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

(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 15.02.2023 № 7-пнст)

Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2023 г. № 7-пнст

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УЛАВЛИВАНИЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

РАЗМЕЩЕНИЕ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА ПУТЕМ ЗАКАЧКИ В НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ С ОДНОВРЕМЕННЫМ УВЕЛИЧЕНИЕМ НЕФТЕОТДАЧИ

Carbon dioxide capture, transportation and storage. Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery

(ISO 27916:2019, Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery (CO2-EOR), IDT)

ПНСТ 813-2023/ИСО 27916:2019

ОКС 13.040

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

Предисловие

1 ПОДГОТОВЛЕН Федеральным государственным бюджетным учреждением «Российский институт стандартизации» (ФГБУ «Институт стандартизации») на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, 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. № 7-пнст

4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 27916:2019 «Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Размещение диоксида углерода путем закачки в нефтяные пласты с одновременным увеличением нефтеотдачи (CO2-EOR)» (ISO 27916:2019 «Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery (CO2-EOR)», IDT).

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

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта 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: 117418 Москва, Нахимовский проспект, д. 31, к. 2 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

Настоящий предварительный национальный стандарт (далее — стандарт) разработан с целью апробации требований к хранению углекислого газа и накопления дополнительной информации в отношении применения на территории Российской Федерации международного опыта хранения CO2 путем закачки в нефтяные пласты с одновременным увеличением нефтеотдачи.

Учитывая необходимость поэтапного внедрения новых технологических решений, целью практического применения настоящего стандарта является накопление массива данных в рамках научно-исследовательской деятельности заинтересованных лиц.

Требования настоящего стандарта не применяются в рамках осуществления оценки соответствия любой из сторон.

Настоящий стандарт не отменяет и не заменяет какие-либо другие документы, полностью или частично связанные с повышением нефтеотдачи путем закачки диоксида углерода.

Повышение нефтеотдачи с помощью закачки диоксида углерода (CO2-EOR) представляет собой метод, применяемый на нефтяном месторождении.

Процесс включает в себя использование скважин для закачки CO2 под давлением, при котором закачиваемый CO2 обычно смешивается с нефтью, изменяя свойства нефти, что позволяет нефти более свободно поступать в добывающие скважины. В большинстве случаев CO2-EOR-проект представляет собой систему с замкнутым циклом, в которой часть закачиваемого CO2 добывается совместно с нефтью, а затем отделяется на наземных установках перед повторной закачкой. Закачиваемый в проектный резервуар CO2 рассматривают как неотъемлемую часть операций по закачке и добыче, и в соответствии с настоящим стандартом удерживание CO2 должно быть достоверно показано. Размещение CO2 при закачке в хранилище во время и после операций по добыче нефти называется «ассоциированным (связанным) размещением». Приложение A содержит подробное описание процесса CO2-EOR, а также связанного с ним ассоциированного размещения, которое является неотъемлемой частью данного процесса. Хотя метан часто присутствует при размещении диоксида углерода в CO2-EOR-проектах, настоящий стандарт не рассматривает вопросы, связанные с размещением метана или других парниковых газов. Требования по безопасному и долгосрочному удерживанию касаются оценки эффективности изоляции в резервуаре и потенциальных путях утечки содержимого резервуаров. Технологии CO2-EOR используются в мире в течение нескольких десятилетий и имеется значительный потенциал для расширения их применения. Проект CO2-EOR имеет коммерческую привлекательность, поскольку позволяет дополнительно извлекать углеводородные ресурсы одновременно с безопасным и долгосрочным удерживанием CO2.

Настоящий стандарт устанавливает процедуру количественного определения и учета общего объема CO2 (в том числе и антропогенной части CO2), который размещается в процессе реализации CO2-EOR-проектов. При это следует учитывать, что CO2-EOR в основном является операцией по добыче нефти, при реализации которой осуществляется безопасное и долгосрочное удерживание CO2. Отсутствие стандарта, который может быть использован для подтверждения безопасного и долгосрочного удерживания CO2 при реализации CO2-EOR-проектов и учета размещенного CO2, представляет собой одно из препятствий на пути широкого внедрения технологии CO2-EOR с целью размещения. Целью настоящего стандарта является устранение данного барьера, в результате чего обеспечивается беспрепятственный обмен товарами и услугами, связанными с увеличением применения CO2 и сокращением его выбросов за счет связанного размещения, с учетом использования методов, подтверждающих безопасное долгосрочное удерживание, а также проведение количественной оценки размещенного CO2. В стандарте не рассматриваются финансовые аспекты, которые могут или не могут возникнуть в результате размещения CO2 в процессе реализации CO2-EOR-проекта.

Настоящий стандарт не содержит требований по выбору, характеристике или получению разрешений для участков под CO2-EOR-проекты, поскольку эти участки выбирают в соответствии с требованиями и стандартами, применимыми к разведке и добыче нефти и газа. Также в стандарте не рассматривают вопросы защиты окружающей среды и здоровья, обеспечения безопасности или корректирующие действия и требования по смягчению последствий, предусмотренные правилами и стандартами, применимыми ко всем операциям по добыче углеводородов (перечень некоторых действующих стандартов, применимых к скважинам для нагнетания CO2 и нефтегазовым операциям, приведен в библиографии). В настоящем стандарте содержатся требования, которые необходимо использовать для демонстрации того, что характеристики участка достаточны для обеспечения безопасного и долгосрочного удерживания CO2 и что закачиваемый CO2 размещается надежным образом, а также и для количественной оценки такого хранения.

Настоящий стандарт регламентирует количественную оценку CO2, который размещается в связи с реализаций CO2-EOR-проекта. Результаты количественных оценок в соответствии с этим документом могут быть использованы в качестве исходных данных для расчетов, проводимых в соответствии с другими стандартами, протоколами или программами для количественной оценки или отчетности по выбросам парниковых газов, смягчению последствий их воздействия или сокращению, включая те, которые соответствуют стандартам ИСО 14064-1, ИСО 14064-2 и ИСО 14064-3.

Настоящий стандарт описывает подходы к идентификации и количественной оценке потерь CO2, размещенного в связи с реализацией CO2-EOR-проекта. Такую количественную оценку можно использовать в более широкой количественной оценке выбросов и сокращений выбросов по всей цепочке улавливания, транспортировки и размещения диоксида углерода. В частности, использование этого документа позволит получить результаты количественного определения, которые можно использовать в качестве исходных данных для подходов, описанных в ИСО/ТР 27915 для количественного определения и верификации. Кроме того, количественная оценка CO2, размещенного при реализации CO2-EOR-проекта в соответствии с настоящим документом, может быть объединена с количественными оценками, полученными в соответствии со стандартом ИСО 27920. Количественная оценка реализации CO2-EOR-проекта может быть объединена с количественной оценкой одной или нескольких систем улавливания, транспортировки и подземного размещения для получения общей количественной оценки всего CCS-проекта. В некоторых подходах количественной оценки объемы CO2, размещаемые при реализации CO2-EOR-проектов, могут быть исключены из расчетов.

1 Область применения

1.1 Применимость стандарта

Настоящий стандарт распространяется на диоксид углерода (CO2), используемый в процессе увеличения нефтеотдачи (CO2-EOR), для которого требуется количественное определение CO2, безопасно размещаемого в течение длительного времени в связи с реализацией CO2-EOR-проекта. Так как в некоторых CO2-EOR-проектах используют неантропогенный CO2 в сочетании с антропогенным, в стандарте показано, как можно использовать коэффициенты распределения для дополнительных расчетов антропогенной части накопленного CO2 (см. приложение B).

1.2 Неприменимость стандарта

Настоящий стандарт не применяют для количественного определения CO2, закачиваемого в резервуары, в которых не планируется или не происходит добыча углеводородов. Размещение CO2 в геологических образованиях, не содержащих углеводородов, подпадает под действие ИСО 27914, даже если они расположены над или под хранилищами углеводородов. Если размещение CO2 осуществляется в хранилищах, из которых ранее добывали углеводороды, или если целью закачки CO2 не является увеличение добычи углеводородов, такое размещение также подпадает под действие ИСО 27914.

1.3 Границы установленных требований

1.3.1 Включенные требования

Настоящий стандарт распространяется на CO2, размещенный при реализации CO2-EOR-проектов, и включает требования:

a) по безопасному и долгосрочному удерживанию CO2;

b) предотвращению утечек CO2;

c) учету потерь CO2 на площадке из скважин, оборудования или других объектов.

1.3.2 Невключенные требования

Настоящий стандарт не включает рассмотрение:

a) выбросов CO2 в результате улавливания или транспортирования CO2, сжигания или выработки электроэнергии, а также в результате сжигания добытых углеводородов;

b) подземного размещения CO2;

c) буферного и сезонного подземного размещения CO2 (аналогично хранению природного газа);

d) любой деятельности, не связанной с закачкой CO2 в недра;

e) выбросов парниковых газов, кроме CO2.

Примечание - В некоторых случаях может потребоваться количественная оценка других компонентов потока CO2, относящихся к парниковым газам.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте нормативные ссылки отсутствуют.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями.

Международная организация по стандартизации (ИСО) и Международная электротехническая комиссия (МЭК) ведут терминологические базы данных, предназначенные для использования в стандартизации, размещенные в сети Интернет:

• платформа онлайн-просмотра ИСО: доступна на https://www.iso.org/obp;
• Электропедия МЭК: доступна на http://www.electropedia.org/.

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).

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

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

3.2 ассоциированное [связанное] размещение (associated storage): Размещение CO2 при реализации CO2-EOR (₃.4) и которое является неотъемлемым результатом процесса добычи углеводородов.

Примечание 1 — Требования стандарта предназначены для обеспечения того, чтобы CO2, размещаемый при реализации CO2-EOR-проектов, хранился так же эффективно, как CO2, размещаемый в подземных хранилищах в соответствии с ИСО 27914.

3.3 уполномоченный орган (authority): Компетентный государственный орган или организации, обладающие законными полномочиями разрешать деятельность в рамках реализации CO2-EOR (3.4), регулировать размещение CO2 в рамках реализации CO2-EOR (3.4) или регулировать количественную оценку размещения CO2 в рамках реализации CO2-EOR (3.4).

3.4 увеличение нефтеотдачи в процессе закачки CO2; CO2-EOR (CO2 enhanced oil recovery, CO2-EOR): Процесс для добычи углеводородов с использованием закачки CO2.

Примечание — Процесс CO2-EOR подробно описан в приложении A.

3.5 проект по повышению нефтеотдачи пластов CO2; CO2-EOR-проект (CO2 enhanced oil recovery project, CO2-EOR project): EOR-комплекс (3.10), включающий подземное оборудование, скважины, оборудование на поверхности или над морским дном, виды деятельности, необходимые для увеличения добычи нефти, включая любые необходимые или требуемые права на земельные участки или недра, регулируемые уполномоченным органом.

3.6 скважина для закачки CO2 (CO2 injection well): Скважина, используемая для закачки CO2 в проектный резервуар (3.19).

3.7 поток диоксида углерода (CO2 stream): Поток, состоящий преимущественно из диоксида углерода.

Примечание - Поток диоксида углерода обычно включает примеси и может включать вещества, добавляемые в поток для повышения эффективности операций по добыче углеводородов и/или для обнаружения диоксида углерода.

[ИСТОЧНИК: ИСО 27917:2017, 3.2.10, изменено — примечание изменено путем добавления «для повышения эффективности операций по добыче углеводородов».]

3.8 удерживание; сохранность [containment]: Изоляция CO2 в EOR-комплексе (3.10) с помощью эффективной ловушки (3.23) или комбинации ловушек.

3.9 гарантированное удерживание (containment assurance): Демонстрация того, что геологические структуры CO2-EOR-проекта (3.5) достаточны для обеспечения безопасного, долговременного (3.21) удерживания (3.8) CO2 и что закачивание CO2 осуществляют таким образом, чтобы гарантировать удерживание CO2 в EOR-комплексе (3.10).

3.10 EOR-комплекс (EOR complex): Проектный резервуар (3.19), ловушка (3.23) и дополнительный окружающий объем, как это определено оператором (3.16), в которых закачиваемый CO2 будет удерживаться (3.8) безопасно, долговременно (3.21).

3.11 отношение закачка-добыча (injection-withdrawal ratio): Отношение объема всех жидкостей и газов, закачиваемых в проектный резервуар (3.19), к объему всех жидкостей и газов, добытых из проектного резервуара, определяемое при постоянных температуре и давлении в течение определенного периода времени.

3.12 утечка (leakage): Непреднамеренный выброс CO2 в атмосферу или за пределы EOR-комплекса (3.10)

[ИСТОЧНИК: ИСО 27917:2017, 3.2.14, измененный — добавлен в атмосферу или за пределы EOR-комплекса].

3.13 путь утечки (leakage pathway): Геологический или искусственный канал утечки (3.12) CO2 из EOR-комплекса (3.10).

3.14 потери (loss): Утечки (3.12), включающие предполагаемые выбросы и перемещение CO2 в рассматриваемом CO2-EOR-проекте (3.5).

