ПНСТ 814-2023 (ISO/TR 27915:2017). Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Количественная оценка объемов выбросов и возможности сокращения выбросов диоксида углерода. Проверка полученных данных

(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 15.02.2023 № 8-пнст)

Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2023 г. № 8-пнст

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УЛАВЛИВАНИЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ОБЪЕМОВ ВЫБРОСОВ И ВОЗМОЖНОСТИ СОКРАЩЕНИЯ ВЫБРОСОВ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА. ПРОВЕРКА ПОЛУЧЕННЫХ ДАННЫХ

Carbon dioxide capture, transportation and storage. Quantification of emissions and the potential to reduce carbon dioxide emissions. Checking the data received

(ISO/TR 27915:2017, Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Quantification and verification, MOD)

ПНСТ 814-2023 (ISO/TR 27915:2017)

ОКС 13.040

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

Предисловие

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

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

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2023 г. № 8-пнст

4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к указанному международному документу ISO/TR 27915:2017 «Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Количественная оценка и верификация» (ISO/TR 27915:2017 «Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Quantification and verification», MOD) путем изменения отдельных фраз (слов, ссылок, обозначений), которые выделены в тексте курсивом, а также элемента «Библиография».

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

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

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

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

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

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью апробации требований и накопления дополнительной информации в отношении применения в Российской Федерации международного опыта по количественной оценке объемов выбросов и возможности сокращения выбросов диоксида углерода (CO2).

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 применяют в рамках осуществления оценки соответствия любой из сторон.

Настоящий стандарт не отменяет и не заменяет другие документы, полностью или частично связанные с управлениями рисками проектов.

Настоящий стандарт разработан в качестве справочного документа для будущих разработок стандартов, предназначенных для количественной оценки и верификации выбросов парниковых газов (ПГ) и сокращения выбросов ПГ в результате реализации проектов CCS. Стандарт представляет собой обзор практик и требований по мониторингу и верификации для процессов улавливания, транспортирования и хранения диоксида углерода, а также для оценки прямых и косвенных выбросов ПГ, которые могут возникнуть в результате комплексной деятельности в рамках реализации проекта CCS, связанной с закачкой углекислого газа в геологические образования с целью его изоляции от атмосферы (и океана) в долгосрочной перспективе. Выделение CO2 является основной целью процесса улавливания, другие ПГ (такие как метан, CH4) также могут быть вовлечены в поток. Обсуждение воздействия на окружающую среду носит ограниченный характер в стандарте.

В настоящем стандарте приведены различные аспекты мониторинга и верификации, принятые рабочими группами Технического комитета ИСО/ТК 265.

Парижское соглашение UNFCCC от 12 декабря 2015 г. закладывает основу для совместной работы стран по ограничению повышения средней глобальной температуры на 1,5 °C — 2,0 °C по сравнению с доиндустриальным уровнем за счет сокращения и удаления из атмосферы выбросов ПГ. Во многих климатических моделях, рассмотренных IPCC в оценочном отчете (IPCC, 2014 г.), определено, что удержание повышения средней глобальной температуры на уровне менее 2 °C потребует широкомасштабного внедрения технологий улавливания, транспортирования и подземного размещения диоксида углерода (CCS) с целью снижения антропогенных выбросов CO2. Кроме того, в отчете IPCC (2014 г.) также указано, что реализация проектов CCS, в том числе интегрированных с биоэнергетикой (BECCS), будет способствовать удалению CO2 из атмосферы для достижения среднесрочных целей. В долгосрочной перспективе (т.е. от 70 до 100 лет) может оказаться необходимым и целесообразным дальнейшее снижение концентрации CO2 в атмосфере путем выделения CO2 непосредственно из атмосферы с последующей закачкой в геологические образования (DACCS).

В то время как во многих странах установлены и действуют внутренние требования к отчетности о выбросах ПГ, Парижское соглашение подчеркивает значимость повсеместного надежного учета (UNFCCC, 2015 г., статья 6, параграф 2) антропогенных выбросов ПГ (статья 4, пункт 2). Ключевыми принципами учета и отчетности, определенными в Парижском соглашении, являются прозрачность, точность, полнота, сопоставимость и согласованность, а также недопущение двойного учета (UNFCCC, 2015 г, статья 4, пункт 13). Экологическая целостность (т.е. отсутствие ущерба для экологических систем или биоразнообразия) — это основополагающий принцип для всех видов деятельности, равно как и вопросы, касающиеся социально-экономического воздействия проекта.

Технический комитет ИСО/ТК 265 создан для разработки документов по стандартизации в области проектирования, строительства, эксплуатации, экологического планирования и управления, управления рисками, количественной оценки, мониторинга и верификации, а также иными действиями в рамках реализации проектов CCS. Создано шесть рабочих групп (РГ), которые отчитываются перед техническим комитетом и в своей работе сосредоточены на конкретных аспектах технологической цепочки CCS:

улавливание — РГ1;

транспорт — РГ2;

хранение — РГ3;

количественная оценка и верификация — РГ4;

общие вопросы — РГ5;

размещение CO2 за счет закачки в нефтяные пласты с целью увеличения нефтеотдачи — РГ6.

Настоящий стандарт, разработанный в рамках деятельности РГ4, предназначен для формирования основы для стандартных подходов к количественному определению и верификации выбросов ПГ при реализации проектов CCS в будущем. Разрабатываемые стандарты должны способствовать пониманию на более высоком уровне регулирующими органами, инвесторами и гражданским обществом мер по снижению выбросов ПГ, связанных с реализацией проектов CCS.

Поскольку мониторинг и верификация в рамках реализации проектов CCS находятся на стадии формирования, то при разработке настоящего стандарта использована актуальная информация.

Основными ПГ, рассматриваемыми в настоящем стандарте, являются диоксид углерода (CO2), а также другие ПГ, перечисленные в разделе 5. Большая часть ПГ в рамках проекта CCS будет представлять собой поток относительно чистого CO2, возможно, смешанного с другими газами, такими как N2; в системе повышения нефтеотдачи (EOR) в повторно используемом CO2 может быть также метан (CH4). Выбросы, образующиеся от тех промышленных объектов, на которых осуществляют сжигание ископаемого топлива, могут содержать некоторое количество N2O.

1 Область применения

1.1 Общие сведения

Настоящий стандарт содержит обзор общедоступной литературы, в которой рассмотрены значимые вопросы, относящиеся к передовой практике количественной оценки выбросов и сокращения выбросов парниковых газов (ПГ) при реализации проектов CCS. Настоящий стандарт распространяется на все компоненты проектов CCS (например, улавливание, транспортирование, хранение) и содержит описание подходов к количественной оценке выбросов на протяжении всего жизненного цикла проекта. В настоящем стандарте приведены сведения по следующим вопросам:

• определение границ элементов проектов CCS;
• состав потока CO₂, включая его чистоту, и требования к измерению и верификации физического и химического состояния потока CO₂ в проектах CCS;
• количественная оценка и сокращение выбросов ПГ по интегрированным компонентам проектов CCS;
• цели мониторинга, методики и стратегии отбора проб, включая места, периоды и частоту их отбора;
• сбор данных и формирование отчетности по выбросам ПГ;
• верификация правильности оценки выбросов ПГ с использованием согласованных критериев проверки;
• оценка жизненного цикла проектов CCS.

1.2 Ограничения

Подходы мониторинга и верификации выбросов ПГ для проектов CCS продолжают развиваться. В настоящем стандарте установлены ограничения с учетом уровня знаний и методологии, на которые следует обратить внимание при реализации проектов CCS, а также приведены сведения о передовом опыте.

Настоящий стандарт не содержит рекомендаций по использованию конкретных методов мониторинга и верификации, но имеются ссылки на существующие стандарты ИСО и другие протоколы передовой практики, которые разработаны для количественного определения и верификации выбросов ПГ, применимых для интегрированных проектов CCS.

1.3 Требования заинтересованных сторон

Настоящий стандарт предназначен для информирования всех заинтересованных сторон, которые прямо или косвенно вовлечены в процессы формирования и контроля отчетности о выбросах и сокращениях выбросов ПГ в ходе реализации проектов CCS. К заинтересованным сторонам могут относиться, например, операторы проектов, политики, регулирующие органы и другие органы государственного надзора, проверяющие организации, финансовое сообщество, производители оборудования, владельцы других ресурсов (такие как вода, уголь, нефть и газ) и общественность.

1.4 Обзор информации

Настоящий стандарт содержит информацию по наземным и морским CCS проектам. Опыт морских проектов получен в результате реализации двух норвежских проектов (Sleipner и Snohvit); опыт сухопутных проектов основан на проектах по хранению диоксида углерода в Северной Америке и Китае, а также на исследовательских, экспериментальных и демонстрационных проектах, осуществленных на территории Алжира, Австралии, Канады, Европы, Японии и США.

1.5 Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

ПГ — парниковые газы;

BECCS — биоэнергетика с CCS (Bio-energy with CCS);

CCS — улавливание и размещение диоксида углерода [Carbon Capture and Storage (or Carbon dioxide Capture, transportation and geological Storage)];

CDM — механизм чистого развития (Clean Development Mechanism);

CEMS — система непрерывного мониторинга выбросов (Continuous Emission Monitoring System);

CMS — система непрерывного измерения выбросов (Continuous Measurement System);

CO2 — химическое обозначение диоксида углерода (Carbon dioxide equivalent);

DACCS — прямое улавливание и (геологическое) размещение диоксида углерода [Direct air carbon dioxide capture and (geological) storage];

EIA — оценка воздействия на окружающую среду (Environmental Impact Assessment);

EOR — увеличение нефтеотдачи (Enhanced Oil Recovery);

EU ETS — схема торговли квотами на выбросы в Европейском союзе (European Union Emissions Trading Scheme);

IEA GHG — программа исследований и разработок по парниковым газам Международного энергетического агентства по парниковым газам (International Energy Agency Greenhouse Gas R&D Programme);

IPCC — Межправительственная группа экспертов по изменению климата (Intergovernmental Panel on Climate Change);

IPCC SR — Специальный отчет IPCC по CCS (2005 г.) [IPCC Special Report on CCS (2005)];

LCA — оценка жизненного цикла (Life Cycle Assessment);

MRR — регламент по мониторингу (Monitoring, Reporting Regulation);

Mt — 1 миллион (метрических) тонн;

Q&V — количественная оценка и верификация (Quantification and Verification);

tCO₂ - эквивалент тонны CO₂;

UNFCCC — Рамочная конвенция ООН об изменении климата (United Nations Framework Convention on Climate Change).

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р ИСО 14040 Экологический менеджмент. Оценка жизненного цикла. Принципы и структура

ГОСТ Р ИСО 14044 Экологический менеджмент. Оценка жизненного цикла. Требования и рекомендации

ГОСТ Р ИСО 14064-1 Газы парниковые. Часть 1. Требования и руководство по количественному определению и отчетности о выбросах и поглощении парниковых газов на уровне организации

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

ГОСТ Р ИСО 14064-3 Газы парниковые. Часть 3. Требования и руководство по валидации и верификации заявлений в отношении парниковых газов

ГОСТ Р ИСО 14065 Общие принципы и требования к органам по валидации и верификации экологической информации

ГОСТ Р ИСО 14066 Парниковые газы. Требования к компетентности групп по валидации и верификации парниковых газов

ГОСТ Р ИСО 27913 Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Трубопроводные транспортные системы

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

ПНСТ 817 (ISO/TR 27912:2016) Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Системы, технологии и процессы улавливания диоксида углерода

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

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями (см. также [1]): 3.1 исходный уровень (baseline): Эталонная основа для сравнения, по отношению к которой отслеживается или измеряется статус или производительность проекта. Примечание — IPCC (см. [2]), приложение 1, с. 1253) определяет исходный уровень как «состояние, относительно которого осуществляется измерение». В природных системах исходный уровень представляет собой диапазон ранее существовавших естественных колебаний этой системы, которые могут включать сложный диапазон суточных, приливных, сезонных, годовых и обусловленных климатом естественных колебаний.

[Адаптировано из ГОСТ Р ИСО МЭК 25000-2021]

3.2 улавливание и хранение углерода; CCS (carbon capture and storage, CCS): Технологический процесс, включающий выделение CO2 из промышленных и энергетических источников, его транспортировку и закачку в геологическое образование, что приводит к длительной изоляции CO2 от атмосферы.

Примечание — Проекты CCS также должны предусматривать долгосрочную изоляцию CO2 от океанов, источников питьевой воды и других ресурсов (см. [3]).

3.3

клиент (client): Организация или лицо, запрашивающее проведение валидации или верификации. Примечание — Клиентом может быть ответственная сторона, администратор программы по выбросам парниковых газов или другая заинтересованная сторона. [Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-1-2021]

3.4 утечка CO2 [парникового газа] [CO₂ (GHG) leakage]: Непреднамеренный выброс CO₂ (парникового газа) за пределы предварительно определенной защитной оболочки.

Примечание - Утечка не относится к концепции, посредством которой усилия по сокращению выбросов в одном месте перемещают выбросы в другое место или сектор, где они остаются неуправляемыми или не учитываются. Конкретные правила на национальном или субнациональном уровне могут дополнительно определять утечку.

3.5 поток CO2 (CO₂ stream): Поток, состоящий преимущественно из углекислого газа.

Примечание — Поток CO2 обычно включает примеси и может включать вещества, добавляемые в поток для усовершенствования процесса закачки или производительности операций по добыче углеводородов и/или для облегчения обнаружения CO2. Минимальную концентрацию CO2 в потоке обычно определяют по усмотрению и утверждению регулирующих органов (см. также [1]).

3.6 состав потока CO2 (CO₂ stream composition): Объемное содержание каждого компонента потока CO₂.

Примечание - Состав потока CO2 обычно определяют по усмотрению и утверждению регулирующих органов. Менее распространено указывать состав потока в массовых долях.

3.7 чистота потока CO2 (CO₂ stream purity): Объемная доля CO₂ как компонента потока CO₂.

3.8 предел обнаружения (detection limit, detection thresh): Наименьшее значение содержания вещества, которое может быть обнаружено указанным методом измерения.

3.9 коэффициент выбросов (emission factor): Нормализованная мера выбросов парниковых газов по видам деятельности.

Примечание — Например, количество выбросов ПГ в тоннах на тонну потребленного топлива. Клапаны и другое подобное оборудование могут иметь типичную скорость утечки, основанную на измерении аналогичного оборудования. Коэффициенты выбросов можно применять на основе опыта использования такого оборудования (см. [3], приложение II).

3.10

выбросы парниковых газов/CO2 (парниковые газы/CO₂ emission): Общая масса парниковых газов (CO₂ или CO₂-e), выброшенных в атмосферу или поверхностные водоемы, за определенный период времени.

Примечание — Выбросы из комплекса геологических хранилищ происходят на границе между землей и атмосферой или на границе между морским дном и океаном или озером. Термин «выбросы ПГ/CO2» эквивалентен термину «утечки» UNFCCC, упоминаемому в условиях и процедурах CDM для деятельности по проектам CCS (см. [4]).

[Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021] 3.11 сокращение выбросов парниковых газов/CO2 (парниковые газы/CO2 emission reduction): Рассчитанное снижение выбросов парниковых газов между базовым сценарием и реализацией проекта CCS. Примечание — Сокращение выбросов ПГ может также упоминаться как «предотвращение выбросов CO2», хотя предотвращение выброса CO2 может также относиться к удалению CO2 из атмосферы.

[Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021] 3.12 выделенные парниковые газы (GHG removal): Общая масса парниковых газов, удаленных из атмосферы за определенный период времени. Примечание — Использование проектов CCS может обеспечить удаление ПГ за счет поглощения растениями или прямого улавливание CO2 из воздуха с последующим подземным размещением.

[Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021]

3.13 фугитивные выбросы (fugitive emission): Выбросы парниковых газов в результате антропогенной деятельности, такой как переработка или транспортирование газа, нефти или CO2.

Примечание — Фугитивные выбросы включают непреднамеренные выбросы, такие как утечки и разливы, а также выбросы из вентиляционных отверстий и в результате сжигания на факелах в целях безопасности, технического обслуживания или эксплуатации определенных единиц оборудования (см. [3], приложение II; [5]).

3.14 геологический резервуар (geological reservoir): Подземная порода с достаточными пористостью и проницаемостью для того, чтобы удерживать флюиды (включая парниковые газы в сверхкритической фазе) с вышележащей непроницаемой покрывающей породой, предотвращающими утечку флюидов.

Примечание — См. [3], приложение II.

3.15 комплекс для подземного размещения диоксида углерода (geological storage complex): Участок недр, простирающийся в вертикальном и горизонтальном направлениях, включающий инженерно-технические сооружения в пластах — коллекторах геологических структур, горных выработках, первичные и вторичные флюидоупоры.

Примечание - Пределы комплекса могут быть определены естественными геологическими границами.

3.16

парниковый газ (greenhouse gas): Газообразная составляющая атмосферы как природного, так и/или антропогенного происхождения, поглощающая и излучающая энергию с определенной длиной волн в пределах спектра инфракрасного излучения, излучаемого земной поверхностью, атмосферой и облаками. Примечание — Наиболее распространенными парниковыми газами являются диоксид углерода (CO2), метан (CH4), оксид азота (N2O), гидрофторуглероды (HFCs), трифторид азота (NF3), перфторуглероды (PFCs) и гексафторид серы (SF6). Выбросы этих газов регистрируют в соответствии с Киотским протоколом и суммируют при определении CO2-e с использованием коэффициентов, называемых потенциалами глобального потепления (GWP). [Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021]

3.17 данные об активности парниковых газов (greenhouse gas activity data): Количественная мера деятельности, приводящая к выбросу или удалению парниковых газов.

Примечание - Примеры данных о деятельности по выбросам ПГ включают количество потребленной энергии, топлива или электроэнергии, произведенных материалов, оказанных услуг или затронутой площади земли.

3.18 коэффициент выбросов или удаления парниковых газов (greenhouse gas emission or removal factor): Коэффициент преобразования, связывающий данные о деятельности с выбросами или удалением парниковых газов.

3.19 информационная система парниковых газов (greenhouse gas information system): Процессы и процедуры для создания, управления и поддержания информации о парниковых газах.

3.20

отчет о парниковых газах (greenhouse gas report): Документ, предназначенный для передачи информации об организации или проекте, связанной с выбросами парниковых газов, предполагаемым пользователям. [Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021]

3.21

источник парниковых газах (greenhouse gas source): Процесс или деятельность, при осуществлении которых парниковые газы попадают в атмосферу. [Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021]

Примечание — См. [3], приложение II.

3.22 интегрированный проект CCS (integrated CCS project): Проект, включающий улавливание CO2 из крупных точечных источников, его транспортирование к месту размещения, закачку в глубокие геологические формации и мониторинг для проверки того, что он остается изолированным от атмосферы. 3.23 предполагаемый пользователь (intended user): Лицо или организация, идентифицированные теми, кто сообщает информацию, связанную с выбросами парниковых газов, как сторона, которая полагается на эту информацию при принятии решений. Примечание — Предполагаемым пользователем может быть клиент, ответственная сторона, администраторы программы по выбросам ПГ, регулирующие органы, финансовое сообщество или другие заинтересованные стороны, такие как местные сообщества, государственные ведомства или неправительственные организации.

[Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021] 3.24 уровень гарантии (level of assurance): Степень ответственности, которую предполагаемый пользователь подтверждает при проверке. Примечания 1 Уровень гарантии используют для определения глубины детализации, которую верификатор закладывает в план верификации, чтобы определить наличие существенных ошибок, упущений или искажений. 2 Существует два уровня гарантии — разумная и ограниченная.

[Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021] 3.25 существенность (materiality): Концепция, согласно которой отдельные ошибки или совокупность ошибок, упущений и искажений могут повлиять на данные о выбросах парниковых газов и могут повлиять на решения предполагаемых пользователей. Примечания 1 Концепцию существенности используют при разработке планов валидации или верификации и выборочного контроля для определения типа основных процессов, применяемых для минимизации риска того, что валидатор или верификатор не обнаружит существенное несоответствие (риск необнаружения). 2 Понятие существенности используют для определения информации, которая, если ее не учитывать или исказить, может значительно изменить утверждение о выбросах ПГ для предполагаемых пользователей, тем самым повлияв на их выводы. Приемлемая существенность определяется валидатором, верификатором или программой по учету выбросов ПГ на основе согласованного уровня гарантии.

[Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021]

3.26 измерение (measurement): Определение показателя с помощью физических устройств.

Примечание - Примерами измерений являются определения температуры, расхода, концентрации, длины, расстояния и т.д. Измерение может быть прямым или косвенным. Для косвенных измерений может потребоваться два этапа: сначала отбор проб, а затем анализ. При проведении косвенных измерений также может быть использована модель для преобразования измерения одной величины в измерение другой, например из скорости — в расход, с учетом характеристик трубы и жидкости.

3.27 неопределенность (измерения) [uncertainty (of measurement)]: Параметр, который связан с результатом измерения, характеризуется дисперсией значений и который можно отнести к свойству измерения.

3.28 мониторинг (monitoring): Непрерывная или повторяющаяся проверка, надзор, критическое наблюдение, измерение или определение состояния системы для выявления отклонений от ожидаемого уровня производительности или базового уровня.

3.29 количественная оценка парниковых газов (GHG quantification): Действие по измерению, и/или оценке, и/или прогнозированию количества выбросов парниковых газов и их сокращений, связанных с проектом CCS.

3.30 объем отчетности (reporting scope): Физические и временные границы сообщаемой информации.

3.31

ответственная сторона (responsible party): Лицо или лица, ответственные за предоставление информации о количественной оценке парниковых газов и вспомогательной информации о них. [Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021]

3.32 отбор проб (sampling): Выбор подмножества из множества для оценки характеристик всего множества.

3.33 стратегия отбора проб (sampling strategy): Набор технических принципов или шагов, направленных в зависимости от поставленных целей на отбор проб.

3.34 выпуск (venting): Предполагаемый выброс парниковых газов из предварительно определенной защитной оболочки.

3.35

проверка утверждения о выбросах парниковых газов (verification of GHG assertion): Систематический, независимый и документированный процесс оценки утверждения о выбросах парниковых газов в соответствии с согласованными критериями проверки.

