2 и фронта давления продолжают и сообщают до тех пор, пока ADM не продемонстрирует на основе мониторинга и других данных, что не требуется дополнительный мониторинг, чтобы гарантировать, что проект не представляет опасности. Если какая-либо информация, на которой была основана демонстрация, изменяется или фактическое поведение значительно отличается от смоделированных прогнозов, то необходимо будет обновить план наблюдения и план закрытия площадки.

11.12.1.2 Демонстрация критериев безопасности

До выдачи разрешения на закрытие участка компания ADM должна представить отчет о демонстрации отсутствия опасности для подземных источников питьевой воды директору Агентства по охране окружающей среды США. Демонстрация основана на оценке данных мониторинга участка, используемых в сочетании с вычислительной моделью проекта. В отчете будет подробно описано, как демонстрация отсутствия опасности использует специфические для площадки условия для подтверждения и демонстрации отсутствия опасности. Отчет будет включать: все необходимые данные мониторинга и интерпретацию этих данных, модельную документацию и все подтверждающие данные, а также любую другую информацию, необходимую директору для проверки анализа.

Отчет будет включать следующие компоненты:

• сводку существующих данных мониторинга;
• сравнение данных мониторинга и предсказаний модели;
• оценку области расположения диоксида углерода;
• оценку мобилизованных флюидов;
• оценку пластового давления;
• оценку потенциальных каналов движения жидкости;
• оценку пассивных сейсмических данных;
• план закрытия площадки;
• отчет о закрытии площадки.

11.12.1.3 Отчет о закрытии участка

Отчет о закрытии площадки готовят и представляют в течение 90 дней после закрытия площадки, документируя следующее:

• тампонирование проверочной и геофизической скважин;
• расположение закрытых нагнетательных скважин;
• уведомления государственных и территориальных органов власти;
• записи о характере, составе и объеме закачанного CO2;
• записи мониторинга после закачки.

Отчет о закрытии объекта представляют в орган, выдающий разрешения, и оператор хранит его в течение 10 лет после закрытия объекта.

11.12.2 Ketzin

На демонстрационной площадке Ketzin в Германии в период с июня 2008 г. по август 2013 г. было закачано в общей сложности 67 тыс. тонн CO2, после чего закачку прекратили и площадка перешла в фазу после закрытия. Критерием прекращения закачки было соблюдение условий, указанных в разрешении. Процедуры вывода из эксплуатации проходили на разных этапах.

Критерии разрешения на закрытие следующие:

• размещено количество CO2, указанное в разрешении;
• концепция вывода из эксплуатации и последующего ремонта соответствует требованиям законодательства;
• обеспечено, что после вывода из эксплуатации гарантирована долговременная безопасность размещения CO2;
• отсутствие опасности для человека и окружающей среды может быть гарантировано за счет принятия необходимых мер предосторожности против неблагоприятного воздействия на людей и окружающую среду.

11.12.2.1 Демонтаж скважины на площадке

Установка для закачки CO2 была демонтирована в декабре 2013 г. Повторно используемые компоненты, такие как два резервуара для CO2, плунжерные насосы, теплообменник и система электрического нагревателя, были использованы производителем для дальнейшего применения.

Для пяти скважин была согласована двухэтапная стратегия ликвидации (при руководстве обязательным национальным законодательством) и согласована с горнодобывающим управлением федеральной земли Бранденбург (LBGR). В октябре 2013 г. эта стратегия была реализована для скважины CO2 Ktzi 202/2007 (одна из контрольных скважин) с целью технико-экономического обоснования процедуры закрытия.

Поскольку ствол скважины находился под давлением газообразного CO2 и имел уровень пластовой воды ниже секций фильтра, ее пришлось заглушить путем закачки в устье скважины соляного раствора высокой плотности (1,20 кг/л) для достижения нулевого устьевого давления.

Затем участки скважины, вскрывающие продуктивный пласт и нижнюю покрывающую породу, были тампонированы устойчивым к CO2 цементом. После затвердевания было проведено стандартное испытание на механическую целостность. В рамках обширной исследовательской программы на этом участке газомембранная система и датчик давления контролировали первую цементную пробку этой скважины на ее газонепроницаемость в течение двух лет. Увеличение концентрации газа или изменения давления не обнаружены. Впоследствии, в июне 2015 г., были отобраны керны из самых верхних 3 м первой цементной пробки, изучены их петрофизические свойства и подтверждена целостность цементной пробки, устойчивой к CO2.

Обсадная труба была разрезана канатным струйным резаком, вытащена и заполнена стандартной (API) цементной мостовой пробкой класса G. Эта процедура была повторена для следующей последовательности обсадных труб (либо второй технической, либо анкерной обсадной колонны) для создания третьей цементной пробки. Из извлеченного корпуса были взяты образцы материала для оценки коррозии (см. рисунок 7).

