ПНСТ 813-2023 Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Размещение диоксида углерода путем закачки в нефтяные пласты с одновременным увеличением нефтеотдачи

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УЛАВЛИВАНИЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

Размещение диоксида углерода путем закачки в нефтяные пласты с одновременным увеличением нефтеотдачи

(ISO 27916:2019, Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery

(CO₂-EOR), IDT)

Издание официальное

Москва Российский институт стандартизации 2023

Предисловие

• 1 ПОДГОТОВЛЕН Федеральным государственным бюджетным учреждением «Российский институт стандартизации» (ФГБУ «Институт стандартизации») на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 4

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

• 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2023 г. № 7-пнст

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

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

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

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТР 1.16—2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: 117418 Москва, Нахимовский проспект, д. 31, к. 2 и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д. 10, стр. 2.

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

© ISO, 2019

© Оформление. ФГБУ «Институт стандартизации», 2023

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Содержание

• 1 Область применения

• 2 Нормативные ссылки

• 3 Термины и определения

• 4 Требования к документации

• 5 Описание, характеристика и обустройство EOR-комплекса

• 6 Гарантированное удерживание СО₂ и мониторинг

• 7 Строительство скважин

• 8 Количественная оценка

• 9 Ведение учета и недоступные данные

• 10 Закрытие проекта

Приложение А (справочное) CO₂-EOR (использование СО₂ для увеличения нефтеотдачи)

Приложение В (справочное) Пример количественного расчета

Приложение С (справочное) Перевод единиц измерения

Библиография

Введение

Настоящий предварительный национальный стандарт (далее — стандарт) разработан с целью апробации требований к хранению углекислого газа и накопления дополнительной информации в отношении применения на территории Российской Федерации международного опыта хранения СО₂ путем закачки в нефтяные пласты с одновременным увеличением нефтеотдачи.

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

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

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

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

Процесс включает в себя использование скважин для закачки СО₂ под давлением, при котором закачиваемый СО₂ обычно смешивается с нефтью, изменяя свойства нефти, что позволяет нефти более свободно поступать в добывающие скважины. В большинстве случаев CO₂-EOR-npoeKT представляет собой систему с замкнутым циклом, в которой часть закачиваемого СО₂ добывается совместно с нефтью, а затем отделяется на наземных установках перед повторной закачкой. Закачиваемый в проектный резервуар СО₂ рассматривают как неотъемлемую часть операций по закачке и добыче, и в соответствии с настоящим стандартом удерживание СО₂ должно быть достоверно показано. Размещение СО₂ при закачке в хранилище во время и после операций по добыче нефти называется «ассоциированным (связанным) размещением». Приложение А содержит подробное описание процесса CO₂-EOR, а также связанного с ним ассоциированного размещения, которое является неотъемлемой частью данного процесса. Хотя метан часто присутствует при размещении диоксида углерода в СО₂-EOR-проектах, настоящий стандарт не рассматривает вопросы, связанные с размещением метана или других парниковых газов. Требования по безопасному и долгосрочному удерживанию касаются оценки эффективности изоляции в резервуаре и потенциальных путях утечки содержимого резервуаров. Технологии CO₂-EOR используются в мире в течение нескольких десятилетий и имеется значительный потенциал для расширения их применения. Проект CO₂-EOR имеет коммерческую привлекательность, поскольку позволяет дополнительно извлекать углеводородные ресурсы одновременно с безопасным и долгосрочным удерживанием СО₂.

Настоящий стандарт устанавливает процедуру количественного определения и учета общего объема СО₂ (в том числе и антропогенной части СО₂), который размещается в процессе реализации СО₂-EOR-проектов. При это следует учитывать, что CO₂-EOR в основном является операцией по добыче нефти, при реализации которой осуществляется безопасное и долгосрочное удерживание СО₂. Отсутствие стандарта, который может быть использован для подтверждения безопасного и долгосрочного удерживания СО₂ при реализации СО₂-ЕОП-проетов и учета размещенного СО₂, представляет собой одно из препятствий на пути широкого внедрения технологии CO₂-EOR с целью размещения. Целью настоящего стандарта является устранение данного барьера, в результате чего обеспечивается беспрепятственный обмен товарами и услугами, связанными с увеличением применения СО₂ и сокращением его выбросов за счет связанного размещения, с учетом использования методов, подтверждающих безопасное долгосрочное удерживание, а также проведение количественной оценки размещенного СО₂. В стандарте не рассматриваются финансовые аспекты, которые могут или не могут возникнуть в результате размещения СО₂ в процессе реализации СО₂-ЕОИ-проекта.

Настоящий стандарт не содержит требований по выбору, характеристике или получению разрешений для участков под СО₂-ЕСЖ-проекты, поскольку эти участки выбирают в соответствии с требованиями и стандартами, применимыми к разведке и добыче нефти и газа. Также в стандарте не рассматривают вопросы защиты окружающей среды и здоровья, обеспечения безопасности или корректирующие действия и требования по смягчению последствий, предусмотренные правилами и стандартами, применимыми ко всем операциям по добыче углеводородов (перечень некоторых действующих стандартов, применимых к скважинам для нагнетания СО₂ и нефтегазовым операциям, приведен в библиографии). В настоящем стандарте содержатся требования, которые необходимо использовать для демонстрации того, что характеристики участка достаточны для обеспечения безопасного и долго-IV

срочного удерживания СО₂ и что закачиваемый СО₂ размещается надежным образом, а также и для количественной оценки такого хранения.

Настоящий стандарт регламентирует количественную оценку СО₂, который размещается в связи с реализаций СО₂-ЕОР-проекта. Результаты количественных оценок в соответствии с этим документом могут быть использованы в качестве исходных данных для расчетов, проводимых в соответствии с другими стандартами, протоколами или программами для количественной оценки или отчетности по выбросам парниковых газов, смягчению последствий их воздействия или сокращению, включая те, которые соответствуют стандартам ИСО 14064-1, ИСО 14064-2 и ИСО 14064-3.

Настоящий стандарт описывает подходы к идентификации и количественной оценке потерь СО₂, размещенного в связи с реализацией СО₂-ЕОР-проекта. Такую количественную оценку можно использовать в более широкой количественной оценке выбросов и сокращений выбросов по всей цепочке улавливания, транспортировки и размещения диоксида углерода. В частности, использование этого документа позволит получить результаты количественного определения, которые можно использовать в качестве исходных данных для подходов, описанных в ИСО/ТР 27915 для количественного определения и верификации. Кроме того, количественная оценка СО₂, размещенного при реализации СО₂-EOR-проекта в соответствии с настоящим документом, может быть объединена с количественными оценками, полученными в соответствии со стандартом ИСО 27920. Количественная оценка реализации СО₂-ЕОР-проекта может быть объединена с количественной оценкой одной или нескольких систем улавливания, транспортировки и подземного размещения для получения общей количественной оценки всего CCS-проекта. В некоторых подходах количественной оценки объемы СО₂, размещаемые при реализации СО₂-ЕОР-проектов, могут быть исключены из расчетов.

ПНСТ 813—2023/ИСО 27916:2019

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УЛАВЛИВАНИЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

Размещение диоксида углерода путем закачки в нефтяные пласты с одновременным увеличением нефтеотдачи

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

Срок действия — с 2023—07—01 до 2024—07—01

• 1 Область применения

  • 1.1 Применимость стандарта

Настоящий стандарт распространяется на диоксид углерода (СО₂), используемый в процессе увеличения нефтеотдачи (CO₂-EOR), для которого требуется количественное определение СО₂, безопасно размещаемого в течение длительного времени в связи с реализацией СО₂-ЕОК-проекта. Так как в некоторых СО₂-ЕОИ-проектах используют неантропогенный СО₂ в сочетании с антропогенным, в стандарте показано, как можно использовать коэффициенты распределения для дополнительных расчетов антропогенной части накопленного СО₂ (см. приложение В).

• 1.2 Неприменимость стандарта

Настоящий стандарт не применяют для количественного определения СО₂, закачиваемого в резервуары, в которых не планируется или не происходит добыча углеводородов. Размещение СО₂ в геологических образованиях, не содержащих углеводородов, подпадает под действие ИСО 27914, даже если они расположены над или под хранилищами углеводородов. Если размещение СО₂ осуществляется в хранилищах, из которых ранее добывали углеводороды, или если целью закачки СО₂ не является увеличение добычи углеводородов, такое размещение также подпадает под действие ИСО 27914.

• 1.3 Границы установленных требований
  
  1.3.1 Включенные требования

  Настоящий стандарт распространяется на СО₂, размещенный при реализации СО₂-ЕОК-проектов, и включает требования:

• а) по безопасному и долгосрочному удерживанию СО₂;

• Ь) предотвращению утечек СО₂;

• с) учету потерь СО₂ на площадке из скважин, оборудования или других объектов.

• 1.3.2 Невключенные требования

Настоящий стандарт не включает рассмотрение:

• а) выбросов СО₂ в результате улавливания или транспортирования СО₂, сжигания или выработки электроэнергии, а также в результате сжигания добытых углеводородов;

• Ь) подземного размещения СО₂;

• с) буферного и сезонного подземного размещения СО₂ (аналогично хранению природного газа);

• d) любой деятельности, не связанной с закачкой СО₂ в недра;

• е) выбросов парниковых газов, кроме СО₂.

Примечание — В некоторых случаях может потребоваться количественная оценка других компонентов потока СО₂, относящихся к парниковым газам.

Издание официальное

• 2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте нормативные ссылки отсутствуют.

• 3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями.

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

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

• - Электропедия МЭК: доступна на http://www.electropedia.org/.

• 3.1 антропогенный диоксид углерода (anthropogenic carbon dioxide): Диоксид углерода, который изначально образуется как побочный продукт сжигания, химического процесса или процесса разделения (включая разделение углеводородсодержащих жидкостей или газов), выбрасываемый в атмосферу (за исключением повторного использования неантропогенного С0₂).

Примечание 1 — Химическое обозначение «С0₂» является синонимом «диоксида углерода». Соответственно два способа написания: «диоксид углерода» и «С0₂» являются идентичными.

Примечание 2 — Если С0₂, который соответствует определению антропогенного С0₂, не включен в дополнительную количественную оценку при связанном размещении антропогенного С0₂ (например, потому что он был получен в СО₂-ЕОИ-проектах до периода количественного определения), он будет, как правило, рассматриваться как неантропогенный С0₂.

• 3.2 ассоциированное [связанное] размещение (associated storage): Размещение С0₂ при реализации C0₂-E0R (3.4) и которое является неотъемлемым результатом процесса добычи углеводородов.

Примечание 1 — Требования стандарта предназначены для обеспечения того, чтобы С0₂, размещаемый при реализации СО₂-ЕОР-проектов, хранился так же эффективно, как С0₂, размещаемый в подземных хранилищах в соответствии с ИСО 27914.

• 3.3 уполномоченный орган (authority): Компетентный государственный орган или организации, обладающие законными полномочиями разрешать деятельность в рамках реализации C0₂-E0R (3.4), регулировать размещение С0₂ в рамках реализации CO₂-EOR (3.4) или регулировать количественную оценку размещения С0₂ в рамках реализации С0₂-Е0Е (3.4).

• 3.4 увеличение нефтеотдачи в процессе закачки С0₂; CO₂-EOR (С0₂ enhanced oil recovery, CO₂-EOR): Процесс для добычи углеводородов с использованием закачки С0₂.

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

• 3.5 проект по повышению нефтеотдачи пластов С0₂; CO₂-EOR-npoeKT (С0₂ enhanced oil recovery project, CO₂-EOR project): EOR-комплекс (3.10), включающий подземное оборудование, скважины, оборудование на поверхности или над морским дном, виды деятельности, необходимые для увеличения добычи нефти, включая любые необходимые или требуемые права на земельные участки или недра, регулируемые уполномоченным органом.

• 3.6 скважина для закачки СО₂ (СО₂ injection well): Скважина, используемая для закачки СО₂ в проектный резервуар (3.19).

• 3.7 поток диоксида углерода (СО₂ stream): Поток, состоящий преимущественно из диоксида углерода.

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

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

• 3.8 удерживание; сохранность [containment]: Изоляция СО₂ в EOR-комплексе (3.10) с помощью эффективной ловушки (3.23) или комбинации ловушек.

• 3.9 гарантированное удерживание (containment assurance): Демонстрация того, что геологические структуры CO₂-EOR-npoeKma (3.5) достаточны для обеспечения безопасного, долговременного 2

• (3.21) удерживания (3.8) СО₂ и что закачивание СО₂ осуществляют таким образом, чтобы гарантировать удерживание СО₂ в EOR-комплексе (3.10).

• 3.10 EOR-комплекс (EOR complex): Проектный резервуар (3.19), ловушка (3.23) и дополнительный окружающий объем, как это определено оператором (3.16), в которых закачиваемый СО₂ будет удерживаться (3.8) безопасно, долговременно (3.21).

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

• 3.12 утечка (leakage): Непреднамеренный выброс СО₂ в атмосферу или за пределы EOR-комплекса (3.10)

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

• 3.13 путь утечки (leakage pathway): Геологический или искусственный канал утечки (3.12) СО₂ из EOR-комплекса (3.10).

• 3.14 потери (loss): Утечки (3.12), включающие предполагаемые выбросы и перемещение СО₂ в рассматриваемом CO₂-EOR-npoeKme (3.5).

• 3.15 природный [неантропогенный] СО₂ (native СО₂): СО₂, уже находящийся в пределах проектного резервуара (3.19) перед началом добычи углеводородов или любой закачки СО₂.

Примечание — Природный СО₂ также известен как СО₂ «в месте образования».

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

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

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

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

• 3.19 проектный резервуар (project reservoir): Геологический коллектор, в который закачивается СО₂ с целью добычи углеводородов в промышленных объемах.

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

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

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

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

• 4 Требования к документации

• 4.1 Цель

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

• 4.2 Использование существующих данных

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

• 4.3 Исходные данные

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

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

• Ь) начальный уровень гарантированного удерживания (см. 6.1.2);

• с) программу мониторинга (см. 6.2);

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

• е) общую массу ранее закачанного СО₂ до начала количественной оценки (см. 8.5 и приложение В). Исходная документация должна быть передана уполномоченному органу.

• 4.4 Периодическая отчетность

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

• а) объем связанного размещения в единицах массы СО₂ или объемных единицах, конвертируемых в массу (см. 8.2), в течение отчетного периода;

• Ь) кумулятивный объем СО₂ в единицах массы СО₂ или объемных единицах, конвертируемых в массу (см. 8.2), с начала периода количественного определения;

• с) формулы, используемые для количественной оценки, включая формулы для расчета массы СО₂ и потерь в течение отчетного периода (см. раздел 8 и приложение В);

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

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

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

• д) источник каждого потока СО₂, количественно определяемый в процессе связанного размещения (см. 8.3).

Периодические отчеты следует предоставлять уполномоченному органу.

Примечание — Оператор может решить, что для достижения целей или требований СО₂-ЕОВ-проекта возможно более частое предоставление периодических отчетов.

• 5 Описание, характеристика и обустройство EOR-комплекса

• 5.1 Общие положения

В рамках реализации СО₂-ЕСЖ-проекта необходимо обеспечить подготовку плана управления операциями EOR, принимая во внимание необходимость его систематической актуализации, включающего описание EOR-комплекса и всех инженерных систем [см. 4.3, перечисление а)], сведения о том, что EOR-комплекс позволяет обеспечивать безопасное и долгосрочное удерживание СО₂ а также информацию о площадке:

• а) геологическую характеристику EOR-комплекса;

• Ь) описание всех объектов CO₂-EOR-npoeKTa;

• с) описание всех скважин и других инженерных сооружений CO₂-EOR-npoeKTa;

• d) историю эксплуатации проектного резервуара.

• 5.2 Геологическая характеристика и оценка удерживания EOR-комплекса

Общая геологическая характеристика EOR-комплекса должна основываться на данных, собранных на участке (дополненных, при необходимости, данными с аналогичных месторождений), включая любые особенности, которые могут повлиять на безопасное и долгосрочное удерживание СО₂, а также доказательства целостности резервуаров и ловушек. Оператор должен определить геологические границы комплекса таким образом, чтобы он содержал все вероятные участки недр, в которые СО₂ мог бы перемещаться за пределы проектируемого резервуара. Для проектов, предусматривающих количественную оценку связанного размещения, геологическая характеристика и техническое описание должны содержать доказательства целостности резервуаров и ловушек, подтверждающие то, что EOR-комплекс подходит для безопасного и долгосрочного удерживания СО₂. Описание EOR-комплекса должно включать, не ограничиваясь ею, следующую информацию:

• а) общую литологическую характеристику над комплексом;

• Ь) глубину до верхней части EOR-комплекса;

• с) мощность определенной стратиграфии в пределах EOR-комплекса;

• d) структурно-геофизические свойства;

• е) боковые границы;

• f) гидравлические/петрофизические/геохимические/геомеханические свойства;

д) емкость проектного резервуара, доступную для связанного размещения СО₂ с учетом того, что операции по увеличению нефтеотдачи рассчитаны на максимально экономичную добычу углеводородов;

h) технические данные, как описано в 6.1.3.