Примечание - Утверждение о выбросах ПГ представляет собой фактическое и объективное заявление о деятельности, связанной с выбросами ПГ, сделанное организацией или изложенное в проекте.

[Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021] 3.36 верификатор (verifier): Компетентное(ые) и независимое(ые) лицо(а), ответственное(ые) за выполнение верификации и формирование отчетности. Примечание — Этот термин можно использовать для обозначения органа по верификации.

[Адаптировано из ГОСТ Р ИСО 14064-2-2021]

4 Принципы

4.1 Общие сведения

Принципы — это фундаментальные нормы, правила или ценности, которыми руководствуется система или программа. При рассмотрении других программ количественного определения выбросов ряд потенциально важных принципов можно сгруппировать по их основной цели, несмотря на возможность значительного дублирования.

Одна группа принципов относится к точности измерений, которые поддерживают проверку количества CO2 для подтверждения соответствия целей; другая группа принципов — к взаимозаменяемости измерений, которые отвечают за упрощение сделок, ориентированных на выбросы, например создание торгуемого кредита на единицу сокращения выбросов. Последняя группа принципов касается объективности и доступности измерений. Они поддерживают экономически эффективные подходы к измерению, которые позволяют избежать навязывания чрезмерно затратных режимов мониторинга. Каждая группа обсуждается более подробно в настоящем разделе.

4.2 Принципы, касающиеся точности измерения

4.2.1 Обзор

Применение принципов считают основополагающим для обеспечения того, чтобы информация, касающаяся ПГ, была точным представлением фактического измерения сокращения выбросов в соответствии с целевым назначением. Эти принципы основаны на положениях ГОСТ Р ИСО 14064-1.

4.2.2 Актуальность

Идентификация предполагаемого пользователя и определение цели количественной оценки выбросов ПГ для принятия решений относительно того, какие данные о ПГ и методологии их измерения являются наиболее подходящими.

4.2.3 Полнота

Включение всех этапов сокращения выбросов и удаления ПГ.

4.2.4 Согласованность и сопоставимость

Использование согласованных и приемлемых на международном уровне методов и подходов к измерению выбросов ПГ во всех проектах, чтобы обеспечить возможность значимого сравнения информации, связанной с ПГ.

4.2.5 Точность

Установление минимальных уровней точности или прецизионности в методах и подходах к измерению ПГ поможет уменьшить систематическую ошибку и неопределенность ПГ.

4.2.6 Прозрачность

Необходимо предоставлять достаточную и соответствующую информацию о ПГ, чтобы предполагаемые пользователи могли принять взвешенные решения.

4.2.7 Консервативность

Необходимо использовать консервативные допущения, общепринятые значения и процедуры, чтобы гарантировать, что оценки сокращения выбросов ПГ не завышены.

4.3 Принципы взаимозаменяемости

4.3.1 Реалистичность

Необходимо продемонстрировать фактическое и устойчивое сокращение выбросов ПГ в долгосрочной перспективе и то, что в противном случае сокращение выбросов не произошло бы и не требовалось бы по закону. Этот принцип применяется, например, путем установления базовых уровней сокращения за счет усреднения выбросов ПГ за определенный период. Данный принцип тесно связан с понятием постоянства. Базовые уровни должны быть установлены консервативным способом и прозрачно обоснованы (см. 4.1).

4.3.2 Дополнительные возможности

Демонстрация того, что проект приводит к сокращению выбросов ПГ в дополнение к тому, что могло бы произойти при обычном ведении бизнеса (ссылка CDM).

4.3.3 Количественное определение

Результат проекта CCS по выбросам ПГ обычно определяется количественно в соответствии с прозрачной и научно обоснованной методологией.

4.3.4 Постоянство

Концепцию постоянства применяют к хранилищу CO2, чтобы показать, что в четко спроектированных и эксплуатируемых проектах хранения отсутствует риск утечки закачиваемого CO2 из комплекса хранения в течение длительного времени и что, если такая утечка произойдет, не будет неучтенных выбросов. Как правило, эта концепция реализуется посредством нормативных требований по использованию результатов мониторинга, оценки рисков и моделирования для демонстрации того, что утечка не была обнаружена в течение определенного периода после завершения операций по закачке и что отсутствует значительный риск утечки CO2 в будущем (см. [6] - [8]).

4.3.5 Экологическая эффективность

Способность проекта привести к общему сокращению выбросов, подтвержденному процессами мониторинга, оценки и верификации.

4.3.6 Принудительное исполнение

Возможность юридически гарантировать, что сокращения выбросов останутся безопасными в течение всего срока действия программы, в которой они создаются/используются, т.е. за счет совместимости с надежной системой учета.

4.3.7 Экономическая эффективность

Степень, в которой правила программы минимизируют транзакционные издержки, тем самым способствуя их сокращению.

4.4 Принципы справедливости и взаимоотношений с заинтересованными сторонами

4.4.1 Справедливость

Степень, в которой какие-либо правила программы не создают неоспоримых преимуществ или недостатков для страны или экономических субъектов.

4.4.2 Прозрачность

Раскрытие достаточной и надлежащей информации, касающейся ПГ, дает предполагаемым пользователям и всем заинтересованным сторонам достаточную степень уверенности в результатах.

4.4.3 Политическая приемлемость

Степень воздействия программы приемлема для участников и других заинтересованных сторон.

4.4.4 Соответствие руководящим принципам IPCC

Степень, в которой подходы к количественной оценке проектов соответствуют руководящим принципам IPCC (см. [6], глава 5).

5 Определение границ проекта CCS

5.1 Общие положения

Необходимо установить границы системы и всех ее подсистем, чтобы выполнить полную и точную количественную оценку выбросов и сокращений выбросов ПГ на уровне проекта (см. раздел 4). Все потоки ПГ, подлежащие количественной оценке, определяются относительно этих границ. Четкое определение граничных условий необходимо для того, чтобы избежать любого упущения или двойного учета выбросов ПГ, а также для проведения количественной оценки прозрачным и воспроизводимым способом.

Целью данного раздела является рассмотрение пространственных и временных границ, которые обычно применяют к проекту CCS для количественной оценки и верификации в соответствии с другими требованиями ИСО/ТК 265, а также признание того, что операторы могут проводить количественную оценку ПГ для различных целей (например, одобрение регулирующих органов, добровольная сертификация или экономические причины). Пространственные границы соответствуют приведенным в [4], где систему CCS описывают следующим образом:

«a) установка, улавливающая диоксид углерода;»

b) любые очистные сооружения;

c) транспортное оборудование, включая трубопроводы и насосные станции вдоль трубопровода, или разгрузочные сооружения в случае транспортирования морским, железнодорожным транспортом или автомобильными цистернами;

d) любые приемные сооружения или накопительные резервуары в месте закачки;

e) установка для закачки;

f) а также подповерхностные компоненты, включая место геологического размещения и все потенциальные источники утечек, как установлено во время определения характеристик и выбора места геологического размещения.

Границы проекта CCS также охватывают вертикальные и латеральные пределы геологического хранилища CO2, шлейф которого может распространяться в течение длительного времени на этапе закрытия и после закрытия».

С учетом технических особенностей проекта или нормативно-правовой базы оператор может обосновать другие ограничения и сосредоточиться только на отдельных составных единицах, например: если разными составляющими единицами управляют разные владельцы. Кроме того, интегрированный проект CCS может включать только один котел в составе многокотловой электростанции.

Трубопровод может транспортировать CO2 из нескольких источников. Например, электростанция, которая установила обязательные ограничения на выбросы CO2, может учитывать выбросы, связанные с улавливанием CO2, посредством специальной программы регулирования и стремиться избежать двойного учета, исключая их из границ системы улавливания. При проведении оценки LCA могут потребоваться другие корректировки границ.

5.2 Пространственные границы

5.2.1 Общая информация

Термин «пространственные границы» описывает физическую установку, оборудование и геологические формации, связанные с проектом CCS, а в случае оценки жизненного цикла — некоторые дополнительные входные и выходные данные проекта CCS. Типичная граница проекта CCS концептуально приведена на рисунке 1, иллюстрирует интегрированный проект CCS и его основные компоненты или системы, которые будут подробно описаны ниже.

Рисунок 1 — Границы проекта CCS

5.2.2 Проект CCS

Основной границей является периметр интегрированного проекта CCS. Граница начинается в точке улавливания, в которой предотвращается попадание выбросов ПГ в атмосферу, и завершается в точке, где парниковые газы закачиваются и сохраняются в недрах. Когда проект CCS добавляется к существующему источнику выбросов, выбросы и сокращения выбросов определяются количественно, как описано в этом разделе.

Все выбросы ПГ вне системы CCS, как преднамеренные (выброс, сжигание в факелах), так и непреднамеренные (утечка), как правило, количественно оценивают как выбросы и учитывают, как показано на рисунке 1.

В случае закачки CO₂ в целях увеличения нефтеотдачи или другой операции по рециркуляции, CO₂, который рециркулируется в закрытой системе (т.е. в контуре рециркуляции), не считают утечкой, поскольку CO2 закачивают повторно, однако выбросы ПГ могут происходить при переработке и транспортировании CO2.

5.2.3 Границы системы улавливания

Система улавливания включает процессы и действия, используемые для выделения CO2 из промышленных процессов, с целью последующего предотвращения попадания CO2 в атмосферу и подготовки к транспортированию на место размещения. Обычно невозможно транспортировать и хранить разбавленные потоки CO2 (см. [9]), поэтому система улавливания концентрирует CO2. Эти процессы и действия могут включать компонент временного хранения.

Граница системы улавливания начинается в точке выделения флюида. Концептуально эту точку легко определить, однако на практике она существенно зависит от типа источника CO2 и процесса улавливания, используемого для его отделения от других компонентов газа. В системе улавливания может быть множество процессов. Очистка и сжатие потока CO2 после улавливания во многих случаях также будут считаться частью системы улавливания перед транспортированием.

Различные процессы улавливания применяют на электростанциях или других промышленных источниках CO2 (таких как нефтеперерабатывающие заводы, производство цемента или стали и т.д.). Среди этого разнообразия будет рассмотрено несколько примеров, учитывая, что угольную электростанцию часто приводят в качестве иллюстрации проектов CCS. В базовом случае, когда к такой угольной электростанции применяют процесс улавливания после сжигания, граница системы улавливания может начинаться в том месте, где дымовые газы отводят от дымовой трубы или где удаляют загрязняющие вещества из дымовых газов. Полезно рассмотреть вопрос о том, требуется ли предварительная обработка дымовых газов в соответствии с законодательством или она необходима для технологии улавливания. Если необходимо удаление критических загрязнителей воздуха, то граница может начинаться в той точке, в которой дымовой газ поступает в систему улавливания CO2 после такой обработки.

Для неэнергетических источников CO2, таких как нефтеперерабатывающие заводы, граница системы улавливания может начинаться там, где система воздуховодов соединяет установки улавливания с такими процессами, как коксование или производство водорода. Для цементных заводов граница системы улавливания может начинаться там, где газовый поток из установки обжига поступает в установку улавливания. Сталелитейные заводы будут аналогичны с границей системы улавливания, начинающейся там, где газовый поток CO2 из доменных печей или коксохимических производств поступает в улавливающие устройства.

Системы кислородно-топливного сжигания (см. [10]) и газификации (или предварительного сжигания) (см. [11]) являются более сложными для определения границ. В случае кислородно-топливного сжигания процесс улавливания интегрирован с процессом сжигания и образуется частичный поток CO2 из-за внутреннего контура для разбавления кислорода. В таких случаях граница:

• может начаться после котла, т.е. в тот момент, когда обогащенный CO2 поток очищается и поступает в систему сжатия, или
• может включать всю систему, поскольку воздухоразделительная установка (ASU) считается неотъемлемой частью интегрированных процессов производства электроэнергии и улавливания CO2.

В обоих случаях рекомендуется учитывать выбросы CO2, образующиеся от рециркуляции.

В случае газификации CO2 может улавливаться в нескольких разных точках в зависимости от характера процесса. Если синтез-газ сжигают в турбине, то его улавливание может происходить после выхода из турбины (обычное улавливание до сжигания). Если водород (H2) является топливом, то точкой входа будет точка, в которой CO2 и H2 разделяются после процесса конверсии.

Нижняя граница системы улавливания находится в точке, где CO2 доставляется в транспортную систему. Как правило, это входной клапан (запорный клапан выше по потоку) в механизм транспортирования либо по трубопроводу, либо другим способом, например судном, грузовиком или железнодорожным транспортом.

Между точкой входа и входным клапаном транспортной системы могут быть различные процессы, включая удаление O2, осушку, очистку, компрессию после сжигания и буферное хранение. Более подробная информация представлена в ПНСТ 817.

5.2.4 Границы транспортной системы

Транспортная система включает в себя все процессы, виды деятельности и физическое оборудование, которые перемещают CO2 из места его улавливания в место хранения. Наиболее распространенным способом транспортирования CO2 является трубопровод. В этом случае граница транспортной системы будет начинаться там, где заканчивается граница системы улавливания, обычно это входной клапан трубопровода (см. ГОСТ Р ИСО 27913). Граница транспортной системы проходит через систему трубопроводов и заканчивается в точке подачи в систему размещения. Как правило, это происходит в устье скважины или в устьевой распределительной системе для берегового хранилища или на платформе закачки для морского хранилища. В случае дальнейшего разделения доставленного CO2 граница может быть расположена на запорном клапане перед объектом размещения (см. ГОСТ Р ИСО 27913). Все дожимные станции вдоль маршрута трубопровода считают частью транспортной системы и выбросы от этих станций необходимо учитывать.

Помимо использования трубопроводов транспортировать CO2 можно судами, поездами или грузовиками. ИСО/ТК принято решение, что любое существующее буферное хранилище будет отнесено к системе улавливания или системе хранения, а не к системе транспортирования (корабль, поезд или грузовик). То же самое относится к погрузочно-разгрузочным сооружениям, хотя это может не соответствовать руководящим принципам IPCC (см. [6]). Поскольку CO2, вероятно, будет подвергаться криогенному сжижению для такого транспорта, потери CO2 из цистерн, используемых при применении такого транспорта, можно будет учитывать в рамках транспортной системы.

5.2.5 Границы системы размещения

Граница системы хранения начинается перед устьем скважины, или устьевой распределительной системой (на суше), или нагнетательной платформой (на море), что является границей транспортной системы. Система хранения состоит из объектов, используемых для подготовки и закачки CO2, а также для обеспечения его долгосрочного хранения. Она включает, но не ограничивается ими, наземные объекты, нагнетательные скважины и геологический комплекс размещения, как определено в разделе 3 и в ГОСТ Р ИСО 27914. Это также действует в случае EOR. Система хранения может также включать в себя контрольные и эксплуатационные скважины при их наличии. В данном разделе приведены дополнительные подробности.

5.2.6 Комплекс геологического размещения

Система хранения, в первую очередь, включает в себя комплекс размещения, состоящий из двух основных подземных геологических элементов: a) резервуары или геологические системы, в которые закачивается CO2, и b) покрывающая порода (или уплотнения), которые необходимы для поддержания безопасности и целостности хранилища. Вышележащие и нижележащие геологические слои обычно находятся за пределами комплекса хранения (см. ГОСТ Р ИСО 27914, а также [6] и [12]), однако их можно рассматривать в целях мониторинга или измерения утечек/выбросов, как указано в 5.4.

Полная протяженность границы системы хранения определяется физическим присутствием закачиваемого CO2 после его миграции и адвекции в породу в виде самостоятельной фазы (газообразное, жидкое или сверхкритическое состояние) или в течение более длительного периода после его окончательной миграции (включая растворение в воде, химические превращения и минерализацию). Этот объем часто называют шлейфом CO2. Он содержит боковые и вертикальные границы.

Влияние операций по хранению (часто упрощаемое до «области влияния») может быть большим по сравнению с физическим присутствием CO2, в основном из-за вытеснения рассолов и повышения давления. Регулирующие органы могут учитывать или не учитывать этот объем влияния в программах выдачи разрешений. Точно так же область мониторинга может выходить за пределы шлейфа CO2.

5.2.7 Скважины

В систему хранения входят нагнетательные скважины, что включает в себя полный набор потенциальных путей выбросов, связанных с этими скважинами, таких как насосно-компрессорные трубы, обсадные трубы, внешний цемент и после закрытия цементные пробки и другие действия по ликвидации скважин.

При наличии контрольных колодцев их, как правило, считают частью границы системы хранения, а также используют для осуществления мониторинга. Даже если они не связаны со шлейфом CO2, эти скважины можно было бы рассматривать для целей количественного определения ПГ.

5.2.8 Наземное оборудование

Граница системы размещения будет также включать физическое оборудование и наземные сооружения, используемые для закачки в хранилище. Оборудование включает в себя устье(я) нагнетательных скважин, трубопроводы, находящиеся над землей, разгрузочные сооружения, буферные хранилища, при их наличии, установки сжатия и подготовки CO2 (например, при установке EOR, нагреве или криогенной доставке CO2), в случае необходимости ступени наддува/рекомпрессии, удаления конденсирующихся газов или примесей и т.д. При морском хранении или если реализуются морские проекты EOR, наземное оборудование обычно включает в себя соответствующие объекты между нагнетательной платформой и устьем скважины на морском дне, поскольку они находятся за пределами транспортной системы.

Рециркуляционные установки и их взаимодействие с другими операционными установками (например, введение «нового» CO2, разделение жидкости и т.д.) рассматривают как часть установки повышения нефтеотдачи на нефтяном месторождении. Поэтому следует рассмотреть вопрос относительно отдельной установки рециркуляции (разделение газа/жидкости, повторное сжатие) и взаимодействия между этими компонентами системы повышения нефтеотдачи для составления объективной отчетности.

Примечание - В контексте проекта EOR закачиваемый CO2 состоит из двух частей: нового CO2 и повторно используемого CO2 (включая CO2 в пласте). В рамках рециркуляционной установки необходима дальнейшая работа в рамках ИСО/ТК 265, чтобы определить, каким образом эти входы количественно оценивают, установить возможные утечки и какие трудности/неопределенности необходимо устранить в этом отношении. Следует обратить внимание, что комплекс хранения можно также считать нефтяным резервуаром или связанным с нефтяным резервуаром, также его можно называть «комплекс повышения нефтеотдачи».

На рисунке 2 приведены элементы, которые обычно рассматривают в границах системы хранения, и определены общие элементы, которые остаются снаружи. Из-за технических особенностей проекта или нормативно-правовой базы оператор может обосновать другие ограничения.

Рисунок 2 — Границы системы хранения

5.2.9 Границы проекта при оценке жизненного цикла (LCA)

LCA учитывает как входные данные, так и эффекты второго порядка выходных данных, как правило, без учета политических или юрисдикционных границ. Для проектов CCS LCA следует учитывать встроенные выбросы в определенные входы (например, электричество, вода, ископаемое топливо, сырье) и выходы [например, увеличение добычи углеводородов, последующее сжигание добытых нефти и газа (см. [13])]. В таком случае отчетные границы могут отличаться от пространственных и временных границ. В разделе 8 эти вопросы обсуждаются подробно и описываются соответствующие входные и выходные данные системы CCS.

5.2.10 Ссылка на базовый сценарий

Основным экологическим преимуществом проектов CCS является предотвращение попадания CO2 в атмосферу. Как правило, сокращение выбросов CO2 будет меньше, чем количество CO2, хранящегося в объектах размещения, поскольку существуют вспомогательные или дополнительные выбросы, связанные с процессами проектов CCS, и во время этих процессов могут происходить выбросы/утечки.

Фундаментальное различие между размещением CO2 и сокращением выбросов CO2 заключается в том, что последнее относится к базовому сценарию, из которого вычитают количественные выбросы проектного сценария для расчета сокращения выбросов.

Некоторые программы или правила, регулирующие количественную оценку CCS, устанавливают конкретный метод, который соответствует целям программы, для определения базового сценария (например, CDM или ГОСТ Р ИСО 14064-2).

Другой подход может заключаться в использовании коэффициентов выбросов или «исторических» выбросов из источника выбросов, которые могут быть получены исходя из среднего значения за определенный период времени или из выбросов за один год.

В проектах должны быть приведены данные о годовых выбросах, как правило, отличающиеся от количественного базового сценария (например, см. [8]).

5.3 Временные границы

Временные границы относят к временным рамкам для проведения количественной оценки. Проекты CCS, как правило, носят долговременный характер — от запуска и эксплуатации до закрытия, и включают несколько фаз, которые схематически можно объединить в три основных периода (см. рисунок 3).

Рисунок 3 — Упрощенный жизненный цикл проекта CCS

Подготовительный период, который включает в себя выбор и характеристику площадки, затем разработку проекта, строительство и ввод в эксплуатацию. Этот период задействован при рассмотрении LCA.

Период эксплуатации, включающий этапы улавливания, транспортирования и закачки: продолжительность этого периода варьируется, но для проектов промышленного масштаба составляет нескольких десятилетий (обычно от 20 до 30 лет и более).

Период после закачки: в течение этого периода системы улавливания и транспортирования не работают (или демонтированы), в то время как внутри комплекса хранения миграция шлейфа CO2, геомеханические и химические реакции, вероятно, будут продолжаться в течение многих лет. Этот период можно разделить на период закрытия и период после закрытия: период закрытия начинается после прекращения закачки, что обычно влечет за собой вывод из эксплуатации (демонтаж) средств улавливания и транспортирования (если они не используются повторно в других проектах). Период после закрытия начинается после регламентированной ликвидации (закупоривания) скважин (и передачи ответственности уполномоченному органу, если применимо).

Многие десятилетия (после закачки), возможно, будут использоваться в качестве аналитической основы для проведения LCA с учетом долгосрочных механизмов, которые идентифицированы и смоделированы на существующих объектах, таких как Вейберн или Слейпнер. Например, работа по моделированию на месторождении Вейберн предполагает, что уравновешивание давления может занять до 100 лет после прекращения закачки (см. [14]).