3.15 природный [неантропогенный] CO2 (native CO2): CO2, уже находящийся в пределах проектного резервуара (3.19) перед началом добычи углеводородов или любой закачки CO2.

Примечание - Природный CO2 также известен как CO2 «в месте образования».

3.16 оператор (operator): Организация, ответственная за CO2-EOR-проект (3.5).

3.17 закрытие скважины (plug & abandon): Закупоривание скважины или ствола скважины для предотвращения движения флюидов в другие пласты, в пресноводные водоносные горизонты и из скважины.

Примечание - В большинстве случаев в стволе скважины устанавливают ряд цементных пробок, при этом на каждом этапе проводится проверка притока или целостности для подтверждения гидравлической изоляции.

3.18 период после прекращения проекта (post-termination): Период времени после закрытия проекта (3.22).

3.19 проектный резервуар (project reservoir): Геологический коллектор, в который закачивается CO2 с целью добычи углеводородов в промышленных объемах.

3.20 период количественной оценки (quantification period): Период времени, в течение которого связанное размещение (3.2) оценивают количественно.

3.21 безопасное; долговременное (safe, long-term): Период времени, в течение которого связанное размещение (3.2) считают безопасном для окружающей среды и в течение которого проводят количественную оценку.

3.22 закрытие проекта (termination): Процесс, начинающийся с прекращения количественной оценки связанного размещения (3.2) и заканчивающийся прекращением добычи углеводородов из проектного резервуара (3.19) или закрытием и ликвидацией скважин, если иное не требуется уполномоченным органом (3.3).

3.23 ловушка (trap): Безопасное, долговременное (3.21) удерживание (3.8) диоксида углерода ниже низкопроницаемого ограничивающего геологического слоя (покрышки), в т.ч. в поровых пространствах EOR-комплекса (3.10) (физическое, стратиграфическое или структурное улавливание), капиллярным давлением воды в поровых пространствах между породами (остаточное улавливание), растворением в пластовых флюидах (растворимость), гидродинамическим улавливанием, адсорбцией на органическом веществе или за счет реакции в геологических формациях с образованием минералов (геохимическое улавливание).

4 Требования к документации

4.1 Цель

Положения настоящего раздела предназначены для облегчения обеспечения документирования безопасного, долгосрочного удерживания и количественной оценки такого удерживания.

4.2 Использование существующих данных

Использование существующих данных для целей применения настоящего стандарта может осуществляться в том случае, если эти данные были одобрены или были получены от уполномоченного органа, поскольку во многих случаях операции по увеличению нефтеотдачи регулируются существующими правилами нефтегазовой отрасли. При применении настоящего стандарта дополнительная актуализация указанных данных не требуется. Использование открытых данных, которыми владеет другой объект и которые недоступны, оператором недопустимо.

4.3 Исходные данные

В начале периода количественной оценки должны быть подготовлены исходные данные, содержащие:

a) описание комплекса EOR и всех инженерных систем (см. раздел 5);

b) начальный уровень гарантированного удерживания (см. 6.1.2);

c) программу мониторинга (см. 6.2);

d) используемый метод количественной оценки (см. раздел 8 и приложение B);

e) общую массу ранее закачанного CO2 до начала количественной оценки (см. 8.5 и приложение B).

Исходная документация должна быть передана уполномоченному органу.

4.4 Периодическая отчетность

Периодические отчеты следует составлять не реже одного раза в год, и они должны содержать следующую информацию:

a) объем связанного размещения в единицах массы CO2 или объемных единицах, конвертируемых в массу (см. 8.2), в течение отчетного периода;

b) кумулятивный объем CO2 в единицах массы CO2 или объемных единицах, конвертируемых в массу (см. 8.2), с начала периода количественного определения;

c) формулы, используемые для количественной оценки, включая формулы для расчета массы CO2 и потерь в течение отчетного периода (см. раздел 8 и приложение B);

d) методы, использованные для оценки недостающих данных, и расчетные параметры, как описано в 9.2;

e) подход и методы количественной оценки, используемые оператором, включая достоверность, прецизионность и неопределенность (см. раздел 8 и приложение B);

f) заявление о достоверности представленных данных, сведения о проверке достоверности представленных данных, включая дату проверки, описание процесса проверки, выводы и ответственное лицо или организацию, проводивших проверку;

g) источник каждого потока CO2, количественно определяемый в процессе связанного размещения (см. 8.3).

Периодические отчеты следует предоставлять уполномоченному органу.

Примечание - Оператор может решить, что для достижения целей или требований CO2-EOR-проекта возможно более частое предоставление периодических отчетов.

5 Описание, характеристика и обустройство EOR-комплекса

5.1 Общие положения

В рамках реализации CO2-EOR-проекта необходимо обеспечить подготовку плана управления операциями EOR, принимая во внимание необходимость его систематической актуализации, включающего описание EOR-комплекса и всех инженерных систем [см. 4.3, перечисление a)], сведения о том, что EOR-комплекс позволяет обеспечивать безопасное и долгосрочное удерживание CO2 а также информацию о площадке:

a) геологическую характеристику EOR-комплекса;

b) описание всех объектов CO2-EOR-проекта;

c) описание всех скважин и других инженерных сооружений CO2-EOR-проекта;

d) историю эксплуатации проектного резервуара.

5.2 Геологическая характеристика и оценка удерживания EOR-комплекса

Общая геологическая характеристика EOR-комплекса должна основываться на данных, собранных на участке (дополненных, при необходимости, данными с аналогичных месторождений), включая любые особенности, которые могут повлиять на безопасное и долгосрочное удерживание CO2, а также доказательства целостности резервуаров и ловушек. Оператор должен определить геологические границы комплекса таким образом, чтобы он содержал все вероятные участки недр, в которые CO2 мог бы перемещаться за пределы проектируемого резервуара. Для проектов, предусматривающих количественную оценку связанного размещения, геологическая характеристика и техническое описание должны содержать доказательства целостности резервуаров и ловушек, подтверждающие то, что EOR-комплекс подходит для безопасного и долгосрочного удерживания CO2. Описание EOR-комплекса должно включать, не ограничиваясь ею, следующую информацию:

a) общую литологическую характеристику над комплексом;

b) глубину до верхней части EOR-комплекса;

c) мощность определенной стратиграфии в пределах EOR-комплекса;

d) структурно-геофизические свойства;

e) боковые границы;

f) гидравлические/петрофизические/геохимические/геомеханические свойства;

g) емкость проектного резервуара, доступную для связанного размещения CO2 с учетом того, что операции по увеличению нефтеотдачи рассчитаны на максимально экономичную добычу углеводородов;

h) технические данные, как описано в 6.1.3.

5.3 Описание объектов в рамках проекта CO2-EOR

Описание объектов в рамках CO2-EOR-проекта должно содержать перечень оборудования, расположенного после узла коммерческого учета CO2. Как правило, такой перечень включает трубопроводы, сепараторы, оборудование для очистки и дегидратации, насосы, компрессоры и любое другое оборудование, связанное с CO2. В описании должны быть конкретно указаны точки сброса, выпуска, отбора проб и необходимые измерения, включая описание точности измерения и методов верификации.

5.4 Существующие скважины EOR-комплекса

В описании скважин необходимо указывать каждую скважину, проходящую через EOR-комплекс, а также представлять доказательства того, что скважины были построены и/или заглушены и ликвидированы образом, позволяющим обеспечить безопасное и долгосрочное удерживание CO2. К таким скважинам относятся нагнетательные, добывающие, контрольные, временно законсервированные, законсервированные, а также заглушенные и ликвидированные скважины. При наличии должна быть предоставлена следующая информация:

a) наименование скважины;

b) уникальный идентификатор скважины;

c) даты бурения и завершения;

d) статус скважины (например, нагнетательная, добывающая, контрольная, временно законсервированная, закрытая, закупоренная и ликвидированная);

e) данные о местоположении — на земле или на морском дне;

f) общая и измеренная глубина;

g) информация о вводе в эксплуатацию;

h) технические детали строительства, заканчивания и целостности скважины;

i) оборудование, оставшееся в скважине;

j) подробности и история работ на скважине.

В некоторых случаях могут потребоваться дистанционное зондирование, полевые или воздушные исследования для обнаружения старых скважин.

5.5 История эксплуатации проектного резервуара

История эксплуатации CO2-EOR-резервуара должна включать:

a) данные по добыче и закачке в проектный резервуар;

b) архивные данные по температуре и давлению, включая текущее распределение;

c) взаимодействие с соседними водоемами;

d) любые известные случаи утечки;

e) историю сейсмической активности.

6 Гарантированное удерживание CO2 и мониторинг

6.1 Гарантированное удерживание CO2 и план управления операциями EOR

6.1.1 План управления операциями EOR

План управления операциями EOR (см. 5.1) должен включать:

a) данные проекта, как описано в разделе 5, которые будут использоваться для мониторинга и количественной оценки;

b) данные контроля за закачкой CO2 и добычей углеводородов;

c) периодическую оценку производительности резервуара по сравнению с прогнозными данными в соответствии с 6.1.3;

d) оценку удерживания CO2 с учетом геологических особенностей и существующих инженерных систем в соответствии с 6.1.3;

e) оценку и управление потенциальными рисками утечки CO2, а также процедуры мониторинга (см. 6.1.3), включая определение порогов обнаружения, достаточных для выполнения требований 8.6;

f) метод количественного определения CO2 ниже порога обнаружения в соответствии с 8.6;

g) корректирующие меры, направленные на устранение потенциальных утечек или возникновение непредвиденных событий;

h) данные для количественной оценки связанного размещения;

i) план закрытия CO2-EOR-проекта, в котором указываются критерии закрытия и описывается процесс квалификации закрытия, достаточный для выполнения требований пункта 10.

6.1.2 Первоначальная возможность гарантированного удерживания CO2

План управления операциями EOR при реализации проекта должен содержать первоначальный план гарантированного удерживания CO2 для выявления и оценки потенциальных геологических, инженерных и техногенных путей утечки, которые могут привести к потере CO2 из EOR-комплекса.

6.1.3 Обеспечение гарантированного удерживания CO2

План управления операциями EOR должен обеспечивать гарантированное удерживание CO2 в процессе эксплуатации в течение периода количественного определения на основе данных, охватывающих такие элементы, как результаты практики управления резервуаром, включая мониторинг отношения закачка-добыча, мониторинг целостности скважин, мониторинг давления, мониторинг движения CO2 в пределах возможных путей утечки, определенных в первоначальном обеспечении герметичности, и мониторинг давления в пределах границ комплекса EOR. Обеспечение гарантированного удерживания может включать результаты и других мониторингов. Эти результаты следует использовать для периодического предоставления доказательств гарантированного удерживания.

Процессы управления, связанные с гарантированным удерживанием и резервуаром, необходимо систематически пересматривать, а план управления эксплуатацией EOR-комплекса должен быть пересмотрен по мере необходимости, если происходят изменения, которые могут неблагоприятно повлиять на удерживание и которые могут включать:

a) непредвиденные изменения в выполнении проекта, которые потенциально могут повлиять на связанное размещение CO2;

b) добавление или отказ от зон закачки;

c) изменение площади проектного резервуара;

d) добавление или ликвидацию скважин;

e) аномальное изменение отношения закачка-добыча;

f) разработку резервуаров, расположенных выше или ниже проектируемого резервуара;

g) обнаружение CO2 за границей комплекса CO2-EOR-проекта.

6.2 Реализация программы и методов мониторинга

6.2.1 Мониторинг потенциальных путей утечки

Программа мониторинга должна учитывать перечень идентифицированных потенциальных путей утечки на основании плана гарантированного удерживания [см. 6.1.1 e)], чтобы определить для каждого потенциального пути утечки, является ли он:

a) неактивным и, таким образом, должен быть исключен из программы мониторинга;

b) неактивным, но может активироваться в ходе реализации проекта CO2-EOR и, таким образом, подлежит рассмотрению в рамках программы мониторинга;

c) активным.

Оператор должен провести оценку потенциального пути утечки в соответствии с планом управления операциями по повышению нефтеотдачи или в соответствии с требованиями уполномоченного органа. Окончательную оценку путей утечки необходимо проводить до завершения проекта.

Примечание — Вполне вероятно, что программа мониторинга может потребовать сбора данных до начала периода количественной оценки и в течение срока эксплуатации проекта (см. 5.5).

6.2.2 Методы мониторинга

В программе мониторинга должны быть описаны инструменты, методы, применимость и периодичность, используемые для обнаружения и количественной оценки потерь (см. 8.4). Детали программы мониторинга и полученные данные (включая данные до периода количественной оценки) следует представлять в исходных данных для проекта (см. 4.3). Метод количественного определения CO2 ниже предела обнаружения должен быть указан в плане управления операциями EOR (см. 8.6).

6.2.3 Реализация программы мониторинга

Программа мониторинга должна быть реализована для устранения возможных потерь при использовании объекта и реализации проекта в соответствии с планом операционной деятельности управления операциями EOR (см. 6.1) применительно к установленным потенциальным путям утечки (см. 6.2.1). Программу мониторинга необходимо пересматривать по мере изменения режимов эксплуатации.