• 5.3 Описание объектов в рамках проекта CO₂-EOR

Описание объектов в рамках CO₂-EOR-npoeKTa должно содержать перечень оборудования, расположенного после узла коммерческого учета СО₂. Как правило, такой перечень включает трубопроводы, сепараторы, оборудование для очистки и дегидратации, насосы, компрессоры и любое другое оборудование, связанное с СО₂. В описании должны быть конкретно указаны точки сброса, выпуска, отбора проб и необходимые измерения, включая описание точности измерения и методов верификации.

• 5.4 Существующие скважины EOR-комплекса

В описании скважин необходимо указывать каждую скважину, проходящую через EOR-комплекс, а также представлять доказательства того, что скважины были построены и/или заглушены и ликвидированы образом, позволяющим обеспечить безопасное и долгосрочное удерживание СО₂. К таким скважинам относятся нагнетательные, добывающие, контрольные, временно законсервированные, законсервированные, а также заглушенные и ликвидированные скважины. При наличии должна быть предоставлена следующая информация:

• а) наименование скважины;

• Ь) уникальный идентификатор скважины;

• с) даты бурения и завершения;

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

• е) данные о местоположении — на земле или на морском дне;

• f) общая и измеренная глубина;

• д) информация о вводе в эксплуатацию;

• h) технические детали строительства, заканчивания и целостности скважины;

• i) оборудование, оставшееся в скважине;

• j) подробности и история работ на скважине.

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

• 5.5 История эксплуатации проектного резервуара

История эксплуатации СО₂-ЕСЖ-резервуара должна включать:

• а) данные по добыче и закачке в проектный резервуар;

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

• с) взаимодействие с соседними водоемами;

• d) любые известные случаи утечки;

• е) историю сейсмической активности.

• 6 Гарантированное удерживание СО₂ и мониторинг

• 6.1 Гарантированное удерживание СО₂ и план управления операциями EOR
  
  6.1.1 План управления операциями EOR

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

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

• Ь) данные контроля за закачкой СО₂ и добычей углеводородов;

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

• d) оценку удерживания СО₂ с учетом геологических особенностей и существующих инженерных систем в соответствии с 6.1.3;

• е) оценку и управление потенциальными рисками утечки СО₂, а также процедуры мониторинга (см. 6.1.3), включая определение порогов обнаружения, достаточных для выполнения требований 8.6;

• f) метод количественного определения СО₂ ниже порога обнаружения в соответствии с 8.6;

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

• h) данные для количественной оценки связанного размещения;

• i) план закрытия СО₂-ЕОИ-проекта, в котором указываются критерии закрытия и описывается процесс квалификации закрытия, достаточный для выполнения требований пункта 10.

• 6.1.2 Первоначальная возможность гарантированного удерживания СО₂

План управления операциями EOR при реализации проекта должен содержать первоначальный план гарантированного удерживания СО₂ для выявления и оценки потенциальных геологических, инженерных и техногенных путей утечки, которые могут привести к потере СО₂ из EOR-комплекса.

• 6.1.3 Обеспечение гарантированного удерживания СО₂

План управления операциями EOR должен обеспечивать гарантированное удерживание СО₂ в процессе эксплуатации в течение периода количественного определения на основе данных, охватывающих такие элементы, как результаты практики управления резервуаром, включая мониторинг отношения закачка-добыча, мониторинг целостности скважин, мониторинг давления, мониторинг движения СО₂ в пределах возможных путей утечки, определенных в первоначальном обеспечении герметичности, и мониторинг давления в пределах границ комплекса EOR. Обеспечение гарантированного удерживания может включать результаты и других мониторингов. Эти результаты следует использовать для периодического предоставления доказательств гарантированного удерживания.

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

• а) непредвиденные изменения в выполнении проекта, которые потенциально могут повлиять на связанное размещение СО₂;

• Ь) добавление или отказ от зон закачки;

• с) изменение площади проектного резервуара;

• d) добавление или ликвидацию скважин;

• е) аномальное изменение отношения закачка-добыча;

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

• д) обнаружение СО₂ за границей комплекса СО₂-ЕСЖ-проекта.

• 6.2 Реализация программы и методов мониторинга
  
  6.2.1 Мониторинг потенциальных путей утечки

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

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

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

• с) активным.

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

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

• 6.2.2 Методы мониторинга

В программе мониторинга должны быть описаны инструменты, методы, применимость и периодичность, используемые для обнаружения и количественной оценки потерь (см. 8.4). Детали программы мониторинга и полученные данные (включая данные до периода количественной оценки) следует представлять в исходных данных для проекта (см. 4.3). Метод количественного определения СО₂ ниже предела обнаружения должен быть указан в плане управления операциями EOR (см. 8.6).

• 6.2.3 Реализация программы мониторинга

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

• 7 Строительство скважин

• 7.1 Строительство новой скважины

Описание новых скважин должно содержать доказательства того, что они спроектированы, построены и испытаны с учетом необходимости обеспечения безопасного и долгосрочного удерживания СО₂. Материалы для скважин, включая металлы, цемент и эластомеры, следует выбирать на основе их способности выдерживать ожидаемые условия эксплуатации, включая термомеханические нагрузки при эксплуатации и геохимические свойства (включая возможность наличия СО₂) недр. Как минимум, скважины, которые проникают в СО₂-ЕОИ-комплекс, должны быть зацементированы с использованием цемента, подходящего для термомеханических и геохимических условий, обеспечивающих безопасное и долгосрочного удерживание СО₂. В той мере, в какой это не обеспечено другими доказательствами подходящей конструкции (например, ссылкой на информацию, которая была предоставлена уполномоченным органом при выдаче разрешений на операции CO₂-EOR), необходимо предоставлять следующую информацию:

• а) наименование скважины;

• Ь) уникальный идентификатор скважины;

• с) даты бурения и его завершения;

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

• е) данные о местоположении — на земле или на морском дне;

• f) общая и измеренная глубина;

д) технические детали строительства, закачивания и целостности скважины;

h) оборудование, оставшееся в скважине.

• 7.2 Внутрискважинные работы

Описание планируемых изменений скважины должно содержать доказательства того, что они спроектированы, построены и испытаны для обеспечения безопасного и долгосрочного удерживания СО₂. Материалы для скважин, включая металлы, цементы и эластомеры, следует выбирать на основе их способности выдерживать ожидаемые условия эксплуатации, включая термомеханические нагрузки при эксплуатации и геохимические свойства (включая возможность наличия СО₂) недр. В той мере, в какой это не обеспечено другими доказательствами подходящей конструкции (например, ссылкой на информацию, которая была предоставлена уполномоченным органом при выдаче разрешений на операции CO₂-EOR), должна быть предоставлена следующая информация:

• а) наименование скважины;

• Ь) уникальный идентификатор скважины;

• с) вид вмешательства и дата;

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

• е) данные о местоположении — на земле или на морском дне;

• f) общая и измеренная глубина;

• д) информация о начале и прекращении эксплуатации (если применимо);

• h) сведения о внутрискважинных работах;

• i) оборудование, оставшееся в скважине.

• 8 Количественная оценка

• 8.1 Общие положения

Оценка количества размещенного СО₂, m_stored (^см- 8-2)> включает расчет потерь (см. 8.4) и должна проводиться в соответствии с планом управления операциями EOR (см. 6.1.1) не реже одного раза в год. Все факторы и переменные, указанные в разделе 8, должны быть определены количественно и задокументированы надлежащим образом.

Данные, собранные в ходе мониторинга CO₂-EOR-npoeKTa, можно использовать для количественной оценки размещенного СО₂. Любая потеря СО₂ в связи с реализацией СО₂-ЕОР-проекта должна быть охарактеризована и определена количественно.

Примечания

• 1 В некоторых государствах уполномоченный орган может потребовать от оператора документировать информацию, касающуюся выбросов СО₂ в ходе реализации проекта, такую как а) дополнительные выбросы в результате реализации проекта CO₂-EOR от производства электроэнергии или тепла; Ь) электроэнергия и тепло, которые импортируются, и углеродоемкость производства электроэнергии и с) экспортируемая электроэнергия. Такая информация может быть включена в периодическую отчетность и использована по мере необходимости для дополнительных процедур количественного определения, но она не влияет на количество антропогенного СО₂, размещаемого в ходе реализации СО₂-ЕОР-проекта. ИСО/ТР 27915 описывает несколько механизмов/протоколов, которые используют количественную оценку таких дополнительных выбросов СО₂.

• 2 Некоторые операторы могут также количественно определить антропогенную часть m_stored. Пример количественного расчета для антропогенной части приведен в приложении В.

• 8 .2 Принципы количественного определения

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

• а) Масса СО₂, размещенного при реализации СО₂-ЕСЖ-проекта, m_stored, определяется путем вычитания потерь из количества закачиваемого СО₂ [см. формулу (1)].

• Ь) Способ количественной оценки размещенного СО₂ должен обеспечивать полноту учета и исключать двойной учет. СО₂, который циркулирует и повторно закачивается, не должен количественно определяться как размещаемый СО₂. Объем циркулирующего СО₂ должен быть определен количественно.

• с) Неантропогенный (природный) СО₂, хранимый в рамках реализации СО₂-ЕОР-проекта, m_native, должен быть определен количественно и задокументирован (см. примечание 2).

• d) Оператор проекта должен количественно определить СО₂, который впоследствии мигрирует за пределы площадки (см. 8.4.5).

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

Формулу (1) следует использовать для определения массы размещенного СО₂ [^_stored] в течение определенного периода. m_stored следует рассчитывать следующим способом:

^mstored “ ^minput ^{— m}loss operations ^{— m}loss EOR complex’ )

где m_jnput — общая масса СО₂, ^received’ получаемая EOR-проектам с учетом m_native (см. 8.3); ^mioss operations — общая масса потерь СО₂ при операционной деятельности (см. 8.4.1—8.4.5);

^mioss eor complex — общая масса потерь СО₂ EOR-комплекса (см. 8.4.6).

Примечание

• 1 В некоторых государствах rr?|_0SS может рассматриваться в качестве неорганизованных выбросов.

• 2 Обычно природный СО₂, присутствующий в проектном резервуаре до начала СО₂-ЕОН-проекта, отделяется от добываемых углеводородов и выбрасывается в атмосферу. Когда добыча углеводородов осуществляется в рамках реализации СО₂-ЕОП-проекта и, если установлены установки для рециркуляции, природный СО₂ больше не выбрасывается, а улавливается и используется для закачивания (см. рисунок 1) после смещения с СО₂, полученным от других источников.

Добыча нефти

CO₂-EOR с рециклом

Рисунок 1 — Схема выделения и применения природного СО₂ в процессе добычи при реализации СО₂-ЕОР-проекта и без него (слева — в процессе добычи природный СО₂ выбрасывается в атмосферу, справа — при реализации СО₂-EOR-проекта природный СО₂ может быть выделен и закачан)

• 8.3 Количественная оценка входящего СО₂ m_jnput

Общее количество (массу) СО₂, /T7_received, поступающего на площадку EOR-проекта в соответствии сданными узла коммерческого учета, должно быть задокументировано. Поступающий поток СО₂ (включая СО₂, передаваемый из другого CO₂-EOR-npoeKTa) должен быть измерен. Количество (массу) природного СО₂, m_natjve, следует также задокументировать.

СО₂, поставляемый для нескольких CO₂-EOR-npoeKTOB, должен распределяться между этими проектами. Это распределение может быть осуществлено в соответствии с договорными обязательствами.

Примечание — Некоторые операторы могут также количественно определить антропогенный СО₂, ^received (^см- ⁸-⁵)-

• 8.4 Количественная оценка потерь
  
  8.4.1 Количественная оценка операционных потерь n?|_{OSS operat}j_ons

  Оператору следует количественно определить общую массу потерь СО₂ для всех реализуемых операций в течение определенного периода.

Операционные потери включают следующее компоненты:

• а) потери СО₂ из-за утечек на объектах СО₂-ЕОК-комплекса (инфраструктура, включая устья скважин) n?|_oss leakage facilities’

• Ь) потери CO₂ при сбросе/сжигании на факелах при осуществлении производственных операций ^mloss vent/flare’

• с) потери за счет захваченного СО₂, находящегося в составе добываемого газа/нефти/воды, в случае если СО₂ не выделяется и не закачивается обратно ^m|_0SS entrained’

• d) потери СО₂ из-за любой миграции СО₂ за границы проекта CO₂-EOR ^m|_0SS transfer-

^m!oss operations ^можно Рассчитать по формуле

^mloss operations ” ^mloss leakage facilities ^{+ m}loss vent/flare ^{+ m}loss entrained ^{+ m}loss transfer- (2)

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

• 8.4.2 Утечки СО₂ на объектах

Потери СО₂ на объектах (включая устья скважин) необходимо определять количественно и документировать должным образом. По возможности следует измерять утечку СО₂. Утечка должна быть оценена, если она не может быть измерена. Оператор должен описать в исходной документации, как определяется количество утечек n7|_0SS leakage facilities ^{и спос}°б измерения или оценки.

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

• 8.4.3 Сброс или сжигание на факелах в процессе эксплуатации

Отвод газов на факельные установки, включая СО₂, может быть необходим во время аварийных ситуаций, плановых работ по техническому обслуживанию или внутрискважинных работ. Общую массу выброшенного СО₂ необходимо определять количественно на основе измеренной массы (если возможно) или на основе расчета массы (если невозможно измерение).

Масса СО₂, попавшего в атмосферу через факел, за исключением продуктов сгорания, должна быть определена как потери.

Сумма потерь на факелах должна представлять собой общую массу СО₂, выброшенного и полученного от процесса сжигания на факеле, ^m|_0SS vent/flare-

• 8.4.4 Захваченный СО₂

При реализации СО₂-ЕОК-проектов осуществляется добыча нефти, газа и воды из проектного резервуара, в который закачивается СО₂. Захваченный СО₂ представляет собой не полностью отделенный от добываемых потоков и находящийся в растворенном виде в добытых продуктах СО₂ после разделения газа и жидкости на наземных объектах. Захваченный СО₂ считается потерей в том случае, если нефть является товарным продуктом или если пластовая вода не закачивается обратно в пласт.

Оператору следует определить количество (массу) и задокументировать потери за счет захваченного СО₂ /T7|_oss entrained-

• 8.4.5 Миграция СО₂

Необходимо определить количество (массу) СО₂, мигрировавшего за границы CO₂-EOR-комплекса, с помощью измерений и задокументировать его в качестве потери, /77|_{OSS trans}f_er СО₂, мигрировавший за границы CO₂-EOR-кoмплeкca, может быть количественно определен как связанное размещение в другом СО₂-ЕОИ-проекте.

Примечание — Для любой миграции СО₂ из одного СО₂-ЕОИ-проекта в другой может быть применен альтернативный подход — учет СО₂ с получением разрешения от уполномоченных органов, которое будет включать оба проекта и при этом потери СО₂ за счет миграции не произойдет.

• 8.4.6 Потери от EOR-комплекса

Оператор должен описать процедуры, используемые для обнаружения и характеристики общего количества утечек СО₂ из EOR-комплекса. Все утечки СО₂ необходимо определять количественно и документировать в качестве потери m|_{0SS E0R comp}|_ex.

• 8.5 Коэффициент распределения антропогенного СО₂

Если в качестве размещаемого СО₂ будет рассматриваться только антропогенный СО₂, оператор должен разработать и задокументировать коэффициент распределения антропогенного СО₂ для всех случаев, описанных в 8.1—8.4.6, и эти коэффициенты распределения можно использовать в случае необходимости для дополнительных процедур количественного определения. Коэффициенты распределения должны быть задокументированы на основе доли антропогенного СО₂ от общего количества СО₂ в проекте. В приложении В представлен пример того, как такие коэффициенты распределения могут использоваться для количественной оценки антропогенной части размещаемого СО₂ (см. В.4).

Ранее закачанный объем СО₂ до начала периода количественного определения ^_previous injection должен быть задокументирован и может быть использован для установления коэффициента распределения [см. 4.3 е) и приложение В].

Для любой количественной оценки антропогенной части размещаемого СО₂ необходимо задокументировать коэффициент распределения, полученный в проекте по сокращению выбросов СО₂ и количественно определенный как связанное размещение в другом проекте по сокращению выбросов СО₂ или количественно определенный как СО₂, размещенный в проекте геологического размещения.