Ежегодная или периодическая отчетность может потребоваться в течение более длительного периода, чтобы продемонстрировать безопасность хранилища с течением времени. Регуляторные программы или протоколы, разрешающие проекты CCS, обычно сосредоточены на сроке реализации проекта, который обычно выходит за рамки последней закачки CO2 и продолжается периодом после закачки (например, протокол правительства Альберты).

В период после закачки основное внимание будет уделено целостности комплекса хранения, а также миграции CO2, геохимическим изменениям (например, растворение CO2 и минерализация) и любым признакам утечки или выброса. В связи с чем деятельность по мониторингу, вероятно, будет продолжена (см. [6]).

Период закрытия может занять несколько лет, поскольку надежность хранения оценивают в процессе передачи зон ответственности представителям государственных органов (если применимо для юрисдикции).

Роли и обязанности в отношении отчетности по количественному анализу и верификации могут меняться в зависимости от временных границ, так же как и обязанности по осуществлению деятельности по мониторингу (например, в период после закрытия из-за возможности передачи ответственности).

5.4 Использование границ для количественной оценки

5.4.1 Важность количественной оценки и верификации

Процесс количественной оценки и верификации необходим для инвентарного учета, но он также является важной частью легитимации CCS в качестве законной и постоянной технологии сокращения выбросов. Все входы или выходы ПГ должны быть определены количественно, включая все виды деятельности, определенные в пределах физических границ, что отражено в разделе 6, описывающем методологию количественного определения; в разделе 7 относительно стратегии измерения и в разделе 9 в части процесса верификации.

Все входы и выходы должны быть количественно оценены в границах системы CCS. Как указано в разделе 6, в этом отношении могут быть рассмотрены два подхода: использование коэффициентов выбросов или прямое измерение, связанное с подходом массового баланса между двумя конечными точками системы (или подсистемы). Часть CO2, выбрасываемого в атмосферу, может быть обнаружена и количественно измерена напрямую, но большая часть должна быть определена количественно с помощью коэффициентов выбросов или с учетом разницы в балансе массы между двумя конечными точками. Все эти данные также будут проходить проверку.

Необходима дальнейшая работа в рамках ИСО/ТК 265 для определения границ и принципов количественной оценки системы EOR. Можно предположить, что количества будут тщательно измерены в пределах месторождения всеми его наземными и подземными средствами мониторинга. Единственным коммерческим проектом EOR, который следует рассматривать с точки зрения хранения, является проект Weyburn в Саскачеване, Канада. Его точкой входа для нового CO2 является вход трубопровода (транспортной системы) на промысловые объекты. Затем транспортируемый CO2 смешивают с циркулирующим CO2 перед закачкой/повторной закачкой (см. [14]). CO2, добываемый вместе с нефтью, отделяют, повторно сжимают в компрессорах с электроприводом и возвращают в производственный цикл. Возможно, другие проекты EOR будут учитывать хранение ПГ. Например, агентство по охране окружающей среды США приняло план мониторинга для установки Denver Unit в Уоссон-Филд (штат Техас), используемой для увеличения нефтеотдачи.

5.4.2 Утечки и учет рисков

Основная цель проекта CCS и его нормативного контроля заключается в обеспечении того, чтобы CO2 оставался в пределах геологической единицы хранения. Согласно определению утечки представляют собой любой CO2, мигрирующий за пределы всей системы CCS. Это также действительно для любой миграции за пределы комплекса хранения, даже несмотря на то что:

• может пройти много времени, прежде чем этот CO2 попадет в атмосферу, океан или регулируемый ресурс. Он может даже оставаться во вскрышных породах комплекса;
• некоторые нормативные программы прямо не запрещают утечку в атмосферу.

В соответствии с принципом постоянства, изложенным в разделе 4, в тщательно спланированных и управляемых проектах закачиваемый CO2 будет считаться «хранящимся», пока он остается в пределах определенных границ комплекса. Однако могут существовать потенциальные пути выбросов (или утечек) из системы хранения, которые, возможно, активируются медленными или длительными процессами. Если происходит утечка из комплекса хранения, цель в рамках проекта CCS состоит в том, чтобы учесть эти выбросы CO2.

Следует обратить внимание на то, что в то время как в настоящем стандарте больше внимания уделено учету ПГ, обеспечение безопасности ресурсов и предотвращение неблагоприятного воздействия (на окружающую среду или здоровье человека) во многих случаях решается посредством дополнительных и, возможно, независимых нормативных или иных требований.

Скважины, из которых проникают ПГ через уплотнения (например, уже существующие нефтедобывающие скважины), часто не считают частью границы системы хранения, но они, скорее всего, представляют риск утечки и поэтому обычно рассматриваются в оценке риска и программах мониторинга (см. [6], [12]).

6 Методологии количественной оценки

6.1 Общие положения

В данном разделе приведены ключевые элементы подходов к учету ПГ для проектов CCS, рассмотрены источники выбросов, связанные с проектами CCS, представлена серия тематических исследований, иллюстрирующих применение подходов к количественному определению ПГ, а также включено обсуждение общих черт, различий и важных вопросов, возникающих в результате сравнения тематических исследований. Целью раздела является обеспечение в будущем основы для стандартов количественного определения. Данный раздел содержит описание действующих программ и правил и не предлагает стандарты для количественной оценки.

6.2 Ключевые элементы подходов к учету ПГ для проектов CCS

6.2.1 Обзор

В этом пункте рассмотрено несколько методологий количественного определения, включая цель и тип программы, область применения и методы количественного определения выбросов.

6.2.2 Назначение и тип программы

Одной из целей реализации программы количественной оценки является учет выбросов и переноса ПГ, связанных с системами CCS. Дополнительной целью является количественная оценка сокращения выбросов ПГ, связанного с проектом CCS. Эти подходы имеют общие методы количественной оценки и различаются, прежде всего, деталями границ и базовых линий.

Инвентаризационный учет используют для составления кадастра выбросов, как и в случае с национальными кадастрами ПГ в рамках программ UNFCCC в Австралии и Канаде. Эти программы направлены на сбор данных о выбросах и абсорбции для обеспечения учета массовых выбросов. На уровне проекта данный подход можно использовать для информирования о выбросах ПГ предприятиями в абсолютном выражении и для определения количества хранящегося CO2 с применением уравнений массового баланса.

Учет в рамках системы ограничений и торговли используют для количественной оценки и отчетности по выбросам в соответствии с правилами схемы. Система ограничения и торговли устанавливает общий предел для всех участвующих в схеме с квотами на выбросы, которые распределяют или продают конкретным участникам. После количественной оценки выбросов и составления отчетности за установленный период участники должны сдать квоты, равные их выбросам. Этот тип системы позволяет участникам торговать при наличии излишков или недостачи квот. В EUETS каждую систему CCS (улавливание, транспортирование и хранение) рассматривают как отдельную установку, в соответствии с которой ежегодно определяют их количество и сообщают о них, устанавливая квоты, равные этим выбросам.

Используют базовый учет сокращения выбросов для расчета сокращений выбросов по базовому сценарию (см. CDM и ГОСТ Р ИСО 14064-2).

LCA используют для рассмотрения экологических аспектов и потенциального воздействия системы на окружающую среду на протяжении всего ее жизненного цикла. Уровень LCA, определенный в ГОСТ Р ИСО 14040, зависит от предмета и предполагаемого использования исследования. Глубина и широта LCA могут различаться в зависимости от цели и назначения конкретной LCA. Для CCS LCA можно использовать для таких целей, как сравнение услуги или продукта с CCS или без него, или для количественной оценки чистых выбросов из набора прямых и косвенных выбросов. В качестве метода количественной оценки ПГ инвентаризационное исследование жизненного цикла (исследование LCA), которое не включает этап оценки воздействия, является наиболее сопоставимым, хотя LCA может выходить за его рамки и включать также оценку других потенциальных воздействий на окружающую среду. Методология LCA подробно рассмотрена в разделе 8.

6.2.3 Область применения

6.2.3.1 Обзор

В протоколах учета ПГ, рассмотренных для настоящего стандарта, изложены конкретные требования к отчетному периоду и источникам в рамках систем CCS. Требования описаны ниже.

6.2.3.2 Отчетный период

Период отчетности варьируется в зависимости от программы. Одни сосредоточены на годовых выбросах, вторые — на годовых и совокупных выбросах, третьи — на сроках реализации проекта или конкретных периодах мониторинга.

6.2.3.3 Типы ПГ

Полный набор ПГ, охватываемых UNFCCC и ее Киотским протоколом, включает:

• диоксид углерода (CO2);
• метан (CH4);
• диоксид азота (N2O);
• гидрофторуглероды (HFCs);
• перфторуглероды (PFCs);
• гексафторид серы (SF6);
• трифторид азота (NF3).

Для отчетности по национальным кадастрам в соответствии с UNFCCC указанные выше парниковые газы конвертируют в общий эквивалент диоксида углерода (CO2-экв.). Эквивалент CO2 рассчитывают путем умножения массы данного ПГ на его потенциал глобального потепления (GWP), который описывает радиационное воздействие одной единицы массы данного ПГ по отношению к эквивалентной единице диоксида углерода за заданный период времени. Суммарный выброс ПГ выражают в эквивалентной массе диоксида углерода в тоннах согласно ГОСТ Р ИСО 14064-1.

Наиболее распространенными выбросами, связанными с проектом CCS, являются выбросы CO2, выраженные в тоннах; некоторые программы включают другие парниковые газы, однако единых требований для проектов CCS не существует.

6.2.3.4 Источники выбросов

Как правило, прямые выбросы считают выбросами из источников, находящихся под контролем представляющей отчет организации, а косвенные выбросы — это выбросы из источников, не находящихся под непосредственным контролем данной организации. Некоторые примеры этих определений, заимствованные из действующих стандартов, включают нижеприведенное.

Прямой выброс

Прямые выбросы ПГ — это выбросы ПГ от их источников, находящихся в собственности или под контролем организации согласно ГОСТ Р ИСО 14064-1.

Косвенный выброс

В ГОСТ Р ИСО 14064-1 представлена широкая концепция непрямых выбросов, они классифицированы по четырем категориям, приведенным ниже.

Косвенные энергетические выбросы ПГ — это выбросы ПГ от производства импортируемой электроэнергии, тепла или пара, потребляемых организацией/оператором/проектом.

Прочие косвенные выбросы — это выбросы ПГ, отличные от косвенных выбросов ПГ, связанных с энергией, которые являются следствием деятельности организации, но возникают из тех источников ПГ, которые принадлежат или контролируются другими организациями. Примером этого могут быть выбросы метана при добыче угля, который обеспечивает производство электроэнергии и компенсацию паразитной нагрузки на улавливание.

Связанный источник или резервуар ПГ — это источник или резервуар ПГ, в который из или в рамках проекта поступают материальные или энергетические потоки. Соответствующий источник или резервуар ПГ, как правило, размещен вверху или внизу по схеме проекта и может находиться как на площадке проекта, так и за ее пределами. Соответствующий источник или резервуар ПГ также может быть связан с деятельностью, касающейся проектирования, строительства и вывода из эксплуатации проекта.

Затрагиваемый источник или резервуар ПГ — это источник или резервуар ПГ, на который оказывают влияние проектная деятельность, изменения рыночного спроса или предложения в отношении сопутствующих товаров, или услуги, или физическое перемещение. Затрагиваемый источник или резервуар ПГ, как правило, находится за пределами проектной площадки. Сокращение выбросов или увеличение удаления ПГ, компенсируемое затрагиваемыми источниками или резервуарами ПГ, часто называют «утечка» (например, в терминологии CDM, но не в контексте настоящего стандарта, поскольку это не физическая утечка). Примером могут быть действия, связанные с транспортированием, посредством которых перемещаются продукты для их включения в проект CCS или исключения из него в зависимости от спроса на них.

На рисунке 4 показан потенциальный набор прямых и косвенных выбросов ПГ, связанных с проектами CCS. Большинство рассмотренных программ учета CCS сосредоточены на прямых выбросах, связанных с CCS. На основе руководящих принципов инвентаризации ПГ 1996 г. (см. [15]) построена следующая краткая классификация прямых выбросов для систем CCS:

• стационарное горение;
• неорганизованные выбросы, включая утечки, разливы, вентиляционные отверстия и другие преднамеренные выбросы в целях безопасности, технического обслуживания или эксплуатации конкретных единиц оборудования;
• технологические выбросы.

В дополнение к данному списку источников следует отметить, что в настоящем стандарте сжигание выбросов на факелах рассматривают как фугитивные выбросы, образующиеся при утилизации отходящих газов; этот подход часто, но не всегда, используют в других руководствах по инвентаризации. В настоящем стандарте также рассматривают выбросы, связанные с транспортированием и рециркуляцией CO2.

Примечание — Косвенные выбросы высокого порядка на рисунке 4 не указаны (см. [15]).

Рисунок 4 — Типичные источники выбросов, связанные с проектом CCS

6.2.4 Методы количественного определения выбросов

Методы количественной оценки выбросов можно рассматривать как один из двух подходов: подход с использованием коэффициента выбросов (фактора активности) или подход с прямым измерением и массовым балансом. Подход выбирают в зависимости от типа исследования и доступности измерения.

Использование коэффициентов выбросов является обычной практикой при создании кадастров выбросов при сжигании ископаемого топлива и потреблении электроэнергии. Для расчета выбросов ПГ количество потребленного топлива, использованных материалов или другие данные о произведенной деятельности умножаются на коэффициент выбросов. Для оценки выбросов ПГ от сжигания топлива без улавливания CO2 использование коэффициентов выбросов является точным. Однако применение коэффициентов выбросов для оценки летучих выбросов — менее точное. Коэффициенты выбросов следует разрабатывать прозрачно на основе соответствующих данных и своевременно обновлять. Кроме того, использование коэффициентов выбросов для конкретного оборудования (инженерные расчеты) можно проводить на основе ожидаемых или средних утечек из конкретных единиц оборудования (клапанов, фланцев, счетчиков и т.д.). На сегодняшний день существуют детально разработанные подходы для систем улавливания и транспортирования, но не для систем хранения. Для разработки коэффициентов для систем хранения потребуются дополнительные опыт и данные.

Подход прямого измерения и массового баланса также используют для измерения летучих выбросов и утечек. Могут существовать потенциальные пути выбросов (или утечек) ПГ из системы хранения, возможно, активированные медленными или длительными процессами. Как правило, количественные подходы к системе хранения подразумевают мониторинг, прямое измерение, оценку риска и результатов моделирования для определения выбросов. Распространенным методом измерения является использование данных о потоках и расчет баланса массы для количественной оценки выбросов CO2, связанных с наземными сооружениями в системе транспортирования и хранения. Подходы к количественной оценке выбросов, связанных с комплексом хранения или комплексом повышения нефтеотдачи, включают моделирование, а также некоторые подходы к прямым измерениям в качестве входных данных для моделирования.

6.3 Источники и выбросы, выявленные в системах CCS

6.3.1 Обзор

В подразделе рассмотрены типичные источники и выбросы ПГ, связанные с проектами CCS.

6.3.2 Система улавливания

При количественном определении выбросов ПГ в системе улавливания может быть учтена дополнительная энергия, используемая для отделения CO2 и подготовки CO2 для транспортирования. Выбросы для системы улавливания, как правило, включают:

• расход топлива на очистку дымовых газов, отделение и сжатие CO2 для транспортирования;
• выбросы от неполного улавливания CO2;
• неорганизованные выбросы, в т.ч. утечки и выбросы из системы трубопроводов на объекте, а также факелы или сбросы, необходимые из-за сбоев в технологическом процессе.

6.3.3 Транспортная система

Количественная оценка ПГ от транспортной системы может учитывать: энергию, необходимую для транспортирования CO2; утечку из оборудования, работающего под давлением, или из криогенного оборудования, выбросы при погрузке и разгрузке (в настоящее время обсуждается в рамках ИСО/ТК 265) и выбросы, которые могут происходить во время аварийных выбросов или при промежуточном хранении. Косвенные выбросы могут возникать при сжатии, сжижении и перекачивании. Существенные прямые выбросы в транспортной системе обычно включают:

• расход топлива для очистки от CO2;
• потребление топлива для перемещения CO2, например при сжатии, перекачивании, перевозке или использовании транспортных средств;
• утечку.

6.3.4 Система хранения

6.3.4.1 Общие положения

Количественная оценка ПГ из системы хранения может учитывать: энергию, необходимую для закачки или сжатия и закачки или повторной закачки CO2 в геологическую формацию; любые выбросы или утечки, если они происходят; или любой CO2, выбрасываемый из добывающих скважин. Существенные прямые выбросы в хранилище обычно включают нижеприведенное.

6.3.4.2 Подземный пласт и скважины:

• утечки из геологического пласта или ствола скважины (закачка или мониторинг);
• CO2 и другие ПГ, выбрасываемые из добывающих скважин (жидкости для снижения давления или добывающие жидкости);
• количество CO2, закачиваемого в подземный комплекс для целей баланса массы (не выброса).

6.3.4.3 Наземное оборудование:

• топливо, израсходованное при работе оборудования для поверхностной закачки или повторной закачки (и, возможно, добычи);
• неорганизованные выбросы, включая: утечки и вентиляцию в системе закачки или повторной закачки, например в распределительном коллекторе на конце трубопровода; распределительные трубопроводы к скважинам и компрессорному или насосному аппарату; утечка на устье эксплуатационной скважины;
• потребляемое топливо/энергия, используемые для устройств контроля и измерения.

6.3.4.4 Утечки:

• из геологической формации через новые трещины или разломы;
• через покрывающие породы или выходы за пределы покрывающих пород и затем на поверхность;
• через существующие и/или неизвестные скважины, проникающие в покрывающую породу, но не являющиеся частью проекта.

6.3.5 Другие источники выбросов

Как указано выше, источники косвенных выбросов могут быть обширными и требования по их отчетности будут различаться в разных программах по выбросам ПГ. Косвенные выбросы от покупной энергии (в основном электроэнергии) обычно регистрируют. Другие косвенные источники выбросов, которые могут рассматривать в контексте CCS, включают:

• расход топлива на строительство и вывод объектов из эксплуатации;
• предшествующие и последующие процессы производства материала, используемого для объектов;
• предшествующие и последующие процессы производства потребляемой электроэнергии и топлива;
• дополнительные действия, относящиеся к CCS за пределами границ проекта.

6.4 Исследования по рассматриваемой в стандарте тематике

6.4.1 Общие положения

При разработке настоящего стандарта рассмотрены семь программ количественного определения, которые обеспечивают методы учета всех или большей части выбросов ПГ в результате реализации проектов CCS (см. [6], [4], [8], [16] - [18] и LCA (см. ГОСТ Р ИСО 14040, ГОСТ Р ИСО 14044). LCA как метод учета ПГ представлен в разделе 8.

Каждое тематическое исследование включает в себя справочную информацию, объем отчетности и методологии бухгалтерского учета, которые существуют в каждой программе. Следует отметить, что описания тематических исследований отражают то, что представлено в современных программах. Для простоты сравнения в таблице 1 приведены основные характеристики программ, включая подход LCA, подробно описанный в разделе 8.

Таблица 1

Тематические исследования, описанные в настоящем стандарте

Параметр	IPCC	CDM	EU-ETS	Протоколы CCS правительства Альберты и EOR	Правила отчетности по выбросам ПГ (см. [19])	LCA (см. ГОСТ Р ИСО 14040, ГОСТ Р ИСО 14044)
Уровень охвата	Национальный	Проект	Установка (необходимо обратить внимание на то, что улавливание, транспортирование и хранение рассмотрены как отдельные установки)	Проект	Проект, как улавливание CO2, так и геологическое размещение	Зависит от оценки
Цель	Выбросы	Сокращение выбросов	Выбросы	Сокращение выбросов	Выбросы (подчасть PP — количество, уловленное для использования за пределами площадки; подчасть RR — массовый баланс для определения количества хранимого CO2, включает отчет с расчетами компонентов CO2)	Зависит от оценки
Период	Ежегодный	Самоопределяемые периоды мониторинга (интервалы заданного периода, например 7/10 лет)	Ежегодный	Ежегодно, на основе накопления краткосрочных данных	Ежегодный технический отчет	Ежегодный и/или технический отчет (в зависимости от оценки)
Применимость	Национальный	Проект CCS	Компоненты системы CCS	Системы CCS	Системы улавливания и размещения	Зависит от оценки
Парниковые газы	Киотский протокол	Киотский протокол	CO2	CO2	CO2	Все
Источники выбросов	Все прямые выбросы	Все прямые выбросы; значительные косвенные выбросы (могут включать электроэнергию и рыночные эффекты)	Все прямые выбросы	Все прямые выбросы; значительные косвенные выбросы (могут включать электроэнергию и рыночные эффекты)	Все прямые выбросы	Зависит от оценки

6.4.2 Тематическое исследование 1. Национальные кадастры UNFCCC. Инвентаризационный учет

6.4.2.1 Исходная информация

В соответствии с UNFCCC все стороны обязаны представлять периодические отчеты о выбросах, известные как национальные кадастры. Кроме того, Парижское соглашение в статье 13.7 также требует, чтобы все стороны представляли отчет о национальном кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции, подготовленный с использованием методологий, принятых IPCC. Руководящие принципы IPCC 2006 г. для национальных кадастров ПГ (см. [6]) содержат методологии для оценки национальных кадастров антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями ПГ. В частности, в [6] приведена методология переноса CO2 (глава 5 «Транспортирование, закачка и геологическое размещение двуокиси углерода»), а методология хранения CO2 — в 2.3.4 «Улавливание двуокиси углерода». Другие части руководства касаются выбросов, связанных с улавливанием в зависимости от категории и сектора, в котором происходит улавливание.