Рисунок 7 — Вырезание образцов корпуса для проверки на коррозию (вверху) — увеличенный вид образца (внизу) (фото: GFZ)

11.12.2.2 Демонтаж площадки на поверхности

В подвалах скважин оставшиеся наружные кожухи были срезаны на уровне цокольного этажа. Самый внутренний кожух был срезан примерно на 10 — 15 см выше пола подвала и приварен к крышке из листовой стали толщиной 10 мм. В качестве дополнительной меры защиты установлено покрытие из бетона толщиной примерно 0,5 м.

Бетонный фундамент бывшей установки для закачки, резервуары с CO2 и контейнеры были разбиты и разрезаны для утилизации. Группа сейсмометров, вкопанная в землю вдоль внешнего периметра, была оставлена. Были отсоединены, демонтированы и утилизированы только кабельные фидеры.

Было доказано, что для газонаполненных скважин комбинированная программа мониторинга целостности скважины является подходящей заменой метода каротажных диаграмм, что продемонстрировано на этапе закачки и после закачки.

Двухлетний этап мониторинга зоны устойчивого к CO2 цемента на забое скважины Ktzi 202 подтвердил стабильное и газонепроницаемое поведение цемента.

Нагнетательную трубу можно было полностью демонтировать: трубы были в хорошем состоянии, особенно их внутреннее покрытие, которое не имело повреждений.

Извлечен пакер из нагнетательной скважины; извлечен, очищен и поставлен на хранение для возможного дальнейшего использования забойный датчик давления-температуры.

11.12.3 Sleipner

Норвежское управление по охране окружающей среды требует, чтобы оператор (или лицензионная группа) предоставил финансовую гарантию для покрытия обязательств по мониторингу, мер по исправлению положения, закрытия, деятельности после закрытия и любых обязательств, вытекающих из Закона о климате. В разрешении на хранение CO2 на месторождении Sleipner управление подчеркнуло, что смета затрат на месторождение Sleipner, закрытие которого не планируется в течение 20 — 25 лет, не будет иметь большого значения в столь отдаленном будущем. Текущее разрешение оценивает, что гарантия материнской компании выполняет это юридическое обязательство. В заявке Statoil (в настоящее время — Equinor) провела неофициальную оценку затрат на обязательства после закрытия.

Возможные затраты, связанные с обязательствами в соответствии с Законом о климате, не оценивались, но материнская компания ссылается на наиболее вероятный сценарий с потенциальной интенсивностью утечки в пределах от 0,1 до 100 т/год. Это не станет основным элементом затрат, даже если будущие разрешения на выбросы станут более дорогими.

11.12.4 Snøhvit

Закачка CO2 на газовом месторождении Snøhvit осуществляется в соответствии с Норвежским законом о нефти, а хранение и мониторинг CO2 были впервые включены в правила 2014 г., а впоследствии было выдано официальное разрешение. Нормативные требования идентичны требованиям газового месторождения Sleipner. План на период после закачки еще не представлен, поскольку в соответствии с норвежскими нефтяными правилами это требуется всего за 2 — 5 лет до прекращения закачки.