• 8.6 Минимальные потери

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

• 8.7 Предотвращение двойного учета

Оператору следует подробно описать, как производится улавливание, рециркуляция и закачивание СО₂ в рамках реализации СО₂-ЕОК-проекта, а также насколько количественная оценка является надежной и предотвращает двойной учет СО₂.

Передача СО₂ из одного проекта CO₂-EOR в другой проект CO₂-EOR не должна учитываться дважды для целей количественного определения объемов связанного размещения.

• 9 Ведение учета и недоступные данные

  • 9.1 Хранение отчетных материалов

Отчеты, содержащие документы, какописано в разделах 4—10 настоящего стандарта, необходимо хранить в течение всего периода участия оператора в CO₂-EOR-npoeKTe. Все отчетные материалы должны быть представлены уполномоченному органу после прекращения действия аренды/разреше-ния, относящихся к CO₂-EOR-npoeKTy.

• 9.2 Недоступные данные

Оператор должен указать походы, используемые для оценки данных мониторинга, отбора проб и необходимых испытаний для периодов, в течение которых фактические данные могут быть недоступны, например, периоды технического обслуживания, отказ оборудования или перебои в подаче электроэнергии. Такие периоды времени следует исключить из оценки количества размещаемого СО₂.

• 10 Закрытие проекта

  • 10.1 Общие положения

Данный раздел устанавливает требования к закрытию СО₂-ЕСЖ-проекта и необходимой для этого документации, которые дополняют существующую разрешительную, нормативную и договорную базы, определяющие правила безопасного и надежного закрытия проектов. Демонстрация соответствия требованиям должна быть неотъемлемой частью этапа закрытия проекта, а документация, подтверждающая это, должна передаваться уполномоченному органу в соответствии с 4.4.

• 10.2 Периодическая проверка удерживания

Если закачка антропогенного СО₂ прекращается, а CO₂-EOR-npoeKT продолжает действовать для целей добычи углеводородов, периодическую отчетность (см. 4.4) следует предоставлять в соответствии с планом эксплуатации или по запросу уполномоченного органа до закрытия СО₂-ЕОК-проекта.

Примечание — Прекращение подачи СО₂ рассматривается в приложении А.

• 10.3 План закрытия проекта

Оператор должен разработать план закрытия СО₂-ЕОР-проекта, в котором указываются критерии закрытия и документируется процесс закрытия. План закрытия СО₂-ЕОК-проекта не должен вступать в противоречия с другими документами проекта, его актуализацию следует проводить на постоянной основе, с учетом проведения обновления по мере необходимости в ходе реализации проекта. В плане должны быть указаны:

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

• Ь) процесс закрытия и ожидаемые сроки закрытия;

• с) мониторинг в соответствии с требованиями 6.1 и 6.2;

• d) корректирующие меры по устранению потенциальных утечек в соответствии с 6.1.1е) и д); а также

• е) предварительные планы вывода объекта из эксплуатации, включая планы закрытия и ликвидации скважин, как указано в 5.2 и 7.2 д).

• 10.4 Условия для закрытия проекта

Опираясь на информацию о количественных показателях СО₂, мониторинге и оперативной информации, собранной в рамках проекта, в целях надлежащего закрытия проекта, оператору следует обеспечить:

• а) отсутствие утечек (см. 6.2) или открытых каналов на поверхности из EOR-комплекса, а также безопасное размещение закачанного СО₂ при закрытии проекта;

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

• с) надежную локализацию закачанного СО₂, все характеристики комплекса и его историю необходимо задокументировать, чтобы можно было продемонстрировать долгосрочную стабильность и предсказуемость связанного размещения;

• d) контроль рисков и неопределенностей при осуществлении связанного размещения СО₂ на протяжении всего срока реализации проекта;

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

В документации по закрытию проекта должно быть указано место закачки СО₂. Вся необходимая документация, связанная с закрытием проекта, должна быть передана уполномоченному органу после закрытия CO₂-EOR-npoeKTa.

• 10.5 Закрытие проекта CO₂-EOR

CO₂-EOR-npoeKT считается закрытым при условии обеспечения прекращения закачки СО₂ и добычи углеводородов из проектного резервуара, а также тампонажа и закрытия скважин, если иное не требуется уполномоченным органом.

• 10.6 Период после закрытия проекта

Обеспечение безопасного и долгосрочного удерживания СО₂ должно учитывать движение жидкости, чтобы гарантировать, что утечка из EOR-комплекса является маловероятной. В некоторых государствах может потребоваться проведение мониторинга после закрытия проекта.

Примечание — В некоторых государствах существуют нормативные требования к прекращению (или закрытию) проекта и передаче ответственности, которая может применяться к СО₂-ЕОВ-проектам. Примером таких требований является Директива ЕС по CCS: ДИРЕКТИВА 2009/31/ЕС Европейского парламента и Совета от 23 апреля 2009 г. о геологическом размещении диоксида углерода, а также поправка к Директиве Совета 85/337/ЕЕС, 2000/60/ЕС, 2001/80/ЕС, 2004/35/ЕС, 2006/12/ЕС, 2008/1 /ЕС и Регламент (ЕС) № 1013/2006 (см. библиографию). 12

Приложение А (справочное)

CO₂-EOR (использование СО₂ для увеличения нефтеотдачи)

А.1 Общие положения

Приложение А содержит справочную информацию об увеличении нефтеотдачи при закачке СО₂ (CO₂-EOR), которая имеет непосредственное отношение к его связанному размещению, характерному для CO₂-EOR, основанному на текущих операциях. В рамках настоящего приложения не приведена информация о разработке и оптимизации экономически эффективного проекта. Кроме того, многие общие положения, рассматриваемые в рамках настоящего приложения, применимы к другим типам резервуаров, содержащим углеводороды.

А.2 Обзор CO₂-EOR

CO₂-EOR является проверенной технологией. Первые задокументированные полевые испытания были проведены в Оклахоме (США) в 1958 г. Первая успешная закачка СО₂ была проведена в 1964 г. на месторождении Мид Строун недалеко от Абилина, штат Техас (США). Коммерческая эксплуатация началась после первых успешных крупномасштабных закачиваний СО₂ в 1972 г. на месторождении Будафа (Венгрия) и месторождении SACROC в западном Техасе (США), последнее из которых продолжается и сегодня. Первоначально в проекте SACROC СО₂ поставлялся с месторождений природного газа после выделения на нескольких заводах по производству природного газа в южной части Пермского бассейна и транспортировался по трубопроводу общей протяженностью около 300 миль. До реализации этого проекта при добыче природного газа на этих месторождениях извлекалось большое количество СО₂, которое выбрасывалось в атмосферу. По оценкам, к 2012 г. около 600 Мт (миллионов метрических тонн) СО₂ за вычетом рецикла было закачано на западе Техаса при реализации технологии CO₂-EOR. К 2015 г. в США было закачано около одного миллиарда тонн (1 Гт) СО₂. Приблизительно от 75 % до 80 % СО₂ имело естественное происхождение, а оставшаяся часть была получена от антропогенных источников.

К 2014 г. на территории США было реализовано 136 СО₂-ЕОР-проектов с приблизительно 7100 нагнетательными скважинами и 10 500 добывающими скважинами (см. рисунок А.1). Для этого была создана трубопроводная сеть протяженностью около 5000 миль. Согласно отчету Национального нефтяного совета США за 2011 г. примерно 3 миллиарда кубических футов (миллиард кубических футов) СО₂ в день (57 Мт/год) закачивались в США, что позволило получать около 300 000 баррелей нефти в день (более 100 миллионов баррелей в год). С 1970-х гг. количество СО₂-ЕОР-проектов в мире продолжает расти. В Техасе было реализовано больше всего CO₂-EOR-проектов: в 2014 г. — 77 проектов с добычей нефти 200 000 баррелей в сутки. После Техаса идут штаты Мексиканского залива (50 000 баррелей в сутки), регион Скалистых гор (39 000 баррелей в сутки) и средняя часть континента (включая, в частности, Оклахому) (10 000 баррелей в сутки). В других регионах США, например бассейн Мичигана, также отмечается рост количества проектов.

Кроме того, в других частях мира осуществляется несколько проектов CO₂-EOR (Kuuskraa and Wallace, 2014). На втором месте после США стоит Канада (например, проект Weyburn, один из крупнейших в мире CO₂-EOR-проектов с планируемым объемом размещения 32 Мт антропогенного СО₂). Также есть проекты в Китае (Цзилинь, Дацин, Шэнли, Цзинбянь и др.), Бразилии (нефтяные месторождения Баия Ойл и Лула), Саудовской Аравии (месторождение Гавар), Турции (Бати Раман) и Тринидаде (месторождения Форест Резерв и Оропуче).

Greencare Pipeline

14

Dakota Coal Gasification Plant-s,

77

Agrium Nitrogen Plant / __{м155Ш1рр1}

■'IGCC Plant

² 119

Century Gas Plant

Vai Verde Gas ■* ^А1г Products

Plants Hydrogen Plant

Denbury/Green Pipeline

Рисунок A.1 — Реализация СО₂-ЕСЖ-проекта и источники СО₂ в США (Kuuskraa and Wallace, 2014)

Таблица A.1 — Потенциал связанного хранения при реализации СО₂-ЕОР-проектов (ARI, 2009)

Выделенный СО₂из добывающей скважины

Приобретаемый СО₂ (антропогенного или природного происхождения)

Примечание — На других месторождениях используется непрерывная закачка СО₂. Обратите внимание, что CO₂-EOR — это процесс с замкнутым циклом, и рециркуляция не допускает выброса СО₂ в атмосферу.

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

А.З Принцип CO₂-EOR

СО₂ выделяют из источника и доставляют на нефтяное месторождение, как правило, по трубопроводу и затем закачивают в пласт (см. рисунок А.2). После закачки СО₂ контактирует с нефтью в пласте. При определенных давлении и температуре СО₂ смешивается с нефтью, что делает нефть более подвижной, и она легче вытесняется из пласта. Нефть, СО₂ и вода (соляной раствор) затем добываются на поверхность земли через добывающие скважины. Смесь добываемых флюидов направляется на разделительную установку, где отделяются друг от друга нефть, вода, СО₂ и другие газы. На рисунке А.З показаны действующие объекты в Техасе (США). Выделенный СО₂ обезвоживается, компримируется и повторно закачивается или же транспортируется на другое близлежащее нефтяное месторождение. Нефть транспортируется потребителю, а вода также повторно закачивается в пласт с целью утилизации и поддержания пластового давления.

CO₂-EOR-npoeKT обычно разрабатывается поэтапно на месторождении, при этом участки месторождения оборудуются нагнетательными и добывающими скважинами. CO₂-EOR-npoeKT обычно проектируется в виде замкнутого контура, чтобы ограничить выброс СО₂ в атмосферу (как подробно описано ниже в А.4). В США, например, о любых выбросах СО₂ (будь то естественные или антропогенные) в атмосферу с наземных объектов сообщается в Агентство по охране окружающей среды (ЕРА) в соответствии с правилами отчетности по парниковым газам. Кроме того, в Канаде, где расположено крупнейшее в мире хранилище СО₂ на истощенных нефтяных месторождениях и действует проект CO₂-EOR, в соответствии с Законом штата Саскачеван о сохранении нефти и газа обо всех закачанных, добытых или выпущенных объемах СО₂ сообщается правительству штата.

Закачка СО₂ для повышения нефтеотдачи иногда сочетается с закачкой других флюидов. Распространенным примером этого является метод WAG (чередование закачки воды и газа), при котором рециркулируемая добытая вода впрыскивается попеременно с СО₂ (см. рисунок А.2). Этот процесс может улучшить вертикальное распределение закачиваемого СО₂ в недрах и/или позволять управлять давлением. Количество СО₂, используемое для добычи барреля нефти, сильно зависит от проекта, геологии и используемой практики закачки СО₂ (например, WAG по сравнению с непрерывной закачкой СО₂). Кроме того, этот показатель сильно меняется по мере реализации проекта, поскольку закачка СО₂ иногда продолжается в течение года или даже дольше до начала дополнительной добычи нефти, что приводит к очень высокому начальному коэффициенту, который со временем резко уменьшается, поскольку относительно постоянный уровень закачки СО₂ позволяет увеличить добычу нефти. Группа авторов [7], изучив фактический опыт ряда проектов в США, подсчитали, что количество СО₂, требуемое для добычи барреля нефти, варьировалось более чем на порядок при среднем значении от 4,8 Mcf до 10,5 Mcf (от 0,25 до 0,5 тонны) СО₂ на баррель добытой нефти. В проектах, использующих непрерывную закачку СО₂, используется примерно в два раза больше СО₂ на баррель добываемой нефти, чем в проектах, в которых реализована технология WAG.

Рисунок А.З — Скважина для закачки СО₂ и установка рециркуляции СО₂

Влияние закачки СО₂ на уровень добычи контролируется путем периодического отбора проб жидкостей на испытательном стенде, где нефть, вода и газ разделяются и измеряются. Как правило, испытания на производственных объектах проводятся со скоростью одна скважина в день и чередуются между скважинами, так что на многих месторождениях каждая добывающая скважина испытывается ежемесячно. Количество добываемого СО₂ контролируется, чтобы оператор месторождения мог вносить корректировки с целью увеличения добычи нефти при минимизации затрат на переработку избыточных объемов добываемого СО₂. Такие полевые исследования позволяют получать значительный объем данных и использовать их для обновления плана управления операциями и получения сведений о подземном движении СО₂ для целей мониторинга, проверки и учета (MVA) и/или для целей отчетности.

А.4 Связанное размещение СО₂ при реализации СО₂-ЕОИ-проекта

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

Однако в качестве неотъемлемой части операций CO₂-EOR, а также в силу коммерческой необходимости и регулирования, СО₂ может эффективно храниться в недрах и быть надежно изолированным от атмосферы, подземных источников питьевой воды и других подземных ресурсов. Такое удержание СО₂ в резервуаре было названо «неотъемлемой частью» операции CO₂-EOR, в которой СО₂ «хранится изначально». Такое связанное размещение (иногда называемое в литературе «попутным хранением») выполняет важную функцию в соглашениях о поставках источников диоксида углерода. «Связанное» размещение СО₂ было признано мировыми экспертами.

Отделение СО₂ от добываемой нефти является неотъемлемой операцией при добыче нефти, а процесс рециркуляции СО₂, несмотря на всю значимость процесса, может быть необязательной частью CO₂-EOR-npoeKTa. Повторное использование выделенного СО₂ осуществляется для минимизации затрат на дополнительные закупки СО₂. Дискуссия по данному вопросу привела к разночтениям между разработчиками CO₂-EOR-npoeKTOB, протоколами компенсации выбросов СО₂ и системами учета подземного размещения. Важно отметить, что рециркуляция представляет собой систему с замкнутым контуром, в которой практически весь добываемый СО₂ отделяется и через короткое время повторно закачивается. Инвентаризация системы рециркуляции может быть проведена с использованием тех же подходов, которые используются для других промышленных процессов, с количественным определением и учетом летучих выбросов от вентиляции или при сжигании на факелах. В систему учета парниковых газов (GHG) также может потребоваться включить энергию, связанную с другими операциями, например с извлечением, разделением, закачкой, перекачкой, нагревом и сжатием.

Важно правильно учитывать повторное использование СО₂, чтобы не возникла путаница, поскольку описание повторного использования зависит от цели такого использования. В системе учета парниковых газов разница между массой извлеченного СО₂ и массой повторного закачиваемого может быть определена как равная массе выбрасываемого СО₂ в атмосферу. С точки зрения добычи нефти, наиболее важным показателем является общая масса закачанного СО₂ (вновь полученный СО₂ плюс рециркуляция). В этом случае преимуществом может быть возможность повторной закачки больших объемов СО₂, которые ранее были закачаны, добыты и собраны. Для работы на зрелом месторождении необходимо будет приобрести дополнительные количества СО₂, поскольку значительная часть закачиваемого СО₂ задерживается физически и не поддается извлечению. Моделирование и исследования керна поясняет происходящее улавливание в пласте и включает существование СО₂, который был захвачен в ходе капиллярных процессов и тупиковыми порами, растворен в неподвижной нефти или воде или перемещен в зоны за пределы активных путей течения. Некоторые исследователи характеризуют только этот не-утилизируемый СО₂ как «сохраненный». Однако другие придерживаются того же подхода, что и при учете проектов по закачке СО₂ в соленосные пласты.

При учете размещенного СО₂: (1) повторно используемые и повторно закачиваемые объемы учитываются один раз, то есть независимо от того, сколько раз одна и та же молекула закачивается и выделяется, считается, что хранится только одна молекула; и (2) выделенный СО₂, удерживаемый в замкнутом цикле, не считается потерей при размещении. Количественное определение повторно используемого СО₂ может быть затруднено, если измеряются смешанные газы (СО₂ плюс легкие углеводороды и другие газы). Преобразование объема в массу является сложным для смешанных газов и может привести к ошибкам измерения. Поскольку повторные измерения больших объемов, извлеченных, разделенных и повторно введенных в процессе рециркуляции, могут привести к накоплению потенциально больших ошибок, прямое измерение потерь в системе будет более точным.