6.4.2.2 Объем отчетности

Национальные кадастры предназначены для регистрации всех ежегодных антропогенных выбросов и абсорбции в стране; следовательно, они теоретически включают все ПГ, связанные с CCS. Однако нелегко определить все выбросы, связанные с конкретным проектом CCS, особенно косвенные выбросы. Удаление ПГ — это понятие, означающее удаление ПГ из атмосферы в сток. Он применим к увеличению изменения запасов пулов углерода (надземная биомасса, подземная биомасса, валежная древесина, подстилка и почва). Технически термин «удаление» не применяют к улавливанию и хранению CO2, образующегося в результате сжигания ископаемого топлива, поскольку такое хранение не приводит к изменению запасов углерода. Если улавливают и хранят CO2, полученный из биомассы, количество хранимого CO2 рассматривают как удаление при условии, что деятельность действительно вызывает уменьшение изменения запасов пулов углерода. Термин «удаление» можно будет также применять к прямому улавливанию и геологическому хранению CO2, поступающего из атмосферы, если эта технология станет возможной в будущем.

Методология CCS не включает непрямые выбросы, однако большая часть косвенных выбросов отражена в других разделах национального кадастра. Например, косвенные выбросы CO2 в результате использования электроэнергии из сети в проекте CCS включают в выбросы CO2 от энергетических отраслей, но не указывают как выбросы CCS. Если косвенные выбросы происходят в другой стране, они учитываются в национальном кадастре этой страны.

6.4.2.3 Методология количественного определения

6.4.2.3.1 Общие положения

Руководящие принципы IPCC (см. [6], том 2 «Энергетика», раздел 3.3 «Методологические вопросы») определяют три уровня оценки выбросов ПГ от энергетических систем. Методы уровня 1 и уровня 2 основаны на топливе или деятельности. Все выбросы от деятельности по сжиганию ископаемого топлива можно рассчитать на основе количества потребляемого топлива, умноженного на усредненный коэффициент выбросов по типу топлива. Все фугитивные выбросы можно рассчитать на основе объема осуществляемой деятельности, умноженного на усредненный коэффициент выбросов по газу и деятельности. Взаимосвязь между уровнем активности и выбросами ПГ определена моделью, основанной на опыте работы с энергетическими системами. В методе уровня 1 используют коэффициенты выбросов по умолчанию; в методе уровня 2 — коэффициенты выбросов для конкретной страны; в методе уровня 3 — данные по конкретной площадке или заводу, такие как результаты мониторинга, прямые измерения и моделирование для конкретной площадки. Как правило, уровень 3 применяют из-за отсутствия эмпирических данных для обоснования выбора конкретных коэффициентов выбросов.

Выбросы ПГ от сжигания топлива в стационарных и мобильных источниках вычисляют по общей формуле, основанной на коэффициентах выбросов для конкретной страны:

ВыбросыПГ,fuel = FCfuel·EFПГ,fuel, (1)

где FCfuel — расход топлива;

EFПГ,fuel — коэффициент выбросов ПГ для топлива.

Выбросы ПГ от энергосистем вычисляют по общей формуле

ВыбросыПГ,industry segment = = ALindustry segment·EFПГ,industry segment, (2)

где ALindustry segment — уровень активности;

EFПГ,industry segment — коэффициент выбросов по ПГ и сегменту промышленности (или предприятия).

6.4.2.3.2 Система улавливания

Методология количественного определения неуловленного CO2 в системе улавливания с использованием метода уровня 3 приведена в руководящих принципах IPCC (см. [6], раздел 2.3). Количество неуловленного CO2 в блоке улавливания определяют следующим образом:

Выбросыs = Productions — Captures, (3)

где s — категория источника или подкатегория, в которой происходит захват;

Capture — количество уловленного CO2;

Production — измеренные или оцененные выбросы с использованием руководящих принципов, предполагающих отсутствие улавливания;

выбросы — зарегистрированные выбросы для категории или подкатегории источников.

Методология оценки фугитивных выбросов, связанных с первоначальной деятельностью установок улавливания или без них, приведена в руководящих принципах IPCC (см. [6], глава 4).

6.4.2.3.3 Транспортная система

Методика количественного определения неорганизованных выбросов в транспортной системе приведена в руководящих принципах IPCC (см. [6], глава 5). Для трубопроводного транспорта коэффициенты выбросов уровня 1 представлены на основе данных о трубопроводном транспорте природного газа, поскольку отсутствуют сведения, необходимые для трубопровода CO2. В руководящих принципах IPCC (см. [6], том 2, глава 5) указано, что количественную оценку утечек можно получить с использованием подхода уровня 3, основанного на коэффициентах выбросов для конкретного оборудования. Для морских перевозок введена методология уровня 3 для измерения количества газа при погрузке и разгрузке с использованием расходомера. В главе 5 (см. [6]) также упомянуты возможные неорганизованные выбросы из буферного хранилища и рекомендовано их измерять и обрабатывать.

6.4.2.3.4 Система хранения

В руководящих принципах IPCC (см. [6], том 2, глава 5) описывается подход к оценке утечек из геологического резервуара с использованием методологии уровня 3 для конкретных участков, в которой учтено длительное время хранения CO2. Для определения CO2, закачиваемого в геологические резервуары, оценки его потенциального выброса обратно в атмосферу или на морское дно через пути утечки и измерения любых летучих выбросов согласно методологии должно быть представлено следующее:

a) полная характеристика геологии места хранения и окружающих пластов, включая численное моделирование, для того чтобы показать, как геологические условия и надлежащая эксплуатация обеспечат безопасность хранения;

b) моделирование закачки CO2 и потенциального поведения системы хранения;

c) мониторинг системы хранения;

d) результаты мониторинга для проверки и/или обновления моделей системы хранения.

Следует отметить, что руководящие принципы IPCC (см. [6]) касаются обязанностей национальных правительств по ежегодной отчетности и не ограничены во времени. Поэтому правительство должно сообщать обо всех выбросах, происходящих на его территории, даже спустя много лет после прекращения эксплуатации систем CCS и закрытия объекта.

Методология руководящих принципов IPCC (см. [6]) для оценки выбросов от систем CCS, включая косвенные выбросы из-за потребления электроэнергии и топлива из сети, обобщена в таблице 2.

Таблица 2

Примеры подходов к количественному определению выбросов, основанных на руководящих принципах IPCC 2006 г.

Система	Тип выбросов	Уровень в соответствии с IPCC	Факторы
Улавливание	Стационарное горение	Уровень 3	Количество потребляемого топлива или уровень содержания в первичном источнике, эффективность улавливания CO2, %
	Сопутствующее стационарное горение	Уровень 2	Количество потребляемого топлива
	Мобильное сжигание	Уровень 2	Количество потребляемого топлива
	Неорганизованные выбросы	Уровень 3	Количество уловленного CO2, количество CO2, переданное на транспортирование (количество CO2, поступающее в трубопровод или на судно)
	Затраты на потребляемую электроэнергию	Уровень 2	Количество потребляемой электроэнергии
Транспортирование	Сопутствующее стационарное горение	Уровень 2	Количество потребляемого топлива
	Мобильное сжигание	Уровень 2	Количество потребляемого топлива
	Неорганизованные выбросы	Уровень 1 или 3 (для трубопровода). Уровень 3 (для судна)	Количество CO2, переданное на транспортирование. Количество CO2, направленное к месту закачки
	Затраты на потребляемую электроэнергию	Уровень 2	Количество потребляемой электроэнергии
Хранение	Сопутствующее стационарное горение	Уровень 2	Количество потребляемого топлива
	Мобильное сжигание	Уровень 2	Количество потребляемого топлива
	Неорганизованные выбросы	Уровень 3	Количество CO2, направленное к месту закачки. Количество CO2, закачанное в подземный резервуар
	Утечки из геологического резервуара	Уровень 3	Данные мониторинга геологической системы улавливания CO2
	Затраты на потребляемую электроэнергию	Уровень 2	Количество потребляемой электроэнергии

6.4.3 Тематическое исследование 2 по ГОСТ Р ИСО 14064-2 и CDM. Базовый учет сокращения выбросов

6.4.3.1 Исходная информация

Важной реализацией подхода «базовый уровень и кредит» является CDM, определенный статьей 12 Киотского протокола, правового документа в рамках UNFCCC. Этот глобальный механизм позволяет генерировать сертифицированные сокращения выбросов (CER) в странах без количественного предела выбросов в соответствии с Киотским протоколом (страны, не включенные в приложение I), чтобы компенсировать выбросы, производимые промышленно развитыми странами, перечисленными в приложении I UNFCCC. Механизм контролирует исполнительный совет с различными группами экспертов, поскольку поддержку и инфраструктуру обеспечивает секретариат UNFCCC. Основные правила CDM закреплены в Условиях и процедурах, которые одобрены Конференцией сторон в 2001 г., и включают всеобъемлющие критерии для установления исходных условий, мониторинга и независимой проверки.

Каждый проект должен быть предварительно зарегистрирован на основании проектной документации. Проектно-конструкторский документ должен включать определение исходных условий и плана мониторинга в соответствии с предварительно утвержденной методологией, характерной для рассматриваемого типа проекта. После регистрации проект может быть реализован согласно проектной документации. На основе независимо проверенных отчетов о мониторинге за определенный период рассчитывают результирующее сокращение выбросов, и исполнительный совет выдает кредиты.

В практическом смысле количественная оценка выбросов ПГ необходима для реализации схем «базовый уровень и кредит» (таких как CDM).

Примечание - Другие базовые программы кредитования выбросов включают схему компенсации выбросов правительства Альберты и реестр климатических действий США. Эти две программы не рассматривались в рамках настоящего стандарта.

Спецификации с руководством на уровне проекта по количественной оценке, мониторингу и отчетности по сокращению выбросов или увеличению удаления ПГ приведены в ГОСТ Р ИСО 14064-2, который не содержит конкретной информации или требований, касающихся проектов CCS.

6.4.3.2 Объем отчетности

Для проектов CCS в рамках CDM в 2011 г. разработан специальный набор Условий и процедур, который дополняет комплексный набор правил для CDM. Создана рабочая группа CCS для оценки предложений по методологиям и проектам CCS. На момент написания настоящего стандарта не сообщалось об опыте использования технических решений для количественной оценки выбросов в проектах CCS. Документы по проекту и отчеты о мониторинге, как правило, открыты для общественности.

В рамках CDM, как правило, все выбросы ПГ, связанные с проектом CCS, независимо от того, являются ли они прямыми или косвенными выбросами, определяют количественно. В CDM необходимо учитывать даже выбросы, происходящие за пределами границ проекта через экономические связи с проектной деятельностью. В контексте CDM эти выбросы, образующиеся за пределами границ проекта, называются «утечки», и этот термин имеет другое значение в отличие от используемого в настоящем стандарте для обозначения выбросов ПГ в атмосферу (физические утечки).

Для проектов CCS, как и для всех других мероприятий CDM, постоянство сокращения выбросов имеет существенное значение. Следовательно, требуется долгосрочный мониторинг в течение не менее 20 лет после окончания периода кредитования, прежде чем ответственность может быть передана от участников проекта принимающей стране.

Проекты CCS, связанные с деятельностью в области EOR, не рассмотрены конкретно в CDM.

6.4.3.3 Методология количественного определения

Сокращение выбросов определяют как разность между выбросами в гипотетическом сценарии базовой линии (BE) и выбросами в сценарии реального проекта (PE) за определенный интервал времени, как показано в формуле (4). Период кредитования проекта PEy (выбросы проекта в период y, например 7 лет) может быть разделен на несколько периодов мониторинга (например, 1 год), но во временной шкале не должно быть пробелов для обеспечения полноты отчетности о выбросах.

Сокращение выбросов в период времени EPy вычисляют по формуле (см. ГОСТ Р ИСО 14064-2)

ERy = BEy — PEy, (4)

где BEy — базовый уровень выбросов в период y;

PEy — выбросы в сценарии реального проекта.

Инициатор проекта должен разработать два различных результата количественной оценки: количественную оценку базовых выбросов в соответствии с определенным базовым сценарием (при отсутствии проекта CCS) и количественную оценку проектных выбросов.

В ГОСТ Р ИСО 14064-2 изложен процесс определения исходных условий и способов количественной оценки сокращения выбросов. На инициатора проекта возлагается ответственность за установление соответствующих критериев и процедур для определения исходных условий, которые включают следующее:

a) описание проекта, включая выявленные источники, поглотители и резервуары ПГ;

b) существующие и альтернативные типы проектов, виды деятельности и технологии, обеспечивающие эквивалентный вид и уровень деятельности продуктов или услуг для проекта;

c) доступность данных, надежность и ограничения;

d) соответствующую информацию, касающуюся текущих или будущих условий, такую как законодательные, технические, экономические, социально-культурные, экологические, географические, конкретные для конкретной площадки и временные предположения или прогнозы.

Все допущения, значения и процедуры, используемые для исходных условий, являются консервативными. Это позволяет оценить подобные сокращения от реализации проекта CCS в той форме, которая может быть подтверждена (до реализации) и проверена (постфактум) (см. ГОСТ Р ИСО 14064-2).

Примечание - Определение базовых сценариев для проектов CCS не входит в объем работ и использовано в иллюстративных целях.

В рамках CDM инициатор создает базовый сценарий и будет нести ответственность за определение источников, поглотителей и резервуаров ПГ, контролируемых, связанных с проектом или затронутых им, а также за определение источников, поглотителей и резервуаров ПГ, указанных в базовом сценарии. Любой не выбранный соответствующий источник, поглотитель или резервуар ПГ должен быть объяснен (см. ГОСТ Р ИСО 14064-2).

6.4.4 Тематическое исследование 3. EU ETS

6.4.4.1 Исходная информация

Схемы ограничений и торговли созданы в качестве инструментов климатической политики на национальном, субнациональном и региональном уровнях. Схема торговли квотами на выбросы Европейского союза (ЕС) (EU ETS) является крупнейшей действующей схемой, однако следует отметить, что Китай объявил о своем намерении создать национальную схему начиная с 2017 г. и что ряд субнациональных органов разработали собственные схемы (например, Квебек, Калифорния, RGGI и др.). В EU ETS определены требования, касающиеся количественной оценки проектов CCS, и поэтому она находится в центре внимания. На момент написания настоящего стандарта в ЕС не действовал ни один проект CCS, поэтому обсуждаемые требования не проверялись на практике.

EU ETS представляет собой подход к учету по принципу «ограничение и торговля». Ограничение или лимит устанавливается на общее количество определенных ПГ, которые могут быть выброшены обязательными участвующими установками в ЕС. Ограничение выбросов со временем снижается, поэтому количество совокупных выбросов падает. Каждая установка должна ежегодно отчитываться о своих выбросах и сдавать уполномоченному органу соответствующую сумму разрешений на выбросы. В рамках лимита компаниям выделяется или они обязаны покупать квоты на выбросы, которыми затем могут торговать друг с другом по мере необходимости в случае избытка или дефицита. Они также могут покупать ограниченное количество международных кредитов от проектов по сокращению выбросов по всему миру (CDM и JI) (см. [8]). Такая торговля разрешена, потому что программы количественного определения считают сопоставимыми, поэтому квоты на выбросы взаимозаменяемые.

Фаза 3 EU ETS, продлившаяся с 2013 по 2020 гг., включала несколько изменений по сравнению с предыдущими фазами, при этом в рамках схемы были введены новые сектора, включая CCS. Ключевое различие с точки зрения требований к количественному определению CCS в EU ETS по сравнению со схемами сокращения выбросов Carbon Credit заключается в том, что операторы не обязаны устанавливать и учитывать базовый уровень. Стимулом для проектов CCS является то, что не требуется сдавать квоты в отношении хранимого CO2, который в противном случае был бы выброшен установкой. Хотя это преимущество предоставляется операторам, внедряющим проекты CCS, следует сообщать об определенных источниках выбросов, связанных с улавливанием, транспортированием и хранением, и сдавать эквивалентное количество квот.

Для большинства секторов и видов деятельности в EU ETS сообщается только о выбросах CO2. Только в некоторых секторах промышленности требуется информировать о технологических выбросах, отличных от CO2 (например, о PFC при производстве алюминия). Для деятельности, связанной с CCS, требуется сообщать только о выбросах CO2.

В случае EU ETS каждая установка отчитывается отдельно о выбросах в результате своей деятельности, и в этой схеме улавливание, транспортирование и хранение рассматриваются как отдельные «установки». Требования к количественному определению CO2 в деятельности CCS указаны в регламенте EU-ETS (см. [8]).

6.4.4.2 Объем отчетности

6.4.4.2.1 Система улавливания

MRR определяет два сценария для тех установок, на которых происходит улавливание CO2: либо специализированная установка, получающая CO2 путем передачи от одной или нескольких других установок, либо та же установка, осуществляющая деятельность по производству улавливаемого CO2 по одному разрешению. Это имеет значительные последствия с точки зрения выдачи разрешений, поскольку на одной промышленной площадке может быть более одной «установки», как это определено в EU ETS, где деятельность осуществляют разные операторы, например: электростанция и установка по улавливанию CO2 могут быть расположены на одной площадке, но эксплуатироваться разными организациями, и в этом случае они будут классифицированы как отдельные установки.

В MRR указано, что оператор деятельности по улавливанию CO2 должен включать, как минимум, следующие потенциальные источники выбросов CO2:

a) CO2, переданный в установку для улавливания (т.е. любой переданный CO2, который в конечном итоге не поступает в транспортную сеть из-за утечек и т.д.);

b) сжигание и другие сопутствующие действия на установке, связанные с улавливанием, включая использование топлива и исходных материалов.

6.4.4.2.2 Транспортная система

Согласно требованиям, установленным в EU ETS (см. [8]), при проведении мониторинга и составлении отчетности по выбросам ПГ при транспортировании CO2 по трубопроводу должны быть включены все вспомогательные установки, функционально связанные с транспортной сетью, включая дожимные станции и нагреватели.

Каждому оператору необходимо учитывать, как минимум, следующие потенциальные источники выбросов CO2: сжигание и другие процессы на установках, функционально связанных с транспортной сетью, включая дожимные станции; летучие выбросы из транспортной сети; вентилируемые выбросы от транспортной сети и выбросы от утечек в транспортной сети.

6.4.4.2.3 Система хранения

Если выявлены утечки из комплекса хранения, которые приводят к выбросам CO2 в толщу воды, то в рамках MRR необходимо выполнить несколько задач:

a) уведомить компетентный орган;

b) учитывать утечку в качестве источника выбросов для соответствующей установки;

c) отслеживать выбросы и сообщать о них.

До тех пор пока не будут предприняты корректирующие меры (см. [12], статья 16) и пока не будет проведен мониторинг результатов, выбросы будут по-прежнему считаться утечками, и их следует определять количественно, сообщая о них.

В соответствии с EU ETS необходимо, чтобы были исследованы, по крайней мере, следующие потенциальные источники выбросов CO2: использование топлива дожимными станциями и другие виды деятельности по сжиганию, включая электростанции на месте; вентиляция в результате операций закачки или повышения нефтеотдачи; летучие выбросы в результате закачки; выбросы CO2 из-за проведения операций по извлечению углеводородов и утечки, как следствие.

6.4.4.3 Методология количественного определения

6.4.4.3.1 Система улавливания

Необходимо определять как количество выбрасываемого CO2, так и количество CO2, уловленного и переданного в транспортную сеть, с использованием стандартизованных подходов к определению выбросов при улавливании и переносе CO2.

6.4.4.3.2 Определение переносимого CO2

В MRR указано, что «каждый оператор должен определять количество CO2, поступающего из установки улавливания и в нее, с помощью систем непрерывного измерения выбросов (CMS)». CMS — это термин, адаптированный из систем непрерывного мониторинга окружающей среды (CEMS), потому что в случае CCS измеряется улавливаемый CO2, а не выбросы.

В EU ETS применены разные уровни для измерения данных о деятельности и расчетных коэффициентов. В контексте определения данных о деятельности это относится к требуемой точности измерения с более высокими уровнями, требующими меньшей неопределенности в измерениях.

Для определения количества CO2, передаваемого с одной установки на другую, оператор должен применять уровень 4 (наиболее высокий уровень), который предусматривает максимально допустимую неопределенность +/- 2,5%.

6.4.4.3.3 Транспортная система

Оператор транспортных сетей может ежегодно определять выбросы для обеспечения надежных результатов и более низкого уровня неопределенности одним из следующих методов:

• метод A (общий баланс масс всех входных и выходных потоков);
• метод B (мониторинг источников выбросов по отдельности). Неопределенность ограничена 7,5% в соответствии с требованиями EU ETS.

6.4.4.3.4 Летучие выбросы из транспортной сети

По аналогии с процессами, осуществляемыми агентством по охране окружающей среды США (US EPA) и обсуждаемыми ниже, неорганизованные выбросы могут быть основаны на конкретных коэффициентах выбросов, связанных с оборудованием.

6.4.4.3.5 Выбросы в результате утечек

События утечки в транспортной системе могут быть рассчитаны на основе входных и выходных данных о температуре и давлении трубопровода.

6.4.4.3.6 Выбросы с вентиляцией

План мониторинга, разработанный в соответствии с правилами EU ETS, охватывает мониторинг любых случаев утечки, которые могут произойти в пределах границ транспортирования.

6.4.4.3.7 Система хранения

6.4.4.3.7.1 Вентиляционные и неконтролируемые выбросы при закачке

Следует определить выбросы от вентиляции и летучие выбросы.

Мониторинг или принятую альтернативную методологию можно использовать для измерения или расчета выбрасываемого CO2. Измерение летучих выбросов может быть основано на понимании возможных явлений и применения соответствующей методологии измерения или расчета.

6.4.4.3.7.2 Вентиляционные и летучие выбросы в результате операций по увеличению нефтеотдачи

В рамках операции EOR директива ЕС признает повышенную сложность, связанную с рециркуляцией CO2 и другими операциями, поэтому требуется повышенное внимание при проведении мониторинга:

a) установок по разделению нефти и газа, на которых могут происходить фугитивные выбросы CO2;

b) факельных установок, на которых возможны выбросы из-за применения систем непрерывной принудительной продувки и при разгерметизации установки по добыче углеводородов;

c) определенных заводских элементов, при использовании которых могут происходить выбросы, такие как система продувки CO2, чтобы избежать гашения факела высокими концентрациями CO2.

6.4.4.3.7.3 Утечка из комплекса хранения EOR

Утечки из комплекса хранения либо в атмосферу, либо в водоемы кратко обсуждались выше. В соответствии с директивой ЕС выбросы должны быть измерены или рассчитаны при обязательном сообщении о них. Как и в случае с транспортированием, максимальное значение уровня неопределенности составляет 7,5%.