7 Строительство скважин

7.1 Строительство новой скважины

Описание новых скважин должно содержать доказательства того, что они спроектированы, построены и испытаны с учетом необходимости обеспечения безопасного и долгосрочного удерживания CO2. Материалы для скважин, включая металлы, цемент и эластомеры, следует выбирать на основе их способности выдерживать ожидаемые условия эксплуатации, включая термомеханические нагрузки при эксплуатации и геохимические свойства (включая возможность наличия CO2) недр. Как минимум, скважины, которые проникают в CO2-EOR-комплекс, должны быть зацементированы с использованием цемента, подходящего для термомеханических и геохимических условий, обеспечивающих безопасное и долгосрочного удерживание CO2. В той мере, в какой это не обеспечено другими доказательствами подходящей конструкции (например, ссылкой на информацию, которая была предоставлена уполномоченным органом при выдаче разрешений на операции CO2-EOR), необходимо предоставлять следующую информацию:

a) наименование скважины;

b) уникальный идентификатор скважины;

c) даты бурения и его завершения;

d) статус скважины (например, нагнетательная, добывающая, контрольная, временно законсервированная, закрытая, закупоренная и ликвидированная);

e) данные о местоположении — на земле или на морском дне;

f) общая и измеренная глубина;

g) технические детали строительства, закачивания и целостности скважины;

h) оборудование, оставшееся в скважине.

7.2 Внутрискважинные работы

Описание планируемых изменений скважины должно содержать доказательства того, что они спроектированы, построены и испытаны для обеспечения безопасного и долгосрочного удерживания CO2. Материалы для скважин, включая металлы, цементы и эластомеры, следует выбирать на основе их способности выдерживать ожидаемые условия эксплуатации, включая термомеханические нагрузки при эксплуатации и геохимические свойства (включая возможность наличия CO2) недр. В той мере, в какой это не обеспечено другими доказательствами подходящей конструкции (например, ссылкой на информацию, которая была предоставлена уполномоченным органом при выдаче разрешений на операции CO2-EOR), должна быть предоставлена следующая информация:

a) наименование скважины;

b) уникальный идентификатор скважины;

c) вид вмешательства и дата;

d) статус скважины после проведенных работ (например, нагнетательная, добывающая, контрольная, временно законсервированная, закрытая, закупоренная и ликвидированная);

e) данные о местоположении — на земле или на морском дне;

f) общая и измеренная глубина;

g) информация о начале и прекращении эксплуатации (если применимо);

h) сведения о внутрискважинных работах;

i) оборудование, оставшееся в скважине.

8 Количественная оценка

8.1 Общие положения

Оценка количества размещенного CO2, mstored (см. 8.2), включает расчет потерь (см. 8.4) и должна проводиться в соответствии с планом управления операциями EOR (см. 6.1.1) не реже одного раза в год. Все факторы и переменные, указанные в разделе 8, должны быть определены количественно и задокументированы надлежащим образом.

Данные, собранные в ходе мониторинга CO2-EOR-проекта, можно использовать для количественной оценки размещенного CO2. Любая потеря CO2 в связи с реализацией CO2-EOR-проекта должна быть охарактеризована и определена количественно.

Примечания

1 В некоторых государствах уполномоченный орган может потребовать от оператора документировать информацию, касающуюся выбросов CO2 в ходе реализации проекта, такую как a) дополнительные выбросы в результате реализации проекта CO2-EOR от производства электроэнергии или тепла; b) электроэнергия и тепло, которые импортируются, и углеродоемкость производства электроэнергии и c) экспортируемая электроэнергия. Такая информация может быть включена в периодическую отчетность и использована по мере необходимости для дополнительных процедур количественного определения, но она не влияет на количество антропогенного CO2, размещаемого в ходе реализации CO2-EOR-проекта. ИСО/ТР 27915 описывает несколько механизмов/протоколов, которые используют количественную оценку таких дополнительных выбросов CO2.

2 Некоторые операторы могут также количественно определить антропогенную часть mstored. Пример количественного расчета для антропогенной части приведен в приложении B.

8.2 Принципы количественного определения

Любой метод количественного определения, используемый оператором, должен соответствовать следующим принципам.

a) Масса CO2, размещенного при реализации CO2-EOR-проекта, mstored, определяется путем вычитания потерь из количества закачиваемого CO2 [см. формулу (1)].

b) Способ количественной оценки размещенного CO2 должен обеспечивать полноту учета и исключать двойной учет. CO2, который циркулирует и повторно закачивается, не должен количественно определяться как размещаемый CO2. Объем циркулирующего CO2 должен быть определен количественно.

c) Неантропогенный (природный) CO2, хранимый в рамках реализации CO2-EOR-проекта, mnative, должен быть определен количественно и задокументирован (см. примечание 2).

d) Оператор проекта должен количественно определить CO2, который впоследствии мигрирует за пределы площадки (см. 8.4.5).

e) Результаты количественного определения должны быть выражены либо в единицах массы, либо в единицах объема, конвертируемых в массу.

Формулу (1) следует использовать для определения массы размещенного CO2 [mstored] в течение определенного периода. mstored следует рассчитывать следующим способом:

mstored = minput — mloss operations — mloss EOR complex, (1)

где minput — общая масса CO2, mreceived, получаемая EOR-проектам с учетом mnative (см. 8.3);

mloss operations — общая масса потерь CO2 при операционной деятельности (см. 8.4.1 - 8.4.5);

mloss EOR complex — общая масса потерь CO2 EOR-комплекса (см. 8.4.6).

Примечание

1 В некоторых государствах mloss может рассматриваться в качестве неорганизованных выбросов.

2 Обычно природный CO2, присутствующий в проектном резервуаре до начала CO2-EOR-проекта, отделяется от добываемых углеводородов и выбрасывается в атмосферу. Когда добыча углеводородов осуществляется в рамках реализации CO2-EOR-проекта и, если установлены установки для рециркуляции, природный CO2 больше не выбрасывается, а улавливается и используется для закачивания (см. рисунок 1) после смещения с CO2, полученным от других источников.

Рисунок 1 — Схема выделения и применения природного CO2 в процессе добычи при реализации CO2-EOR-проекта и без него (слева — в процессе добычи природный CO2 выбрасывается в атмосферу, справа — при реализации CO2-EOR-проекта природный CO2 может быть выделен и закачан)

8.3 Количественная оценка входящего CO2 minput

Общее количество (массу) CO2, mreceived, поступающего на площадку EOR-проекта в соответствии с данными узла коммерческого учета, должно быть задокументировано. Поступающий поток CO2 (включая CO2, передаваемый из другого CO2-EOR-проекта) должен быть измерен. Количество (массу) природного CO2, mnative, следует также задокументировать.

CO2, поставляемый для нескольких CO2-EOR-проектов, должен распределяться между этими проектами. Это распределение может быть осуществлено в соответствии с договорными обязательствами.

Примечание — Некоторые операторы могут также количественно определить антропогенный CO2, mreceived (см. 8.5).

8.4 Количественная оценка потерь

8.4.1 Количественная оценка операционных потерь mloss operations

Оператору следует количественно определить общую массу потерь CO2 для всех реализуемых операций в течение определенного периода.

Операционные потери включают следующее компоненты:

a) потери CO2 из-за утечек на объектах CO2-EOR-комплекса (инфраструктура, включая устья скважин) mloss leakage facilities;

b) потери CO2 при сбросе/сжигании на факелах при осуществлении производственных операций mloss vent/flare;

c) потери за счет захваченного CO2, находящегося в составе добываемого газа/нефти/воды, в случае если CO2 не выделяется и не закачивается обратно mloss entrained;

d) потери CO2 из-за любой миграции CO2 за границы проекта CO2-EOR mloss transfer.

mloss operations можно рассчитать по формуле

mloss operations = mloss leakage facilities +

• mloss vent/flare + mloss entrained + mloss transfer. (2)

Примечание - Формула (2) применима к установленному периоду времени (см. 4.4).

8.4.2 Утечки CO2 на объектах

Потери CO2 на объектах (включая устья скважин) необходимо определять количественно и документировать должным образом. По возможности следует измерять утечку CO2. Утечка должна быть оценена, если она не может быть измерена. Оператор должен описать в исходной документации, как определяется количество утечек mloss leakage facilities и способ измерения или оценки.

Примечание - При надлежащем управлении операциями величина утечки будет незначительной или нулевой, тем не менее необходимо осуществлять контроль утечек на основании количественной оценки.

8.4.3 Сброс или сжигание на факелах в процессе эксплуатации

Отвод газов на факельные установки, включая CO2, может быть необходим во время аварийных ситуаций, плановых работ по техническому обслуживанию или внутрискважинных работ. Общую массу выброшенного CO2 необходимо определять количественно на основе измеренной массы (если возможно) или на основе расчета массы (если невозможно измерение).

Масса CO2, попавшего в атмосферу через факел, за исключением продуктов сгорания, должна быть определена как потери.

Сумма потерь на факелах должна представлять собой общую массу CO2, выброшенного и полученного от процесса сжигания на факеле, mloss vent/flare.

8.4.4 Захваченный CO2

При реализации CO2-EOR-проектов осуществляется добыча нефти, газа и воды из проектного резервуара, в который закачивается CO2. Захваченный CO2 представляет собой не полностью отделенный от добываемых потоков и находящийся в растворенном виде в добытых продуктах CO2 после разделения газа и жидкости на наземных объектах. Захваченный CO2 считается потерей в том случае, если нефть является товарным продуктом или если пластовая вода не закачивается обратно в пласт.

Оператору следует определить количество (массу) и задокументировать потери за счет захваченного CO2 mloss entrained.

8.4.5 Миграция CO2

Необходимо определить количество (массу) CO2, мигрировавшего за границы CO2-EOR-комплекса, с помощью измерений и задокументировать его в качестве потери, mloss transfer. CO2, мигрировавший за границы CO2-EOR-комплекса, может быть количественно определен как связанное размещение в другом CO2-EOR-проекте.

Примечание - Для любой миграции CO2 из одного CO2-EOR-проекта в другой может быть применен альтернативный подход — учет CO2 с получением разрешения от уполномоченных органов, которое будет включать оба проекта и при этом потери CO2 за счет миграции не произойдет.

8.4.6 Потери от EOR-комплекса

Оператор должен описать процедуры, используемые для обнаружения и характеристики общего количества утечек CO2 из EOR-комплекса. Все утечки CO2 необходимо определять количественно и документировать в качестве потери mloss EOR complex.

8.5 Коэффициент распределения антропогенного CO2

Если в качестве размещаемого CO2 будет рассматриваться только антропогенный CO2, оператор должен разработать и задокументировать коэффициент распределения антропогенного CO2 для всех случаев, описанных в 8.1 - 8.4.6, и эти коэффициенты распределения можно использовать в случае необходимости для дополнительных процедур количественного определения. Коэффициенты распределения должны быть задокументированы на основе доли антропогенного CO2 от общего количества CO2 в проекте. В приложении B представлен пример того, как такие коэффициенты распределения могут использоваться для количественной оценки антропогенной части размещаемого CO2 (см. B.4).

Ранее закачанный объем CO2 до начала периода количественного определения mprevious injection должен быть задокументирован и может быть использован для установления коэффициента распределения [см. 4.3 e) и приложение B].

Для любой количественной оценки антропогенной части размещаемого CO2 необходимо задокументировать коэффициент распределения, полученный в проекте по сокращению выбросов CO2 и количественно определенный как связанное размещение в другом проекте по сокращению выбросов CO2 или количественно определенный как CO2, размещенный в проекте геологического размещения.

8.6 Минимальные потери

Оператор должен указать для каждого метода контроля (например, тип счетчика, технологию и т.д.) пороговое значение, ниже которого обнаружение невозможно. В целях количественного определения в расчетах может использоваться либо некоторая доля порога обнаружения, либо ноль, в зависимости от требований уполномоченного органа.

8.7 Предотвращение двойного учета

Оператору следует подробно описать, как производится улавливание, рециркуляция и закачивание CO2 в рамках реализации CO2-EOR-проекта, а также насколько количественная оценка является надежной и предотвращает двойной учет CO2.

Передача CO2 из одного проекта CO2-EOR в другой проект CO2-EOR не должна учитываться дважды для целей количественного определения объемов связанного размещения.

9 Ведение учета и недоступные данные

9.1 Хранение отчетных материалов

Отчеты, содержащие документы, как описано в разделах 4 - 10 настоящего стандарта, необходимо хранить в течение всего периода участия оператора в CO2-EOR-проекте. Все отчетные материалы должны быть представлены уполномоченному органу после прекращения действия аренды/разрешения, относящихся к CO2-EOR-проекту.

9.2 Недоступные данные

Оператор должен указать походы, используемые для оценки данных мониторинга, отбора проб и необходимых испытаний для периодов, в течение которых фактические данные могут быть недоступны, например, периоды технического обслуживания, отказ оборудования или перебои в подаче электроэнергии. Такие периоды времени следует исключить из оценки количества размещаемого CO2.