Потери от вентиляции и неорганизованных выбросов были опубликованы для некоторых проектов и составляют несколько процентов или менее от первоначально закачанного СО₂ (за вычетом рециркуляции). Например, проведенная компанией Kinder Morgan оценка EOR-проекта на нефтяном месторождении SACROC показывает, что вентиляционные и другие летучие выбросы составляли менее 0,875 процента от общего количества закачанного СО₂ (за вычетом рециркуляции). Компания Occidental Petroleum заявила, что опыт ее подразделения в Денвере показывает, что около 0,3 % первоначально закупленного объема теряется из-за неорганизованных и эксплуатационных выбросов.

А.5 Потенциальные преимущества связанного размещения СО₂ при реализации СО₂-ЕОИ-проектов

Как правило, СО₂-ЕОР-проекты реализуются на уже существующих зрелых нефтяных месторождениях (иногда называемых старыми месторождениями). В результате предшествующей добычи нефти путем первичной добычи и/или закачки воды уже сформирован геологический резервуар с известной приемистостью и емкостью и продемонстрирована его герметичность, а также сформирована необходимая инфраструктура: дороги, скважинные площадки, технологические объекты для обработки нефти и воды. Потенциал размещения СО₂ на нефтяных месторождениях высокий, поскольку углеводороды надежно удерживают СО₂ в продуктивных резервуарах.

Управление давлением является обычной практикой СО₂-ЕСЖ-проектов. Управление СО₂ также является обычной частью каждой операции СО₂-ЕОИ-проекта. Разработка системы мониторинга, отчетности и верификации (MRV) будет проще из-за уже проведенного мониторинга, но будет осложняться необходимостью наблюдения за поведением СО₂ из-за присутствия углеводородных газов. Недра обычно хорошо охарактеризованы из-за наличия существующих скважин, но такое количество скважин представляет собой проблему, поскольку некоторые из них могут находиться в неприемлемом состоянии. Ремонт скважин может быть дорогим; операторы должны будут идентифицировать такие скважины и провести ремонтные работы перед операциями по закачке СО₂. Размер площади, необходимый для размещения СО₂, относительно невелик (из-за более эффективного использования порового пространства, в том числе замещения добываемых флюидов СО₂). (См., например, рисунок А.4). Существующая правовая база в соответствии с законами и нормативными актами о нефти и газе зачастую упрощает вопросы собственности в некоторых местах, однако договоры аренды для нефтедобывающих предприятий обычно истекают при завершении операций по добыче нефти. Дополнительная добыча нефти и газа может компенсировать затраты на улавливание СО₂.

В таблице А.2 представлено сравнение некоторых аспектов CO₂-EOR и размещения СО₂ в соленосных пластах.

Таблица А.2 — Сравнение CO₂-EOR связанного размещения и размещения СО₂ в соленосных пластах

Продолжение таблицы А.2

Окончание таблицы А.2

Закачка в соленосный пласт

Добыча нефти с CO₂-EOR

* 5< •

ф - напнвгятапьныв скважины; ф - наблюдательные скважины;

- зона повышенного давления

ф - добывающие скважины; ф ~ зона размещения СО₂;

Рисунок А.4 — Сравнение в расположении скважин при закачке СО₂ в соленосный пласт и при добыче нефти

А.6 Возможные проблемы связанного размещения при реализации СО₂-ЕОИ-проектов

Существует несколько аспектов, которые необходимо учитывать в отношении обеспечения уверенности в том, что СО₂ будет удерживаться в зоне закачки.

А.6.1 Инвентаризация и оценка существующих скважин

Плохо закупоренные или поврежденные скважины, проникающие в целевые пласты, могут стать путями утечки закачиваемого СО₂ в другие пласты (включая вышележащие пласты, которые могут содержать подземные 20

источники питьевой воды), в почву или в атмосферу. Операции CO₂-EOR обычно проводятся на ранее разрабатываемых нефтяных месторождениях, которые могут содержать большое количество ранее существовавших скважин, которые пробурили много десятилетий назад. Некоторые из них не могут быть идентифицированы; другие могли быть неправильно подключены или повреждены. В некоторых из этих существующих скважин могут образоваться дефекты целостности скважины или они могли быть разрушены во время предшествующих первичных или вторичных операций по добыче. Дефекты конструкции скважины могут привести к образованию микрозазоров или повреждению цементного уплотнения. Цель состоит в том, чтобы выявить все скважины и, при необходимости, провести их ремонт перед закачкой СО₂. Хотя утечка из ствола скважины встречается редко, она представляет собой проблему для проектов по закачке как на нефтяных месторождениях, так и в контексте утилизации отходов. Значительное количество исследований, проведенных в последние годы, изучало утечку СО₂ через скважинные цементы, а также опыт США в отношении старых скважин (включая оставленные, но не заглушенные скважины). Управление рисками может осуществляться в три этапа: определение характеристик, ремонт перед закачкой, а также во время закачки и, возможно, после закачки. СО₂-ЕСЖ-проекты предусматривают значительные инвестиции в мониторинг и техническое обслуживание скважин. Программы борьбы с коррозией, такие как введение химических веществ, замедляющих коррозию, или катодная защита, широко используются для поддержания целостности скважин. Выездные специалисты должны совершать регулярные обходы для проверки инфраструктуры скважин и трубопроводов, а результаты мониторинга должны передаваться в системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA), которые позволяют контролировать всю систему из центрального диспетчерского пункта.

А.6.2 Обзор уплотнений

Площадки проектов проверяются на предмет возможного геомеханического повреждения герметизирующего пласта в результате сильного снижения давления или закачки воды. Механическая целостность покрышки резервуара оценивается на предмет повреждений в рамках выбора надежных мест размещения СО₂.

А.6.3 Миграция СО₂ за пределы С0₂-ЕОИ-проекта

Процесс удерживания СО₂ заведомо доступен к демонстрации. Для операторов важно спланировать СО₂-EOR-проект таким образом, чтобы он охватывал всю площадь поверхности и недр, под которыми закачиваемый СО₂ может перемещаться за пределы комплекса EOR. В некоторых государствах могут возникнуть серьезные финансовые и юридические проблемы, если закачиваемый газ или жидкость перемещаются за пределы принадлежащих, арендуемых или разрешенных площадей, если они находятся в государственной собственности, и мешают владельцам соседних участков. Например, операторы хранилищ природного газа следят за тем, чтобы природный газ, закачиваемый для хранения, оставался в пласте-хранилище и не мигрировал под прилегающие пласты, где его можно было бы добывать через скважину и продавать. Точно так же операторы, закачивающие воду при заводнении, стремятся обеспечить, чтобы закачиваемая вода не мешала и не наносила ущерб операциям по добыче нефти или газа на прилегающем участке. За последнее столетие регулирующие органы и суды (и законодательные органы) нефтегазовой отрасли разработали обширный свод законов, правил, а также наработали судебную практику в части регулирования подобных вопросов. Следовательно, операторы СО₂-Е(Ж-проектов хорошо осведомлены об этой проблеме и планируют и проектируют операции таким образом, чтобы избежать подобных ситуаций.

А.6.4 Повторное использование закачиваемого СО₂ на других участках месторождения или в других EOR-проектах

Еще один вопрос, тревожащий заинтересованные стороны, — это возможность использования СО₂, который был закачан ранее. Например, такая инфраструктура, как добывающие скважины и трубопроводы, позволят перекачивать СО₂ из одной части месторождения в другую. Увеличение закачки в некоторых частях месторождения может быть достигнуто за счет изъятия части СО₂ в менее продуктивных местах. Давление пласта также может быть снижено за счет изъятия части СО₂. В качестве альтернативы, когда используется схема WAG, уменьшение закачки СО₂ может быть изменено за счет увеличения закачки воды. Теоретически можно использовать для переноса СО₂, который был закачан на одном месторождении, путем помещения его обратно в трубопровод и отправки его на другое месторождение. Однако подобное перемещение потребует дополнительной оценки, чтобы избежать двойного учета для таких передач.

А.7 Природный СО₂

Существует много нефтяных и газовых месторождений, содержащих СО₂. Такой тип месторождений распространен на юго-западе США, в Юго-Восточной Азии и на Ближнем Востоке. Поскольку такие месторождения разрабатываются путем первичной добычи, а затем с применением методов вторичной добычи (например, заводнение), добываемый природный СО₂ обычно выбрасывается в атмосферу в ходе процессов подготовки товарных продуктов. В проектах, где применяются методы CO₂-EOR и осуществляется рециркуляция СО₂, природный СО₂ будет улавливаться, а не выбрасываться. Та часть уловленного СО₂, которая изначально была природного происхождения, в таком случае становится антропогенной. Например, улавливание СО₂, изначально присутствующего в природном газе, происходит на месторождениях Слейпнер, Снёвит, Молве, Пенон, Горгон и Шут-Крик. СО₂, улавливаемый на этих месторождениях, является антропогенным СО₂, поскольку он производится совместно с основным продуктом. Содержание СО₂ в попутном газе на нефтяных месторождениях варьируется, но обычно находится в диапазоне от 0 % до 30 %.

Пример того, как может быть выполнено количественное определение природного СО₂, представлен в приложении В (см. В.4.1). В методе используется содержание «природного объема СО₂» в расчете на объем добытой нефти, которое определяется оператором и, при необходимости, согласовывается с уполномоченным органом. Этот показатель может учитывать природное содержание СО₂ до начала закачки. Также для определения данного показателя можно использовать различные подходы, включая численное моделирование.

А.8 Морские СО₂-ЕОИ-проекты

Широко распространено мнение, что размещение СО₂ в морских резервуарах для повышения нефтеотдачи технически осуществимо. Несмотря на успешное использование наземных технологий в течение полувека, только в нескольких морских проектах были испытаны СО₂-ЕОР-подходы. Невзирая на схожесть морских и наземных СО₂-ЕОИ-подходов в случае морского применения существуют дополнительные проблемы, поскольку необходимые операции проводятся с морской платформы и это создает как технические, так и финансовые препятствия. Список преимуществ и недостатков морских проектов показан в таблице А.З.

Таблица А.З — Достоинства и недостатки морских СО₂-ЕОИ-проектов

А.9 Зоны остаточной нефти и добыча нефти из таких зон за счет закачки СО₂

Нефтеносная зона, в которой естественные процессы привели к вытеснению воды и/или открытию точки разлива, что привело к значительному уменьшению запасов нефти (обычно от 20 % до 40 % исходного объема пор), известна как зона остаточной нефти (ROZ). Добыча из таких зон зачастую невозможна первичными или вторичными методами. Зоны остаточной нефти обычно признаются нецелесообразными для разработки. Зоны остаточной нефти отличаются от капиллярных переходных зон, обнаруживаемых под многими нефтяными коллекторами, и являются привлекательными с экономической точки зрения за счет их толщены. Первоначально такие зоны были описаны в Пермском бассейне Техаса, но теперь их обнаруживают и описывают в других регионах мира. Признание потенциала таких зон дополняет цели СО₂-ЕОР-проектов. Значение таких зон при реализации CO₂-EOR-проектов и связанного с ними размещения СО₂ заключается в том, что в них могут быть закачаны дополнительные объемы СО₂, и таким образом создается дополнительный вариант геологического размещения антропогенного СО₂, который улавливается для сокращения выбросов парниковых газов.

Производство

Рисунок А.5 — Схема зоны остаточной нефти. Там, где она присутствует, зона остаточной нефти представляет собой естественно обводненную зону ниже основной продуктивной зоны, которая может быть добыта методами смешивания СО₂ и увеличения нефтеотдачи (Hill, Hovorka, Melzer, 2013)

А.10 Адаптация существующей характеристики недр, планирование и мониторинг связанного размещения при реализации СО₂-ЕОИ-проектов

Ряд эксплуатационных характеристик СО₂-ЕОР-проекта отличается от характеристик проекта по размещению СО₂ в соленосных пластах (см. таблицу А.2). Следовательно, спектр действий по мониторингу, выбранных для документирования связанного хранения при реализации СО₂-ЕОР-проектов, будет различным. В частности, будут доступны данные мониторинга СО₂-ЕОР-комплекса, а также информация, описывающая геологию и коллектор и отображающая исторические характеристики коллектора и скважин во время активной закачки/добычи нефти.

Документирование связанного размещения при реализации EOR-проекта будет зависеть:

• а) от наличия данных по обоснованию объема закупаемого СО₂, проектированию закачки и оптимизации CO₂-EOR-oпepaций;

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

Данные, полученные во время проектирования СО₂-ЕОН-комплеса, содержат большую часть той же информации, которая должна быть получена во время определения характеристик при начальной эксплуатации проекта по размещению СО₂ в соленосных пластах. Существует множество операций по закачке СО₂, которые включают дополнительный мониторинг для тестирования методов документирования связанного размещения в США и Канаде (таблица А.4). Основным преимуществом CO₂-EOR-npoeKTOB является многообразие существующей информации и данных, которые можно использовать для демонстрации знаний о недрах и перемещении/удерживании СО₂. Это означает, что программы мониторинга, разработанные для закачки СО₂ при добыче нефти, существенно отличаются от программ мониторинга при закачке СО₂ в соленосные пласты. Более того, любой дополнительный мониторинг может способствовать повышению нефтеотдачи и улучшению утилизации СО₂.

Некоторые ограничения в мониторинге могут быть более значимыми на месторождениях углеводородов, где можно использовать закачку СО₂. Например, данные сейсморазведки будут иметь ограниченную значимость в районах, где природный газ остается в резервуаре или вскрышных породах. Точно так же биодеградация природных или искусственных углеводородов в приповерхностных геологических формациях может привести к ложным показаниям удерживания СО₂ или полностью «замаскировать» присутствие СО₂ за пределами удерживания. Из-

менения давления и химического состава флюидов могут вызывать длительные переходные процессы, что делает некоторые инструменты мониторинга малоприменимыми.

Таблица А.4 — СО₂-ЕОК-проекты, имеющие программы мониторинга, предназначенные для получения дополнительной информации о размещении СО₂ (Hill, Hovorka and Melzer, 2012)

Ссылки на методы мониторинга и используемые практики представлены в библиографии.

А.11 Информация, необходимая для демонстрации безопасного и долгосрочного удерживания антропогенного СО₂ в связи с реализацией СО₂-ЕОИ-проекта

В ходе реализации СО₂-ЕОР-проекта практически весь доставленный и закачанный СО₂ в конечном итоге будет улавливаться в пласте, несмотря на то, что целью закачки СО₂ является повышение нефтеотдачи, а не размещение СО₂. Процесс документирования количества размещенного СО₂, по существу, состоит из двух этапов:

• а) определение на протяжении реализации всего проекта количества, закачиваемого СО₂ за вычетом СО₂, находящегося в системе рециркуляции, повторно используемом и любых поверхностных выбросов;

• Ь) демонстрация того, что это количество СО₂ будет удерживаться в EOR-комплексе в долгосрочной перспективе.

А.12 Определение количества СО₂ из смешанного потока, которое должно быть определено количественно для связанного размещения

Чтобы определить количество СО₂, подлежащее количественной оценке для связанного размещения в EOR-комплексе, оператору необходимо сначала знать долю общего потока СО₂, предназначенного для этого. Если оператор получает СО₂ исключительно от поставщиков, которым требуется количественная оценка связанного размещения, это несложно, и доля будет составлять 100 % от СО₂, доставленного на объект. Однако текущая (и, вероятно, будущая) реальность более сложна, поскольку, например, в Соединенных Штатах СО₂ из разных источников объединяется в трубопроводе и соответственно только часть потока требует количественной оценки 24

для целей связанного размещения. Содержание СО₂ в потоке для связанного размещения может варьироваться в зависимости от изменений на электростанции или другом промышленном объекте, поставляющем СО₂, а также потребностей EOR-проекта в общем количестве СО₂.

Соглашения между поставщиком СО₂ и оператором трубопровода может касаться измерения общего количества, поставляемого СО₂ (информация необходима как для выставления счетов, так и для эксплуатационных целей). Зная количество, полученное от каждого источника, и договорное распределение по конкретным точкам доставки, оператор трубопровода может определить относительную долю СО₂ в смешанном потоке, доставляемом в каждую точку (включая каждую СО₂-ЕОР-площадку). СО₂, подлежащий количественной оценке при связанном размещении, может быть доставлен на площадку СО₂-ЕОР-проекта другим способом и может быть смешан с подаваемым по трубопроводу на месте для закачки в резервуар.