6.4.5 Тематическое исследование 4. Протокол CCS правительства Альберты — базовый учет сокращения выбросов

6.4.5.1 Исходная информация

Правительство Альберты (см. [16]) представляет еще один пример количественного определения выбросов и сокращений CO2 с использованием исходных данных, совершенно уникальный, так как не требует функциональной эквивалентности проекту CCS. Согласно разработанной методологии этого протокола фиксируют изменения выбросов по отношению к базовому сценарию проекта CCS. Данная методология в основном предназначена для CO2, но другие парниковые газы включены в отслеживание и отчетность по выбросам. При расчете выбросов от добычи, переработки и транспортирования топлива дополнительные выбросы N2O и CH4 учитывают как CO2-e с коэффициентами выбросов, основанными на правилах правительства Альберты (из отчетов Министерства охраны окружающей среды Канады). Протокол автоматически обновляется каждые пять лет в соответствии с национальным законодательством.

Количественная оценка сокращений каждого из ПГ выполняется с использованием общей методологии, изложенной ниже. Эта методология служит для расчета сокращения выбросов на основе сравнения исходных условий и условий проекта по формуле

Снижение выбросов = выбросыBaseline — выбросыProject, (5)

где выбросыBaseline — выбросы, прогнозируемые на основе измеренного количества закачиваемого CO2, не включая CH4 и N2O;

выбросыProject — сумма выбросов в условиях проекта с учетом строительства и бурения скважин, производства и доставки материальных ресурсов, добычи и переработки топлива, внеплощадочной выработки электроэнергии, внеплощадочной выработки тепла и электроэнергии, эксплуатации установок улавливания и хранения; выбросы CO2 на площадках нагнетательных скважин, неорганизованные выбросы с площадок нагнетательных скважин, выброс из недр в атмосферу, потери, утилизации или переработки вводимых материалов.

Все данные должны быть доступны для проверки третьей стороной (ГОСТ Р ИСО 14065) и храниться вместе с необработанными данными в течение семи лет после периода кредитования. Объемы CO2 основаны на непрерывном мониторинге на максимально возможном уровне и с ежедневным отбором проб состава CO2, усредняемым ежемесячно. Отчетность годовая. Все коэффициенты выбросов основаны на ежегодном отчете Environment Canada. Единицы измерения фиксируют в протоколе.

Данный протокол разработан для интегрированного проекта, но его можно разбить на составные части так же, как и другие методологии, упомянутые в настоящем стандарте.

6.4.5.2 Объем отчетности

6.4.5.2.1 Система улавливания

Действия по улавливанию, которые включены в базовые условия и условия проекта, охватывают все материалы (производство и доставка), используемые в процессе улавливания CO2, поскольку в протокол правительства Альберты входят косвенные выбросы, которые не считают незначительными. Он также включает добычу, переработку и транспортирование топлива, используемого на месте для улавливания CO2. Протокол правительства Альберты, кроме того, учитывает добычу, переработку и транспортирование топлива, используемого за пределами объекта для производства тепла или электроэнергии и на месте для производства CO2. Он не учитывает факельное сжигание, вентиляцию или фугитивные выбросы на участке улавливания, которые считают частью исходных условий. Условия проекта (т.е. базовые условия проекта) включают сжигание на факелах, вентиляцию и любые другие неорганизованные выбросы, которые происходят выше по технологической линии от устьевого расходомера и таким образом не влияют ни на базовые выбросы, ни на проектные выбросы, поскольку базовые выбросы являются количеством закачиваемого CO2.

6.4.5.2.2 Транспортная система

По сути, отчетность во время транспортирования ограничивается только фактически перемещаемым CO2. Все летучие выбросы считают частью исходных условий и исключают из расчета проектных выбросов в рамках транспортного компонента CCS, поскольку они происходят выше по технологической линии устьевого расходомера. Отчетность должна быть ежегодной на основе усредненных ежемесячных записей.

6.4.5.2.3 Система хранения

Объем отчетности включает CO2, закачиваемый на устье скважины, за вычетом любых выбросов от оборудования (фланцы, уплотнения и т.д.), выбросы из скважины или пласта (включая метан и закись азота) и любые выбросы из недр (скважины или пласта) в атмосферу на основе утвержденного плана измерений, мониторинга и верификации. Отчетность составляется ежегодно на основе непрерывных измерений и ежемесячного усреднения.

6.4.5.3 Методология количественного определения

6.4.5.3.1 Общие положения

В соответствии со схемой правительство Альберты (см. [16]) измеряет базовые выбросы, которые спрогнозированы в прошлом, используя прямое измерение количества газа, которое измерено выше по технологической линии от нагнетательных скважин в проектных условиях. Базовые выбросы представляют собой измеренное количество CO2, закачиваемого на устье скважины. Затем рассчитывают проектные выбросы с учетом вентиляционных и фугитивных выбросов на площадках нагнетательных скважин, утечек из недр в атмосферу и всех существенных косвенных выбросов в полной цепочке CCS. Сокращения выбросов рассчитывают путем вычитания выбросов проекта из базовых выбросов.

6.4.5.3.2 Система улавливания

В компоненте улавливания CO2 системы CCS проектные выбросы включают выбросы от электричества, тепла и транспортного топлива, произведенного и использованного как на месте, так и за пределами участка для применения в производственном процессе. Кроме того, учитывают выбросы на начальном этапе непосредственно от процесса, которые можно рассчитать исходя из материалов, используемых в продукции проекта (электроэнергия, цемент, нефтепродукты и т.д.).

6.4.5.3.3 Транспортная система

Количественная оценка основана на измерении CO2, транспортируемого по системе трубопроводов от системы улавливания до закачки в устье скважины. Отслеживают только фугитивные выбросы и любые выбросы, возникающие в результате использования насосов/компрессоров. Они основаны на коэффициентах выбросов для топлива или оценках коэффициентов выбросов.

6.4.5.3.4 Система хранения

Количественная оценка основана на оценках выбросов от арматуры (используемых, например, при измерении EPA) и измерении на основе мониторинга из-под земли, при этом мониторинг основан на утвержденном плане. Подробности в протоколе не указаны, а перенесены в планы, утвержденные компетентным органом.

6.4.6 Тематическое исследование 5. Протокол повышения нефтеотдачи правительства Альберты — базовый учет сокращения выбросов

6.4.6.1 Исходная информация

Протокол повышения нефтеотдачи правительства Альберты (см. [17]) основан на улавливании CO2 из отходящих газов процессов добычи нефти и газа или других промышленных процессов, а также на транспортировании и использовании этого CO2 и связанных с ним ПГ (N2O и CH4) для повышения нефтеотдачи.

Как и в случае с протоколом хранения, протокол EOR правительства Альберты требует утверждения плана мониторинга. В нем описывается процесс обработки и проверки данных, а также включены единицы измерения, которые следует применять при сборе данных и подготовке отчетности.

Список отслеживаемых выбросов обширен, как и для других систем измерения, представленных в настоящем стандарте, но не все отслеживаемые выбросы могут быть определены количественно, как показано в таблицах 3 и 4.

6.4.6.2 Объем отчетности

6.4.6.2.1 Общие положения

Источники улавливания CO2 подразделяют на два типа: процессы добычи нефти и газа или другие промышленные процессы. В первом случае предполагается, что потребление топлива для улавливания, сжигания и сброса исходного газа при улавливании, транспортировании и переработке исходного газа включено в базовые условия и, следовательно, не учтено. Расход топлива на транспортирование и закачку газа, а также сжигание и сброс газа на объектах закачки фиксируют в исходных и проектных условиях независимо от типа источников. Неорганизованные выбросы и потребление электроэнергии не учитывают последовательно во всех процессах данного протокола. Для газа с промышленных площадок протокол включает рециркуляцию CO2 и его повторную закачку в пласт для увеличения нефтеотдачи.

6.4.6.2.2 Система улавливания

Электроэнергию, используемую в процессе, не включают в процесс количественной оценки, поскольку ее учитывают в других правилах по ПГ. Однако топливо, используемое для добычи и переработки, входит в состав базовых и проектных выбросов. Доставка этого топлива не включена. Отчетность составляют ежегодно, хотя замеры проводят непрерывно, а состав CO2 усредняют ежемесячно. Неорганизованные выбросы считают незначительными по сравнению с другими выбросами.

6.4.6.2.3 Транспортная система

В то время как объемы CO2, перемещаемые по трубе, могут быть измерены, другие выбросы следует отслеживать с помощью коэффициентов выбросов для таких компонентов, как компрессоры. Выбросы от используемого топлива, если CO2 перемещается не по трубопроводу, будут рассчитывать на основе типа топлива и коэффициентов выбросов (CO2, CH4 и N2O). Неорганизованные выбросы считают незначительными по сравнению с другими выбросами.

6.4.6.2.4 Система хранения CO2 EOR

В отчет включены выбросы в результате использования насосов или компрессоров и другого оборудования. Они основаны на коэффициентах выбросов. Также включены факельное сжигание и сброс с учетом того, что эти выбросы могут включать CH4. Однако фугитивные выбросы считают незначительными по сравнению с другими выбросами, и о них не требуется сообщать (т.е. большая часть выбросов будет направлена через факельные трубы и может быть измерена). Необходимо представить отчетность о выбросах в результате невозможности повторной закачки добытого газа.

6.4.6.3 Методология количественного определения

6.4.6.3.1 Система улавливания

CO2 дозируют в трубопроводную систему. Сжигание и сброс в атмосферу в результате улавливания CO2 из промышленных источников фиксируют на основе измерений или коэффициентов выбросов (в данном протоколе они не рассмотрены как исходные условия). Аналогичным образом необходимо отслеживать фугитивные выбросы в результате промышленного улавливания (используя инженерные расчеты), хотя они могут не учитываться, если считаются незначительными по отношению к общему сокращению выбросов.

6.4.6.3.2 Транспортная система

Перемещенный CO2 может быть измерен и определен как объем при стандартных температурах и давлениях. Другое используемое топливо измеряют, регистрируют и к нему применяют коэффициенты выбросов.

6.4.6.3.3 Система хранения CO2 EOR

Как уже отмечалось, методология количественного определения достигается за счет измерения и использования коэффициентов выбросов и инженерных расчетов.

6.4.7 Тематическое исследование 6. Отчетность по выбросам ПГ в США

6.4.7.1 Исходная информация

Согласно программе отчетности по выбросам ПГ агентства по охране окружающей среды США (GHGRP) (см. [20]), необходимо предоставлять данные о выбросах ПГ и другую соответствующую информацию, представленные в крупных источниках и полученные от поставщиков в США (25 000 или более в год). GHGRP создан для сбора точных и своевременных данных о ПГ для обоснования будущих политических решений (см. [20]).

Общий подход аналогичен учету, описанному в тематическом исследовании 1 по IPCC. Предоставляется руководство по оценке или измерению прямых выбросов, которые должны быть агрегированы на различных уровнях. В настоящее время GHGRP охватывает 41 категорию источников и состоит из 47 подразделов. Каждая часть содержит общее правило или конкретное руководство по количественной оценке выбросов и отчетности по типу источника. На уровне проекта отсутствует подраздел, связанный с CCS, однако есть подразделы, охватывающие аспекты улавливания, закачки и хранения CO2, но не транспортирование.

В целом GHGRP охватывает ряд ПГ, и в нем требуется, чтобы источники сообщали о прямых выбросах.

6.4.7.2 Объем отчетности

6.4.7.2.1 Система улавливания

Основная часть, касающаяся улавливания CO2, находится в PP GHGRP, которая касается поставщиков диоксида углерода, и ориентирована на подачу CO2 вверх по технологической цепочке. Категория источников включает, среди прочего, объекты, улавливающие CO2 с целью поставки улавливаемого CO2 в коммерческих целях. Подчасть W GHGRP включает положения по отчетности для неорганизованных выбросов от объектов добычи углеводородов, другие подразделы GHGRP также касаются других неорганизованных выбросов из различных секторов промышленности.

6.4.7.2.2 Транспортная система

GHGRP не включает подраздел, относящийся к транспортной части проекта CCS, и поэтому не входит в кадастр. В США другие нормативные программы регулируют строительство, эксплуатацию, безопасность и экологические характеристики трубопроводов.

6.4.7.2.3 Система хранения

Основные подразделы, касающиеся закачки и хранения CO2, находятся в подразделе RR «Геологическое связывание диоксида углерода» и в подразделе UU «Закачка диоксида углерода». Положения подраздела RR содержат рекомендации по оценке количества CO2, сохраняемого в результате его закачки. Положения подраздела UU содержат рекомендации для тех источников, которые намерены сообщить данные только о количестве CO2, полученном для закачки. Источники, эксплуатирующие установки повышения нефтеотдачи CO2 в рамках программы разрешений UIC класса II, могут по своему выбору представлять отчеты в подразделах UU или RR. Источники, осуществляющие проекты геологического размещения в рамках программы разрешений UIC класса VI, должны представлять отчеты в соответствии с подразделом RR. Обе части сосредоточены только на массе CO2. Подчасть W GHGRP включает положения по отчетности в части неорганизованных выбросов от объектов добычи углеводородов; другие подразделы GHGRP также касаются других неорганизованных выбросов для различных секторов промышленности.

6.4.7.3 Методология количественного определения

6.4.7.3.1 Система улавливания

Подраздел PP не ограничен процессом улавливания. В его состав должны быть включены следующие данные:

a) масса CO2, уловленного из производственных технологических установок;

b) масса CO2, извлеченного из добывающих скважин CO2;

c) масса импортированного CO2;

d) масса вывезенного CO2.

Только данные по перечислению a) в списке относятся к настоящему стандарту. В подразделе PP использованы формулы, основанные на данных массовых или объемных расходомеров, для расчета квартальной (каждые 3 мес) и годовой масс CO2, уловленных в отдельных местах, а затем суммированных для объекта.

6.4.7.3.2 Использование массовых расходомеров

Используя массовый расходомер, годовую массу CO2 рассчитывают как сумму квартальной концентрации CO2 (массовый % CO2), умноженную на квартальный массовый поток CO2 для каждого из четырех кварталов.

6.4.7.3.3 Использование объемных расходомеров

С помощью объемного расходомера годовую массу CO2 рассчитывают как сумму квартальной концентрации CO2 (объемный % CO2 или массовый % CO2), умноженную на плотность CO2 (метрические тонны CO2 на стандартный кубический метр для объема или для всего потока CO2, если используют массу), умноженную на квартальный объемный поток CO2 (стандартные кубические метры) для каждого из четырех кварталов.

6.4.7.3.4 Агрегация на производственных технологических установках или в скважинах, на которых измеряют CO2 после сегрегации или без сегрегации потока

Общую годовую массу CO2 вычисляют как сумму всех расчетов индивидуальной годовой массы CO2 для всех счетчиков.

6.4.7.3.5 Агрегация на технологических установках или в скважинах, посредством которой измеряют CO2 перед сегрегацией

Общую годовую массу CO2 вычисляют как сумму всей годовой массы CO2 через основной расходомер за вычетом суммы годовой массы CO2 через последующие расходомеры.

Подраздел W GHGRP включает положения по отчетности для неорганизованных выбросов от объектов добычи углеводородов, а другие подразделы GHGRP касаются других неорганизованных выбросов, образующихся при осуществлении деятельности различных секторов промышленности. В подразделе W приведены коэффициенты для оборудования и топлива.

6.4.7.3.6 Система хранения

В подразделе UU рассмотрена закачка CO2 для таких целей, как EOR для CO2, и требуется, чтобы отчеты оценивали массу CO2, получаемого для закачки каждый год.

Подраздел RR посвящен получению, закачке и хранению CO2. Для этого необходимо сообщить следующие данные:

• массу полученного CO2;
• массу закачанного в недра CO2;
• массу произведенного CO2;
• массу CO2, выбрасываемую в результате поверхностной утечки;
• массу выбросов CO2 от утечек оборудования и вентилируемых выбросов CO2 от наземного оборудования, расположенного между нагнетательным расходомером и устьем нагнетательной скважины;
• массу выбросов CO2 от утечек оборудования и вентилируемых выбросов CO2 от наземного оборудования, расположенного между промысловым расходомером и устьем промысловой скважины;
• массу CO2, размещенного в подземных геологических формациях;
• кумулятивную массу CO2, зарегистрированную в подземных геологических формациях.

Методика агентства по охране окружающей среды США охватывает использование как массовых, так и объемных измерений (см. выше и раздел 7) и преобразует их обратно в единицы массы для CO2. В методологии также применены ежегодные расчеты, основанные на промежуточном мониторинге и регистрации массового расхода и совокупности всех источников впрыскиваемого и хранимого CO2. При проведении EOR потоки в контуре рециркуляции измеряют аналогичным образом и включают в совокупные расчеты, что позволяет избежать двойного учета потоков CO2.

Кроме того, в подраздел RR включено определение годовой массы CO2, выбрасываемой в результате поверхностных утечек. В подразделе RR не предписаны методы такого количественного определения, но требуется, чтобы был включен базовый подход в план мониторинга, отчетности и верификации (MRV) и задокументированы фактические методы, используемые в случае утечки.

В других подразделах, особенно в подразделе W, содержится подробное руководство по измерению или оценке количества летучих выбросов CO2.

Годовую массу CO2, улавливаемого в подземных пластах, рассчитывают путем вычитания общей годовой массы закачиваемого CO2 из общей массы CO2, выбрасываемой в результате поверхностных утечек, и из общей массы CO2, выбрасываемой из обеих категорий утечек из оборудования.

6.4.7.3.7 План мониторинга, отчетности и верификации (MRV)

Как и в подходе, принятом в рамках национального кадастра МГЭИК IPCC, требуется, чтобы составители отчетов представляли и получали одобрение плана MRV для конкретных участков, в котором описывают следующие элементы:

• разграничение максимальной зоны наблюдения (MMA) и зоны активного наблюдения (AMA);
• идентификацию потенциальных путей поверхностной утечки CO2 в MMA, а также вероятность, величину и время поверхностной утечки по этим путям; стратегию обнаружения и количественной оценки любых поверхностных утечек CO2;
• стратегию установления ожидаемых исходных условий для мониторинга поверхностных утечек CO2;
• сводку конкретных соображений по уравнениям баланса массы для конкретных площадок;
• данные объекта (включая идентификацию скважины);
• сроки.

В случае геологического размещения в соответствии с разрешениями UIC класса VI предполагается, что это будет период, который продлится после закачки, пока не будет продемонстрировано, что хранение CO2 является безопасным. В случае закачки CO2 согласно классу II UIC это может занять более короткий период, который заканчивается до или после закрытия проекта. Кроме того, все источники, подпадающие под действие GHGRP, должны включать базовый план мониторинга как часть зонтичных требований в первых подразделах.

6.4.8 Тематическое исследование 7. LCA

Тематическое исследование рассмотрено в разделе 8.

6.5 Обсуждение. Ключевые общие черты, различия и наиболее значимые вопросы

Между программами есть общие черты. В них существует набор основных методов количественной оценки выбросов, в которых обычно используют уровни активности и коэффициенты выбросов. Как правило, основное внимание уделено прямым выбросам, хотя ряд программ также включает косвенные выбросы, на которые непосредственно влияют операции CCS. В большинстве программ используется план мониторинга, который готовится заранее и описывает, как проект будет отслеживать, измерять, моделировать и учитывать выбросы ПГ. В случае LCA широта охвата больше, чем в других программах. В таблицах 3 и 4 сравнивают прямые и косвенные источники выбросов по программам, при этом «Y» указывает на то, что программа имеет соответствующую функцию, а «N» — на то, что не имеет.

Таблица 3

Прямые выбросы

Стадия CCS	Тип выпуска (эмиссии)	IPCC	EUETS	CDM	Протокол правительства Альберты	EOR правительства Альберты	Правила отчетности агентства по охране окружающей среды США по ПГ	LCA (см. ГОСТ Р ИСО 14040, ГОСТ Р ИСО 14044)
Улавливание	Неуловленный CO2	Y	Y	Y	N	N	NA a	Y b
	Утечка/выброс	Y a	Y	Y	N	N	Y	Y b
	Вентиляция	Y a	Y	Y	N	Y	Y	Y b
	Сопутствующее стационарное горение	Y a	Y	Y	Y	Y	Y	Y b
	Мобильное сжигание	Y a	N	Y	N	N	NA a	Y b
Транспортирование	Утечка/выброс	Y	Y	Y	N	N	NA a	Y b
	Вентиляция	Y	Y	Y	N	NA a	NA a	Y b
	Сопутствующее стационарное горение	Y a	N	Y	N	NA a	NA a	Y b
Хранение	Утечка/выброс	Y	Y	Y	Y	N	Y	Y b
	Вентиляция	N	Y	Y	Y	Y	Y	Y b
	Мобильное сжигание	Y a	N	Y	N	Y	NA a	Y b
	Утечка из геологического резервуара	Y	Y	Y	Y	N	Y	Y b
Мониторинг	Мобильное сжигание	Y a	N	Y	N	N	NA a	Y b
Утилизация	Стационарное горение	Y a	N	N	N	N	Y	Y b
	Мобильное сжигание	Y a	N	N	N	N	NA a	Y b
a Включено, но не связано с оборудованием CCS. b В зависимости от границ проекта предполагается анализ в рамках LCA.