10 Закрытие проекта

10.1 Общие положения

Данный раздел устанавливает требования к закрытию CO2-EOR-проекта и необходимой для этого документации, которые дополняют существующую разрешительную, нормативную и договорную базы, определяющие правила безопасного и надежного закрытия проектов. Демонстрация соответствия требованиям должна быть неотъемлемой частью этапа закрытия проекта, а документация, подтверждающая это, должна передаваться уполномоченному органу в соответствии с 4.4.

10.2 Периодическая проверка удерживания

Если закачка антропогенного CO2 прекращается, а CO2-EOR-проект продолжает действовать для целей добычи углеводородов, периодическую отчетность (см. 4.4) следует предоставлять в соответствии с планом эксплуатации или по запросу уполномоченного органа до закрытия CO2-EOR-проекта.

Примечание — Прекращение подачи CO2 рассматривается в приложении A.

10.3 План закрытия проекта

Оператор должен разработать план закрытия CO2-EOR-проекта, в котором указываются критерии закрытия и документируется процесс закрытия. План закрытия CO2-EOR-проекта не должен вступать в противоречия с другими документами проекта, его актуализацию следует проводить на постоянной основе, с учетом проведения обновления по мере необходимости в ходе реализации проекта. В плане должны быть указаны:

a) критерии, подтверждающие соответствие требованиям к гарантированному удерживанию и плану управления операциями EOR, изложенным в разделе 6;

b) процесс закрытия и ожидаемые сроки закрытия;

c) мониторинг в соответствии с требованиями 6.1 и 6.2;

d) корректирующие меры по устранению потенциальных утечек в соответствии с 6.1.1 e) и g); а также

e) предварительные планы вывода объекта из эксплуатации, включая планы закрытия и ликвидации скважин, как указано в 5.2 и 7.2 g).

10.4 Условия для закрытия проекта

Опираясь на информацию о количественных показателях CO2, мониторинге и оперативной информации, собранной в рамках проекта, в целях надлежащего закрытия проекта, оператору следует обеспечить:

a) отсутствие утечек (см. 6.2) или открытых каналов на поверхности из EOR-комплекса, а также безопасное размещение закачанного CO2 при закрытии проекта;

b) соблюдение требований по выводу из эксплуатации и тампонажу всех скважин CO2-EOR-проекта [см. 7.2g)], должно отсутствовать движение жидкости из EOR-комплекса;

c) надежную локализацию закачанного CO2, все характеристики комплекса и его историю необходимо задокументировать, чтобы можно было продемонстрировать долгосрочную стабильность и предсказуемость связанного размещения;

d) контроль рисков и неопределенностей при осуществлении связанного размещения CO2 на протяжении всего срока реализации проекта;

e) ликвидацию объектов и вспомогательного оборудования, связанных с реализацией CO2-EOR-проекта, за исключением тех, которые должны быть сохранены в соответствии с контрактными обязательствами либо являются неотъемлемой частью других операций или предназначены для другого использования и которые могут быть оставлены на месте реализации проекта с одобрения уполномоченного органа.

В документации по закрытию проекта должно быть указано место закачки CO2. Вся необходимая документация, связанная с закрытием проекта, должна быть передана уполномоченному органу после закрытия CO2-EOR-проекта.

10.5 Закрытие проекта CO2-EOR

CO2-EOR-проект считается закрытым при условии обеспечения прекращения закачки CO2 и добычи углеводородов из проектного резервуара, а также тампонажа и закрытия скважин, если иное не требуется уполномоченным органом.

10.6 Период после закрытия проекта

Обеспечение безопасного и долгосрочного удерживания CO2 должно учитывать движение жидкости, чтобы гарантировать, что утечка из EOR-комплекса является маловероятной. В некоторых государствах может потребоваться проведение мониторинга после закрытия проекта.

Примечание — В некоторых государствах существуют нормативные требования к прекращению (или закрытию) проекта и передаче ответственности, которая может применяться к CO2-EOR-проектам. Примером таких требований является Директива ЕС по CCS: ДИРЕКТИВА 2009/31/ЕС Европейского парламента и Совета от 23 апреля 2009 г. о геологическом размещении диоксида углерода, а также поправка к Директиве Совета 85/337/EEC, 2000/60/EC, 2001/80/EC, 2004/35/EC, 2006/12/EC, 2008/1/EC и Регламент (ЕС) № 1013/2006 (см. библиографию).

Приложение A (справочное)

CO2-EOR (ИСПОЛЬЗОВАНИЕ CO2 ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ)

A.1 Общие положения

Приложение A содержит справочную информацию об увеличении нефтеотдачи при закачке CO2 (CO2-EOR), которая имеет непосредственное отношение к его связанному размещению, характерному для CO2-EOR, основанному на текущих операциях. В рамках настоящего приложения не приведена информация о разработке и оптимизации экономически эффективного проекта. Кроме того, многие общие положения, рассматриваемые в рамках настоящего приложения, применимы к другим типам резервуаров, содержащим углеводороды.

A.2 Обзор CO2-EOR

CO2-EOR является проверенной технологией. Первые задокументированные полевые испытания были проведены в Оклахоме (США) в 1958 г. Первая успешная закачка CO2 была проведена в 1964 г. на месторождении Мид Строун недалеко от Абилина, штат Техас (США). Коммерческая эксплуатация началась после первых успешных крупномасштабных закачиваний CO2 в 1972 г. на месторождении Будафа (Венгрия) и месторождении SACROC в западном Техасе (США), последнее из которых продолжается и сегодня. Первоначально в проекте SACROC CO2 поставлялся с месторождений природного газа после выделения на нескольких заводах по производству природного газа в южной части Пермского бассейна и транспортировался по трубопроводу общей протяженностью около 300 миль. До реализации этого проекта при добыче природного газа на этих месторождениях извлекалось большое количество CO2, которое выбрасывалось в атмосферу. По оценкам, к 2012 г. около 600 Мт (миллионов метрических тонн) CO2 за вычетом рецикла было закачано на западе Техаса при реализации технологии CO2-EOR. К 2015 г. в США было закачано около одного миллиарда тонн (1 Гт) CO2. Приблизительно от 75% до 80% CO2 имело естественное происхождение, а оставшаяся часть была получена от антропогенных источников.

К 2014 г. на территории США было реализовано 136 CO2-EOR-проектов с приблизительно 7100 нагнетательными скважинами и 10 500 добывающими скважинами (см. рисунок A.1). Для этого была создана трубопроводная сеть протяженностью около 5000 миль. Согласно отчету Национального нефтяного совета США за 2011 г. примерно 3 миллиарда кубических футов (миллиард кубических футов) CO2 в день (57 Мт/год) закачивались в США, что позволило получать около 300 000 баррелей нефти в день (более 100 миллионов баррелей в год). С 1970-х гг. количество CO2-EOR-проектов в мире продолжает расти. В Техасе было реализовано больше всего CO2-EOR-проектов: в 2014 г. — 77 проектов с добычей нефти 200 000 баррелей в сутки. После Техаса идут штаты Мексиканского залива (50 000 баррелей в сутки), регион Скалистых гор (39 000 баррелей в сутки) и средняя часть континента (включая, в частности, Оклахому) (10 000 баррелей в сутки). В других регионах США, например бассейн Мичигана, также отмечается рост количества проектов.

Кроме того, в других частях мира осуществляется несколько проектов CO2-EOR (Kuuskraa and Wallace, 2014). На втором месте после США стоит Канада (например, проект Weyburn, один из крупнейших в мире CO2-EOR-проектов с планируемым объемом размещения 32 Мт антропогенного CO2). Также есть проекты в Китае (Цзилинь, Дацин, Шэнли, Цзинбянь и др.), Бразилии (нефтяные месторождения Байя Ойл и Лула), Саудовской Аравии (месторождение Гавар), Турции (Бати Раман) и Тринидаде (месторождения Форест Резерв и Оропуче).

Рисунок A.1 — Реализация CO2-EOR-проекта и источники CO2 в США (Kuuskraa and Wallace, 2014)

Таблица A.1

Потенциал связанного хранения при реализации CO2-EOR-проектов (ARI, 2009)

Примечание - На других месторождениях используется непрерывная закачка CO2. Обратите внимание, что CO2-EOR — это процесс с замкнутым циклом, и рециркуляция не допускает выброса CO2 в атмосферу.

Рисунок A.2 — Схема CO2-EOR с использованием метода WAG (чередование закачки газа и воды)

A.3 Принцип CO2-EOR

CO2 выделяют из источника и доставляют на нефтяное месторождение, как правило, по трубопроводу и затем закачивают в пласт (см. рисунок A.2). После закачки CO2 контактирует с нефтью в пласте. При определенных давлении и температуре CO2 смешивается с нефтью, что делает нефть более подвижной, и она легче вытесняется из пласта. Нефть, CO2 и вода (соляной раствор) затем добываются на поверхность земли через добывающие скважины. Смесь добываемых флюидов направляется на разделительную установку, где отделяются друг от друга нефть, вода, CO2 и другие газы. На рисунке A.3 показаны действующие объекты в Техасе (США). Выделенный CO2 обезвоживается, компримируется и повторно закачивается или же транспортируется на другое близлежащее нефтяное месторождение. Нефть транспортируется потребителю, а вода также повторно закачивается в пласт с целью утилизации и поддержания пластового давления.

Рисунок A.3 — Скважина для закачки CO2 и установка рециркуляции CO2

CO2-EOR-проект обычно разрабатывается поэтапно на месторождении, при этом участки месторождения оборудуются нагнетательными и добывающими скважинами. CO2-EOR-проект обычно проектируется в виде замкнутого контура, чтобы ограничить выброс CO2 в атмосферу (как подробно описано ниже в A.4). В США, например, о любых выбросах CO2 (будь то естественные или антропогенные) в атмосферу с наземных объектов сообщается в Агентство по охране окружающей среды (EPA) в соответствии с правилами отчетности по парниковым газам. Кроме того, в Канаде, где расположено крупнейшее в мире хранилище CO2 на истощенных нефтяных месторождениях и действует проект CO2-EOR, в соответствии с Законом штата Саскачеван о сохранении нефти и газа обо всех закачанных, добытых или выпущенных объемах CO2 сообщается правительству штата.

Закачка CO2 для повышения нефтеотдачи иногда сочетается с закачкой других флюидов. Распространенным примером этого является метод WAG (чередование закачки воды и газа), при котором рециркулируемая добытая вода впрыскивается попеременно с CO2 (см. рисунок A.2). Этот процесс может улучшить вертикальное распределение закачиваемого CO2 в недрах и/или позволять управлять давлением. Количество CO2, используемое для добычи барреля нефти, сильно зависит от проекта, геологии и используемой практики закачки CO2 (например, WAG по сравнению с непрерывной закачкой CO2). Кроме того, этот показатель сильно меняется по мере реализации проекта, поскольку закачка CO2 иногда продолжается в течение года или даже дольше до начала дополнительной добычи нефти, что приводит к очень высокому начальному коэффициенту, который со временем резко уменьшается, поскольку относительно постоянный уровень закачки CO2 позволяет увеличить добычу нефти. Группа авторов [7], изучив фактический опыт ряда проектов в США, подсчитали, что количество CO2, требуемое для добычи барреля нефти, варьировалось более чем на порядок при среднем значении от 4,8 Mcf до 10,5 Mcf (от 0,25 до 0,5 тонны) CO2 на баррель добытой нефти. В проектах, использующих непрерывную закачку CO2, используется примерно в два раза больше CO2 на баррель добываемой нефти, чем в проектах, в которых реализована технология WAG.

Влияние закачки CO2 на уровень добычи контролируется путем периодического отбора проб жидкостей на испытательном стенде, где нефть, вода и газ разделяются и измеряются. Как правило, испытания на производственных объектах проводятся со скоростью одна скважина в день и чередуются между скважинами, так что на многих месторождениях каждая добывающая скважина испытывается ежемесячно. Количество добываемого CO2 контролируется, чтобы оператор месторождения мог вносить корректировки с целью увеличения добычи нефти при минимизации затрат на переработку избыточных объемов добываемого CO2. Такие полевые исследования позволяют получать значительный объем данных и использовать их для обновления плана управления операциями и получения сведений о подземном движении CO2 для целей мониторинга, проверки и учета (MVA) и/или для целей отчетности.

A.4 Связанное размещение CO2 при реализации CO2-EOR-проекта

Целью операций CO2-EOR является добыча нефти, и эта цель является основной при аренде земельных участков и недропользовании, а также при выдаче разрешений в США.

Однако в качестве неотъемлемой части операций CO2-EOR, а также в силу коммерческой необходимости и регулирования, CO2 может эффективно храниться в недрах и быть надежно изолированным от атмосферы, подземных источников питьевой воды и других подземных ресурсов. Такое удержание CO2 в резервуаре было названо «неотъемлемой частью» операции CO2-EOR, в которой CO2 «хранится изначально». Такое связанное размещение (иногда называемое в литературе «попутным хранением») выполняет важную функцию в соглашениях о поставках источников диоксида углерода. «Связанное» размещение CO2 было признано мировыми экспертами.