Как только EOR-оператор узнает количество СО₂, доставляемого на объект, и долю СО₂, которая должна быть определена количественно для связанного размещения, оператор может измерить и учесть количество СО₂, закачанного на объекте. Оператор также может измерять и учитывать любые потери или выбросы СО₂ за пределы площадки, включая миграцию СО₂ за пределы площадки для использования в других операциях EOR-проекта, сброс/сжигание на факелах во время операций технического обслуживания или из-за поломки оборудования, ремонта и т. д.

Таким образом, полученные сведения могут служить основой для определения и учета части общего количества СО₂, полученного на площадке СО₂-ЕОР-проекта, которая должна быть закачана и (при условии надлежащего учета, мониторинга и документации) в конечном итоге признана для целей связанного размещения.

А.13 Демонстрация безопасного размещения СО₂ в течение длительного времени в EOR-комплексе

В ходе разработки проекта, получения разрешений от регулирующего органа и проведения работ, включая поддержание и проверку механической целостности скважин и активное управление потоком флюидов для удержания закачиваемых флюидов в предполагаемых пластах, оператор проекта должен предпринимать шаги, необходимые для обеспечения того, чтобы закачиваемый СО₂ безопасно размещался в EOR-комплексе и не мешал другим видам использования недр и не угрожал подземным источникам питьевой воды. Основные цели оценки и выбора площадки заключаются в обеспечении того, чтобы пласты, в которые будет осуществляться закачка, надлежащим образом перекрывались непроницаемыми горными породами и не сообщались ни с источниками питьевой воды, ни с проницаемыми пластами, ни с путями утечки, ни с близлежащими скважинами за пределами комплекса, которые могли бы позволить закачиваемому СО₂ перемещаться на поверхность; в поддержании и проверке механической целостности скважин, которые проникают в пласт, и активном управлении подповерхностным потоком жидкости для ограничения закачиваемых жидкостей в предполагаемых пластах.

Целевой коллектор должен выбираться с осторожностью и после тщательной оценки. Так как добываемые углеводороды находились в целевом пласте на протяжении многих миллионов лет, то это гарантирует, что закачиваемый СО₂ будет удерживаться аналогичным образом. Планируемая эксплуатация месторождения моделируется для расчета объема закачиваемых в пласт флюидов (СО₂, вода и другие флюиды) и объемов флюидов (углеводородных жидкостей и газов, СО₂, воды и других флюидов), которые будут изыматься при добыче с целью оптимизации закачки.

В целом отношение закачка/добыча (IWR) регулируется таким образом, чтобы СО₂ и нефть направлялись к добывающим скважинам и не перемещались за пределы запланированного резервуара. IWR может подвергаться аудиту, мониторингу и оперативному управлению для определения того, что происходит закачка в соответствии с планом и что потери СО₂ минимальны или отсутствуют. Могут быть периоды, когда IWR будет несбалансирован, например в начале закачки. Оценка периодов с несбалансированным IWR может проводиться и контролироваться, чтобы гарантировать, что потери СО₂ будут небольшими или отсутствующими.

Расположение нагнетательных и добывающих скважин может иметь важное значение для обеспечения уверенности в том, что СО₂ надежно удерживается в предполагаемом пласте-коллекторе. Например, закачку воды можно использовать для создания «водяной завесы», которая будет удерживать СО₂ внутри резервуара. Такое активное управление важно для обеспечения того, чтобы СО₂ не перемещался за пределы EOR-комплекса.

Оператор, отслеживающий управление флюидами с помощью этих механизмов, может гарантировать, что СО₂ надежно удерживается в комплексе. Возможны различные виды мониторинга для того, чтобы обеспечить дополнительную уверенность в том, что эта цель была достигнута, или для учета любых других потерь. Обычно используются мониторинг давления и другие методы, включая геофизические и геохимические методы там, где это применимо.

По завершении CO₂-EOR-npoeKTa (может произойти спустя годы после прекращения закачки антропогенного СО₂) все скважины должны быть заглушены и ликвидированы в соответствии с местными и региональными нормативными и разрешительными требованиями. Распределение в пласте закачиваемого СО₂ может быть относительно легко оценено, поскольку оно обычно имитирует исходное распределение углеводородов в коллекторе. Расположение скважин также важно. Существующие стандарты и нормативные требования нефтяной промышленности касаются конструкции скважин и предусматривают, что используемые материалы должны быть совместимы с жидкостями, с которыми они вступают в контакт, и рассчитаны на давление, при котором они будут эксплуатироваться. В этом отношении, хотя конкретные используемые материалы или методы могут различаться, операции по закачке СО₂ ничем не отличаются от любых других операций на нефтяных месторождениях, включающих подземную закачку (независимо от того, содержат ли жидкости сероводород, природный газ или газоконденсатные жидкости, растворы, полимеры или другие вещества). Иногда конструкция скважины не обеспечивает изоляцию зоны пласта от других зон. Флюиды, включая СО₂, нефть, газы и растворы, могут перемещаться через разрушенные элементы или на поверхность. Правила нефтегазовой отрасли предписывают проведение регулярных испытаний конструкции скважины. Если изоляция нарушена, скважину ремонтируют и можно оценить потери СО₂. Утечка флюида из зоны не обязательно означает, что он выйдет на поверхность или повлияет на водные ресурсы. Однако долгосрочная гарантия удерживания СО₂ становится неопределенной, и такие потери могут быть определены количественно.

А.14 Решение других вопросов

• а) Соответствие предложения СО₂ спросу. Прежде чем электростанция или другое промышленное предприятие установит оборудование для улавливания СО₂, оно должно принять меры для продажи или утилизации такого количества СО₂, которое предполагается улавливать. Если производитель СО₂ заключает договор на отправку СО₂ для СО₂-ЕОП-проекта, ему необходимо будет заключить договор с одним или несколькими операторами EOR-проектов, чтобы получить оговоренную квоту на закачку СО₂ в течение срока службы объекта. В соглашении может быть указано, каким образом стороны планируют реагировать на запланированные и незапланированные изменения фактических объемов и составов поставляемого или получаемого СО₂. Кроме того, для источника СО₂ может потребоваться несколько соглашений, рассчитанных на поставку, потому что СО₂-ЕСЖ-проекты могут требовать меньшее количество поставляемого СО₂ в каждый последующий год. Такие вопросы являются обычной частью бизнес-планирования в любом долгосрочном контракте. Таким образом, потенциальные поставщики и покупатели антропогенного СО₂ ничем не отличаются от поставщиков и покупателей других товаров в мировой экономике.

• Ь) Обеспечение гарантии того, что размещаемый антропогенный СО₂ не выбрасывался в атмосферу и не подвергался двойному учету. По окончании операций по добыче углеводородов документация на EOR-комплекс, в котором будет сохраняться антропогенный СО₂, должна содержать сведения о массе размещенного СО₂, а также описание рисков и неопределенностей, связанных с геологическим размещением антропогенного СО₂.

• с) Размещение закачиваемого СО₂. CO₂-EOR-npoeKTbi являются долгосрочными и обычно реализуются после осуществления вторичных операций по добыче (например, закачивания воды в пласт). Исследования, проводимые в рамках планирования на ранних этапах проектов по добыче углеводородов, важны при планировании CO₂-EOR-npoeKTa. В результате многие геологические характеристики CO₂-EOR-npoeKTa будут определены за годы до того, как будет начато закачивание СО₂. Операторы должны учитывать движение закачиваемой воды, а также оценивать, как эти операции могут повлиять на последующие этапы добычи.

Поскольку цель закачки СО₂ состоит в том, чтобы закачиваемый СО₂ максимально провзаимодействовал с остаточной нефтью в пласте, оператор при разработке проекта должен учитывать это. Операторы CO₂-EOR-проекта должны отслеживать поведение закачиваемого СО₂ в пласте (включая его латеральное размещение). Для этого используются различные методы мониторинга, в том числе ряд методов, включающих изменение подземного давления, чтобы направить СО₂ и нефть по оптимальному пути к добывающим скважинам. Таким образом, активный мониторинг давления и управление им являются важными элементами успешных и разумных операций. Оператор может изменить план деятельности с течением времени в зависимости от фактического опыта закачки на конкретном месторождении. В Северной Америке информация об операционных изменениях постоянно предоставляется уполномоченному регулирующему органу нефтегазового сектора.

• d) Вертикальное движение закачиваемого СО₂. В операциях CO₂-EOR недра представляют собой четырехмерное пространство, которое включает в себя два направления длины и ширины; вертикальную глубину и мощность продуктивного пласта (глубина и мощность могут сильно меняться по мере перемещения по латеральным направлениям коллектора); а также время (например, первоначальная закачка СО₂ может проводиться более чем за год до начала производственных операций по добыче, чтобы обеспечить требования к давлению). Поскольку сверхкритический СО₂ менее плотный, чем соляной раствор, закачиваемый СО₂ имеет тенденцию подниматься над природными пластовыми флюидами. Операторы учитывают этот факт при проектировании и эксплуатации, чтобы максимизировать количество нефти, контактирующей с СО₂, и таким образом достичь оптимального значения закачки.

• е) Уведомление будущих потенциальных пользователей о наличии закачанного СО₂. Документация о всей деятельности предоставляется уполномоченному регулирующему органу. Таким образом, любое лицо, предлагающее какое-либо последующее использование этого пространства недр, должно быть осведомлено о предыдущей закачке и истории добычи, имевшей место в соответствующих пластах.

А.15 Прекращение закачки СО₂ и добычи углеводородов: «совпадающее» и «несовпадающее» прекращение закачки СО₂

Как правило, операции по добыче нефти начинаются за годы или даже за многие десятилетия до начала операций по закачке СО₂ и могут продолжаться в течение многих лет после прекращения закачки СО₂.

Во всех операциях CO₂-EOR, как на суше, так и на море, значительная часть углеводородных ресурсов будет оставаться в пластах даже после того, как операции по добыче углеводородов станут нерентабельными, а нагнетательные и добывающие скважины будут закупорены и ликвидированы. Опубликованные оценки количества исходной нефти (OOIP), которое останется после завершения закачки СО₂ в рамках реализации проекта, варьируются в широких пределах, обычно от 30 % до 50 %.

Из-за наличия остаточных углеводородных ресурсов и постоянно меняющихся экономических и технических параметров операций по добыче нефти существуют различные возможности того, когда и как может закончиться закачка СО₂.

«Несовпадающее» прекращение закачки СО₂ и добычи нефти. Закачка антропогенного СО₂ при добыче нефти может быть прекращена, даже если добыча углеводородов продолжается. Это может быть вызвано целым рядом различных факторов, включая, например, прекращение или сбой в подаче СО₂; изменение источника СО₂ с антропогенного на неантропогенный; неблагоприятное изменение экономики или применимых нормативных правил, влияющих на поставку СО₂; или изменение технологии добычи, применяемой в проекте добычи нефти. В этом сценарии операции по добыче углеводородов продолжаются (или возобновляются в будущем) несмотря на то, что антропогенная закачка СО₂ завершена. В таком случае операции по добыче нефти продолжаются, возможно, в течение десятилетий после окончания закачки, а различные скважины не закрываются, и поэтому необходимо проведение комплексного мониторинга. Предположительно закачки СО₂ могут возобновиться в будущем, когда произойдут экономические изменения или это позволят технические достижения.

При «совпадающем» прекращении закачки СО₂ и добычи нефти закачка антропогенного СО₂ может быть прекращена одновременно с операциями по добыче нефти. Хотя этот сценарий может применяться как к наземным, так и к морским операциям, он чаще всего будет встречаться в морских проектах из-за более высоких капитальных затрат на морские операции или эксплуатационных ограничений, налагаемых операциями на платформе. Измерение, отчетность и документирование утилизации произведенного СО₂ (например, если он повторно закачивается, вывозится за пределы площадки или выбрасывается) могут продолжаться до закрытия проекта.

Указанные различные операционные сценарии предполагают разные потенциальные периоды документирования количества СО₂, которое случайно в связи с реализацией СО₂-ЕСЖ-проекта, поскольку данный период документирования может либо «вкладываться» в текущую операцию по добыче нефти, либо заканчиваться одновременно с окончанием операции по добыче нефти.

Приложение В (справочное)

Пример количественного расчета

В.1 Введение

В приложении В приведено руководство по принципам расчета и документации количественных показателей, изложенных в разделе 8. Общее количество размещаемого СО₂ рассчитывают с использованием подхода, изложенного в разделе 8. Настоящее приложение дополняет первоначальную количественную оценку общего количества размещаемого СО₂ путем расчета части, которая представляет собой антропогенный СО₂. В этом дополнительном расчете будут использованы массовые или объемные (при стандартных условиях) коэффициенты распределения, полученные как доля антропогенной массы СО₂ в общей массе СО₂. В примере указаны переменные, используемые при расчете.

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

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

В примере общее количество размещаемого СО₂ рассчитывают (см. В.З) в качестве первого шага, а затем при расчете на втором этапе (см. В.4) используют коэффициенты распределения, чтобы количественно определить антропогенную часть размещаемого СО₂. Расчеты приведены не для високосного года (365 дней).

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

Операционные потери m_{ioss oper}ations ^{состоят из} двух переменных, определяемых по формуле

^mloss operations ” ^mloss operations inlet ^{+ m}loss operations other (^-1)

где m|_0SS operations j_n|_et — общая масса потерь CO₂ в ходе операций, производимых между коммерческим узлом учета и точкой, где коммерчески учтенный СО₂ впервые объединяется с СО₂, извлеченным из добываемого потока. Эта переменная состоит из утечек от технологических объектов (см. 8.4.2) и сброса/сжигания (см. 8.4.3);

^mioss operations other — общая масса потерь СО₂ при операциях по закачке, а также при добыче и при переработке добываемых флюидов и СО₂, за исключением операций, производимых между узлом коммерческого учета и точкой, где коммерчески учтенный СО₂ впервые объединяется с СО₂, извлеченным из добываемого потока. Эта переменная состоит из утечек из технологических объектов (см. 8.4.2), сброса/сжигания в факелах при эксплуатации (см. 8.4.3), захваченного СО₂ (см. 8.4.4) и миграции СО₂ (см. 8.4.5).

В большинстве случаев будут использоваться разные коэффициенты распределения /77|_{OSS opera}ti_Ons inlet ^{и m}ioss operations other поскольку доля антропогенного СО₂, вероятно, будет разной для каждой из этих переменных (см. рисунок В.1).

CO₂-EOR-npoeicr

M|ossvent/flara

2

М loss । uansfer

Нефть товаршя

M loss EOR ComplexS

-комплекс

Нагнетающая скважина EOR-комплекс

Общий объем из источника 2 _

Природный СО₂ в проектном резервуаре

Рисунок В.1 — Потери СО₂ при реализации СО₂-ЕОП-проекта

• В.2 Условный проект

В качестве примера количественной оценки представлен условный СО₂-ЕОР-проект. Чтобы охватить различные сценарии, представлен относительно маломасштабный СО₂-ЕОИ-проект, предусматривающий операции с использованием неантропогенного СО₂ (независимо от источника) перед получением антропогенного СО₂ для закачки. Кроме того, предполагается, что небольшая концентрация природного СО₂ существовала в проектном резервуаре во время открытия месторождения. Кроме того, полученный СО₂ состоит как из неантропогенного СО₂ (независимо от источника), так и из антропогенного СО₂. Предполагается, что в проекте есть установка по выделению СО₂. Параметры, необходимые для этого примера количественного определения, приведены ниже.

• В.2.1 Ранее полученный и закачанный общий и антропогенный СО₂ в пределах EOR-комплекса

Известно, что в проекте общий объем ранее полученного и закачанного СО₂ (антропогенная часть не предполагается) в пределах EOR-комплекса на начало периода количественной оценки составляет 6 000 млн стандартных кубических футов (169 900 000 см³). Это значение должно быть задокументировано в качестве части исходных данных [см. 4.3 е) и 8.5]. Если СО₂, отвечающий определению антропогенного СО₂, был получен и закачан во время реализации СО₂-ЕСЖ-проекта до начала периода количественной оценки, он будет рассматриваться как неантропогенный СО₂ для целей количественной оценки антропогенной доли связанного размещения.

• В.2.2 Полученный СО₂ и процент антропогенного СО₂

СО₂, полученный в течение первого отчетного периода для этого примера, будет составлять 10,00 млн стандартных кубических футов в сутки (283 200 см³/сутки), из которых 40 % приходится на антропогенный СО₂. Этот пример будет представлять собой C0₂-EOR-npoeKT, который может иметь природный источник СО₂, дополняющийся новым источником антропогенного СО₂.

• В.2.3 Содержание природного СО₂

Содержание природного СО₂ составляет 100,0 sef/stb (17,81 см³/см³). Предполагается, что включение уловленного природного СО₂ в качестве антропогенного СО₂ было одобрено уполномоченным органом.