Таблица 4

Косвенные выбросы

Стадия проекта	Источник выброса	IPCC	EUETS	CDM	Протокол правительства Альберты	EOR правительства Альберты	Правила отчетности агентства по охране окружающей среды США по ПГ	LCA (см. ГОСТ Р ИСО 14040, ГОСТ Р ИСО 14044)
Геологоразведка	Мобильное сжигание	Y a	N	N	N	N	N	Y b
	Затраты на потребляемую электроэнергию	Y a	N	N	N	N	NA a	Y b
Строительство	Стационарное сжигание	Y a	N	N	N	N	N	Y b
	Мобильное сжигание	Y a	N	N	N	N	N	Y b
	Затраты на потребляемую электроэнергию	Y a	N	N	N	N	NA a	Y b
Добыча	Затраты на потребляемую электроэнергию	Y a	N	Y	Y	N	NA a	Y c
	Оборудование вверх по технологической линии	Y b	N	Y	Y	Y	NA a	Y b
	Оборудование ниже по технологической линии	Y b	N	N	N	N	NA a	Y b
Транспортирование	Затраты на потребляемую электроэнергию	Y b	N	Y	Y	N	NA a	Y b
	Оборудование вверх по технологической линии	Y b	N	N	N	N	NA a	Y b
	Оборудование ниже по технологической линии	Y b	N	N	N	N	NA a	Y b
Хранение	Затраты на потребляемую электроэнергию	Y a	N	Y	Y	N	N	Y b
Мониторинг	Затраты на потребляемую электроэнергию	Y a	N	Y	N	N	N	Y b
Утилизация	Затраты на потребляемую электроэнергию	Y a	N	N	N	N	N	Y b
Потребление топлива	Вверх по технологической линии	Y b	N	N	Y	Y	N	Y b
	Вниз по технологической линии	Y b	N	N	N	N	N	Y b
	Рыночный эффект	N	N	Y	N	N	N	N
Затраты на потребляемую электроэнергию	Вверх по технологической линии	Y b	N	N	Y	N	N	Y b
	Вниз по технологической линии	Y b	N	N	N	N	N	Y b
	Рыночный эффект	N	N	Y	N	N	N	N
a Включено, но не связано с оборудованием CCS. b В зависимости от границ проекта предполагается анализ в рамках LCA. c В зависимости от границ проекта предполагается проект LCA.

6.5.1 Ключевые отличия

Несмотря на общее согласие в отношении методологий различных схем измерения, существуют различия в деталях того, что рассматривать и сообщать. Например, протоколы правительства Альберты требуют подробного отслеживания различных выбросов, но ограничивают отчетность, исключая незначительные выбросы. Другие юрисдикции требуют более подробной отчетности.

Цель:

• цель программы определяет решения о границах и может противоречить попыткам создать общий стандартный подход.

Прямые/косвенные выбросы:

• включение косвенных выбросов может оказать большое влияние на определение границ для целей агрегирования, особенно для выбросов вверх по технологической линии, таких как производство топлива и использование электроэнергии, а также рыночный эффект.

6.5.2 Вопросы для дальнейшего рассмотрения

Ниже приведена количественная оценка выбросов.

a) Долговременная утечка из геологического резервуара

В настоящее время отсутствует единое мнение о методологиях и процедурах учета долгосрочной утечки, если она произойдет. Два ключевых вопроса включают выбор методологии количественного определения и периода мониторинга. Годовой учет, такой как в национальном кадастре, не обеспечивает постоянства в практическом смысле, хотя в большинстве существующих нормативных документов и систем отчетности упоминается о том, что потенциал выбросов необходимо оценивать, акцентируя внимание на характеристиках площадки, оценке рисков, моделировании и мониторинге.

Что касается мониторинга, существует общий подход в программах по учету ПГ и режимах регулирования проводить мониторинг после закрытия объекта с ограничением по времени (см. [6], [4] и директивы ЕС). IPCC (см. [6]) предполагает, что может быть уместным сократить частоту проведения мониторинга или полностью его прекратить, когда результаты мониторинга, например наблюдаемый шлейф CO2, приближаются к долгосрочному распределению, предсказанному имитационной моделью, и отражают признаки долгосрочной стабильности. Этот принцип широко принят большинством режимов регулирования.

b) Определение того, что отслеживается и о чем сообщается.

В разных программах объем отчетности определяется по-разному. Во избежание двойного учета следует согласовывать эти различия.

c) Осуществимость мониторинга и отсутствие методологий.

Существуют определенные области, в которых методологии носят неясный характер (например, когда EU ETS ссылается на использование передовой отраслевой практики, которая еще не разработана). Это может иметь место в отношении методов определения количества CO2, выброшенного в атмосферу.

Количественная оценка сокращения выбросов

В настоящее время протоколы правительства Альберты представляют собой две из немногих программ для количественной оценки сокращения выбросов с использованием базовых методологий. Этот подход не требует функциональной эквивалентности для сравнения выбросов проекта с исходными выбросами, и поэтому его может быть сложно включить в программы торговли квотами.

Теоретически концепция предотвращения выброса CO2 представляет собой функциональную эквивалентность эталонной установки и установки CCS в отчете IPCC (см. [3]), однако в настоящем стандарте это не рассматривается.

7 Измерения и мониторинг

7.1 Общие положения

Измерение — это определение количества выбросов ПГ посредством прямого измерения или оценки, основанной на результатах моделирования, либо на коэффициентах выбросов, зависящих от типов топлива, уровня активности или используемого оборудования. Целью измерения является сбор точных, актуальных и воспроизводимых данных для количественного определения выбросов.

Мониторинг может обеспечить достоверность данных измерений, а также надлежащую методологию для выявления и определения утечек и источников утечек выбросов. Например, исходная информация о потоке, концентрации или составе может быть использована для отделения биопродуцируемого CO2 от утечки в почвенной зоне. Мониторинг — это повторная проверка, надзор, критическое наблюдение, измерение или оценка состояния системы. Этот процесс обеспечивает целостность измерений с течением времени. Целью мониторинга является определение потоков или выявление изменений по сравнению с базовыми уровнями. Он также предоставляет входные данные для моделей, чтобы подтвердить, что ожидаемые уровни производительности достигнуты. Основой для измерений служат соответствующие устройства мониторинга, которые со временем улучшатся. Точность и эффективность данных, генерируемых для применения в методах количественной оценки, в значительной степени зависят от принятого метода мониторинга, включая использование соответствующей точки наблюдения в системах CCS.

Например, мониторинг и измерение расхода CO2 в трубопроводе могут быть достаточно точными (например, ограничение погрешности 2,5% в директиве ЕС для EU ETS), тогда как использование сейсморазведки для измерения CO2, хранящегося в земле, имеет ограничения и большую общепризнанную неопределенность. В дополнение к соответствующим физическим устройствам стратегии выборки (время и место проведения измерений) должны дополнять собираемые данные. Для понимания чистоты потока и количественной оценки концентрации примесей (включая газы) обычно требуется определенная форма анализа, основанная либо на отборе проб и лабораторном анализе, либо на использовании встроенных анализаторов.

7.2 Цель

Целью измерения является сбор точной, актуальной и воспроизводимой информации. Точное измерение соответствующего параметра требуется для количественной оценки выбросов, которые не попадают в атмосферу (улавливаются, транспортируются, хранятся и высвобождаются за счет использования энергии и утечек). Предполагается, что точность оборудования для мониторинга будет постоянно совершенствоваться с течением времени и по мере накопления опыта.

В соответствии с количественной оценкой (методики, используемые для количественной оценки выбросов и абсорбции, связанных с проектом CCS) и верификацией (подтверждение путем изучения и предоставления объективных доказательств того, что заданные критерии соблюдены) измерения следует проводить с учетом конечных точек верификации (см. раздел 6). Тщательно подготовленная исходная информация необходима для оценки воздействия других источников ПГ, которые могут существовать в пределах границ интегрированного проекта CCS, таких как биологическая генерация CO2 в приповерхностной зоне (почвенная зона).

7.3 Обзор систем мониторинга для проектов CCS

Для большинства поверхностных процессов в рамках интегрированного проекта CCS при проведении мониторинга могут быть использованы различные физические устройства для измерения потока ПГ. Работа этих устройств в значительной степени зависит от скорости потока наряду с измерениями давления и температуры, хотя доступны и массомеры (см. раздел 6, US EPA). Сочетание скорости потока с химическим анализом (в потоке или путем отбора проб и лабораторного анализа) компонентов потока CO2 позволяет рассчитать объемы и массы различных компонентов. Утечки можно определить не только по падению давления и визуальному осмотру, но и с помощью ряда методов, которые также можно применять в полевых условиях для поиска любых потенциальных утечек из подземных трубопроводов или из мест хранения, таких как лазерные системы, инфракрасные системы и другие. Это позволяет своевременно и эффективно решать сопутствующие вопросы.

В дополнение к прямым измерениям можно использовать косвенные измерения. Они определены в обязательной отчетности по парниковым газам в США (см. [21]). Дополнительные выбросы, связанные со сжиганием топлива, можно рассчитать на основе коэффициентов преобразования, разработанных для различных типов топлива, например: в рамках ряда протоколов, которые предложены для измерения выбросов ПГ, связанных с CCS (см. [22] - [24]) с использованием коэффициентов выбросов по видам топлива и в зависимости от страны их применения (см. раздел 6).

CO2 улавливают из нескольких источников в течение многих десятилетий (например, очистка природного газа, промышленные и пищевые источники CO2) и закачивают в землю для повышения нефтеотдачи (преимущественно из природных источников CO2, https://edx.netl.doe.gov/group/natcarb). Первым крупным комплексным проектом по геологическому хранению CO2 с интегрированным мониторингом является проект Sleipner в Норвегии, функционирующий с 1996 г. Эффективная программа мониторинга является неотъемлемой составляющей этого проекта в качестве средства верификации предотвращения попадания CO2 в атмосферу для целей налогообложения и иллюстрирует использование измерительных технологий.

Многие наднациональные, национальные и субнациональные органы разработали правила или протоколы для измерения деятельности в области CCS, чтобы обеспечить эффективный сбор и расчет выбросов и сокращений выбросов в результате реализации проектов CCS, чтобы обеспечить количественную оценку и верификацию (например, см. [17] или [21]).

Правила и протоколы для измерения деятельности в области CCS разработаны в США (см. [7], [12]), Канаде, Великобритании, Австралии и Японии, а также установлены в директивах ЕС (см. [12], [25] - [27]).

В дополнение к национальному законодательству и нормативным актам некоторые отраслевые, исследовательские и консультационные организации предпринимают попытки разработать руководства и программы по мониторингу и измерению, такие как проект улавливания CO2 (CO2 Capture Project) и Det Norske Veritas.

Доступные технологии мониторинга для хранения и повышения нефтеотдачи включают множество методов, нацеленных на атмосферу, почву, воду и геологические слои. Таблица 5 служит иллюстрацией исследований по мониторингу применения, стоимости и характера некоторых соответствующих технологий мониторинга CCS.

Таблица 5

Мониторинг закачиваемого CO2 при подземном размещении

Организация	Наименование	Содержание
Проект улавливания CO2	Техническая основа для хранения диоксида углерода	Схема мониторинга CCS: рабочее руководство и контрольное исследование
DNV	Руководство по выбору и квалификации площадок и проектов для геологического хранения CO2	Мониторинг, верификация, учет и отчетность (MVAR), план и четкая организация рабочего процесса
Совет США по секвестрации углерода (USCSC)	Глобальный статус разработки геологических технологий хранения CO2	Статус разработки технологии мониторинга, стоимость и результаты применения на объектах
Министерство торговли и промышленности Великобритании	Технологии мониторинга геологического размещения CO2	1) Предложение по геологическому хранению и системы контроля; 2) внедрение технологии мониторинга: применение, производительность, пределы обнаружения и ограничения; 3) стоимость мониторинга; 4) тестирование мониторинга; 5) обобщение практики морского мониторинга; 6) развертывание берегового мониторинга; 7) статус исследований в Великобритании и исследований и разработок в будущем
Национальная лаборатория энергетических технологий США (NETL)	Передовая практика: мониторинг, верификация и учет CO2, хранящегося в глубоких геологических резервуарах	1) Значение, цель и задача мониторинга, практика мониторинга; 2) внедрение технологии мониторинга: описание преимуществ и проблем; 3) развитие технологий; 4) мониторинг цели и решение задач; 5) развитие мониторинга по другому сценарию

Демонстрационные проекты, такие как In Salah (в настоящее время прекращен), Sleipner, Weyburn, Otway (пилотный проект, а не коммерческая демонстрация), Gorgon (пример тщательной подготовки к крупному проекту) и др. имеют системы мониторинга окружающей среды, которые генерируют большие объемы данных для целей количественного определения ПГ. Анализ данных сейсморазведки (см. [28]), гравитационной разведки (см. [29]), данных о химическом составе подземных вод (см. [30]), которые отражают миграцию шлейфа CO2 и безопасность хранения, продемонстрировал эффективность технологии мониторинга хранения.

7.4 Измерение и мониторинг в системах CCS

7.4.1 Общие положения

В этом подразделе рассмотрены подходы к измерению и мониторингу для проектов CCS и для каждой системы в рамках проекта CCS.

7.4.2 Проекты CCS

На рисунке 5 представлены точки измерения выбросов и утечек CO2 на основе правил, общих для проектов CCS по всему миру. Ключевые точки измерения обозначают границы проекта и его составных частей, не являются единственными точками измерения, а демонстрируют ключевые звенья в цепи.

- измерительные пункты; - поток CO2

Рисунок 5 — Обзор требований к измерению проекта CCS с полной цепочкой

В таблице 6 более подробно показаны точки измерения и мониторинга CCS для целей измерения и верификации (другие измерения могут быть необходимы для различных целей, таких как договорные или нормативные ограничения, воздействие на окружающую среду, усовершенствование моделей и т.д.).

Таблица 6

Измерение и мониторинг в проектах-CCS

Измерение и мониторинг CCS	Проект CCS
	Система улавливания		Транспортная система		Система хранения
	Дожигание, предварительное сжигание, другое кислородное сжигание		Трубопровод, грузовик, поезд, корабль		Нефтяной пласт (EOR), угольный пласт (ECBM), водный резервуар
	Вход	Выход	Вход	Выход	Вход	Выход
Сокращение выбросов CO2	Измерения: температура, давление, концентрация CO2, масса выделенного CO2		Измерения: температура, давление, состав жидкого CO2, скорость потока, масса транспортируемого CO2		Измерения: температура, давление, состав жидкого CO2, скорость потока, масса хранящегося CO2
Прямая утечка CO2 из CCS	Мониторинг: утечки из систем улавливания. Измерение: температура, концентрация CO2, давление		Мониторинг: утечки из трубопровода и резервуара. Измерение: концентрация CO2, температура, давление		Мониторинг: утечки из ствола скважины, грунта и др. Измерения: концентрация CO2, температура, давление на поверхности земли
Побочные выбросы CO2 от CCS	Измерения: дополнительная энергия для выделения и сжатия		Измерения: дополнительная энергия [потребление на трубный насос (бустер), сохранение тепла]. Измерение: дополнительное топливо для грузовика, поезда, корабля		Измерение: дополнительная энергия (электроэнергия или топливо) и др.
Примечания 1 Существуют коммерческие измерители концентрации CO2 (датчики), которые можно выбирать в зависимости от требуемой точности и чувствительности. 2 Существуют коммерческие измерители (датчики) температуры и давления, выбор которых может быть осуществлен с учетом состояния жидкости и диапазона давления и температуры. 3 В таблице не показаны методы обнаружения миграции жидкого CO2 под землей. Их можно выбрать для мониторинга утечки CO2 под землей.

7.4.3 Система улавливания

Потенциальные источники выбросов в системе улавливания включают прямые и косвенные выбросы от дополнительной энергии, используемой для отделения CO2 и подготовки CO2 для транспортирования, неполного улавливания и неконтролируемых выбросов. Физические устройства (например, датчики, счетчики) могут быть применены для определения концентрации CO2, скорости потока, давления и температуры в различных точках системы. IPCC также допускает использование подходов уровня 1 и уровня 2 на основе принятых коэффициентов для определения этих выбросов. При коммерческих перекачках CO2 в точке перекачки обычно применяют счетчик более высокого класса или коммерческий перекачивающий счетчик.

Также может возникнуть необходимость в количественном определении выбросов, связанных с базовым сценарием. Это может потребовать измерения выбросов от использования дополнительного топлива для улавливания и сжатия CO2. Сюда также могут входить выбросы от строительства установки улавливания и даже вывода из эксплуатации. Для этого расчета может быть достаточно подходов уровней 1 и 2 с применением коэффициентов выбросов.

7.4.4 Транспортная система

Потенциальные выбросы от транспортной системы могут включать прямые и косвенные выбросы от энергии, необходимой для транспортирования CO2, утечки из оборудования, находящегося под давлением, или криогенного оборудования, выбросы при погрузке и разгрузке (в настоящее время обсуждаются в рамках ИСО/ТК 265) и также выбросы, которые могут происходить во время аварийных сбросов или в промежуточных резервуарах. Косвенные выбросы могут происходить при сжатии, сжижении и перекачивании. Большинство измерений может быть основано на коэффициентах выбросов.

Выбросы CO2 из транспортных систем можно измерить по расходу жидкости вместе с давлением, температурой и составом жидкости с объемами и массами ПГ, рассчитанными на основе этих результатов. Критическими точками измерения будут вход(ы) и выход(ы) транспортной системы или точки перекачки внутри транспортной системы, особенно там, где использованы неконвейерные методы.

Основным источником косвенных выбросов CO2 в границах транспортной системы при условии трубопроводного транспортирования могут быть выбросы от станций повышения давления вдоль трассы трубопровода. Выбросы можно рассчитать на основе топлива, используемого прямо или косвенно (т.е. электроэнергии местной сети на основе топливной смеси для этой системы сети), применяя стандартные значения по умолчанию, принятые для данного региона. В случае использования других видов транспорта выбросы от кораблей, поездов или грузовиков можно рассчитать на основе количества потребляемого топлива. Поскольку нетрубопроводный транспорт, скорее всего, будет представлять собой сжиженный CO2 с помощью криогенных технологий, а не исключительно под давлением, будет происходить некоторый выброс CO2 (возможно, со следами других ПГ) в результате нагревания жидкости несмотря на изоляцию в буферные резервуары для хранения и/или транспортирования. Эта утечка может быть измерена с помощью физических устройств.

В дополнение к операционным выбросам ПГ в пределах границ транспортной единицы возможны аварии, требующие вентиляции секций трубопроводов, резервуаров и т.д. Понимание объемов и состава газа в каждой отдельной единице оборудования позволит быстро рассчитать выбросы ПГ.

7.4.5 Система хранения

IPCC использует подходы уровня 3 для количественной оценки выбросов из систем хранения частично из-за отсутствия обширной базы данных для определения большинства факторов, а также из-за того, что условия на конкретных площадках имеют большое значение при измерениях и мониторинге выбросов. В этом подразделе рассмотрены возможные методы определения.

Подземный пласт и скважины

Количество хранящегося CO2 обычно определяют с помощью массового баланса, при котором количество любой возможной утечки вычитают из количества закачанного газа. Мониторинг может быть использован для демонстрации того, что закачиваемый диоксид углерода остается в хранилище или в комплексе повышения нефтеотдачи.

Потери при хранении (например, добыча, утечка из геологической системы, миграция из хранилища или комплекса повышения нефтеотдачи, потери из скважин, которые не удалось изолировать) могут быть определены посредством прямых измерений и моделирования.

Если существующие стволы скважин являются важным потенциальным путем утечек, для обнаружения и количественной оценки утечек может быть целесообразен мониторинг в стволах скважин или в недрах над хранилищем или комплексом повышения нефтеотдачи.

Количество CO2, выбрасываемого из добывающих скважин или для других целей добычи, может быть измерено с помощью счетчиков. Если в проекте задействовано большое количество скважин, данные могут быть агрегированы в точках сбора для того, чтобы избежать распространения ошибок калибровки на отдельные устьевые счетчики.

Наземное оборудование

Количество закачиваемого CO2 можно измерить с помощью расходомеров в точках перекачки и на устье скважины. Как и в случае производства/добычи, выбросы могут агрегироваться в соответствующих точках сбора, чтобы избежать распространения ошибок калибровки для отдельных устьевых счетчиков.

Косвенные выбросы от топлива, потребляемого при работе оборудования для нагнетания с поверхности (и, возможно, добычи), могут быть измерены с использованием коэффициентов выбросов и счетчиков для определения количества израсходованного топлива.

Неорганизованные выбросы: утечки и вентиляция в системе впрыска, например в распределительном коллекторе в конце трубопровода; распределительные трубопроводы к скважинам и компрессионному или насосному оборудованию, а также утечка на устье эксплуатационной скважины могут быть определены с помощью прямого измерения или ряда факторов выбросов, активности и оборудования в сочетании с фактическими данными из проекта.

Для увеличения нефтеотдачи оператору может также потребоваться определить потери от добычи, разделения, сжатия и других систем обработки флюида, а также энергию, затрачиваемую такой системой.

Возможны временные сбои в рамках реализации проектов EOR. Вполне вероятно, что в таких обстоятельствах газовый поток будет сожжен на факелах из соображений безопасности. В этом случае объем газа, перенаправляемого в факельную трубу, можно рассчитать исходя из состава газа и его объема (массы).

Утечки и учет рисков

Оператору может потребоваться определить объем утечки из геологической формации через существующие или новые трещины или разломы, покрывающие породы, миграцию из комплекса хранения и через существующие и/или неизвестные скважины, проникающие в покрывающие породы. Обзор документов, приведенных в настоящем стандарте, показывает, что не существует общепринятых методов количественной оценки утечек. Вместо этого, похоже, может появиться общий подход, использующий моделирование, инженерные оценки и прямые измерения.

Может быть полезным разработать план для подтверждения правильности прогнозов, сделанных во время характеристики участка и схемы закачки. Желательно, чтобы в этом плане был указан тип прямых измерений, необходимых для подтверждения прогнозов, включая частоту, расписание, точность и правильность измерений, а также механизмы записи, передачи и архивирования данных.

Кроме того, может потребоваться определение выбросов от затраченной энергии при мониторинге.

Технологии мониторинга постоянно совершенствуются (In Salah - [30], [31]; Gorgon - [32]; Sleipner - [8], [28]; Snohvit - [33]; CO2SINK - [34], RECOPOL [34] и Вейберн [14]).

7.4.6 Примеси

Состав потока CO2 будет зависеть от источника (например, производство стали, цемента) и от процесса выделения (см. [35]). Измерение точного количества CO2 в этом потоке необходимо для количественной оценки, но также следует определить содержание примесей.