БИБЛИОГРАФИЯ

[1]	UIC Class II regulations, 40 CFR 146, Subpart C.
[2]	UIC Class VI regulations, 40 CFR Part 146, Subpart H.
[3]	Underground Injection Control (UIC) Program regulations, 40 CFR Parts 144 and 146
[4]	Safe Drinking Water act, 42 u.s.c. § 300f, et. seq
[5]	U.S. Environmental Protection Agency, Geologic Sequestration of Carbon Dioxide: Underground Injection Control (UIC) Program, Class II Oil and Gas Related Injection Wells (https://www.epa.gov/uic/class-ii-oil-and-gas-related-injection-wells)
[6]	U.S. Environmental Protection Agency, Geologic Sequestration of Carbon Dioxide: Underground Injection Control (UIC) Program, Class VI Well Plugging, Post-Injection Site Care, and Site Closure Guidance (December 2016)
[7]	U.S. Environmental Protection Agency, Geologic Sequestration of Carbon Dioxide: Underground Injection Control (UIC) Program, Final Class VI Guidance Documents (https://www.epa.gov/uic/final-class-vi-guidance-documents) Injection Site Care, and Site Closure Guidance (December 2016)
[8]	Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the geological storage of carbon dioxide and amending Council Directive 85/337/EEC, European Parliament and Council Directives 2000/60/EC, 2001/80/EC, 2004/35/EC, 2006/12/EC, 2008/1/EC and Regulation (EC) No 1013/2006 (Text with EEA relevance). https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?qid=1595405055106&uri=CELEX:02009L0031-20181224 Injection Site Care, and Site Closure Guidance (December 2016)
[9]	Directive 2004/35/CE of the European Parliament and of the Council of 21 April 2004 on environmental liability with regard to the prevention and remedying of environmental damage. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:02004L0035-20190626
[10]	Gesetz zur Demonstration der dauerhaften Speicherung von Kohlendioxid (Kohlendioxid-Speicherungsgesetz-KSpG), vom 17. August 2012 (BGBI. I S. 1726), das zuletzt durch Artikel 138 der Verordnung vom 19. Juni 2020 (BGBI. I S. 1328) ge?ndert worden ist: https://www.gesetze-im-itenet.de/kspg/BJNR172610012.html
[11]	Decree 2011-1411 from 31 October 2011 related to geological storage of carbon dioxide in order to fight against global warming/ Décret n°2011-1411 du 31 octobre 2011 relatif au stockage géologique de dioxyde de carbone afin de lutter contre le réchauffement climatique
[12]	French Environmental Code/Code de l'environnement de la française République
[13]	Decree 2012-384 from 20 March 2012 modifying the to the list of activities which must comply with specific regulation regarding the protection of the environment
[14]	Act 21 December 1990 No. 21 relating to CO2 tax in the petroleum activity on the continental shelf. Amendments as of June 2000. https://app.uio.no/ub/ujur/oversatte-lover/cgi-bin/sok.cgi?dato=&nummer= &tittel=CO2&type=LOV&S%F8k=S%F8k
[15]	Act 29 November 1996 No. 72 relating to petroleum activities. https://www.npd.no/en/regulations/acts/act-29-november-1996-no2.-72-relating-to-petroleum-activities/
[16]	Regulations relating to exploitation of subsea reservoirs on the continental shelf for storage of CO2 and relating to transport of CO2 on the continental shelf. https://lovdata.no/dokument/SF/forskrift/2014-12-05-1517?q=kontinentalsokkel (in Norwegian only)
[17]	Regulations relating to petroleum activities. https://lovdata.no/dokument/SF/forskrift/1997-06-27-653?q=petroleumsforskriften (in Norwegian only).
[18]	Regulations relating to safety and working environment for transport and injection of CO2 on the continental shelf (the CO2 safety regulations). https://www.ptil.no/contentassets/f18375b7184d4cd68fc1c733b318b3dc/co2-sikkerhetsforskriften_e.pdf
[19]	Act of 17 December 2004 No. 99 Relating to Greenhouse Gas Emission Allowance Trading and the Duty to Surrender Emission Allowances. https://www.regjeringen.no/en/dokumenter/greenhouse-gas-emission-trading-act/id172242/
[20]	Annex 1: Måleprogram og overvåkningsplan for injeksjon og lagring av CO2 ved Sleipnerfeltet
[21]	Annex 2: Vurdering af miljørisiko knyttet til lagring av CO2 i unnergrunnen på Sleipner og Snøhvit
[22]	Annex 3: Status for dokumentasjon ifm søknad om tillatelse — Sleipner. United States
[23]	Krupa H., 2018, The Legal Framework for Carbon Capture and Storage in Canada, Krupa, 2018 in Carbon Capture and Storage — Emerging Legal and Regulatory Issues, Havercroft I., Macrory R., Stewart R., eds., Bloomsbury Academic, ch. 9, 213 — 230. https://doi.org/10.5040/9781509909599.ch-09
[24]	Carbon Capture and Storage Statutes Amendment Act, SA 2010, c 14
[25]	Mines and Minerals Act (Alberta), RSA 2000, C M-17
[26]	Energy Resource Conservation Act (Alberta), RSA 2000, c E-10
[27]	Carbon Capture and Storage Funding Act (Alberta), SA 2009, C C-2.5
[28]	Carbon Capture and Storage Funding Regulation (Alberta), AR 64/2010
[29]	Carbon Sequestration Tenure Regulation (Alberta), AR 68/2011
[30]	Petroleum and Natural Gas Act (British Columbia), RSBS 1996, c 361
[31]	Oil and Gas Activities Act, (British Columbia) SBC 2008, c 36
[32]	Crown Minerals Act (Saskatchewan), SS 1984-85-86, c C-50.2 amended