• В.2.4 Добыча нефти

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

• В.2.5 Эксплуатационные потери на входе m_{|oss oper}ations inlet

Потери на объектах впускной части (после передачи на хранение доставленного СО₂ и до момента, когда коммерчески учтенный СО₂ впервые объединяется с СО₂, извлеченным из добываемого потока) измеряются, рассчитываются или оцениваются как 2.000 Mscf/D (56,64 см³/сут). Эти потери представляют собой общие потери СО₂, включающие как антропогенный, так и неантропогенный СО₂.

• В.2.6 Потери EOR-комплекса m_{|oss E0R complex}

Потери EOR-комплекса измерены, рассчитаны или выражены как 1.000 Mscf/D (28,32 см³/сут). Эти потери представляют собой общие потери СО₂ и включают как антропогенный, так и неантропогенный СО₂ (включая ранее закачанные неустановленные количества до периода количественного определения).

• В.2.7 Другие операционные потери m_{|oss operations other}

Общие потери от всех операций на производственных объектах, за исключением входной части, измеряются, рассчитываются или оцениваются в количестве 15,00 Mscf/D (424,8 см³/сут). Эти потери представляют собой общие потери СО₂, включая как антропогенный, так и неантропогенный СО₂ (включая количества, закачанные до периода количественного определения). Эти потери включают следующее:

• а) потери СО₂ из-за утечек на объектах СО₂-ЕОР-проекта (инфраструктура, включая устья скважин) ^mloss leakage facilities¹

• Ь) потери CO₂ при сбросе/сжигании в факелах при производственных операциях w_{ioss vent/flare};

• с) потери за счет захваченного СО₂, находящегося в составе добываемого газа/нефти/воды, в том случае если СО₂ не отделяется и не закачивается обратно ^7|_0Ss entrained¹

• d) потери СО₂ из-за любой миграции СО₂ за пределы СО₂-ЕОР-проекта rri|_{0SS transfer}

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

• В.З Процедура расчета для отчетного периода (расчет общего количества СО₂)

Расчет общего количества размещаемого СО₂ показан в качестве первого шага (см. В.3.1—В.3.6).

• В.3.1 Расчет извлеченного природного СО₂

Если получено разрешение уполномоченного органа на включение природного СО₂ в состав m_input, используются следующие параметры:

• а) природное содержание СО₂ составляет 100,0 scf/stb (17,81 см³/см³);

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

Расчет:

(1,000 stb/D • 365.0 D/Year) • (100.00 scf/stb) / (1,000,000 csf/MMscf) = 36.60 MMscf [(159,0 см³/сут • 365,0 сут/г) • (17,81 см³/см³) = 1 034 000 см³ = 1 931 т].

Это значение представляет собой общее количество исходного СО₂, извлеченного в течение отчетного года.

• В.3.2 Общее количество СО₂ /n_jnput

Ежедневное количество СО₂, полученное в рамках реализации проекта, в случае, если природный СО₂ не получен и не одобрен, умножается на 365 суток для получения общего годового количества m_input:

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

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

Если получено разрешение уполномоченного органа на включение природного СО₂, то m_jnput включает количество m_native (см. В.3.1):

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

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

• В.3.3 Эксплуатационные потери m_{loss opera}tions

Ежедневные потери как на объектах закачки, так и на объектах добычи (см. В.2.5 и В.2.7) пересчитывают из Mscf в MMscf, а затем умножают на 365 суток для получения годового значения n7|_0SS operations¹

^mloss operations^{- m}loss operations inlet ^{+ m}loss operations other

[(2.000 Mscf/D + 15.00 Mscf/d)/1,000(Mscf/MMscf) • 365.0 D/Year) = 6.205 MMscf [481,4 см³/сут • 365,0 сут/г = 175 770 см³ = 328,2 т].

• В.3.4 Потери EOR-комплекса m_{loss E0R comp},_ex

Ежедневные потери от EOR-комплекса (см. В.2.6) переводятся из Mscf в MMscf и умножаются на 365 суток для получения годового значения n?|_{0SS E0R comp}i_ex:

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

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

• В.3.5 Расчет размещенного СО₂ n?_stored

Общее количество размещенного СО₂ за отчетный год рассчитывается следующим образом:

^stored ” ^minput^{— m}loss operations ^{— m}loss EOR complex

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

[104 400 000 cm³ - 20 670 cm³ - 155 100 cm³ - 10 340 cm³ = 104 213 890 cm³ = 194 700 т].

Примечание — Если включить ранее закачанный объем 6,000 MMscf, то общий объем СО₂ в EOR-комплексе составит 9,680 MMscf (274 100 000 см³ = 512 100 т).

• В.4 Процедуры расчета антропогенной части m_stored за отчетный год

Расчет антропогенной части СО₂ будет осуществляться с использованием того же подхода, с использованием той же формулы (см. 8.3) и с использованием переменных, которые были скорректированы с учетом применения коэффициентов распределения. Если в условном проекте ранее не проводились получение и закачка СО₂, а новый, полученный, СО₂ является на 100 % антропогенным, приведенные ниже расчеты сведутся к простому вычитанию потерь из количества полученного СО₂. Представленный здесь пример предназначен для рассмотрения относительно сложного сценария, изложенного в упрощенном виде для простоты понимания.

• В.4.1 Расчет природного СО₂, при условии наличия

Если получено разрешение уполномоченного органа на включение природного СО₂ в состав m_input используются следующие параметры:

• а) природное содержание СО₂ составляет 100.0 scf/stb (17,81 см³/см³);

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

Расчет:

(1,000 stb/D • 365.0 D/Year) • (100.0 scf/stb)/( 1,000,000 scf/MMscf) = 36.50 MMscf [(159,0 см³/сут • 365,0 сут/г) • (17,81 см³/см³) = 1 034 000 см³ = 1 931 т].

Это значение представляет собой общее количество природного СО₂, выделенного в течение отчетного года.

• В.4.2 Расчет антропогенного СО₂ /n_jnput с использованием коэффициента распределения

Для получения объема антропогенного СО₂, полученного в рамках проекта, используется трехэтапный процесс. Сначала рассчитывается общее количество СО₂, измеренное узлом коммерческого учета, а затем оно уменьшается на долю неантропогенного СО₂ в общем потоке СО₂. Наконец, к антропогенному потоку добавляется m_native’ ^{если это} одобрено уполномоченным органом. Используются следующие параметры:

• а) полученный СО₂ 10.00 MMscf/D (283 200 Sm³/D), из которых 40 % определяется как антропогенный СО₂; а также

• Ь) объем антропогенного природного СО₂ 36.50 MMscf (1 034 000 см³) (см. В.4.1).

Расчет:

• В.4.2.1 Общее количество СО₂ ^_reCeived ^за отчетный год

(10.00 MMscf/D • 365.0 D/Year) = 3,650 MMscf [(283 200 см³/сут • 365,0 сут/г) = 103 400 000 см³ = 193 200 т].

Коэффициент антропогенного распределения для /7i_received считается равным 40 % (0,400 0), и этот коэффициент распределения следует использовать для расчета доли антропогенного СО₂ в ^|_0SS operations inlet (^см- В.4.3).

• В.4.2.2 Общее количество СО₂ m_jnput за отчетный год

^miiipul ” ^received ⁺ ^native

(10.00 MMscf/D ■ 365.0 D/Year) + 36.50 MMscf = 3,687 MMscf [(283 200 см³/сут ■ 365,0 сут/г) + 1 034 000 см³ = 104 400 000 см³ = 195 000 т].

• В.4.2.3 Содержание антропогенного СО₂ m_jnput за отчетный год

Антропогенная составляющая m_jnput рассчитывается путем применения коэффициента распределения (40 %) к m_received и добавления m_native

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

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

• В.4.2.4 Коэффициент антропогенного распределения за отчетный год для m_jnput

Антропогенная составляющая m_input (см. 8.4.3) делится на общее значение m_jnput (см. В.3.2), включая m_native (см. В.4.1), если это разрешено уполномоченным органом:

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

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

• В.4.3 Эксплуатационные потери на входе m_)oss operations inlet антропогенного СО₂

Значение коэффициентов может варьироваться в зависимости от конфигурации комплекса; в данном случае оценка потерь производится на участке между узлом коммерческого учета СО₂ и точкой, где поступаемый поток СО₂ объединяется с потоком рециркуляции. Для расчета необходимо использовать следующие параметры:

• а) эксплуатационные потери на входе 2.000 Mscf/D (56,64 см³/сут) для входящего потока СО₂ (см. В.2.5);

• Ь) доля антропогенного СО₂ в поступающем потоке за отчетный период 0,400 0 (см. В.2.2).

Расчет:

• В.4.3.1 Общие потери СО₂ на входе m_{|oss oper}ations inlet^{за отчетный} период

Суточная норма эксплуатационных потерь на входе переводится из Mscf в MMsef, а затем умножается на 365 суток, чтобы получить общее годовое значение /7?|_{0SS operations in}|_et:

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

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

• В.4.3.2 Эксплуатационные потери антропогенного СО₂ на входе W|_{0SS operatjons in}|_et за отчетный период

Умножение общего годового количества m|_0SS operations inlet^на коэффициент распределения дает годовой объем потерь антропогенного СО₂ m_{loss operatiO}ns inlet

0.73000 MMsef • 0.4000 = 0.2920 MMsef = 15.45 t

[20 674 cm³ • 0,400 0 = 8 270 cm³ = 15,45 т].

• B.4.4 Коэффициент распределения антропогенного CO₂ для EOR-комплекса

Коэффициент распределения представляет собой долю антропогенного СО₂, существующего в комплексе на конец отчетного периода количественной оценки. Он используется для расчета доли антропогенного СО₂ при эксплуатационных потерях EOR-комплекса. Коэффициент может меняться со временем, и, возможно, потребуется его расчет для более коротких интервалов времени для повышения точности. Для расчета коэффициента используются следующие параметры:

• а) ранее закачанный СО₂ в EOR-комплекс на начало периода количественной оценки (см. В.2.1) в количестве 6,000 MMsef (169 900 00 см³);

• Ь) общее количество СО₂, полученное за первый год, равно 3,687 MMsef (104 400 00 см³), включая природный СО₂ (см. В.3.2 и В.4.1);

• с) общее количество антропогенного СО₂, полученного за первый год, составляет 1,497 MMsef (42 395 000 см³) (см. В.4.2.2);

• d) эксплуатационные потери СО₂ на входе за первый год составляют 0,730 0 MMsef (20 670 см³) (см. В.4.3.1); и

• е) общие эксплуатационные потери СО₂ за первый год составляют 0,292 0 MMsef (8 270 см³) (см. В.4.3.2).

Расчет:

Коэффициент распределения антропогенного со₂ ДЛЯ m_{loss E}QR complex ^{И m}loss operations other получен путем вычитания из общего количества антропогенного СО₂ (включая m_native) общего количества эксплуатационных потерь СО₂ на ВХОДе T77|_{OSS op}erations inlet ^и Д^еления полученного результата на (^m_prevj_0us injection ^{+ m}input ^{- m}loss operations inlet)'

(1,497 MMsef-0.2920 MMscf)/(6,000 MMsef + 3,687 MMsef-0.7300 MMsef) = 0.154 5

[(42 395 000 cm³ - 8 270 cm³)/(169 900 000 cm³ + 104 400 000 cm³ - 20 670 cm³) = 0,154 5].

• B.4.5 Антропогенная доля CO₂ в прочих эксплуатационных потерях m|_OSS operations other ^и потерях EOR-комплекса m_{loss E0R complex}

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

• а) коэффициент распределения антропогенного СО₂ для EOR-комплекса составляет 0,154 5 (см. В.4.4);

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

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

Расчет:

• В.4.5.1 Прочие общие эксплуатационные потери СО₂ m|_0SS operations other

Дневная норма прочих потерь переводится из Mscf в MMsef и умножается на 365 суток, чтобы получить годовое значение n7|_0SS operations Other'

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

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

• В.4.5.2 Общие потери СО₂ EOR-комплекса W|_{0SS E0R comp}|_ex

Суммарное ежедневное значение потерь СО₂ от EOR-комплекса переводится из Mscf в MMscf и умножается на 365 суток, чтобы получить годовое значение n7|_{0SS E0R com}piex^:

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

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

• В.4.5.3 Прочие общие эксплуатационные потери антропогенного СО₂ n7|_0SS operations other

Прочие общие эксплуатационные потери СО₂ умножаются на коэффициент антропогенного распределения,в соответствии С В.4.4, чтобы получить антропогенную составляющую ^|_0Ss operations other’

(5.475 MMscf) • 0.1545 = 0.8459 MMscf

[155 100 см³ • 0,1545 = 23 960 cm³ = 44,75 т].

• B.4.5.4 Потери антропогенного CO₂ для СО₂-Е(Ж-комплекса m|_{0SS E0R} complex

Суммарные потери CO₂ умножаются на коэффициент антропогенного распределения в соответствии с В.4.4, ЧТОбы ПОЛУЧИТЬ антропогенную составляющую m|_{0SS E}qr complex-

(0.3650 MMscf) ■ 0.1545 = 0.05639 MMscf

[10 340 см³ • 0,1545 = 1 598 cm³ = 2,980 т].

• В.4.6 Количественная оценка антропогенного СО₂, размещенного при реализации проекта

Используемые параметры:

• а) эксплуатационные потери антропогенного СО₂ на входе: 0.2920 MMscf (8 270 см³) (см. В.4.3.2);

• Ь) прочие эксплуатационные потери антропогенного СО₂: 0.8459 MMscf (23 960 см³) (см. В.4.5.3);

• с) потери антропогенного СО₂ из EOR-комплекса: 0.05639 MMscf (1 598 см³) (см. В.4.5.4);

• d) полученный СО₂ и процент антропогенного СО₂: 10.00 MMscf/D (283 200 см³/сут) (40 % антропогенные); а также

• е) полученный природный СО₂: 36.50 MMscf (1 034 000 см³) (см. В.4.1).

Расчет:

Для количественной оценки доли антропогенного СО₂, хранящегося в течение отчетного года, в расчете также учитывается m_native, который включается в состав расчета m_input и рассчитывается на основе поступлений антропогенного СО₂ по следующей формуле:

^stored “ ^minput “ ^mloss operations ^{— m}loss EOR complex

^stored ~ (^received ⁺ ^native) ^— (^mloss operations inlet ^{+ m}loss operations other) ^{— m}loss EOR complex

[(10.00 MMscf/D • 0.4000 • 365.0 D/Year) + 36.50 MMscf] - (0.2920 MMscf + 0.8459 MMscf) - 0.05639 MMscf =

= 1,495.3 MMscf

[(283 200 см³/сут ■ 0,4000 • 365,0 сут/г) + 1 034 000 см³] - (8 270 см³ + 23 960 см³) - 1 598 Sm³ = 42 347 000 см³ =

= 79 110 т.

Таблица В.1 — Пример таблицы для документирования переменных и коэффициентов распределения, рассчитанных для антропогенного СО₂

Приложение С (справочное)

Перевод единиц измерения

Стандартные единицы измерения нефтегазовой промышленности

Международная система единиц (СИ): перевод в метрическую систему 1 баррель = 0,158 9 см³

1 М = 1 000

1 ММ = 1 000 000

1 т = 1 000 кг

Таблица С.1 — Метрические переводные коэффициенты при 60°F (15 555 6 °C), 1 атм¹>

Преобразование действительно только для чистого СО₂.