Отделение CO2 от добываемой нефти является неотъемлемой операцией при добыче нефти, а процесс рециркуляции CO2, несмотря на всю значимость процесса, может быть необязательной частью CO2-EOR-проекта. Повторное использование выделенного CO2 осуществляется для минимизации затрат на дополнительные закупки CO2. Дискуссия по данному вопросу привела к разночтениям между разработчиками CO2-EOR-проектов, протоколами компенсации выбросов CO2 и системами учета подземного размещения. Важно отметить, что рециркуляция представляет собой систему с замкнутым контуром, в которой практически весь добываемый CO2 отделяется и через короткое время повторно закачивается. Инвентаризация системы рециркуляции может быть проведена с использованием тех же подходов, которые используются для других промышленных процессов, с количественным определением и учетом летучих выбросов от вентиляции или при сжигании на факелах. В систему учета парниковых газов (GHG) также может потребоваться включить энергию, связанную с другими операциями, например с извлечением, разделением, закачкой, перекачкой, нагревом и сжатием.

Важно правильно учитывать повторное использование CO2, чтобы не возникла путаница, поскольку описание повторного использования зависит от цели такого использования. В системе учета парниковых газов разница между массой извлеченного CO2 и массой повторного закачиваемого может быть определена как равная массе выбрасываемого CO2 в атмосферу. С точки зрения добычи нефти, наиболее важным показателем является общая масса закачанного CO2 (вновь полученный CO2 плюс рециркуляция). В этом случае преимуществом может быть возможность повторной закачки больших объемов CO2, которые ранее были закачаны, добыты и собраны. Для работы на зрелом месторождении необходимо будет приобрести дополнительные количества CO2, поскольку значительная часть закачиваемого CO2 задерживается физически и не поддается извлечению. Моделирование и исследования керна поясняет происходящее улавливание в пласте и включает существование CO2, который был захвачен в ходе капиллярных процессов и тупиковыми порами, растворен в неподвижной нефти или воде или перемещен в зоны за пределы активных путей течения. Некоторые исследователи характеризуют только этот неутилизируемый CO2 как «сохраненный». Однако другие придерживаются того же подхода, что и при учете проектов по закачке CO2 в соленосные пласты.

При учете размещенного CO2: (1) повторно используемые и повторно закачиваемые объемы учитываются один раз, то есть независимо от того, сколько раз одна и та же молекула закачивается и выделяется, считается, что хранится только одна молекула; и (2) выделенный CO2, удерживаемый в замкнутом цикле, не считается потерей при размещении. Количественное определение повторно используемого CO2 может быть затруднено, если измеряются смешанные газы (CO2 плюс легкие углеводороды и другие газы). Преобразование объема в массу является сложным для смешанных газов и может привести к ошибкам измерения. Поскольку повторные измерения больших объемов, извлеченных, разделенных и повторно введенных в процессе рециркуляции, могут привести к накоплению потенциально больших ошибок, прямое измерение потерь в системе будет более точным.

Потери от вентиляции и неорганизованных выбросов были опубликованы для некоторых проектов и составляют несколько процентов или менее от первоначально закачанного CO2 (за вычетом рециркуляции). Например, проведенная компанией Kinder Morgan оценка EOR-проекта на нефтяном месторождении SACROC показывает, что вентиляционные и другие летучие выбросы составляли менее 0,875 процента от общего количества закачанного CO2 (за вычетом рециркуляции). Компания Occidental Petroleum заявила, что опыт ее подразделения в Денвере показывает, что около 0,3% первоначально закупленного объема теряется из-за неорганизованных и эксплуатационных выбросов.

A.5 Потенциальные преимущества связанного размещения CO2 при реализации CO2-EOR-проектов

Как правило, CO2-EOR-проекты реализуются на уже существующих зрелых нефтяных месторождениях (иногда называемых старыми месторождениями). В результате предшествующей добычи нефти путем первичной добычи и/или закачки воды уже сформирован геологический резервуар с известной приемистостью и емкостью и продемонстрирована его герметичность, а также сформирована необходимая инфраструктура: дороги, скважинные площадки, технологические объекты для обработки нефти и воды. Потенциал размещения CO2 на нефтяных месторождениях высокий, поскольку углеводороды надежно удерживают CO2 в продуктивных резервуарах.

Управление давлением является обычной практикой CO2-EOR-проектов. Управление CO2 также является обычной частью каждой операции CO2-EOR-проекта. Разработка системы мониторинга, отчетности и верификации (MRV) будет проще из-за уже проведенного мониторинга, но будет осложняться необходимостью наблюдения за поведением CO2 из-за присутствия углеводородных газов. Недра обычно хорошо охарактеризованы из-за наличия существующих скважин, но такое количество скважин представляет собой проблему, поскольку некоторые из них могут находиться в неприемлемом состоянии. Ремонт скважин может быть дорогим; операторы должны будут идентифицировать такие скважины и провести ремонтные работы перед операциями по закачке CO2. Размер площади, необходимый для размещения CO2, относительно невелик (из-за более эффективного использования порового пространства, в том числе замещения добываемых флюидов CO2). (См., например, рисунок A.4). Существующая правовая база в соответствии с законами и нормативными актами о нефти и газе зачастую упрощает вопросы собственности в некоторых местах, однако договоры аренды для нефтедобывающих предприятий обычно истекают при завершении операций по добыче нефти. Дополнительная добыча нефти и газа может компенсировать затраты на улавливание CO2.

В таблице A.2 представлено сравнение некоторых аспектов CO2-EOR и размещения CO2 в соленосных пластах.

Таблица A.2

Сравнение CO2-EOR связанного размещения и размещения CO2 в соленосных пластах

Закачка в соленосный пласт				Добыча нефти с CO2-EOR
	- нагнетательные скважины;		- наблюдательные скважины;		- зона повышенного давления
	- добывающие скважины;		- зона размещения CO2;

Рисунок A.4 — Сравнение в расположении скважин при закачке CO2 в соленосный пласт и при добыче нефти

A.6 Возможные проблемы связанного размещения при реализации CO2-EOR-проектов

Существует несколько аспектов, которые необходимо учитывать в отношении обеспечения уверенности в том, что CO2 будет удерживаться в зоне закачки.

A.6.1 Инвентаризация и оценка существующих скважин

Плохо закупоренные или поврежденные скважины, проникающие в целевые пласты, могут стать путями утечки закачиваемого CO2 в другие пласты (включая вышележащие пласты, которые могут содержать подземные источники питьевой воды), в почву или в атмосферу. Операции CO2-EOR обычно проводятся на ранее разрабатываемых нефтяных месторождениях, которые могут содержать большое количество ранее существовавших скважин, которые пробурили много десятилетий назад. Некоторые из них не могут быть идентифицированы; другие могли быть неправильно подключены или повреждены. В некоторых из этих существующих скважин могут образоваться дефекты целостности скважины или они могли быть разрушены во время предшествующих первичных или вторичных операций по добыче. Дефекты конструкции скважины могут привести к образованию микрозазоров или повреждению цементного уплотнения. Цель состоит в том, чтобы выявить все скважины и, при необходимости, провести их ремонт перед закачкой CO2. Хотя утечка из ствола скважины встречается редко, она представляет собой проблему для проектов по закачке как на нефтяных месторождениях, так и в контексте утилизации отходов. Значительное количество исследований, проведенных в последние годы, изучало утечку CO2 через скважинные цементы, а также опыт США в отношении старых скважин (включая оставленные, но не заглушенные скважины). Управление рисками может осуществляться в три этапа: определение характеристик, ремонт перед закачкой, а также во время закачки и, возможно, после закачки. CO2-EOR-проекты предусматривают значительные инвестиции в мониторинг и техническое обслуживание скважин. Программы борьбы с коррозией, такие как введение химических веществ, замедляющих коррозию, или катодная защита, широко используются для поддержания целостности скважин. Выездные специалисты должны совершать регулярные обходы для проверки инфраструктуры скважин и трубопроводов, а результаты мониторинга должны передаваться в системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA), которые позволяют контролировать всю систему из центрального диспетчерского пункта.

A.6.2 Обзор уплотнений

Площадки проектов проверяются на предмет возможного геомеханического повреждения герметизирующего пласта в результате сильного снижения давления или закачки воды. Механическая целостность покрышки резервуара оценивается на предмет повреждений в рамках выбора надежных мест размещения CO2.

A.6.3 Миграция CO2 за пределы CO2-EOR-проекта

Процесс удерживания CO2 заведомо доступен к демонстрации. Для операторов важно спланировать CO2-EOR-проект таким образом, чтобы он охватывал всю площадь поверхности и недр, под которыми закачиваемый CO2 может перемещаться за пределы комплекса EOR. В некоторых государствах могут возникнуть серьезные финансовые и юридические проблемы, если закачиваемый газ или жидкость перемещаются за пределы принадлежащих, арендуемых или разрешенных площадей, если они находятся в государственной собственности, и мешают владельцам соседних участков. Например, операторы хранилищ природного газа следят за тем, чтобы природный газ, закачиваемый для хранения, оставался в пласте-хранилище и не мигрировал под прилегающие пласты, где его можно было бы добывать через скважину и продавать. Точно так же операторы, закачивающие воду при заводнении, стремятся обеспечить, чтобы закачиваемая вода не мешала и не наносила ущерб операциям по добыче нефти или газа на прилегающем участке. За последнее столетие регулирующие органы и суды (и законодательные органы) нефтегазовой отрасли разработали обширный свод законов, правил, а также наработали судебную практику в части регулирования подобных вопросов. Следовательно, операторы CO2-EOR-проектов хорошо осведомлены об этой проблеме и планируют и проектируют операции таким образом, чтобы избежать подобных ситуаций.

A.6.4 Повторное использование закачиваемого CO2 на других участках месторождения или в других EOR-проектах

Еще один вопрос, тревожащий заинтересованные стороны, — это возможность использования CO2, который был закачан ранее. Например, такая инфраструктура, как добывающие скважины и трубопроводы, позволят перекачивать CO2 из одной части месторождения в другую. Увеличение закачки в некоторых частях месторождения может быть достигнуто за счет изъятия части CO2 в менее продуктивных местах. Давление пласта также может быть снижено за счет изъятия части CO2. В качестве альтернативы, когда используется схема WAG, уменьшение закачки CO2 может быть изменено за счет увеличения закачки воды. Теоретически можно использовать для переноса CO2, который был закачан на одном месторождении, путем помещения его обратно в трубопровод и отправки его на другое месторождение. Однако подобное перемещение потребует дополнительной оценки, чтобы избежать двойного учета для таких передач.

A.7 Природный CO2

Существует много нефтяных и газовых месторождений, содержащих CO2. Такой тип месторождений распространен на юго-западе США, в Юго-Восточной Азии и на Ближнем Востоке. Поскольку такие месторождения разрабатываются путем первичной добычи, а затем с применением методов вторичной добычи (например, заводнение), добываемый природный CO2 обычно выбрасывается в атмосферу в ходе процессов подготовки товарных продуктов. В проектах, где применяются методы CO2-EOR и осуществляется рециркуляция CO2, природный CO2 будет улавливаться, а не выбрасываться. Та часть уловленного CO2, которая изначально была природного происхождения, в таком случае становится антропогенной. Например, улавливание CO2, изначально присутствующего в природном газе, происходит на месторождениях Слейпнер, Сневит, Молве, Пенон, Горгон и Шут-Крик. CO2, улавливаемый на этих месторождениях, является антропогенным CO2, поскольку он производится совместно с основным продуктом. Содержание CO2 в попутном газе на нефтяных месторождениях варьируется, но обычно находится в диапазоне от 0% до 30%.

Пример того, как может быть выполнено количественное определение природного CO2, представлен в приложении B (см. B.4.1). В методе используется содержание «природного объема CO2» в расчете на объем добытой нефти, которое определяется оператором и, при необходимости, согласовывается с уполномоченным органом. Этот показатель может учитывать природное содержание CO2 до начала закачки. Также для определения данного показателя можно использовать различные подходы, включая численное моделирование.

A.8 Морские CO2-EOR-проекты

Широко распространено мнение, что размещение CO2 в морских резервуарах для повышения нефтеотдачи технически осуществимо. Несмотря на успешное использование наземных технологий в течение полувека, только в нескольких морских проектах были испытаны CO2-EOR-подходы. Невзирая на схожесть морских и наземных CO2-EOR-подходов в случае морского применения существуют дополнительные проблемы, поскольку необходимые операции проводятся с морской платформы и это создает как технические, так и финансовые препятствия. Список преимуществ и недостатков морских проектов показан в таблице A.3.

Таблица A.3

Достоинства и недостатки морских CO2-EOR-проектов

A.9 Зоны остаточной нефти и добыча нефти из таких зон за счет закачки CO2

Нефтеносная зона, в которой естественные процессы привели к вытеснению воды и/или открытию точки разлива, что привело к значительному уменьшению запасов нефти (обычно от 20% до 40% исходного объема пор), известна как зона остаточной нефти (ROZ). Добыча из таких зон зачастую невозможна первичными или вторичными методами. Зоны остаточной нефти обычно признаются нецелесообразными для разработки. Зоны остаточной нефти отличаются от капиллярных переходных зон, обнаруживаемых под многими нефтяными коллекторами, и являются привлекательными с экономической точки зрения за счет их толщины. Первоначально такие зоны были описаны в Пермском бассейне Техаса, но теперь их обнаруживают и описывают в других регионах мира. Признание потенциала таких зон дополняет цели CO2-EOR-проектов. Значение таких зон при реализации CO2-EOR-проектов и связанного с ними размещения CO2 заключается в том, что в них могут быть закачаны дополнительные объемы CO2, и таким образом создается дополнительный вариант геологического размещения антропогенного CO2, который улавливается для сокращения выбросов парниковых газов.