Помимо CO2 основными компонентами потока CO2 являются такие газы, как N2, O2, H2 и аргон, могут быть еще CH4 и CO, но в меньших количествах, а также вода. Другие компоненты могут присутствовать в предельно низких концентрациях, например: оксиды серы (включая SO2), оксиды азота (включая NO2), H2S, ртуть и другие металлы, возможны следы органических веществ (например, бензол). Специальные установки в процессах конверсии/разделения, как правило, необходимы для удаления этих примесей перед установкой для улавливания CO2 или перед его транспортированием.

Данные примеси могут оказывать физическое или химическое воздействие на поведение потока CO2, на наземные объекты или на систему хранения. Идентификация этих эффектов выходит за рамки настоящего стандарта; однако в принципе планы мониторинга могут учитывать все виды рисков, в том числе связанные с примесями.

7.4.7 Подходы LCA

LCA на основе ГОСТ Р ИСО 14040 и ГОСТ Р ИСО 14044 оценивает полное воздействие на выбросы ПГ интегрированного проекта CCS. Эта методология позволяет определять воздействие на окружающую среду в течение всего жизненного цикла проекта — от строительства, использования энергии, эксплуатации до конца срока службы проекта. В исследованиях LCA обычно анализируют количество сырья или продукта или предотвращенный выброс CO2 (см. раздел 8) в качестве функциональной единицы измерения воздействия, кВт·ч, чтобы обеспечить согласованность сравнения различных проектов и их воздействия. По этой причине в исследованиях LCA будут использованы все измерения, проведенные для системы CCS и для отдельных компонентов в рамках этой системы, и представлены оценки воздействия на жизненный цикл. LCA также может выходить за рамки расчетов воздействия ПГ, чтобы обеспечить более широкий расчет воздействия на окружающую среду и здоровье человека на основе значений выбросов в окружающую среду (например, твердых частиц, тяжелых металлов и других выбросов в результате применения и получения топлива и использования оборудования).

8 Воздействие проектов CCS на окружающую среду, кроме улавливания/выбросов парниковых газов

8.1 Цели

Хотя основной задачей проектов CCS являются улавливаемые/выбрасываемые ПГ, можно также учитывать и другие воздействия на окружающую среду, связанные с системой CCS. В настоящей главе представлена методологическая основа для оценки воздействия процессов CCS на окружающую среду с использованием двух возможных методологий: оценки жизненного цикла (LCA) и оценки воздействия на окружающую среду (EIA). LCA выходит за рамки количественного определения ПГ, описанного в предыдущих разделах, но следует тем же принципам. EIA является альтернативным подходом, который не является таким полным, как LCA. Обе оценки, EIA и LCA, описаны в следующем подразделе.

Для LCA применяют требования - ГОСТ Р ИСО 14040 и ГОСТ Р ИСО 14044; для ПГ - ГОСТ Р ИСО 14064-1, ГОСТ Р ИСО 14064-2, ГОСТ Р ИСО 14064-3, для EIA — см. [36].

8.2 Определение EIA и LCA

В процессе LCA согласно ГОСТ Р ИСО 14040 изучают экологические аспекты и потенциальное воздействие на протяжении всего срока службы продукта от приобретения сырья до производства, использования и утилизации. Общие категории воздействия на окружающую среду, требующие рассмотрения, включают вопросы применения ресурсов, здоровья человека и экологические последствия. Если сделан выбор в пользу использования подхода оценки LCA для проекта CCS, ответственные стороны, скорее всего, будут применять принципы ГОСТ Р ИСО 14040 и ГОСТ Р ИСО 14044 и в максимально возможной степени учитывать требования, указанные в них.

LCA подразумевает рассмотрение аспектов проекта в полном объеме или предоставление необходимой информации для сравнения общего рода воздействий, например: использование ископаемых видов топлива по сравнению с применением возобновляемых источников энергии. Для выполнения последней задачи необходимо будет провести LCA, ведущую к количественной оценке факторов, на которые может оказать значительное влияние проект CCS, таких как истощение абиотических организмов, подкисление почв, эвтрофикация, фотохимическое окисление, разрушение озонового слоя, показатели токсичности, водопользование, землепользование, на протяжении всего жизненного цикла проекта — от строительства до вывода из эксплуатации в определенных границах.

Проведение EIA может потребоваться пользователю или некоторым регулирующим органам. Главной целью EIA является изучение эволюции соответствующих аспектов воздействия на окружающую среду до и после реализации проекта CCS. По результатам EIA пользователь и/или регулирующий орган получает информацию о прямом или непосредственном воздействии на окружающую среду, например: на население, здоровье человека, биоразнообразие, землю, почву, эрозию, культурное наследие, включая архитектурные, археологические и ландшафтные аспекты, с предоставлением информации для выдачи соответствующих разрешений на разработку. Международная ассоциация по оценке воздействия (IAIA) определяет оценку воздействия на окружающую среду как «процесс выявления, прогнозирования, оценки и смягчения биофизических, социальных и других соответствующих последствий предложений по развитию до принятия важных решений и возложения на себя обязательств».

8.3 Методологическая основа LCA

Следующие элементы могут служить основой для расчета LCA CCS.

Проведено сравнение исходной ситуации (или базового уровня), когда CO2 выбрасывается в атмосферу, и проекта CCS, в котором CO2 улавливается, транспортируется и хранится (см. 5.2.7).

Пространственные границы: в LCA рассмотрены как входы, так и выходы, как правило, без учета политических или юрисдикционных границ. Для проектов CCS LCA часто будет учитывать воздействие, встроенное в определенные входы (например, электричество, вода, ископаемое топливо, сырье) и выходы [такие как увеличение добычи углеводородов, последующее сжигание добытых нефти и газа (см. [13])]. Рисунок 6 иллюстрирует некоторые из этих элементов. Таким образом, пространственная граница LCA начинается от входов и простирается далее. Как указано в 5.2, три основные подсистемы представлены на рисунке 6 и состоят из нижеприведенного.

Рисунок 6 — Пространственные границы LCA

Система улавливания: блок предварительной обработки, производство химикатов, блоки улавливания или котлы, блоки постобработки, компрессоры и очистка и т.д., то есть все, что выше по потоку от запорного клапана и поступает в транспортную систему.

Транспортная система, включая погрузочно-разгрузочные сооружения. В случае транспортирования средствами, отличными от трубопровода, будут учтены средства погрузки и разгрузки, причем в структуре ИСО/ТК 265 решено, что буферное хранилище и средства погрузки/разгрузки включены в систему улавливания или хранения, а не в транспортную систему, в то время как руководящие принципы IPCC 2006 включают эти компоненты в границы транспортной системы.

Система хранения: все элементы между транспортированием и хранилищем или площадкой EOR. В случае хранения это включает распределительные линии к нагнетательным скважинам хранения и к комплексу подземного хранения. В случае EOR наземные сооружения, необходимые для рециркуляции CO2, произведенного совместно с добытой нефтью, учитывают в LCA, даже если формально они могут быть рассмотрены вне системы хранения CO2 (см. 5.2.5).

Функциональная единица: функциональная единица определена как «мера производительности функциональных выходов системы. Основная цель функционального блока — предоставить ссылку, с которой связаны входы и выходы» (см. ГОСТ Р ИСО 14040). В случае CCS выбор функционального блока будет зависеть от требуемого результата анализа, которым может быть сравнение различных технологий CCS друг с другом, или сосредоточение внимания на конкретной технологии CCS, и/или сравнение маршрутов CCS с альтернативами, такими как производство возобновляемой энергии (см. [37]). Следовательно, функциональная единица может быть выражена как 1 кВт·ч произведенной электроэнергии, или 1 т произведенных стали, или цемента, или стекла, и т.д., или 1 т предотвращенного выброса CO2. В системе LCA функциональная единица рассмотрена только в пределах временных границ, определенных для исследования LCA, поэтому не учитывается долгосрочное хранение или постоянство хранимого CO2 (хранение после завершения проекта, как обсуждается в настоящем стандарте).

Примечание — Функциональная единица определена в ГОСТ Р ИСО 14040 как счетная единица для представления результатов. Ее следует отличать от рабочей единицы, т.е. промышленного оборудования (например, компрессора, трубопровода), которое имеет заданную функцию для выполнения задачи CCS.

Временные границы: временные границы отражают периоды, в течение которых проект CCS воздействует на окружающую среду. После закрытия скважины (включая удаление всех наземных объектов в соответствии с национальными или субнациональными нормами) воздействие CCS на окружающую среду, скорее всего, будет несущественным или незначительным (см. 5.3), и риск утечки обычно снижается. Этот этап определяется как этап после закрытия (см. ниже). Возможны и более длительные временные горизонты, если они могут быть обоснованы.

Перечень этапов проекта

Строительство и демонтаж, включающие в себя строительство, ввод в эксплуатацию и в конечном итоге демонтаж заводов, труб, скважин и т.д., а также связанное с этим потребление энергии и материалов.

Этап эксплуатации, включающий в себя производство CO2 и его закачку. В этот период осуществляют улавливание, транспортирование и закачку. В случае EOR в операционную стадию входит контур рециркуляции CO2, продолжающийся после подачи свежего CO2.

Примечание — В исследовании Weyburn (2004 г.) (см. [23]) расчетное время до уравновешивания давления составляет 100 лет после завершения закачки, что, вероятно, превышает ожидаемый период, рассматриваемый в рамках проекта CCS.

Этап закрытия. Данный этап наступает после прекращения закачки и заканчивается после закрытия скважины, когда соблюдены критерии закрытия площадки, которые обеспечивают высокую степень уверенности в том, что закачиваемый CO2 будет удержан, а риск, связанный с проектом, минимален в соответствии с ГОСТ Р ИСО 27914.

Этап после закрытия, являющийся долгосрочным. Системы улавливания и транспортирования не действуют (или демонтированы), а для хранения вероятно действие ограниченных явлений: миграция шлейфа CO2, геохимические реакции и т.д.

Рассматриваемые потоки

Входы: сырье, внешние источники энергии (электричество, ископаемое топливо), химикаты, вода и т.д.

Выходы: воздействия на атмосферу, гидросферу и биосферу. Необходимо учитывать как прямое воздействие, так и косвенное воздействие на окружающую среду.

Категории воздействия на окружающую среду: в отчете (см. [37]) указано, проект CCS увеличивает все категории воздействия на окружающую среду, за исключением выбросов ПГ. Другой комментарий, сделанный в том же отчете, заключается в том, что большинство оцененных экологических категорий имеют только локальное или региональное воздействие, в то время как выбросы ПГ имеют глобальное воздействие. Выбор категорий воздействия, о которых сообщается в исследовании LCA, обычно определяет вышеупомянутые элементы, а также включает:

• выбросы/сокращения выбросов, рассчитанные и представленные в разделе 6;
• другие воздействия на окружающую среду, которые можно считать наиболее значимыми на местном или региональном уровне. Например, фокус может быть сделан на воздухе, почве или на воде. Список воздействий на окружающую среду, выбранных для LCA проекта CCS, обычно основан на определенных проектных критериях, целях и/или требованиях.

Качество и доступность данных. Точность и надежность результатов LCA будут существенно зависеть от качества исходных данных. В методологиях LCA обычно предпочтение отдается конкретным данным, полученным в результате прямых измерений, или детально изученным данным, приведенным в литературных исследованиях или общепринятых базах данных. Качество данных можно повысить согласно ГОСТ Р ИСО 14064-2 посредством:

• создания и поддержания полной информационной системы CCS;
• проведения регулярных проверок точности на предмет наличия технических ошибок;
• проведения периодических внутренних аудитов и технических обзоров;
• соответствующего обучения членов проектной группы;
• выполнения оценки неопределенности.

Распределение

Распределение воздействий является сложнейшей задачей для проекта CCS. Взаимосвязь между процессом выделения CO2 и процессом хранения чаще всего архисложная. Особенно это касается проектов EOR. Структуры LCA для проектов CCS, вероятно, будут включать процедуры, четко объясняющие, каким образом воздействия распределяются ответственной стороной согласно поэтапному подходу ИСО в порядке приоритета:

a) распределение в соответствии с различными процессами или расширением системы;

b) распределение на основе физического соотношения (например, веса);

c) распределение на основе других отношений (например, стоимость).

Анализ чувствительности: в случае наличия ключевых данных, подтверждающих большую неопределенность или правило распределения, оказывающее значительное влияние на окончательный результат, проводят анализ чувствительности.

Нормализация: шаг нормализации может быть применен для четкого понимания значимости различных воздействий на окружающую среду. Эта нормализация может быть основана на мировом или региональном эталоне.

Критический обзор: в зависимости от потенциального пользователя исследования LCA ответственная сторона может решить провести независимую стороннюю валидацию или верификацию в соответствии с ГОСТ Р ИСО 14064-3.

Правила категорий продуктов (PCR) применяют в том случае, если они существуют для части системы CCS.

Методологии, которые будут использованы для проведения исследования, соответствуют ILCD (Международной справочной системе данных о жизненном цикле).

8.4 Основные характеристики LCA для CCS

Некоторые ключевые особенности LCA описаны в ГОСТ Р ИСО 14040:

• глубина детализации и \text{временны}´\text{е} рамки исследования LCA, которые могут варьироваться в значительной степени в зависимости от определения цели и области применения;
• прозрачность, которая является отличительной чертой исследований LCS, включая четкое и надлежащее информирование относительно объема и допущений; документирование и обсуждение источников данных; описание качества данных, методологий и результатов;
• отсутствие научной основы для сведения результатов LCA к единому общему баллу или значению, поскольку существуют компромиссы и сложности для анализируемых систем на разных этапах их жизненного цикла;
• ввиду отсутствия единого метода проведения исследований LCA можно предположить, что организации будут использовать гибкий и практичный подход к LCA, установленный в ГОСТ Р ИСО 14040, исходя из конкретного применения и требований пользователя.

9 Управление данными, отчетность и верификация

9.1 Общие положения

Цель этого раздела — анализ текущей практики в отношении нескольких ключевых характеристик систем учета диоксида углерода:

a) управление данными;

b) отчетность;

c) верификация.

При этом рассмотрены ссылки на действующие программы и стандарты по выбросам ПГ с акцентом на конкретных вопросах, которые могут иметь особое значение для проектов CCS.

Эти три элемента систем учета представляют собой отдельные виды деятельности, при этом управление данными и отчетность осуществляет ответственная сторона (организация, отвечающая за предоставление отчета о выбросах ПГ и вспомогательной информации о выбросах ПГ, как правило, оператор), тогда как верификацию проводят лицо или организация, независимые от процесса количественного определения. Причем верификация является обязательным требованием для одних программ по выбросам ПГ и добровольным для других.

9.2 Управление данными

Большинство программ и стандартов по учету выбросов ПГ устанавливают требования к процедурам управления данными и информацией, чтобы обеспечить полноту и точность сообщаемых данных. В этом подразделе приведено несколько примеров. Согласно ГОСТ Р ИСО 14064-1 должна быть осуществлена разработка процедур управления информацией, для того чтобы:

• обеспечить соответствие принципам стандарта — точность, актуальность, прозрачность, непротиворечивость и полноту.

Примечание - ГОСТ Р ИСО 14064-1 включает дополнительный принцип консервативности;

• обеспечить согласованность с предполагаемым использованием кадастра ПГ;
• обеспечить регулярные и последовательные проверки для обеспечения точности и полноты инвентаризации;
• выявить и устранить ошибки и упущения;
• документировать и архивировать соответствующие записи инвентаризации ПГ, включая деятельность по управлению информацией.

В соответствии с EU ETS MRR от операторов требуется создание эффективной «системы контроля», состоящей из двух элементов:

a) оценки риска;

b) контрольных мероприятий по снижению выявленных рисков.

При проведении оценки рисков операторы рассматривают риски для каждого источника выбросов, начиная с получения первичных данных от измерительных приборов и заканчивая окончательным ежегодным отчетом о выбросах. При разработке систем контроля для снижения выявленных рисков операторы должны учитывать следующие области:

• обеспечение качества измерительного оборудования;
• обеспечение качества системы информационных технологий, используемой для операций с потоками данных, включая компьютерную технологию управления технологическим процессом;
• разделение обязанностей в деятельности по управлению потоками данных, а также управление необходимыми компетенциями;
• внутренние проверки предложенных методов сбора данных;
• исправления и корректирующие действия;
• контроль внешних процессов;
• ведение записей и документации, включая управление версиями документов.

Для элементов улавливания и транспортирования в цепочке проектов CCS задачи, связанные с управлением данными, вероятно, будут аналогичны тем, с которыми сталкиваются в других отраслях промышленности. Ключевыми измерениями, используемыми для количественного определения CO2 на этих этапах, являются поток и состав. Основной областью CCS, в которой типы данных, используемые для количественной оценки, могут отличаться от данных, используемых в других секторах, — это мониторинг мест хранения для обеспечения локализации или количественной оценки утечки в случае ее возникновения. Подходы к мониторингу, вероятно, будут иметь важное значение, включая используемые типы мониторинга, а также способы управления данными из различных систем мониторинга для обеспечения полноты и точности сообщаемых данных. Особое внимание должно быть уделено управлению большими объемами данных, которые могут формулироваться в результате мониторинга места хранения, и обеспечению наличия процессов для эффективной интерпретации этих данных.

Точность технологий сбора, обработки и интерпретации данных дистанционного зондирования может со временем повышаться. Для объективного сравнения архивных данных с новыми может потребоваться хранение необработанных данных мониторинга, возможно, в течение всего срока реализации проекта. В разных программах использованы разные подходы к хранению информации, например: EU ETS указывает срок хранения 10 лет, тогда как в программах отчетности США хранение данных обычно не требуется.

9.3 Отчетность

Большинство программ и стандартов по учету выбросов ПГ устанавливают требования к отчетности, включая периодичность, содержание и формат. В зависимости от программы и потенциального пользователя отчеты могут быть подготовлены для регулирующих органов, общественности или других заинтересованных сторон. Объем информации, необходимой для отчетности, варьируется в зависимости от действующих программ. В некоторых случаях годовой отчет достаточно объемен, так как он может содержать данные об объекте и мониторинге, сведения о выбросах и отчеты о верификации. В других случаях в процессе первоначальной отчетности может потребоваться внушительный объем данных для настройки учета и ограничения ежегодной отчетности данными о выбросах и изменениях в системе материалов.

В ГОСТ Р ИСО 14064-1 и ГОСТ Р ИСО 14064-2 установлены минимальные требования к отчетам по выбросам ПГ. В соответствии с этими стандартами альтернативой публикации отчета о выбросах ПГ является проведение независимой верификации. Например, в ГОСТ Р ИСО 14064-2 указано, что отчет о выбросах ПГ должен включать, как минимум:

• ФИО инициатора проекта;
• программу(ы) по учету ПГ;
• список утверждений по ПГ, включая заявление о сокращении выбросов, выраженном в тоннах CO2-экв.;
• заявление, описывающее, было ли утверждение о ПГ подтверждено, включая тип подтверждения или достигнутый уровень уверенности;
• краткое описание проекта, включая размер, местоположение, продолжительность и виды деятельности;
• отчет о совокупных выбросах и/или абсорбции ПГ, которые контролируются инициатором проекта и выражены в тоннах CO2-экв., за соответствующий период (например, годовой, кумулятивный до даты, сумма);
• отчет о совокупных выбросах и/или абсорбции ПГ;
• базовый сценарий сокращения выбросов, выраженного в тоннах CO2-экв., за соответствующий период;
• описание базового сценария и демонстрацию того, что сокращения выбросов являются дополнительными по отношению к тому, что произошло бы в отсутствие проекта;
• оценку постоянства, если применимо;
• общее описание критериев, процедур или руководящих указаний по эффективной практике;
• расчет сокращений выбросов ПГ и усовершенствований по удалению ПГ по проекту;
• дату отчета и охваченный период времени.

В соответствии с EU ETS от операторов требуется предоставление ежегодной отчетности с минимальными требованиями к отчетности, изложенными в приложении X к регламенту (см. [27]), включая, например, источники выбросов, количество выбросов, изменения в течение отчетного года. Отчеты о выбросах должны быть проверены аккредитованным проверяющим и представлены до конца марта, следующего за предыдущим отчетным годом (сроки могут варьироваться в зависимости от государства-члена).

Программа отчетности по выбросам ПГ агентства по охране окружающей среды США US EPA ПГ для геологического размещения CO2 требует представления/утверждения плана мониторинга, а затем восьми типов данных, используемых в уравнении баланса массы. Данные передают через систему электронного инструмента отчетности по ПГ (e-GGRT). Существуют положения по защите конфиденциальной информации от публичного раскрытия, но основные данные поступают в EPA.

Программы отчетности компаний и схемы ограничений и торговли обычно предусматривают годовую отчетность (и верификацию, при необходимости). Однако для проектов по выбросам ПГ сроки мониторинга и отчетности могут быть различными.

Для проектов CCS сроки и содержание проектов будут определены программой, в рамках которой они осуществляются. Если будет(ут) разработан(ы) стандарт или стандарты количественной оценки CCS, то требования, изложенные в действующих стандартах и других программах учета, упомянутых в настоящем стандарте, будут обеспечивать соответствующие рекомендации, которые могут быть адаптированы для включения конкретных элементов CCS, где это необходимо.

9.4 Верификация

9.4.1 Общие сведения

Верификация — это систематический, независимый и документированный процесс оценки соответствия с согласованными критериями проверки (см. ГОСТ Р ИСО 14064-3). Утверждение о ПГ определено в ГОСТ Р ИСО 14064-3 как «декларация или фактическое и объективное заявление, сделанное ответственной стороной» и может быть представлено в виде отчета по выбросам ПГ или плана проекта по учету выбросов ПГ. Верификация отличается от валидации тем, что она исследует то, что произошло, а не то, что может произойти. Валидация относится к программам и стандартам проектов по выбросам ПГ (например, CDM и ГОСТ Р ИСО 14064-3) и к оценке плана проекта по выбросам ПГ до его реализации. Цель верификации заключается в формулировке вывода, направленного на повышение уровня доверия потенциального пользователя в отношении результатов проекта CCS, оцениваемых по согласованным критериям. В процессе верификации может участвовать несколько сторон:

• ответственная сторона, которая предоставляет утверждение и подтверждающую информацию;
• клиент, который запрашивает верификацию (может быть ответственной стороной, администратором программы по выбросам ПГ или другим заинтересованным лицом);
• предполагаемый пользователь, который полагается на сообщаемую информацию о ПГ для принятия решений (например, регулирующие органы, инвесторы, НПО и т.д.);
• верификатор, который отвечает за выполнение и отчет о процессе верификации.