Библиография

• [1] Figure А.2, Joyce Frank, CO₂-EOR Schematic, graphic art

• [2] Figure A.3, Bruce Hill, Whiting North Ward Estes Field, Permian Basin, photograph

• [3] Figure A.4, Susan Hovorka, Comparing Saline Injection to EOR Pattern Flood, graphic art

• [4] Alekemode P.L.C. CO₂ Miscible Displacement Enhanced Oil Recovery in Dutch North Sea. Proceedings of the Fifth

• (1995) International Offshore and Polar Engineering Conference. The Hague, The Netherlands. Vol. ISBN 1 -880653-16-8 (Set); ISBN 1-880653-17-6 (Vol 1). 1995

• [5] ARI. Global technology roadmap for CCS in industry. Sectoral assessment CO₂ enhanced oil recovery. 2009. Available at: https://www.unido.org/fileadmin/user_media/Services/Energy_and_Climate_Change/Ener-gy_Efficiency/ CCS/EOR.pdf

• [6] ARI. Improving domestic energy security and lowering CO₂ emissions with next-generation CO₂ enhanced oil recovery (CO2-EOR). NETL (2011). NOE/NETL 2011/1504/. Available at: http://www.netl.doe.gov/File%20Library/Re-search/Energy%20Analysis/Publications/DOE-NETL-2011-1504-StoringCO₂-wEOR-Final.pdf

• [7] Azzolina N., Nakles D., Gorecki C., Peck W., Ayash S., MelzeR S. CO₂ storage associated with CO₂ enhanced oil recovery: A statistical analysis of historical operations, International Journal of Greenhouse Gas Control, V. 37, pp. 384—397 (June 2015). Available at: http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1750583615001413

• [8] Bachu S., & Bennion D.B. Experimental assessment of brine and/or CO₂ leakage through well cements at reservoir conditions, Int. J. Greenhouse Gas Control, 3, 494—501. 2009

• [9] Bachu S. Identification of Oil Reservoirs Suitable for CO₂-EOR and CO₂ Storage (CCUS) Using Reserves Databases, with Application to Alberta, Canada, International Journal of Greenhouse Gas Control. 44 (2016). 152—165

• [10] Carbon Sequestration Leadership Forum. Final Report by the CSLF Task Force on Technical Challenges in the Conversion of CO₂-EOR Projects to CO₂ Storage Projects (September 2013) (Bachu, et al.). Available at: https:// www.cslforum.org/cslf/sites/default/files/documents/CO2-EORtoCCS_FinalReport.pdf

• [11] Consoll C., & Wildgust N. Current status of global storage resources. Energy Procedia v. 114, 4623—4628. 2016. Available at: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1876610217320684

• [12] Dipietro P., Balach P., Wallace M. A note on sources of CO₂ supply for enhanced oil recovery operations. SPE 0412. 2012. Available at: http://www.co2conference.net/2012/12/a-note-on-sources-of-co2supply-for-enhanced-oil-recovery-operations/

• [13] Docket Number (08-AFC-8A), Amended Application for Certification, Hydrogen Energy California Power Plant Licensing Case, Amended Application for Certification. Available at: http://www.energy.ca.gov/sitingcases/hydrogen_energy/ and http://www.energy.ca.gov/sitingcases/hydrogen_energy/documents/others/2012-06-20_CEHI_Project _Over-view_workshop_presentation.pdf

• [14] Fox C. CO₂ EOR Carbon balance. Presentation, CO₂ Conference, Houston. 2013. Available at: http://www.CO₂ conference.net/wp-content/uploads/2013/05/Fox-KM-Presentation-SACROC.pdf

• [15] Halliburton. Supergiant Lula Brings CO₂-EOR Advances: http://halliburtonblog.com/supergiant-lu-la-brings-CO₂-eor-advances/. 2012

• [16] Hill B., Hovorka S., Melzer S. Geologic carbon storage through enhanced oil recovery. Energy Procedia v. 37, 6808—6830. 2012. Available at http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1876610213008576

• [17] Holloway S., Vincent C.J., Bentham M. S., Kirk K.L. Top-down and bottom-up estimates of CO₂ storage capacity in the UK sector of the Southern North Sea Basin. Environmental Geoscience Vol. 13: 74—81.2006

• [18] Holm L., & O’Brien L. Carbon Dioxide Test at the Mead-Strawn Field, Journal of Petroleum Technology, vol. 23, issue 4 (April 1971) Society of Petroleum Engineers publication SPE-3103-PA. Available at https://doi. org/10.2118/3103-PA

• [19] Holtz M., Nance P., Finley R. Reduction of Greenhouse Gas Emissions through Underground CO₂ Sequestration in Texas Oil and Gas Reservoirs; EPRI, Palo Alto, CA: 1999 (Finley, R., Principal Investigator)

• [20] Hovorka S. EOR as Sequestration — Geoscience Perspective. White paper for symposium on role of EOR in accelerating deployment of CCS. An MIT Energy Initiative and Bureau of Economic Geology at UT Austin Symposium on role of EOR in accelerative deployment of CCS (2010). Available at: https://energy.mit.edu/wp-content/ uploads/2010/07/MITEI-RP-2010-003.pdf

• [21] Hovorka S. 2013. Managing storage resources-role of enhanced oil recovery (EOR). Available from Gulf Coast Carbon Center, University of Austin, TX

• [22] Huerta N.J., Bryant S.L., Strazisar B.R., Kutchko B.G., Conrad L.C. The influence of confining stress and chemical alteration on conductive pathways within wellbore cement, Energy Procedia 1,3571—3578. 2009

• [23] JX Nippon Oil and Gas Exploration (2011). PetroVietnam, JVPC and JOGMEC announce success of CO₂-EOR Pilot Test in Rang Dong Oil Field, Block 15-2 Offshore Vietnam: http://www.nex.jx-group.co.jp/english/newsre-lease/2011 /20120229_01 .html

• [24] Kuuskraa V., Godec M., DiPietro P. CO₂ Utilization from «Next Generation» CO₂ Enhanced Oil Recovery Technology, Energy Procedia, 37 (2013) (6854—6866)

• [25] Kuuskraa V. Using the Economic value of CO2-EOR to accelerate the deployment of CO2 capture, utilization and storage. Presentation, CCUS, EPRI Cost Workshop, Palo Alto, CA, April 25—26, 2012

• [26] Kuuskraa V., & Wallace M. CO₂-EOR set for growth as new CO₂ supplies emerge. Oil and Gas Journal. April 7, 2014

• [27] Lake L.W. Enhanced oil recovery. ISBN 978132816014, Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ. 1989

• [28] Manrique E., Thomas C., Ravikiran R., Izadi M., Lantz M., Romero J. EOR: Current status and opportunities. SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, Oklahoma, USA. Vol. 130113-MS. 24—28 April 2010

• [29] Marston P., Moore P., Schnacke G. Carbon Dioxide Infrastructure: Pipeline Transport Issues and Regulatory Concerns — Past, Present and Future. 52 Rocky Mtn. Mineral Law Foundation Journal 275 (2015)

• [30] Marston P. Pressure profiles for CO₂-EOR and CCS: Implications for regulatory frameworks. Greenhouse Gas Sci Technol. V. 3, P. 165—168. 2013. (http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/ghg.1348/full)

• [31] Marston P. Bridging the Gap: An Analysis and Comparison of Legal and Regulatory Frameworks for CO₂-EOR and CO₂-CCS, report to the Global Carbon Capture and Storage Institute (2013): http://www.globalccsinstitute.com/ sites/default/files/publications/118951/eor-report-2013-4-nov.pdf

• [32] Melzer L. Stephen, «Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery (CO₂ EOR): Factors Involved in Adding Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) to Enhanced Oil Recovery» (February 2012) (report prepared for the National Enhanced Oil Recovery Initiative, Center for Climate and Energy Solutions). Available at: http://carboncapturecoali-tion.org/wp-content/uploads/2018/01/Melzer_C02EOR_CCUS_Feb2012.pdf

• [33] National Petroleum Council. 2011. Conventional Onshore Oil Including Enhanced Oil Recovery

• [34] Final Report RPSEA Commercial exploitation and the origin of residual oil zones: Developing a case history in the Permian Basin of New Mexico and West Texas, Research Partnership to Secure Energy for America. 2012

• [35] Tzimas E. «CO₂ Storage Potential in the North Sea via Enhanced Oil Recovery». EU Commission DG-Joint Research Centre, Institute for Energy, Petten, The Netherlands. Paper 03-20-09 presented at Eighth International Conference on GHG Technologies, Trondheim, Norway. 2006.

• [36] Whittaker S. Ph.D and Perkins E Ph.D., «Technical Aspects of CO₂-Enhanced Oil Recovery and Associated Carbon Storage» (Report to Global CCS Institute) (October 2013)

• [37] Wolaver B., Hovorka S., Smyth R. Greensites and brownsites: Implications for CO₂ sequestration, characterization, risk assessment and monitoring. International Journal of Greenhouse Gas Control. V. 19, p. 49—62. 2013

Стандарты на трубопроводы Американского общества инженеров-механиков (ASME) и Международной организации по стандартизации (ISO)

Международные стандарты и рекомендуемые практики Американского института нефти (API) и NACE

• [60] Spec 5/СТ ISO 11960, Specifications for Casing and Tubing

• [61] API 10D/Spec 1 —TR4 Centralizers

• [62] API Std 53, Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells, Fourth Edition, (Includes Addendum 1)

• [63] Bui 5C2: Performance Properties of Casing Tubing and Drill Pipe

• [64] Spec 5L: Specification for Line Pipe

• [65] Spec 5LD: CRA or Lined Steel Pipe

• [66] Spec 6A: Specifications for Wellhead and Christmas Tree Equipment

• [67] Spec 6D/ISO 14313: Specifications for Pipeline Vales

• [68] Bull 6J: Testing of Oilfield Elastomers

• [69] RP 10B-2 through 5: Testing Well Cements

• [70] Spec 10A/ISO 10426-1: Specifications for Cements and Materials for Well Cementing

• [71] TR 10TR1: Cement Sheath Evaluation

• [72] API STANDARD 65—PART 2lsolating Potential Flow Zones During Well Construction (2d ed. Dec) 2010)

• [73] Spec 11D/ISO 14310: Petroleum and Natural Gas Industries — Downhole Equipment — Packers and Bridge

Plugs

• [74] Spec 15HR: High Pressure Fiberglass Line Pipe

• [75] Spec 15LR: Low Pressure Fiberglass Line Pipe

• [76] API. RP51R (R2013), Environmental sound practices to promote protection of the environment in domestic onshore oil and gas production

• [77] API. API Environmental Guidance Document: Onshore Solid Waste Management in Exploration and Production Operations

• [78] API. Guidelines for Commercial Exploration and Production Waste Management Facilities

  [79]	Bulletin A.P.I. E2, Bulletin on Management of Naturally Occurring Radioactive Materials (NORM) in Oil and Gas Production
  [80]	Bulletin A.P.I. E3, Environmental Guidance Document: Well Abandonment and Inactive Well Practices for U.S. Exploration and Production Operations
  [81] [82]	API Specification 7B-11C, Specification for Internal-Combustion Reciprocating Engines for Oil-Field Service API Recommended Practice 7C-11F, Recommended Practice for Installation, Maintenance, and Operation of Internal-Combustion Engines
  [83] [84] [85] [86] [87] [88] [89] [90] [91] [92]	API Recommended Practice 11 ER, Recommended Practice for Guarding of Pumping Units Bulletin API 11K, Data Sheet for the Design of Air Exchange Coolers API Specification 11N, Specification for Lease Automatic Custody Transfer (LACT) Equipment API Specification 12B, Specification for Bolted Tanks for Storage of Production Liquids API Specification 12D, Specification for Field Welded Tanks for Storage of Production Liquids API Specification 12F, Specification for Shop Welded Tanks for Storage of Production Liquids API Specification 12J, Specification for Oil and Gas Separators API Specification 12K, Specification for Indirect Type Oilfield Heaters API Specification 12L, Specification for Vertical and Horizontal Emulsion Treaters API Recommended Practice 12N, Recommended Practice for the Operation, Maintenance and Testing of Firebox Flame Arresters
  [93] [94]	API Specification 12P, Specification for Fiberglass Reinforced Plastic Tanks API Recommended Practice 12R1, Recommended Practice for Setting, Maintenance, Inspection, Operation, and Repair of Tanks in Production Service
  [95]	API Recommended Practice 49, Recommended Practice for Drilling and Well Servicing Operations Involving Hydrogen Sulfide
  [96]	API Recommended Practice 53, Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells
  [97]	API Recommended Practice 55, Recommended Practices for Oil and Gas Producing and Gas Processing Plant Operations Involving Hydrogen Sulfide
  [98]	API Bulletin 75L, Guidance Document for the Development of a Safety and Environmental Management System for Onshore Oil and Natural Gas Production Operations and Associated Activities
  [99] [100] [101]	API Recommended Practice 580, Risk-Based Inspection, Third Edition API Recommended Practice 581, Risk-Based Inspection Technology, Third Edition API Recommended Practice 2350, Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities API Publication 4663, Remediation of Salt-Affected Soils at Oil and Gas Production Facilities
  [102]	NACE International. NACE RP 0475, Selection of Metallic Materials to be used in All Phases of Water Handling for Injection into Oil-Bearing Formations
  [ЮЗ]	NACE International. NACE Standard MR 0175, Petroleum and Natural Gas Industries—Materials for Use in H2S-containing Environments in Oil and Gas Productionparts 1, 2 and 3
  [104] [105]	International Organization for Standardization (ISO) Standards and Guides ISO 12039:2001 Stationary source emissions — Determination of carbon monoxide, carbon dioxide and oxygen — Performance characteristics and calibration of automated measuring systems
  [Юб] [107] [108] [109]	ISO 15649:2001 Petroleum and natural gas industries — Piping ISO 10439:2002 Petroleum, chemical and gas service industries — Centrifugal compressors ISO 13631:2002 Petroleum and natural gas industries — Packaged reciprocating gas compressors ISO 21457:2010 Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials selection and corrosion control for oil and gas production systems
  [110] [111]	ISO 10418 Basic surface safety systems ISO 10423 Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Wellhead and Christmas tree equipment

  [112]	ISO/TR 12489	Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Reliability modelling and calculation of safety systems
  [113]	ISO 13354	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment— Shallow gas diverter equipment
  [114]	ISO 13533	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Drillthrough equipment
  [115]	ISO 13534	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Inspection, maintenance, repair and remanufacture of hoisting equipment
  [116]	ISO 13535	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Hoisting equipment
  [117]	ISO 13626	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Drilling and well-servicing structures
  [118]	ISO 13702	Petroleum and natural gas industries — Control and mitigation of fires and explosions on offshore production installations — Requirements and guidelines
  [119]	ISO 13703	Petroleum and natural gas industries — Design and installation of piping systems on offshore production platforms
  [120]	ISO 14224	Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment
  [121]	ISO 14692 (all parts) Petroleum and natural gas industries — Glass-reinforced plastics (GRP) piping
  [122]	ISO 14693	Petroleum and natural gas industries — Drilling and well-servicing equipment
  [123]	ISO 15156-1	Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production — Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials
  [124]	ISO 15156-2	Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production — Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons
  [125]	ISO 15156-3	Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production — Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys
  [126]	ISO 15138	Petroleum and natural gas industries — Offshore production installations — Heating, ventilation and air-conditioning
  [127]	ISO 15544	Petroleum and natural gas industries — Offshore production installations — Requirements and guidelines for emergency response
  [128]	ISO 15663	Petroleum and natural gas industries — Life-cycle costing
  [129]	ISO 17776:2016	Petroleum and natural gas industries — Offshore production installations — Major accident hazard management during the design of new installations
  [130]	ISO/TS 17969	Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Guidelines on competency management for well operations personnel
  [131]	ISO 20815	Production assurance and reliability management
  [132]	ISO 23936-1	Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Non-metallic materials in contact with media related to oil and gas production — Part 1: Thermoplastics
  [133]	ISO 23936-2	Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Non-metallic materials in contact with media related to oil and gas production — Part 2: Elastomers
  [134]	ISO/TS 27469	Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Method of test for fire dampers
  [135]	ISO/TS 29001	Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Sector-specific quality management systems — Requirements for product and service supply organizations
  [136]	ISO 13624-1	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 1: Design and operation of marine drilling riser equipment
  [137]	ISO/TR 13624-2	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 2: Deepwater drilling riser methodologies, operations, and integrity technical report
  [138]	ISO 13625	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Marine drilling riser couplings

  [139]	ISO 19901-7	Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — Part 7: Stationkeeping systems for floating offshore structures and mobile offshore units
  [140]	ISO 19904-1	Floating offshore structures
  [141]	ISO 13628-1	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 1: General requirements and recommendations
  [142]	ISO 13628-2	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 2: Unbonded flexible pipe systems for subsea and marine applications
  [143]	ISO 13628-3	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 3: Through flowline (TFL) systems
  [144]	ISO 13628-4	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 4: Subsea wellhead and tree equipment
  [145]	ISO 13628-5	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 5: Subsea umbilicals
  [146]	ISO 13628-6	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 6: Subsea production control systems
  [147]	ISO 13628-7	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 7: Completion/workover riser systems
  [148]	ISO 13628-8	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems
  [149]	ISO 13628-9	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 9: Remotely Operated Tool (ROT) intervention systems
  [150]	ISO 13628-10	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 10: Specification for bonded flexible pipe
  [151]	ISO 13628-11	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 11: Flexible pipe systems for subsea and marine applications
  [152]	ISO 13628-15	Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 15: Subsea structures and manifolds
  [153]	ISO 19900	General requirements for offshore structures
  [154]	ISO 19901-1	Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — Part 1: Metocean design and operating considerations
  [155]	ISO 19901-2	Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — Part 2: Seismic design procedures and criteria
  [156]	ISO 19901-3	Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — Part 3: Topsides structure
  [157]	ISO 19901-4	Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — Part 4: Geotechnical and foundation design considerations
  [158]	ISO 19901-5	Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — Part 5: Weight control during engineering and construction
  [159]	ISO 19901-6	Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — Part 6: Marine operations
  [160]	ISO 19901-8	Petroleum and natural gas industries — Specific requirements for offshore structures — Part 8: Marine soil investigations
  [161]	ISO 19902	Arnd. 1 Fixed steel offshore structures (Arnd)
  [162]	ISO 19903	Fixed concrete offshore structures
  [163]	ISO 19905-1	Petroleum and natural gas industries — Site-specific assessment of mobile offshore units — Part 1: Jack-ups
  [164]	ISO/TR 19905-2	Petroleum and natural gas industries — Site-specific assessment of mobile offshore units — Part 2: Jack-ups commentary and detailed sample calculation
  [165]	ISO 19906	Arctic offshore structures
  [166]	ISO/TR 10400	Calculations for OCTG performance properties