Рисунок A.5 — Схема зоны остаточной нефти. Там, где она присутствует, зона остаточной нефти представляет собой естественно обводненную зону ниже основной продуктивной зоны, которая может быть добыта методами смешивания CO2 и увеличения нефтеотдачи (Hill, Hovorka, Melzer, 2013)

A.10 Адаптация существующей характеристики недр, планирование и мониторинг связанного размещения при реализации CO2-EOR-проектов

Ряд эксплуатационных характеристик CO2-EOR-проекта отличается от характеристик проекта по размещению CO2 в соленосных пластах (см. таблицу A.2). Следовательно, спектр действий по мониторингу, выбранных для документирования связанного хранения при реализации CO2-EOR-проектов, будет различным. В частности, будут доступны данные мониторинга CO2-EOR-комплекса, а также информация, описывающая геологию и коллектор и отображающая исторические характеристики коллектора и скважин во время активной закачки/добычи нефти.

Документирование связанного размещения при реализации EOR-проекта будет зависеть:

a) от наличия данных по обоснованию объема закупаемого CO2, проектированию закачки и оптимизации CO2-EOR-операций;

b) сбора дополнительных данных, направленных на области, где существуют неопределенности.

Данные, полученные во время проектирования CO2-EOR-комплекса, содержат большую часть той же информации, которая должна быть получена во время определения характеристик при начальной эксплуатации проекта по размещению CO2 в соленосных пластах. Существует множество операций по закачке CO2, которые включают дополнительный мониторинг для тестирования методов документирования связанного размещения в США и Канаде (таблица A.4). Основным преимуществом CO2-EOR-проектов является многообразие существующей информации и данных, которые можно использовать для демонстрации знаний о недрах и перемещении/удерживании CO2. Это означает, что программы мониторинга, разработанные для закачки CO2 при добыче нефти, существенно отличаются от программ мониторинга при закачке CO2 в соленосные пласты. Более того, любой дополнительный мониторинг может способствовать повышению нефтеотдачи и улучшению утилизации CO2.

Таблица A.4

CO2-EOR-проекты, имеющие программы мониторинга, предназначенные для получения дополнительной информации о размещении CO2 (Hill, Hovorka and Melzer, 2012)

Некоторые ограничения в мониторинге могут быть более значимыми на месторождениях углеводородов, где можно использовать закачку CO2. Например, данные сейсморазведки будут иметь ограниченную значимость в районах, где природный газ остается в резервуаре или вскрышных породах. Точно так же биодеградация природных или искусственных углеводородов в приповерхностных геологических формациях может привести к ложным показаниям удерживания CO2 или полностью «замаскировать» присутствие CO2 за пределами удерживания. Изменения давления и химического состава флюидов могут вызывать длительные переходные процессы, что делает некоторые инструменты мониторинга малоприменимыми.

Ссылки на методы мониторинга и используемые практики представлены в библиографии.

A.11 Информация, необходимая для демонстрации безопасного и долгосрочного удерживания антропогенного CO2 в связи с реализацией CO2-EOR-проекта

В ходе реализации CO2-EOR-проекта практически весь доставленный и закачанный CO2 в конечном итоге будет улавливаться в пласте, несмотря на то, что целью закачки CO2 является повышение нефтеотдачи, а не размещение CO2. Процесс документирования количества размещенного CO2, по существу, состоит из двух этапов:

a) определение на протяжении реализации всего проекта количества, закачиваемого CO2 за вычетом CO2, находящегося в системе рециркуляции, повторно используемом и любых поверхностных выбросов;

b) демонстрация того, что это количество CO2 будет удерживаться в EOR-комплексе в долгосрочной перспективе.

A.12 Определение количества CO2 из смешанного потока, которое должно быть определено количественно для связанного размещения

Чтобы определить количество CO2, подлежащее количественной оценке для связанного размещения в EOR-комплексе, оператору необходимо сначала знать долю общего потока CO2, предназначенного для этого. Если оператор получает CO2 исключительно от поставщиков, которым требуется количественная оценка связанного размещения, это несложно, и доля будет составлять 100% от CO2, доставленного на объект. Однако текущая (и, вероятно, будущая) реальность более сложна, поскольку, например, в Соединенных Штатах CO2 из разных источников объединяется в трубопроводе и соответственно только часть потока требует количественной оценки для целей связанного размещения. Содержание CO2 в потоке для связанного размещения может варьироваться в зависимости от изменений на электростанции или другом промышленном объекте, поставляющем CO2, а также потребностей EOR-проекта в общем количестве CO2.

Соглашения между поставщиком CO2 и оператором трубопровода может касаться измерения общего количества, поставляемого CO2 (информация необходима как для выставления счетов, так и для эксплуатационных целей). Зная количество, полученное от каждого источника, и договорное распределение по конкретным точкам доставки, оператор трубопровода может определить относительную долю CO2 в смешанном потоке, доставляемом в каждую точку (включая каждую CO2-EOR-площадку). CO2, подлежащий количественной оценке при связанном размещении, может быть доставлен на площадку CO2-EOR-проекта другим способом и может быть смешан с подаваемым по трубопроводу на месте для закачки в резервуар.

Как только EOR-оператор узнает количество CO2, доставляемого на объект, и долю CO2, которая должна быть определена количественно для связанного размещения, оператор может измерить и учесть количество CO2, закачанного на объекте. Оператор также может измерять и учитывать любые потери или выбросы CO2 за пределы площадки, включая миграцию CO2 за пределы площадки для использования в других операциях EOR-проекта, сброс/сжигание на факелах во время операций технического обслуживания или из-за поломки оборудования, ремонта и т.д.

Таким образом, полученные сведения могут служить основой для определения и учета части общего количества CO2, полученного на площадке CO2-EOR-проекта, которая должна быть закачана и (при условии надлежащего учета, мониторинга и документации) в конечном итоге признана для целей связанного размещения.

A.13 Демонстрация безопасного размещения CO2 в течение длительного времени в EOR-комплексе

В ходе разработки проекта, получения разрешений от регулирующего органа и проведения работ, включая поддержание и проверку механической целостности скважин и активное управление потоком флюидов для удержания закачиваемых флюидов в предполагаемых пластах, оператор проекта должен предпринимать шаги, необходимые для обеспечения того, чтобы закачиваемый CO2 безопасно размещался в EOR-комплексе и не мешал другим видам использования недр и не угрожал подземным источникам питьевой воды. Основные цели оценки и выбора площадки заключаются в обеспечении того, чтобы пласты, в которые будет осуществляться закачка, надлежащим образом перекрывались непроницаемыми горными породами и не сообщались ни с источниками питьевой воды, ни с проницаемыми пластами, ни с путями утечки, ни с близлежащими скважинами за пределами комплекса, которые могли бы позволить закачиваемому CO2 перемещаться на поверхность; в поддержании и проверке механической целостности скважин, которые проникают в пласт, и активном управлении подповерхностным потоком жидкости для ограничения закачиваемых жидкостей в предполагаемых пластах.

Целевой коллектор должен выбираться с осторожностью и после тщательной оценки. Так как добываемые углеводороды находились в целевом пласте на протяжении многих миллионов лет, то это гарантирует, что закачиваемый CO2 будет удерживаться аналогичным образом. Планируемая эксплуатация месторождения моделируется для расчета объема закачиваемых в пласт флюидов (CO2, вода и другие флюиды) и объемов флюидов (углеводородных жидкостей и газов, CO2, воды и других флюидов), которые будут изыматься при добыче с целью оптимизации закачки.

В целом отношение закачка/добыча (IWR) регулируется таким образом, чтобы CO2 и нефть направлялись к добывающим скважинам и не перемещались за пределы запланированного резервуара. IWR может подвергаться аудиту, мониторингу и оперативному управлению для определения того, что происходит закачка в соответствии с планом и что потери CO2 минимальны или отсутствуют. Могут быть периоды, когда IWR будет несбалансирован, например в начале закачки. Оценка периодов с несбалансированным IWR может проводиться и контролироваться, чтобы гарантировать, что потери CO2 будут небольшими или отсутствующими.

Расположение нагнетательных и добывающих скважин может иметь важное значение для обеспечения уверенности в том, что CO2 надежно удерживается в предполагаемом пласте-коллекторе. Например, закачку воды можно использовать для создания «водяной завесы», которая будет удерживать CO2 внутри резервуара. Такое активное управление важно для обеспечения того, чтобы CO2 не перемещался за пределы EOR-комплекса.

Оператор, отслеживающий управление флюидами с помощью этих механизмов, может гарантировать, что CO2 надежно удерживается в комплексе. Возможны различные виды мониторинга для того, чтобы обеспечить дополнительную уверенность в том, что эта цель была достигнута, или для учета любых других потерь. Обычно используются мониторинг давления и другие методы, включая геофизические и геохимические методы там, где это применимо.

По завершении CO2-EOR-проекта (может произойти спустя годы после прекращения закачки антропогенного CO2) все скважины должны быть заглушены и ликвидированы в соответствии с местными и региональными нормативными и разрешительными требованиями. Распределение в пласте закачиваемого CO2 может быть относительно легко оценено, поскольку оно обычно имитирует исходное распределение углеводородов в коллекторе. Расположение скважин также важно. Существующие стандарты и нормативные требования нефтяной промышленности касаются конструкции скважин и предусматривают, что используемые материалы должны быть совместимы с жидкостями, с которыми они вступают в контакт, и рассчитаны на давление, при котором они будут эксплуатироваться. В этом отношении, хотя конкретные используемые материалы или методы могут различаться, операции по закачке CO2 ничем не отличаются от любых других операций на нефтяных месторождениях, включающих подземную закачку (независимо от того, содержат ли жидкости сероводород, природный газ или газоконденсатные жидкости, растворы, полимеры или другие вещества). Иногда конструкция скважины не обеспечивает изоляцию зоны пласта от других зон. Флюиды, включая CO2, нефть, газы и растворы, могут перемещаться через разрушенные элементы или на поверхность. Правила нефтегазовой отрасли предписывают проведение регулярных испытаний конструкции скважины. Если изоляция нарушена, скважину ремонтируют и можно оценить потери CO2. Утечка флюида из зоны не обязательно означает, что он выйдет на поверхность или повлияет на водные ресурсы. Однако долгосрочная гарантия удерживания CO2 становится неопределенной, и такие потери могут быть определены количественно.

A.14 Решение других вопросов

a) Соответствие предложения CO2 спросу. Прежде чем электростанция или другое промышленное предприятие установит оборудование для улавливания CO2, оно должно принять меры для продажи или утилизации такого количества CO2, которое предполагается улавливать. Если производитель CO2 заключает договор на отправку CO2 для CO2-EOR-проекта, ему необходимо будет заключить договор с одним или несколькими операторами EOR-проектов, чтобы получить оговоренную квоту на закачку CO2 в течение срока службы объекта. В соглашении может быть указано, каким образом стороны планируют реагировать на запланированные и незапланированные изменения фактических объемов и составов поставляемого или получаемого CO2. Кроме того, для источника CO2 может потребоваться несколько соглашений, рассчитанных на поставку, потому что CO2-EOR-проекты могут требовать меньшее количество поставляемого CO2 в каждый последующий год. Такие вопросы являются обычной частью бизнес-планирования в любом долгосрочном контракте. Таким образом, потенциальные поставщики и покупатели антропогенного CO2 ничем не отличаются от поставщиков и покупателей других товаров в мировой экономике.

b) Обеспечение гарантии того, что размещаемый антропогенный CO2 не выбрасывался в атмосферу и не подвергался двойному учету. По окончании операций по добыче углеводородов документация на EOR-комплекс, в котором будет сохраняться антропогенный CO2, должна содержать сведения о массе размещенного CO2, а также описание рисков и неопределенностей, связанных с геологическим размещением антропогенного CO2.

c) Размещение закачиваемого CO2. CO2-EOR-проекты являются долгосрочными и обычно реализуются после осуществления вторичных операций по добыче (например, закачивания воды в пласт). Исследования, проводимые в рамках планирования на ранних этапах проектов по добыче углеводородов, важны при планировании CO2-EOR-проекта. В результате многие геологические характеристики CO2-EOR-проекта будут определены за годы до того, как будет начато закачивание CO2. Операторы должны учитывать движение закачиваемой воды, а также оценивать, как эти операции могут повлиять на последующие этапы добычи.