[33]	Oil and Gas Conservation Act (Saskatchewan), RSS 1978 CO2, as amended
[34]	Management and Reduction of Greenhouse Gases Act (Saskatchewan) SS 2010 Chap M-2.01 ch 2010
[35]	Protocol to The Convention On The Prevention OF Marine Pollution By Dumping of Wastes And Other Matter, 1972. https://www.imo.org/en/OurWork/Environment/LCLP/Documents/PROTOCOLAmended2006.pdf
[36]	Act on Prevention of Marine Pollution and Maritime Disaster, 2007 amendments, No English translation
[37]	For safe operation of a CCS demonstration, Ministry of Economy, Trade and Industry 2009, project
[38]	See references in Gibbs (2018)
[39]	Gibbs M., 2018. The Regulation of Underground Storage of Greenhouse Gases in Australia, in Carbon Capture and Storage — Emerging Legal and Regulatory Issues, Havercroft I., Macrory R., Stewart R., eds. Bloomsbury Academic, ch. 11, 213 — 230. https://doi.org/10.5040/ 9781509909599.ch-011
[40]	Majer A., Stoneman B., Vikalo V., 2018. Weyburn Unit Extending The Horizon, CO2&ROZ Conference, Midland, TX, https://www.co2conference.net/wp-content/uploads/2018/12/Th8-Update-on-the-Weyburn-Project-in-Canada-Dec-6-2018.pdf
[41]	Prevedel B., Wohlgemuth L., Legarth B., Henninges J., Schütt H., Schmidt-Hattenberger C., Norden B., Förster A., Hurter S., 2009. The CO2SINK boreholes for geological CO2-storage testing. Energy Procedia, 1(1), 2087 — 2094. doi.org/10.1016/j.egypro.2009.01.272
[42]	Duguid A., Guo B., Nygaard R., 2017. Well integrity assessment of monitoring wells at an active CO2-EOR flood. Energy Procedia, 114, 5118 — 5138. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.03.1667. https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ S1876610217318684
[43]	Shell Canada Limited, 2013, Quest Carbon Capture and Storage Project, Annual Summary Report — Alberta Department of Energy. https://open.alberta.ca/publications/quest-carbon-capture-and-storage-project-report-2013
[44]	Hansen O., Gilding D., Nazarian B., Osdal B., Ringrose P., Kristoffersen J-B., Eiken O., Hanses H., 2013. Snøhvit : The History of Injecting and Storing 1 Mt CO2 in the Fluvial Tubåen Fm. Energy Procedia, 37, 3565 — 3573. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2013.06.249. https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S187661021300492X
[45]	Peck W.D., Bailey T.P., Liu G., Klenner R.C.L., Gorecki C.D., Ayash S.C., Steadman E.N., Harju J.A., 2014. Model development of the Aquistore CO2 storage project. Energy Procedia, 63, 3723 — 3734. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.11.401. https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ S1876610214022164
[46]	Ashworth P., Bradbury J., Feenstra C.F.J., Greenberg S., Hund G., Mikunda T., Wade S., Shaw H., 2011. Communication/Engagement. Tool Kit for CCS Projects, 2011. Energy Transformed Flagship, National Flagships Research, Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation (CSIRO), 50 pp. https://www.globalccsinstitute.com/achive/hub/publications/13571/publication-20110601-communication-engagement-toolkit.pdf
[47]	Alberta Energy Regulator, Directive 71 — Emergency Preparedness and Response Requirements for the Petroleum Industry
[48]	Ampomah W., Balch R., Grigg R.B., Cather M., Gragg E., Will R.A., White M., Moodie N., Dai Z., 2017. Performance assessment of CO2-enhanced oil recovery and storage in the Morrow reservoir. Geomechanics and Geophysics for Geo-Energy and Geo-Resources, 3, 245 — 263. https://doi.org/10.1007/s40948-017-0059-1
[49]	Sato K., Mito S., Horie T., Ohkuma H., Saito H., Watanabe J, Tsukasa Y., 2011. Monitoring and simulation studies for assessing macro- and mesoscale migration of CO2 sequestered in an onshore aquifer: Experiences from the Nagaoka pilot site, Japan. International Journal of Greenhouse Gas Control, 5, 125 — 137. https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1750583610000393
[50]	Leuning R., Etheridge D., Luhar A., Dunse B., 2008. Atmospheric monitoring and verification technologies for CO2 geosequestration. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2, 401 — 414. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2008.01.002. https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/ S1750583608000030
[51]	IPCC, 2005, IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Metz, B., O. Davidson, H.C. de Coninck, Loos M., Meyer L.A., (eds.), Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 442 pp. https://www.ipcc.ch/report/carbon-dioxide-capture-and-storage/
[52]	Bateson L., Vellico M., Beaubien S.E., Pearce J.M., Annunziatellis A., Ciotoli G., Coren F., Lombardi S., Marsh S., 2008. The application of remote-sensing techniques to monitor CO2-storage sites for surface leakage: Method development and testing at Latera (Italy) where naturally produced CO2 is leaking to the atmosphere. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2, 388 — 400. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2007.12.005

УДК 504.3.054:006.354	ОКС 13.040
Ключевые слова: улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа, закачка, инфраструктура и мониторинг

---