  [167]	ISO 10405	Petroleum and natural gas industries — Care and use of casing and tubing
  [168]	ISO 10407-1	Drill stem design
  [169]	ISO 10407-2	Petroleum and natural gas industries — Rotary drilling equipment — Part 2: Inspection and classification of used drill stem elements
  [170]	ISO 10414-1	Petroleum and natural gas industries — Field testing of drilling fluids — Part 1: Water-based fluids
  [171]	ISO 10414-2	Petroleum and natural gas industries — Field testing of drilling fluids — Part 2: Oil-based fluids
  [172]	ISO 10416	Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids — Laboratory testing
  [173]	ISO 10417	Petroleum and natural gas industries — Subsurface safety valve systems — Design, installation, operation and redress
  [174]	ISO 10424-1	Petroleum and natural gas industries — Rotary drilling equipment — Part 1: Rotary drill stem elements
  [175]	ISO 10424-2	Petroleum and natural gas industries — Rotary drilling equipment — Part 2: Threading and gauging of rotary shouldered thread connections
  [176]	ISO 10426-1	Petroleum and natural gas industries — Cements and materials for well cementing — Part 1: Specification
  [177]	ISO 10426-2	Petroleum and natural gas industries — Cements and materials for well cementing — Part 2: Testing of well cements
  [178]	ISO 10426-3	Testing of deepwater well cement
  [179]	ISO 10426-4	Preparation and testing of atmospheric foamed cement slurries
  [180]	ISO 10426-5	Petroleum and natural gas industries — Cements and materials for well cementing — Part 5: Determination of shrinkage and expansion of well cement formulations at atmospheric pressure
  [181]	ISO 10426-6	Petroleum and natural gas industries — Cements and materials for well cementing — Part 6: Methods for determining the static gel strength of cement formulations
  [182]	ISO 10427-1	Petroleum and natural gas industries — Equipment for well cementing — Part 1: Casing bow-spring centralizers
  [183]	ISO 10427-2	Petroleum and natural gas industries — Equipment for well cementing — Part 2: Centralizer placement and stop-collar testing
  [184]	ISO 10427-3	Petroleum and natural gas industries — Equipment for well cementing — Part 3: Performance testing of cementing float equipment
  [185]	ISO 10432	Petroleum and natural gas industries — Downhole equipment — Subsurface safety valve equipment
  [186]	ISO 11960	Casing and tubing for wells
  [187]	ISO 11961	Drill pipe
  [188]	ISO 12835	Qualification of casing connections for thermal wells
  [189]	ISO 13085	Petroleum and natural gas industries —Aluminium alloy pipe for use as tubing for wells
  [190]	ISO 13500	Petroleum and natural gas industries — Drilling fluid materials — Specifications and tests
  [191]	ISO 13501	Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids — Processing equipment evaluation
  [192]	ISO 13503-1	Petroleum and natural gas industries — Completion fluids and materials — Part 1: Measurement of viscous properties of completion fluids
  [193]	ISO 13503-2	Petroleum and natural gas industries — Completion fluids and materials — Part 2: Measurement of properties of proppants used in hydraulic fracturing and gravel-packing operations
  [194]	ISO 13503-3	Petroleum and natural gas industries — Completion fluids and materials — Part 3: Testing of heavy brines
  [195]	ISO 13503-4	Petroleum and natural gas industries — Completion fluids and materials — Part 4: Procedure for measuring stimulation and gravel-pack fluid leakoff under static conditions
  [196]	ISO 13503-5	Petroleum and natural gas industries — Completion fluids and materials — Part 5: Procedures for measuring the long-term conductivity of proppants

  [197]	ISO 13503-6	Petroleum and natural gas industries — Completion fluids and materials — Part 6: Procedure for measuring leakoff of completion fluids under dynamic conditions
  [198]	ISO 13678	Petroleum and natural gas industries — Evaluation and testing of thread compounds for use with casing, tubing, line pipe and drill stem elements
  [199]	ISO 13679	Casing and tubing connections testing
  [200]	ISO 13680	Petroleum and natural gas industries — Corrosion-resistant alloy seamless tubes for use as casing, tubing and coupling stock — Technical delivery conditions
  [201]	ISO 14310	Petroleum and natural gas industries — Downhole equipment— Packers and bridge plugs
  [202]	ISO 14998	Petroleum and natural gas industries — Downhole equipment — Completion accessories
  [203]	ISO 15136-1	Petroleum and natural gas industries — Progressing cavity pump systems for artificial lift — Part 1: Pumps
  [204]	ISO 15136-2	Petroleum and natural gas industries — Progressing cavity pump systems for artificial lift — Part 2: Surface-drive systems
  [205]	ISO 15463	Petroleum and natural gas industries — Field inspection of new casing, tubing and plainend drill pipe
  [206]	ISO 15464	Gauging and inspection of threads
  [207]	ISO 15546	Petroleum and natural gas industries —Aluminium alloy drill pipe
  [208]	ISO 16070	Petroleum and natural gas industries — Downhole equipment— Lock mandrels and landing nipples
  [209]	ISO/TS 16530-2	Well integrity operational phase
  [210]	ISO 17078-1	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 1: Side-pocket mandrels
  [211]	ISO 17078-2	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 2: Flow-control devices for side-pocket mandrels
  [212]	ISO 17078-3	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 3: Running tools, pulling tools and kick-over tools and latches for side-pocket mandrels
  [213]	ISO 17078-4	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Part 4: Practices for side-pocket mandrels and related equipment
  [214]	ISO 17824	Petroleum and natural gas industries — Downhole equipment — Sand screens
  [215]	ISO 20312	Petroleum and natural gas industries — Design and operating limits of drill strings with aluminium alloy components
  [216]	ISO 27627	Petroleum and natural gas industries — Aluminium alloy drill pipe thread connection gauging
  [217]	ISO 28781	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Subsurface barrier valves and related equipment
  [218]	ISO 15551-1:2015	Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment— Part 1: Electric submersible pump systems for artificial lift
  [219]	ISO 16904:2016	Petroleum and natural gas industries — Design and testing of LNG marine transfer arms for conventional onshore terminals
  [220]	ISO 17348:2016	Petroleum and natural gas industries — Materials selection for high content CO2 for casing, tubing and downhole equipment
  [221]	ISO 17349:2016	Petroleum and natural gas industries — Offshore platforms handling streams with high content of CO2 at high pressures
  [222]	ISO 17945:2015	Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Metallic materials resistant to sulfide stress cracking in corrosive petroleum refining environments
  [223]	ISO 18797-1:2016	Petroleum, petrochemical and natural gas industries — External corrosion protection of risers by coatings and linings — Part 1: Elastomeric coating systems-polychloroprene or EPDM
  [224]	ISO Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement. (JCGM 100:2008), EN ISO/IEC 17025, EN 14181, Stationary source emissions, EN 15259, Air quality, EN ISO/IEC 17025

Дополнительные справочные публикации

Примеры соответствующей нормативно-правовой базы

• [235] Energy А. 2007. Quantification Protocol for Enhanced Oil Recovery: http://open.alberta.ca/publica-tions/9780778572336 (undergoing review as of January 2018)

• [236] Alberta Energy. 2013. Carbon capture & storage: Summary Report of the Regulatory Framework Assessment: http://www.energy.alberta.ca/CCS/pdfs/CCSrfaNoAppD.pdf

• [237] European Union, EU CCS Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the council of 23 April 2009, amendment to Council Directive 85/337/EEC and European Parliament and 1719 Council Directives 2000/60/ EC, 2001/80/EC, 2004/35/EC, 2006/12/ EC, 2008/1/EC, and Regulation (EC) No 1720 1013/2006, 2009. http:// eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:140:0114:0135:EN:P DF

• [238] European Union, 2009. Implementation of Directive 2009/31/EC: Geological Storage of Carbon Dioxide: http:// ec.europa.eu/clima/policies/lowcarbon/ccs/implementation/documentation_en.htm

Guidance Document 1: CO₂ Storage Life Cycle Risk Management Framework

Guidance Document 2: Characterisation of the Storage Complex, CO₂ Stream Composition, Monitoring and Corrective Measures

Guidance Document 3: Criteria for Transfer of Responsibility to the Competent Authority Guidance Document 4: Financial Security (Art. 19) and Financial Mechanism (Art. 20)

• [239] European Union, Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council of 13 October 2003 establishing a scheme for greenhouse gas emission allowance trading within the Community and amending Council Directive 96/61/EC (Text with EEA relevance)

• [240] European Union, Commission Regulation (EU) No. 601/2012 of 21 June 2012 on the monitoring and reporting of greenhouse gas emissions pursuant to Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council Text with EEA relevance

• [241] European Union, Directive 2010/75/EU of the European Parliament and of the Council of 24 November 2010 on industrial emissions (integrated pollution prevention and control) Text with EEA relevance

• [242] European Union, Commission Regulation (EU) No. 1193/2011 of 18 November 2011 establishing a Union Registry for the trading period commencing on 1 January 2013, and subsequent trading periods, of the Union emissions trading scheme pursuant to Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council and Decision No 280/2004/EC of the European Parliament and of the Council and amending Commission Regulations (EC) No 2216/2004 and (EU) No 920/2010 Text with EEA relevance

• [243] European Union, Commission Regulation (EC) No. 166/ 2006 of the European Parliament and of the Council concerning the establishment of a European Pollutant Release and Transfer Register and amending Council Directives 91/689/EEC and 96/61/EC

• [244] European Union, Commission Regulation (EU) No. 600/2012 on the verification of greenhouse gas emission reports and tonne-kilometre reports and the accreditation of verifiers pursuant to Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council

• [245] California Carbon Capture and Storage Review Panel. 2010. Technical Advisory Committee Report, Enhanced Oil Recovery as Carbon Dioxide Sequestration, August 10, 2010: http://www.climatechange.ca.gov/carbon_cap-ture_review_panel/meetings/2010-08-18/white_papers/Enhanced_Oil_Recovery_as_Carbon_Dioxide_Seques-tration.pdf

• [246] Center for Climate and Energy Solutions. 2012. Greenhouse Gas Accounting Framework for Carbon Capture and Storage Projects: http://www.c2es.org/publications/greenhouse-gas-accounting-framework-carbon-cap-ture-and-storage-projects

• [247] International Energy Agency. 2010. Carbon Captureand Storage: Model Regulatory Framework: http://www.iea. org/topics/ccs/ccslegalandregulatoryissues/ccsmodelregulatoryframework/

• [248] Interstate Oil and Gas Compact Commission. 2010. A Policy, Legal, and Regulatory Evaluation of the Feasibility of a National Pipeline Infrastructure for the Transport and Storage of Carbon Dioxide: http://www.sseb.org/ wp-content/uploads/2010/05/pipeline.pdf

• [249] Oklahoma Corporation Commission. 2016, Oil and Gas Conservation: Oklahoma Register, v. 33, no. 23, p. 569— 1138

• [250] State of Mississippi, 2013. Mississippi Geologic Sequestration of Carbon Dioxide Act, Miss. Code Ann) § 53-11-1

• [251] State of Texas. 2011. Title 16, Texas Administrative Code, Part 1, Chapter 5. Carbon Dioxide (CO₂), Subchapter

• C. Certification Of Geologic Storage Of Anthropogenic Carbon Dioxide (CO₂) Incidental to Enhanced Recovery Of Oil, Gas, Or Geothermal Resources, 16 TAC §§ 5.301-5.308. See also: 36 Texas Register 4397-4402 (July 8, 2011)

• [252] U.S. Environmental Protection Agency. 2015. 40 CFR Part 146, SubPart C — Criteria and Standards Applicable to Class II Wells: https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/CFR-2015-title40-vol23/pdf/CFR-2015-title40-vol23-part146-subpartC.pdf

• [253] Wyoming Oil and Gas Conservation Commission. (2015-Current): http://wogcc.state.wy.us/wogcchelp/ commission.html

Дополнительно рекомендуемая литература

• [254] Akbarabadi M., & Piri M. in-press. Co-sequestration of SO₂ with supercritical CO₂ in Carbonates: An experimental study of capillary trapping, relative permeability, and capillary pressure, Advances in Water Resources

• [255] Akbarabadi M., & Piri M. Relative permeability hysteresis and capillary trapping characteristics of supercritical CO₂/brine systems: An experimental study at reservoir conditions. Advances in Water Resources, Volume 52, Pages 190—206. 2013

• [256] Benson S.M., & Cole D.R. CO₂ Sequestration in Deep Sedimentary Formations, ELEMENTS, Vol. 4, pp. 325— 331. 2008. DOI:10.2113/gselements.4.5.325

• [257] Gilfillan Stuart MV. Solubility trapping in formation water as dominant CO₂ sink in natural gas fields. Nature 458.7238: 614-618. 2009

• [258] IEAGHG. Quantification Techniques for CO₂ Leakage, 2012/02 (January, 2012)

• [259] International Association of Oil & Gas Producers. 2014. Standards Bulletin No. 15: http://www.iogp.org/bookstore/

product/standards-bulletin-15/

• [260] IEA Greenhouse Gas R&D Programme (Prepared by Advanced Resources International, Inc. and Melzer Consulting), 2009. CO₂ Storage in Depleted Oilfields: Global Application Criteria for Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery, Report IEA/CON/08/155 http://www.C02Storage.org/Reports/2009-12.pdf

• [261] Intergovernmental Panel on Climate Change. Special Report: Carbon Dioxide Capture and Storage, (ed. Metz, et al.) (2005): https://www.ipcc.ch/report/carbon-dioxide-capture-and-storage/

• [262] Intergovernmental Panel on Climate Change. 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, (ed. Eggleston, et al.) (2006): http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/

• [263] MIT Energy Initiative and Bureau of Economic Geology at UT Austin Symposium, 2012. The Role of Enhanced Oil Recovery in Accelerating the Deployment of Carbon Capture and Sequestration: https://energy.mit.edu/wp-con-tent/uploads/2010/07/MITEI-RP-2010-003.pdf

• [264] Pentland C.H., El-Maghraby R., Iglauer S., Blunt M.J. Measurements of the capillary trapping of supercritical carbon dioxide in Berea sandstone. Geophys Res Letters, 38, p. L06401.2011

• [265] U.K. Department of Energy & Climate Change (DECC). Office of Carbon Capture & Storage (prepared by Advanced Resources International, Inc. and Melzer Consulting), 2010. Optimization of CO₂ Storage in CO₂ Enhanced Oil Recovery Projects: https://www.gov.uk/government/publications/optimization-of-co2-storage-in-co2-en-hanced-oil-recovery-projects

• [266] U.S. Department of Energy/National Energy Technology Laboratory. Best Practices for Monitoring, [Verification, and Accounting of CO₂ Stored in Deep Geologic Formations — 2012 Update, DOE/NETL-2012/1568 (October 2012) (2d ed.)

• [267] U.S. Department of Energy/National Energy Technology Laboratory (prepared by Advanced Resources International), 2011. Improving Domestic Energy Security and Lowering CO₂ Emissions with «Next Generation» CO₂-Enhanced Oil Recovery (CO₂-EOR), report DOE/NETL-2011/1504: http://www.netl.doe.gov/energy-analy-ses/pubs/NextGen_CO₂_EOR_06142011 .pdf

• [268] U.S. Environmental Protection Agency. Key Principles in EPA’s Underground Injection Control Program Class VI Rule Related to Transition of Class II Enhanced Oil or Gas Recovery Wells to Class VI (April 23, 2015): https:// www.epa.gov/sites/production/files/2015-07/documents/class2eorclass6memo_1 .pdf

УДК 504.3.054:006.354

Ключевые слова: улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа, хранение диоксида углерода путем закачки в нефтяные пласты с одновременным увеличением нефтеотдачи

Редактор М.В. Митрофанова Технический редактор В.Н. Прусакова Корректор М.И. Першина Компьютерная верстка А.Н. Золотаревой

Сдано в набор 13.04.2023. Подписано в печать 20.04.2023. Формат 60х84¹/в. Гарнитура Ариал. Усл. печ. л. 6,05. Уч.-изд. л. 5,44.

Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной разработчиком стандарта

Создано в единичном исполнении в ФГБУ «Институт стандартизации» ,

117418 Москва, Нахимовский пр-т, д. 31, к. 2.