Поскольку цель закачки CO2 состоит в том, чтобы закачиваемый CO2 максимально провзаимодействовал с остаточной нефтью в пласте, оператор при разработке проекта должен учитывать это. Операторы CO2-EOR-проекта должны отслеживать поведение закачиваемого CO2 в пласте (включая его латеральное размещение). Для этого используются различные методы мониторинга, в том числе ряд методов, включающих изменение подземного давления, чтобы направить CO2 и нефть по оптимальному пути к добывающим скважинам. Таким образом, активный мониторинг давления и управление им являются важными элементами успешных и разумных операций. Оператор может изменить план деятельности с течением времени в зависимости от фактического опыта закачки на конкретном месторождении. В Северной Америке информация об операционных изменениях постоянно предоставляется уполномоченному регулирующему органу нефтегазового сектора.

d) Вертикальное движение закачиваемого CO2. В операциях CO2-EOR недра представляют собой четырехмерное пространство, которое включает в себя два направления длины и ширины; вертикальную глубину и мощность продуктивного пласта (глубина и мощность могут сильно меняться по мере перемещения по латеральным направлениям коллектора); а также время (например, первоначальная закачка CO2 может проводиться более чем за год до начала производственных операций по добыче, чтобы обеспечить требования к давлению). Поскольку сверхкритический CO2 менее плотный, чем соляной раствор, закачиваемый CO2 имеет тенденцию подниматься над природными пластовыми флюидами. Операторы учитывают этот факт при проектировании и эксплуатации, чтобы максимизировать количество нефти, контактирующей с CO2, и таким образом достичь оптимального значения закачки.

e) Уведомление будущих потенциальных пользователей о наличии закачанного CO2. Документация о всей деятельности предоставляется уполномоченному регулирующему органу. Таким образом, любое лицо, предлагающее какое-либо последующее использование этого пространства недр, должно быть осведомлено о предыдущей закачке и истории добычи, имевшей место в соответствующих пластах.

A.15 Прекращение закачки CO2 и добычи углеводородов: «совпадающее» и «несовпадающее» прекращение закачки CO2

Как правило, операции по добыче нефти начинаются за годы или даже за многие десятилетия до начала операций по закачке CO2 и могут продолжаться в течение многих лет после прекращения закачки CO2.

Во всех операциях CO2-EOR, как на суше, так и на море, значительная часть углеводородных ресурсов будет оставаться в пластах даже после того, как операции по добыче углеводородов станут нерентабельными, а нагнетательные и добывающие скважины будут закупорены и ликвидированы. Опубликованные оценки количества исходной нефти (OOIP), которое останется после завершения закачки CO2 в рамках реализации проекта, варьируются в широких пределах, обычно от 30% до 50%.

Из-за наличия остаточных углеводородных ресурсов и постоянно меняющихся экономических и технических параметров операций по добыче нефти существуют различные возможности того, когда и как может закончиться закачка CO2.

«Несовпадающее» прекращение закачки CO2 и добычи нефти. Закачка антропогенного CO2 при добыче нефти может быть прекращена, даже если добыча углеводородов продолжается. Это может быть вызвано целым рядом различных факторов, включая, например, прекращение или сбой в подаче CO2; изменение источника CO2 с антропогенного на неантропогенный; неблагоприятное изменение экономики или применимых нормативных правил, влияющих на поставку CO2; или изменение технологии добычи, применяемой в проекте добычи нефти. В этом сценарии операции по добыче углеводородов продолжаются (или возобновляются в будущем) несмотря на то, что антропогенная закачка CO2 завершена. В таком случае операции по добыче нефти продолжаются, возможно, в течение десятилетий после окончания закачки, а различные скважины не закрываются, и поэтому необходимо проведение комплексного мониторинга. Предположительно закачки CO2 могут возобновиться в будущем, когда произойдут экономические изменения или это позволят технические достижения.

При «совпадающем» прекращении закачки CO2 и добычи нефти закачка антропогенного CO2 может быть прекращена одновременно с операциями по добыче нефти. Хотя этот сценарий может применяться как к наземным, так и к морским операциям, он чаще всего будет встречаться в морских проектах из-за более высоких капитальных затрат на морские операции или эксплуатационных ограничений, налагаемых операциями на платформе. Измерение, отчетность и документирование утилизации произведенного CO2 (например, если он повторно закачивается, вывозится за пределы площадки или выбрасывается) могут продолжаться до закрытия проекта.

Указанные различные операционные сценарии предполагают разные потенциальные периоды документирования количества CO2, которое случайно в связи с реализацией CO2-EOR-проекта, поскольку данный период документирования может либо «вкладываться» в текущую операцию по добыче нефти, либо заканчиваться одновременно с окончанием операции по добыче нефти.

Приложение B (справочное)

ПРИМЕР КОЛИЧЕСТВЕННОГО РАСЧЕТА

B.1 Введение

В приложении B приведено руководство по принципам расчета и документации количественных показателей, изложенных в разделе 8. Общее количество размещаемого CO2 рассчитывают с использованием подхода, изложенного в разделе 8. Настоящее приложение дополняет первоначальную количественную оценку общего количества размещаемого CO2 путем расчета части, которая представляет собой антропогенный CO2. В этом дополнительном расчете будут использованы массовые или объемные (при стандартных условиях) коэффициенты распределения, полученные как доля антропогенной массы CO2 в общей массе CO2. В примере указаны переменные, используемые при расчете.

В примере рассматривается период количественной оценки в один год с начала количественной оценки (вероятный первый период отчетности). Хотя результаты количественного определения обычно пересчитывают в массу, в примере для простоты демонстрации используют стандартные объемные единицы нефтегазовой промышленности (см. приложение C), а также представлен перевод результатов в массу.

Примечание - Обратите внимание, что в примерах расчета в единицах СИ будет использоваться стандартный числовой формат ИСО («запятая» будет использоваться для обозначения десятичной точки, а пробел будет разделять каждые три цифры).

В примере общее количество размещаемого CO2 рассчитывают (см. B.3) в качестве первого шага, а затем при расчете на втором этапе (см. B.4) используют коэффициенты распределения, чтобы количественно определить антропогенную часть размещаемого CO2. Расчеты приведены не для високосного года (365 дней).

Приложение C содержит таблицу для перевода стандартных единиц измерения для нефтегазовой отрасли Общества инженеров-нефтяников (SPE), использованных в примере, в единицы Международной системы единиц (СИ).

Операционные потери mloss operations состоят из двух переменных, определяемых по формуле

mloss operations = mloss operations inlet +

• mloss operations other, (B.1)

где mloss operations inlet — общая масса потерь CO2 в ходе операций, производимых между коммерческим узлом учета и точкой, где коммерчески учтенный CO2 впервые объединяется с CO2, извлеченным из добываемого потока. Эта переменная состоит из утечек от технологических объектов (см. 8.4.2) и сброса/сжигания (см. 8.4.3);

mloss operations other — общая масса потерь CO2 при операциях по закачке, а также при добыче и при переработке добываемых флюидов и CO2, за исключением операций, производимых между узлом коммерческого учета и точкой, где коммерчески учтенный CO2 впервые объединяется с CO2, извлеченным из добываемого потока. Эта переменная состоит из утечек из технологических объектов (см. 8.4.2), сброса/сжигания в факелах при эксплуатации (см. 8.4.3), захваченного CO2 (см. 8.4.4) и миграции CO2 (см. 8.4.5).

В большинстве случаев будут использоваться разные коэффициенты распределения mloss operations inlet и mloss operations other, поскольку доля антропогенного CO2, вероятно, будет разной для каждой из этих переменных (см. рисунок B.1).

Рисунок B.1 — Потери CO2 при реализации CO2-EOR-проекта

B.2 Условный проект

В качестве примера количественной оценки представлен условный CO2-EOR-проект. Чтобы охватить различные сценарии, представлен относительно маломасштабный CO2-EOR-проект, предусматривающий операции с использованием неантропогенного CO2 (независимо от источника) перед получением антропогенного CO2 для закачки. Кроме того, предполагается, что небольшая концентрация природного CO2 существовала в проектном резервуаре во время открытия месторождения. Кроме того, полученный CO2 состоит как из неантропогенного CO2 (независимо от источника), так и из антропогенного CO2. Предполагается, что в проекте есть установка по выделению CO2. Параметры, необходимые для этого примера количественного определения, приведены ниже.

B.2.1 Ранее полученный и закачанный общий и антропогенный CO2 в пределах EOR-комплекса

Известно, что в проекте общий объем ранее полученного и закачанного CO2 (антропогенная часть не предполагается) в пределах EOR-комплекса на начало периода количественной оценки составляет 6 000 млн стандартных кубических футов (169 900 000 см3). Это значение должно быть задокументировано в качестве части исходных данных [см. 4.3 e) и 8.5]. Если CO2, отвечающий определению антропогенного CO2, был получен и закачан во время реализации CO2-EOR-проекта до начала периода количественной оценки, он будет рассматриваться как неантропогенный CO2 для целей количественной оценки антропогенной доли связанного размещения.

B.2.2 Полученный CO2 и процент антропогенного CO2

CO2, полученный в течение первого отчетного периода для этого примера, будет составлять 10,00 млн стандартных кубических футов в сутки (283 200 см3/сутки), из которых 40% приходится на антропогенный CO2. Этот пример будет представлять собой CO2-EOR-проект, который может иметь природный источник CO2, дополняющийся новым источником антропогенного CO2.

B.2.3 Содержание природного CO2

Содержание природного CO2 составляет 100,0 scf/stb (17,81 см3/см3). Предполагается, что включение уловленного природного CO2 в качестве антропогенного CO2 было одобрено уполномоченным органом.

B.2.4 Добыча нефти

В течение года средняя добыча нефти по этому проекту составила 1000 баррелей в сутки (159,0 см3/сут).

B.2.5 Эксплуатационные потери на входе mloss operations inlet

Потери на объектах впускной части (после передачи на хранение доставленного CO2 и до момента, когда коммерчески учтенный CO2 впервые объединяется с CO2, извлеченным из добываемого потока) измеряются, рассчитываются или оцениваются как 2.000 Mscf/D (56,64 см3/сут). Эти потери представляют собой общие потери CO2, включающие как антропогенный, так и неантропогенный CO2.

B.2.6 Потери EOR-комплекса mloss EOR complex

Потери EOR-комплекса измерены, рассчитаны или выражены как 1.000 Mscf/D (28,32 см3/сут). Эти потери представляют собой общие потери CO2 и включают как антропогенный, так и неантропогенный CO2 (включая ранее закачанные неустановленные количества до периода количественного определения).

B.2.7 Другие операционные потери mloss operations other

Общие потери от всех операций на производственных объектах, за исключением входной части, измеряются, рассчитываются или оцениваются в количестве 15,00 Mscf/D (424,8 см3/сут). Эти потери представляют собой общие потери CO2, включая как антропогенный, так и неантропогенный CO2 (включая количества, закачанные до периода количественного определения). Эти потери включают следующее:

a) потери CO2 из-за утечек на объектах CO2-EOR-проекта (инфраструктура, включая устья скважин) mloss leakage facilities;

b) потери CO2 при сбросе/сжигании в факелах при производственных операциях mloss vent/flare;

c) потери за счет захваченного CO2, находящегося в составе добываемого газа/нефти/воды, в том случае если CO2 не отделяется и не закачивается обратно mloss entrained;

d) потери CO2 из-за любой миграции CO2 за пределы CO2-EOR-проекта mloss transfer.

Ежедневные измерения могут использоваться для минимизации ошибок расчетов в процессе количественного определения.

B.3 Процедура расчета для отчетного периода (расчет общего количества CO2)

Расчет общего количества размещаемого CO2 показан в качестве первого шага (см. B.3.1 - B.3.6).

B.3.1 Расчет извлеченного природного CO2

Если получено разрешение уполномоченного органа на включение природного CO2 в состав minput, используются следующие параметры:

a) природное содержание CO2 составляет 100,0 scf/stb (17,81 см3/см3);

b) производительность добычи 1000 stb/D (159,0 см3/сут).

Расчет:

(1,000 stb/D·365.0 D/Year)·(100.00 scf/stb)/ /(1,000,000 csf/MMscf) = 36.60 MMscf

[(159,0 см3/сут·365,0 сут/г)·(17,81 см3/см3) = = 1 034 000 см3 = 1 931 т].

Это значение представляет собой общее количество исходного CO2, извлеченного в течение отчетного года.

B.3.2 Общее количество CO2 minput

Ежедневное количество CO2, полученное в рамках реализации проекта, в случае, если природный CO2 не получен и не одобрен, умножается на 365 суток для получения общего годового количества minput:

10.00 MMscf/D·365.0 D/Year = 3,650 MMscf

[(283 200 см3/сут·365,0 сут/г) = 103 400 000 см3 = = 193 100 т].

Если получено разрешение уполномоченного органа на включение природного CO2, то minput включает количество mnative (см. B.3.1):

3,650 MMscf + 36.50 MMscf = 3,686.50 MMscf

[103 400 000 + 1 034 000 см3 = 104 434 000 см3 = 195 000 т].