В случае CCS ответственной стороной может быть одна организация, действующая в цепочке CCS, в которую входят несколько разных операторов. Для обеспечения прозрачности процесса проверки ответственной стороне может понадобиться, чтобы другие стороны в цепочке могли предоставить достаточную информацию для целей проверки.

Под верификацией первой стороны понимается верификация, проводимая внутри отчитывающейся организации. Верификация, проводимая второй стороной, относится к проверке, проводимой предполагаемым пользователем. Верификация, выполняемая третьей стороной, осуществляется компетентной независимой внешней организацией. Во многих программах по учету выбросов ПГ, в которых могут работать проекты CCS, проверка третьей стороной, вероятно, будет обязательным требованием. Требования к валидации, верификации и аккредитации для различных программ, которые обсуждались в настоящем стандарте, перечислены в таблице 7.

Таблица 7

Требования к верификации и валидации в различных программах по учету выбросов ПГ

Программа или стандарт	Требования к валидации/верификации	Требования к аккредитации
CDM	Требуется валидация перед выполнением проекта. Требуется регулярная верификация сокращения выбросов	Валидацию/верификацию могут проводить «назначенные организации». Аккредитация под управлением ООН
ГОСТ Р ИСО 14064-2	Валидация и верификация необязательны	Не определены
ГОСТ Р ИСО 14064-1	Верификация необязательна	Не определены
EU ETS	Требуется проверка ежегодного отчета о выбросах	Органы по верификации должны быть аккредитованы
Программа отчетности по выбросам ПГ агентства по охране окружающей среды США	Верификация не требуется	-
Программа компенсации правительства Альберты	Валидация необязательна. Требуется верификация	Требования к верификации изложены в протоколе при отсутствии требований по аккредитации

9.4.2 Планирование верификации

В ГОСТ Р ИСО 14064-3 указано, что до начала верификации клиент и верификатор должны согласиться со следующим:

• уровень гарантии: либо ограниченный, либо взвешенный. Это может быть указано в программе по выбросам ПГ;
• цели, т.е. соответствие критериям;
• критерии, т.е. требования программы по выбросам ПГ или стандартные требования;
• объем, включая границы улавливания, транспортирования и хранения, базовые сценарии в случае CCS, источники на каждом этапе цепочки CCS, типы ПГ и период времени;
• существенность; порог существенности основан на потребностях потенциального пользователя, уровне гарантии, области применения и т.д. и может быть определен программой по учету выбросов ПГ.

Стандарт количественного определения CCS, вытекающий из требований настоящего стандарта, может стать основой для критериев верификации, однако вполне вероятно, что дополнительные ключевые элементы, такие как установление базовых уровней и существенности, могут быть определены из дополнительных подходящих источников, таких как программа по учету выбросов ПГ.

После заключения соглашения между верификатором и клиентом, как правило, первым этапом проверки является просмотр информации о проекте CCS для определения характера, масштаба и сложности верификации. Проверяющий может оценить относительный вклад и потенциальные риски предоставления недостоверных сведений об источниках выбросов и хранимом CO2. На этом этапе верификатор, вероятно, получит представление о проекте и его системах управления данными, включая цепочку данных от необработанных исходных данных до количественной оценки и окончательной отчетности, а также связанные с ними системы управления на каждом этапе.

Неотъемлемые риски и неопределенности могут существовать в рамках проекта CCS из-за сложности различных вопросов, таких как мониторинг мест хранения CO2 на предмет утечек, включение нескольких источников улавливания CO2 в транспортную сеть и сложные системы измерения переноса и закачки CO2.

Верификатор разрабатывает план верификации и выборки на основе относительного вклада источников и поглотителей и рисков предоставления недостоверных сведений, принимая во внимание объем, цели, уровень гарантии и критерии.

Кроме того, из-за сложности подземного мониторинга существует потенциальный риск не выявить утечку из хранилища в течение отчетного периода, даже если она произойдет. Также существует риск возникновения трудностей с его количественной оценкой. Таким образом, мониторинг места хранения может потребовать большего внимания во время проверки, чем многие незначительные источники выбросов, где существует меньший риск, связанный с мониторингом и количественной оценкой. Кроме того, если согласно программе по учету выбросов ПГ должна быть проведена верификация места хранения CO2 после его закрытия, основное внимание при проверке, вероятно, будет уделяться мониторингу потенциальных утечек CO2.

9.4.3 Оценка данных о парниковых газах и средствах контроля

Маршрут данных от измерения до отчета определяется для источников и поглотителей во время проверки. Если верификатор намеревается полагаться на средства контроля, эти средства контроля тестируют. Посещение объектов обычно проводится (и часто требуется в рамках программы по учету выбросов ПГ) и может использоваться для установления существования, конфигурации и работы проекта CCS, проверки границ и объема работ, а также для проверки измерительных систем, устройств мониторинга и другого используемого физического оборудования.

Действия, которые могут быть предприняты в ходе проверки проектов CCS, включают:

• проверку записей, касающихся улавливания и закачки CO2, включая объемы, состав потока, температуру, давление и возможные превращения;
• протоколы калибровки измерительного оборудования;
• рассмотрение плана мониторинга и соблюдение этого плана;
• обзор соответствия программе или стандарту по учету выбросов ПГ;
• оценку данных и записей мониторинга места хранения CO2;
• данные о потреблении топлива и электроэнергии из счетов-фактур и других записей;
• проверку документов, включая процедуры учета ПГ, калибровки измерительных устройств, аварийных условий, экстраполяции данных и т.д.;
• осмотр систем учета, мест и т.д.;
• интервью с соответствующим персоналом;
• пересчет количественных объемов, выбросов и т.д.;
• аналитику высокого уровня, которая может включать сравнение с накопленным в прошлом CO2, отношение энергии, использованной при поглощении, к количеству поглощенного CO2;
• оценку методологий учета, используемых для рециркуляции CO2 в проектах повышения нефтеотдачи.

9.4.4 Анализ и отчет о процессе проверки

Как правило, в большинстве схем верификатор, скорее всего, придет к одному из следующих выводов: анализ без замечаний, анализ с замечаниями или отрицательный анализ. Анализ о верификации должен быть сформулирован так, чтобы представить вывод вместе с другой информацией об объеме и процессе верификации. Анализ проводят для потенциального пользователя, а не для клиента или ответственной стороны. Верификатор оценивает приводимые доказательства, чтобы прийти к выводу об отчете о выбросах ПГ, в том числе о том, соответствует ли отчет о выбросах ПГ согласованным критериям.

9.4.5 Проверочные записи

Проверяющая сторона ведет объективные записи о проверке, чтобы подтвердить свои выводы. Типовые документы, которые необходимо заполнять, могут быть указаны в программе по выбросам ПГ и могут включать:

• план проверки;
• отчет о внутренней проверке;
• копию записей выборки необработанных данных и другой документации, рассмотренной в рамках проверки.

9.4.6 Компетентность групп проверки

В ГОСТ Р ИСО 14066 определены требования к компетентности групп по валидации ПГ и групп по верификации.

Этот стандарт имеет важное значение для организаций, проводящих верификацию проектов CCS, применяющих его с целью аккредитации. В нем говорится, что группа по валидации или группа по верификации в совокупности должны обладать применимыми отраслевыми знаниями и навыками. В контексте CCS это будет означать наличие необходимого понимания процессов на соответствующих этапах оцениваемой цепочки CCS. Для этапов улавливания и транспортирования в цепочке CCS методологии количественного определения не отличаются от тех, которые используют в других отраслях промышленности. Однако хранение CO2 (с EOR или без него) сопряжено с уникальными проблемами, которые могут потребовать включения в группу проверки экспертов, имеющих соответствующий опыт интерпретации потенциально широкого спектра данных мониторинга.

10 Общие выводы

Основная цель Парижского соглашения [см. [38], статья 2.1a)] состоит в том, чтобы «удержать повышение средней глобальной температуры на уровне значительно ниже 2 °C по сравнению с доиндустриальным уровнем». При этом многие из моделей, на которые ссылается IPCC (см. [2]), смогут обеспечить достижение этой цели при широком внедрении CCS.

Фундаментальным требованием или потребностью для большинства, если не для всех, проектов CCS являются количественная оценка и верификация (Q&V) связанных с ними выбросов ПГ, а также в большинстве случаев достигнутых сокращений выбросов. Требования по оценке и верификации могут быть встроены в требования разрешений и правила для закачки и хранения ПГ (т.е. CO2), а также в требования государственной отчетности по выбросам ПГ и в условия участия в углеродных рынках. Все большее число стран и субнациональных юрисдикций в настоящее время владеют подробными инструкциями по вопросам учета ПГ в результате реализации проектов CCS со многими общими элементами, которые могут служить основой для международных стандартов.

В настоящем стандарте представлен обзор руководств по количественному определению и верификации выбросов ПГ и сокращений выбросов от проектов CCS и юрисдикций по всему миру. В отчете сравнивают четыре различных подхода к учету ПГ: учет запасов, учет ограничений и торговли, учет базового сокращения выбросов и LCA. Отмечается, что эти подходы имеют определенные общие методологические основы, включая использование уровней активности или коэффициентов воздействия. В настоящее время основное внимание уделяют отчетности о прямых выбросах, хотя в ряде программ также требуется отчетность о косвенных выбросах, таких как выбросы от потребления электроэнергии. Основные различия в подходах заключаются в том, установлен ли базовый уровень для определения сокращения выбросов и каким образом. Однако в настоящее время отсутствует опыт количественной оценки сокращения выбросов путем сравнения выбросов по проектам CCS с функционально эквивалентными исходными условиями.

Многие принципы в проектах CCS смоделированы или основаны на существующих руководящих принципах, стандартах или методологиях по выбросам ПГ IPCC, ИСО, CDM, директив ЕС, агентства по охране окружающей среды США и других материалов. Коэффициенты выбросов и методики измерения выбросов ПГ в результате операций по улавливанию, транспортированию и закачке в значительной степени адаптированы из коэффициентов, использованных в более развитых отраслях энергетического сектора, что обеспечило проекты CCS платформой для отчетности по выбросам.

Существуют основные границы, общие для всех проектов CCS. На границы отчетности также будут влиять определенные факторы, включая, помимо прочего, требования тех юрисдикций, в которых действует проект, различия в масштабах проекта (хранение или добыча ресурсов), источник выбросов (например, сжигание угля, газа или производство цемента) и местоположение (на суше/на море). В рамках одного проекта может потребоваться отчетность для разных организаций или органов власти на основе разного определения границ.

Накапливается опыт измерения массы CO2, поступающего в хранилище, и отслеживания его местоположения в недрах (например, проекты Sleipner, In Salah и Snohvit), наблюдается внедрение проектов повышения нефтеотдачи в Канаде (например, Weyburn) и США, а также большое количество доказательств, полученных в ходе исследовательских, экспериментальных и демонстрационных проектов (например, в США, Канаде, Австралии, Германии, Франции, Китае и Японии). Разрабатываются методики выявления, локализации и количественного определения утечек на поверхности земли и на морском дне. Разработка и совершенствование этих методологий и процедур представляют ключевой интерес, с одной стороны, с точки зрения мониторинга и безопасности (отсутствие утечки и отсутствие воздействия), а с другой — для оценки воздействия на окружающую среду или оценки жизненного цикла.

Несмотря на то что в требованиях к отчетности о выбросах из хранилища после закрытия могут существовать пробелы, имеется предположение о том, что любая утечка из тщательно отобранного и эксплуатируемого геологического комплекса хранения может быть редкой. В программах промышленного масштаба необходимо сбалансировать затраты на программы мониторинга после закрытия, принимая во внимание профиль риска хранилища.

Можно предположить, что технологии сбора, обработки и интерпретации данных мониторинга дистанционного зондирования будут со временем совершенствоваться, чтобы регулярно предоставлять больше данных и данные более высокого качества. С организационной точки зрения управление данными и их хранение, а также процедуры контроля данных (оператором и регулирующим органом) и проверки данных (третьей стороной) являются ключевыми вопросами, которые можно постепенно пересматривать и уточнять с течением времени.

Любому измерению или оценке присущи неточности. Можно предположить, что более точные измерения будут достигнуты по мере совершенствования технологий, снижения затрат и более точного соответствия рабочих программ требованиям к отчетности, изложенным в нормативных актах.

Методологии, процедуры и политика CCS также подлежат постоянному совершенствованию. Это, возможно, более необходимо, чем для других промышленных областей, учитывая долгосрочный характер хранения CO2 и возможные пробелы в знаниях или неопределенности, связанные с CO2, после закрытия проекта. Опыт, накопленный операторами и другими заинтересованными сторонами, необходимо учитывать и документировать, чтобы облегчить обмен информацией с целью обновления соответствующих методологий, руководящих принципов, рекомендуемых практик, стандартов и правил.

БИБЛИОГРАФИЯ

[1]	ISO 27917-13, Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Vocabulary — Part 1: Cross-cutting terms
[2]	IPCC. Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Contribution of Working Group III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 2014 [Edenhofer, O., R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, E. Farahani, S. Kadner, K. Seyboth, A. Adler, I. Baum, S. Brunner, P. Eickemeier, B. Kriemann, J. Savolainen, S. Schlömer , C. von Stechow, T. Zwickel and J.C. Minx (eds.)]
[3]	IPCC. IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 2005, p. [Metz, B., O. Davidson, H.C. de Coninck, M. Loos, and L.A. Meyer (eds)]
[4]	UNFCCC. (2012) Decision 10/CMP.7 Modalities and procedures for carbon dioxide capture and storage in geological formations as clean development mechanism project activities. Report of the Conference of the Parties serving as the meeting of the Parties to the Kyoto Protocol on its seventh session, held in Durban from 28 November to 11 December 2011, Addendum Part Two: Action taken by the Conference of the Parties serving as the meeting of the Parties to the Kyoto Protocol at it seventh session. FCCC/KP/CMP/2011/10/Add.2; March 2012, p. 13 — 30
[5]	WRI. The ПГ Protocol for Project Accounting. World Resources Institute, Washington: 2004b
[6]	IPCC. (2006) Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories [Eggelston S., Buendia L., Miwa K., Ngara T. and Tanabe K. (eds)]: Volume 2, Chapter 5, Carbon Dioxide Transport, Injection and Geological Storage. Published by the Institute for Global Environmental Strategies (IGES) Japan, for the IPCC. ISBN 4-88788-032-4
[7]	US EPA. Geologic Sequestration of Carbon Dioxide: Draft Underground Injection Control (UIC) Program Class VI Well Site Characterization Guidance for Owners and Operators. Office of Water, United States Environmental Protection Agency, Washington: 2011
[8]	EU (2012) European Union Emissions Trading Scheme (EU-ETS) Regulation on Monitoring and Reporting (Regulation No. 601/2012) and in particular, Annex IV, Section 21
[9]	Ho M., Leamon G., Allinson G., Wiley D.E. Economics of CO2 and mixed gas geosequestration of flue gas using separation membranes. Journal of Industrial & Engineering Chemistry Research. 2006, 45 (8), pp. 2546 — 2552
[10]	Koiwanit J., Manuilova A., Chan C., Wilson M., Tontiwachwuthikul P. A life cycle assessment study of a hypothetical Canadian oxy-fuel combustion carbon dioxide capture process. Int. J. Greenh. Gas Control. 2014, 28, pp. 257 — 274
[11]	Piewhkaow L., Manuilova A., Chan C., Wilson M., Tontiwachwuthikul P. (2015) A lifecycle assessment of a Canadian pre-combustion carbon dioxide capture process system, forthcoming in Journal of Carbon Management, accepted March 30, 2015
[12]	EU (2009) Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the geological storage of carbon dioxide (and amending various Council Directives and Regulations), Official Journal of the European Union 5.6.2009
[13]	UNCTAD. (2001) International Rules for Greenhouse Gas Emissions Trading: Defining the principles, modalities, rules and guidelines for verification, reporting and accountability. United Nations Conference on Trade and Development [UNCTAD/GDS/GFSB/Misc.6] Online at: http://unctad.org/en/Docs/pogdsgfsbm6.en.pdf Commissioned by UNCTAD, prepared by Tom Tietenberg, Michael Grubb, Axel Michaelowa, Byron Swift and ZhongXiang Zhang
[14]	Wilson M., & Monea M. (2004) IEA ПГ Weyburn CO2 Monitoring & Storage Project Summary Report 2000 — 2004. Petroleum Technology Research Centre: Vancouver, Canada
[15]	WRI. A Corporate Accounting and Reporting Standard. World Resources Institute, Washington: 2004a
[16]	Government of Alberta. Quantification Protocol for CO2 Capture and Permanent Storage in Deep Saline Aquifers. Alberta Environment, Edmonton, Alberta, 2015
[17]	Government oF AlbeRTa. (2007) Quantification Protocol for Enhanced Oil Recovery. Alberta Environment, October 2007, Edmonton, Alberta
[18]	US EPA. (2010) Defining Life Cycle Assessment (LCA). 17 October 2010. United States Environmental Protection Agency, Washington DC, USA
[19]	US EPA. (2015) Learn About the Greenhouse Gas Reporting Program (ПГRP). http://www.epa.gov/ПГreporting/learn-about-greenhouse-gas-reporting-program-ПГrp
[20]	US EPA. (2015) Protection of Environment — Part 98: Mandatory Greenhouse Gas Reporting United States Environmental Protection Agency, US Government Publishing Office, Washington, USA. Electronic reference http://www.ecfr.gov/cgi-bin/text-idx?tpl=/ecfrbrowse/Title40/40cfr98_main_02.tpl
[21]	US EPA. 40 CFR Part 98 Mandatory Reporting of Greenhouse Gases: Petroleum and Natural Gas Systems; Final Rule. United States Environmental Protection Agency, Washington: 2010a
[22]	Mccormick M. (2012) A Greenhouse Gas Accounting Framework for Carbon Capture and Storage Projects. Center for Climate and Energy Solutions. http://www.c2es.org/docUploads/CCS-framework.pdf
[23]	Blue StRategies. Greenhouse Gas Emissions Reductions. Measurement and Monitoring Methodology for Carbon Capture and Storage Projects in Oil and Gas Reservoirs, 2012
[24]	US EPA. (2013) 40 CFR Part 98 2013 Revisions to the Greenhouse Gas Reporting Rule and Final Confidentiality Determinations for New or Substantially Revised Data Elements; Final Rule, - http://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2013-11-29/pdf/2013-27996.pdf Subpart RR — Geologic Sequestration of Carbon Dioxide, pp. 71932 — 71981. United States Environmental Protection Agency, Washington DC, USA
[25]	EC (2011) European Commission Implementation of Directive 2009/31/EC on the Geological Storage of Carbon Dioxide, Guidance Document 1, CO2 Storage Life Cycle Risk Management Framework. ISBN-13978-92-79-19833-5. Doi: 10.2834/9801
[26]	EC (2011) European Commission Implementation of Directive 2009/31/EC on the Geological Storage of Carbon Dioxide, Guidance Document 2, Characterisation of the Storage Complex, CO2 stream composition, monitoring and corrective measures. ISBN-13 978-92-79-19834-2, DOI: 10.2834/98293
[27]	EC (2014) European Communities (Geological Storage of Carbon Dioxide) (Amendment) Regulations 2014, Statutory Instruments No. 279 of 2014, published in Dublin
[28]	Chadwick A. Sleipner: a research laboratory. In: UKCCSC Academic Research Strategy Workshop. Edinburgh University, 2010
[29]	Alnes H., Eiken O., Stenvold T. Monitoring gas production and CO2 injection at the Sleipner field using time-lapse gravimetry. Geophysics. 2008, 73 (6) pp. A155 — A166
[30]	Mathieson A. (2012) In Salah CO2 storage project: Monitoring experience, CGS Conference. Ankara, Turkey
[31]	Mathieson A., Midgely J., Wright I., Saoula N.. Ringrose P. In Salah CO2 Storage JIP: CO2 sequestration monitoring and verification technologies applied at Krechba, Algeria. Energy Procedia. 2011, 4 pp. 3596 — 3603
[32]	ChevRon (2012) Gorgon Project Carbon Dioxide Injection Project
[33]	Wildenborg T., Bentham M., Chadwick A., David P., Deflandre J.-P., Dillen M., Groenenberg H., Kirk K., Le Gallo Y. (2009). Large-scale CO2 injection demos for the development of monitoring and verification technology and guidelines (CO2 Remove). Energy Procedia. 2009, 1 (1) pp. 2367 — 2374
[34]	Robertson K., Findsen J., Messner S. International Carbon Capture and Storage Projects Overcoming Legal Barriers. National Energy Technology Laboratory, West Virginia, 2006
[35]	Porter R., Fairweather M., Pourkashanian M., Woolley R. The Range and Level of Impurities in CO2 Streams from Different Carbon Capture Sources. Int. J. Greenh. Gas Control. 2015, p. 36
[36]	EU (2014) Directive 2014/52/EU of the European Parliament and of the Council of 16 April 2014 amending Directive 2011/92/EU on the assessment of the effects of certain public and private projects on the environment
[37]	IEAGHG (2010) Environmental Evaluation of CCS Using Life Cycle Assessment (LCA). Report: 2010/TR2 May 2010
[38]	UNFCCC. (2015) Draft Decision-/CP.21. Adoption of the Paris [Agreement, Report of the Conference of the Parties twenty first session, Paris, 30 November to 11 December 2015. FCCC/CP/2015/L.9/Rev, 12 December 2015, p. 1 — 32

УДК 504.3.054:006.354	ОКС 13.040
Ключевые слова: улавливание, транспортирование и хранение диоксида углерода, количественная оценка, верификация, сокращение выбросов диоксида углерода

---