B.3.3 Эксплуатационные потери mloss operations

Ежедневные потери как на объектах закачки, так и на объектах добычи (см. B.2.5 и B.2.7) пересчитывают из Mscf в MMscf, а затем умножают на 365 суток для получения годового значения mloss operations:

mloss operations = mloss operations inlet +

• mloss operations other

[(2.000 Mscf/D + 15.00 Mscf/d)/1,000(Mscf/MMscf) x x 365.0 D/Year) = 6.205 MMscf

[481,4 см3/сут·365,0 сут/г = 175 770 см3 = 328,2 т].

B.3.4 Потери EOR-комплекса mloss EOR complex

Ежедневные потери от EOR-комплекса (см. B.2.6) переводятся из Mscf в MMscf и умножаются на 365 суток для получения годового значения mloss EOR complex:

(1.000 Mscf/D)/1000(Mscf/MMscf)·365.0 D/Year = 0.3650 MMscf

[28,32 см3/сут·365,0 сут/г = 10 340 см3 = 19,31 т].

B.3.5 Расчет размещенного CO2 mstored

Общее количество размещенного CO2 за отчетный год рассчитывается следующим образом:

mstored = minput — mloss operations — mloss EOR complex

3,686.5 MMscf — 6.205 MMscf — 0.3650 MMscf = 3,680 MMscf

[104 400 000 см3 — 20 670 см3 — 155 100 см3 — 10 340 см3 = = 104 213 890 см3 = 194 700 т].

Примечание - Если включить ранее закачанный объем 6,000 MMscf, то общий объем CO2 в EOR-комплексе составит 9,680 MMscf (274 100 000 см3 = 512 100 т).

B.4 Процедуры расчета антропогенной части mstored за отчетный год

Расчет антропогенной части CO2 будет осуществляться с использованием того же подхода, с использованием той же формулы (см. 8.3) и с использованием переменных, которые были скорректированы с учетом применения коэффициентов распределения. Если в условном проекте ранее не проводились получение и закачка CO2, а новый, полученный, CO2 является на 100% антропогенным, приведенные ниже расчеты сведутся к простому вычитанию потерь из количества полученного CO2. Представленный здесь пример предназначен для рассмотрения относительно сложного сценария, изложенного в упрощенном виде для простоты понимания.

B.4.1 Расчет природного CO2, при условии наличия

Если получено разрешение уполномоченного органа на включение природного CO2 в состав minput, используются следующие параметры:

a) природное содержание CO2 составляет 100.0 scf/stb (17,81 см3/см3);

b) объем добычи 1,000 stb/D (159,0 см3/сут).

Расчет:

(1,000 stb/D·365.0 D/Year)·(100.0 scf/stb)/ /(1,000,000 scf/MMscf) = 36.50 MMscf

[(159,0 см3/сут·365,0 сут/г)·(17,81 см3/см3) = = 1 034 000 см3 = 1 931 т].

Это значение представляет собой общее количество природного CO2, выделенного в течение отчетного года.

B.4.2 Расчет антропогенного CO2 minput с использованием коэффициента распределения

Для получения объема антропогенного CO2, полученного в рамках проекта, используется трехэтапный процесс. Сначала рассчитывается общее количество CO2, измеренное узлом коммерческого учета, а затем оно уменьшается на долю неантропогенного CO2 в общем потоке CO2. Наконец, к антропогенному потоку добавляется mnative, если это одобрено уполномоченным органом. Используются следующие параметры:

a) полученный CO2 10.00 MMscf/D (283 200 Sm3/D), из которых 40% определяется как антропогенный CO2; а также

b) объем антропогенного природного CO2 36.50 MMscf (1 034 000 см3) (см. B.4.1).

Расчет:

B.4.2.1 Общее количество CO2 mreceived за отчетный год

(10.00 MMscf/D·365.0 D/Year) = 3,650 MMscf

[(283 200 см3/сут·365,0 сут/г) = 103 400 000 см3 = = 193 200 т].

Коэффициент антропогенного распределения для mreceived считается равным 40% (0,400 0), и этот коэффициент распределения следует использовать для расчета доли антропогенного CO2 в mloss operations inlet (см. B.4.3).

B.4.2.2 Общее количество CO2 minput за отчетный год

minput = mreceived + mnative

(10.00 MMscf/D·365.0 D/Year) + 36.50 MMscf = 3,687 MMscf

[(283 200 см3/сут·365,0 сут/г) + 1 034 000 см3 = = 104 400 000 см3 = 195 000 т].

B.4.2.3 Содержание антропогенного CO2 minput за отчетный год

Антропогенная составляющая minput рассчитывается путем применения коэффициента распределения (40%) к mreceived и добавления mnative

(10.00 MMscf/D·365.0 D/Year)·0.400 0 + 36.50 MMscf = = 1,497 MMscf

[(283 200 см3/сут·365,0 сут/г)·0,400 0 + 1 034 000 см3 = = 42 380 000 см3 = 79 170 т].

B.4.2.4 Коэффициент антропогенного распределения за отчетный год для minput

Антропогенная составляющая minput (см. B.4.3) делится на общее значение minput (см. B.3.2), включая mnative (см. B.4.1), если это разрешено уполномоченным органом:

1,497 MMscf/(3,650 + 36.50) MMscf = 0.406 0

[42 380 000 см3/104 400 000 см3 = 0,406 0].

B.4.3 Эксплуатационные потери на входе mloss operations inlet антропогенного CO2

Значение коэффициентов может варьироваться в зависимости от конфигурации комплекса; в данном случае оценка потерь производится на участке между узлом коммерческого учета CO2 и точкой, где поступаемый поток CO2 объединяется с потоком рециркуляции. Для расчета необходимо использовать следующие параметры:

a) эксплуатационные потери на входе 2.000 Mscf/D (56,64 см3/сут) для входящего потока CO2 (см. B.2.5);

b) доля антропогенного CO2 в поступающем потоке за отчетный период 0,400 0 (см. B.2.2).

Расчет:

B.4.3.1 Общие потери CO2 на входе mloss operations inlet за отчетный период

Суточная норма эксплуатационных потерь на входе переводится из Mscf в MMscf, а затем умножается на 365 суток, чтобы получить общее годовое значение mloss operations inlet:

(2.000 Mscf/D/1,000(Mscf/MMscf)·365.0 D/Year) = = 0.7300 MMscf = 38.62 t

[56,64 см3/сут/28 320 см3/28 320 см3·365,0 сут/г = = 20 670 см3 = 38,62 т].

B.4.3.2 Эксплуатационные потери антропогенного CO2 на входе mloss operations inlet за отчетный период

Умножение общего годового количества mloss operations inlet на коэффициент распределения дает годовой объем потерь антропогенного CO2 mloss operations inlet:

0.73000 MMscf·0.4000 = 0.2920 MMscf = 15.45 t

[20 674 см3·0,400 0 = 8 270 см3 = 15,45 т].

B.4.4 Коэффициент распределения антропогенного CO2 для EOR-комплекса

Коэффициент распределения представляет собой долю антропогенного CO2, существующего в комплексе на конец отчетного периода количественной оценки. Он используется для расчета доли антропогенного CO2 при эксплуатационных потерях EOR-комплекса. Коэффициент может меняться со временем, и, возможно, потребуется его расчет для более коротких интервалов времени для повышения точности. Для расчета коэффициента используются следующие параметры:

a) ранее закачанный CO2 в EOR-комплекс на начало периода количественной оценки (см. B.2.1) в количестве 6,000 MMscf (169 900 00 см3);

b) общее количество CO2, полученное за первый год, равно 3,687 MMscf (104 400 00 см3), включая природный CO2 (см. B.3.2 и B.4.1);

c) общее количество антропогенного CO2, полученного за первый год, составляет 1,497 MMscf (42 395 000 см3) (см. B.4.2.2);

d) эксплуатационные потери CO2 на входе за первый год составляют 0,730 0 MMscf (20 670 см3) (см. B.4.3.1); и

e) общие эксплуатационные потери CO2 за первый год составляют 0,292 0 MMscf (8 270 см3) (см. B.4.3.2).

Расчет:

Коэффициент распределения антропогенного CO2 для mloss EOR complex и mloss operations other получен путем вычитания из общего количества антропогенного CO2 (включая mnative) общего количества эксплуатационных потерь CO2 на входе mloss operations inlet и деления полученного результата на (mprevious injection + minput — mloss operations inlet):

(1,497 MMscf — 0.2920 MMscf)/(6,000 MMscf + 3,687 MMscf -

• 0.7300 MMscf) = 0.154 5

[(42 395 000 см3 — 8 270 см3)/(169 900 000 см3 +

• 104 400 000 см3 — 20 670 см3) = 0,154 5].

B.4.5 Антропогенная доля CO2 в прочих эксплуатационных потерях mloss operations other и потерях EOR-комплекса mloss EOR complex

Этот расчет позволяет получить антропогенную часть прочих эксплуатационных потерь и потерь EOR-комплекса путем применения коэффициента распределения, полученного в B.4.4, к общим прочим операционным потерям и общим потерям EOR-комплекса, используя следующие параметры:

a) коэффициент распределения антропогенного CO2 для EOR-комплекса составляет 0,154 5 (см. B.4.4);

b) потери EOR-комплекса составляют 1.000 Mscf/D (28,32 см3/сут);

c) прочие операционные потери 15.00 Mscf/D (424,8 см3/сут).

Расчет:

B.4.5.1 Прочие общие эксплуатационные потери CO2 mloss operations other

Дневная норма прочих потерь переводится из Mscf в MMscf и умножается на 365 суток, чтобы получить годовое значение mloss operations other:

(15.00 Mscf/D)/(1,000 Mscf/MMscf)·365.0 D/Year = 5.475 MMscf

[424,8 см3/сут·365,0 сут/г = 155 100 см3 = 289,6 т].

B.4.5.2 Общие потери CO2 EOR-комплекса mloss EOR complex

Суммарное ежедневное значение потерь CO2 от EOR-комплекса переводится из Mscf в MMscf и умножается на 365 суток, чтобы получить годовое значение mloss EOR complex:

(1.000 Mscf/D)/(1,000 Mscf/MMscf)·365.0 D/Year = = 0.3650 MMscf

[28,30 см3/сут·365 сут/г = 10 340 сут3 = 19,31 т].

B.4.5.3 Прочие общие эксплуатационные потери антропогенного CO2 mloss operations other

Прочие общие эксплуатационные потери CO2 умножаются на коэффициент антропогенного распределения, в соответствии с B.4.4, чтобы получить антропогенную составляющую mloss operations other:

(5.475 MMscf)·0.1545 = 0.8459 MMscf

[155 100 см3·0,1545 = 23 960 см3 = 44,75 т].

B.4.5.4 Потери антропогенного CO2 для CO2-EOR-комплекса mloss EOR complex

Суммарные потери CO2 умножаются на коэффициент антропогенного распределения в соответствии с B.4.4, чтобы получить антропогенную составляющую mloss EOR complex.

(0.3650 MMscf)·0.1545 = 0.05639 MMscf

[10 340 см3·0,1545 = 1 598 см3 = 2,980 т].

B.4.6 Количественная оценка антропогенного CO2, размещенного при реализации проекта

Используемые параметры:

a) эксплуатационные потери антропогенного CO2 на входе: 0.2920 MMscf (8 270 см3) (см. B.4.3.2);

b) прочие эксплуатационные потери антропогенного CO2: 0.8459 MMscf (23 960 см3) (см. B.4.5.3);

c) потери антропогенного CO2 из EOR-комплекса: 0.05639 MMscf (1 598 см3) (см. B.4.5.4);

d) полученный CO2 и процент антропогенного CO2: 10.00 MMscf/D (283 200 см3/сут) (40% антропогенные); а также

e) полученный природный CO2: 36.50 MMscf (1 034 000 см3) (см. B.4.1).

Расчет:

Для количественной оценки доли антропогенного CO2, хранящегося в течение отчетного года, в расчете также учитывается mnative, который включается в состав расчета minput и рассчитывается на основе поступлений антропогенного CO2 по следующей формуле:

mstored = minput — mloss operations — mloss EOR complex

mstored = (mreceived + mnative) — (mloss operations inlet +

• mloss operations other) — mloss EOR complex

[(10.00 MMscf/D·0.4000·365.0 D/Year) + 36.50 MMscf] -

• (0.2920 MMscf + 0.8459 MMscf) — 0.05639 MMscf = = 1,495.3 MMscf

[(283 200 см3/сут·0,4000·365,0 сут/г) + 1 034 000 см3] -

• (8 270 см3 + 23 960 см3) — 1 598 Sm3 = 42 347 000 см3 = = 79 110 т.

Таблица B.1

Пример таблицы для документирования переменных и коэффициентов распределения, рассчитанных для антропогенного CO2

Приложение C (справочное)

ПЕРЕВОД ЕДИНИЦ ИЗМЕРЕНИЯ

Стандартные единицы измерения нефтегазовой промышленности

Международная система единиц (СИ): перевод в метрическую систему

1 баррель = 0,158 9 см3

1 M = 1 000

1 MM = 1 000 000

1 т = 1 000 кг

Таблица C.1

Метрические переводные коэффициенты при 60 °F (15 555 6 °C), 1 атм <1>

<1> Преобразование действительно только для чистого CO2.

БИБЛИОГРАФИЯ