ПНСТ 811-2023 Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Закачка, инфраструктура и мониторинг

        ПНСТ 811-2023

(ISO/TR 27923:2022)

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УЛАВЛИВАНИЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

Закачка, инфраструктура и мониторинг

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

ОКС 13.040

Срок действия с 2023-07-01

до 2024-07-01

Предисловие

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

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

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2023 г. N 5-пнст

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

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

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

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

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

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

Введение

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

1 Область применения

Настоящий стандарт содержит:

- описание существующих правовых рамок и связанных с ними законов и директив, касающихся текущих и планируемых проектов;

- описания эксплуатационных аспектов для действующих CCS-проектов, включая деятельность по мониторингу, безопасности и отчетности, связанную как с наземными, так и подземными компонентами проектов;

- описание требований и методов мониторинга, включая измерения для установления базовых уровней;

- описание существующих и новых инструментов мониторинга с указанием точности и ожиданиями в отношении количественной оценки;

- описание работ по выводу из эксплуатации и временных рамок, связанных с завершением проекта.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

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

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

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

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

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

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

3 Термины и определения

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

Примечания

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

Примечания

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Примечания

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

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

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

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

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

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

5 Правовая база

5.1 Общие положения

5.2 США

5.2.1 Общие положения

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

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

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

a) скважины для закачки пластовой воды и нефтепромысловых отходов;

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

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

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

5.3 Европейский Союз

5.3.1 Общие положения

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

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

5.3.2 Директива ЕС по CCS (см. [8])

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

5.3.3 Директива об экологической ответственности

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

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

5.4 Германия

5.5 Франция

5.6 Норвегия

5.6.1 Общие положения

5.6.2 Разрешительный режим деятельности CCS

5.6.3 Финансовая безопасность

5.6.4 Мониторинг

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

- мониторинг нештатных ситуаций: оценка эффекта противоаварийных мер в случае утечки.

5.7 Канада

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

5.8 Япония

5.9 Австралия

6 Конструкция скважины

6.1 Общие положения

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

Рисунок 1 - Общая схема скважины с указанием основных компонентов скважины

6.2 Компоненты скважины

6.2.1 Кондуктор

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

6.2.2 Поверхностная обсадная колонна

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

6.2.3 Корпус основной секции

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

6.2.4 Вкладыши

6.2.5 Трубопроводы и завершающие узлы

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

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

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

6.2.6 Устье скважины

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

6.3.1 Проектирование и строительство скважин

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

- нагнетательные трубы с покрытием (футеровкой) обычно используют в тех частях скважины, которые подвергаются воздействию воды. В случае нагнетательных скважин, которые также нагнетают воду, это будет составлять всю колонну;

- кольцевое пространство, заполненное дизельным топливом или пресной водой с ингибиторами коррозии, обеспечивает дополнительную защиту от коррозии как обсадной колонны, так и нагнетательных труб.

6.3.2 Заканчивание скважины

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

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

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

6.3.3.1 SACROC

6.3.3.2 Weyburn

6.3.4 Строительство исследовательской нагнетательной скважины

6.3.4.1 Nagaoka

6.3.4.2 Ketzin

6.3.4.3 Mountaineer

6.3.4.4 Tomakomai

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

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

6.3.5 Закачка в промышленном масштабе

6.3.5.1 Illinois Basin Decatur (IBDP)

6.3.5.2 Shell Quest

6.3.5.3 Aquistore

6.4 Мониторинг строительства скважин

6.4.1 Общие положения

6.4.2 Перфорированная контрольная скважина

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

6.4.2.1 Cranfield

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

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

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

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

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

Рисунок 2 - Расположение скважин в проекте Nagaoka

6.4.3.1 Ketzin

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

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

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

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

6.5 Обсуждение

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

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

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

7 Наземная инфраструктура (без скважины)

7.1 Конструкция и материалы

7.1.1 Общие положения

Примечание - На схеме показан случай транспортирования по трубопроводу.

Рисунок 3 - Наземная инфраструктура

7.1.2 Выбор материала

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

7.1.3 Углеродистая сталь

7.1.4 Нержавеющая сталь

7.1.5 Сплавы

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

7.2 Оборудование

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

7.2.2 Повышение давления до сверхкритического

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

- поглощение абсорбентами (например, триэтиленгликолем);

- осушка с помощью молекулярных сит;

- охлаждение.

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

7.2.4 Клапаны

7.2.5 Измерение

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

7.2.6 Обнаружение утечек

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

- показания датчиков давления и температуры, расходомеров используют для расчета материального баланса между ключевыми элементами оборудования.

7.2.7 Вентиляция

7.3.1 Общие положения

7.3.2 Флюиды

7.3.2.1 Вода

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

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

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

7.3.2.2 Нефть

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

7.3.4 Рабочее давление

7.3.5 Повторное сжатие

7.3.6 Межступенчатое охлаждение и разделение

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

7.3.7 Осушка

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

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

7.3.8 Бустерные насосы

7.3.10 Влияние состава рециркуляционного потока на измеряемое и рабочее давление

7.4 Техническое обслуживание и ремонт

7.5 Береговые тематические исследования

Рисунок 5 - Общая концепция проекта Quest CCS

7.6 Оффшорные тематические исследования

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

Рисунок 6 - Общая концепция проекта CCS

8.1 Общие положения

8.1.1 Цели

8.1.2 Объем операций

8.2.1 Общие компоненты планирования операций

8.2.1.1 Параметры комплекса по размещению

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

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

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

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

8.2.1.3 Рабочие протоколы и графики технического обслуживания

8.2.1.4 Процедуры связи

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

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

8.2.1.5 Процедуры обеспечения безопасности

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

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

8.2.1.6 Безопасность участка

8.2.2 Расчетные параметры комплекса

8.2.3 Моделирование проекта хранилища

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

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

- сеточная ячеистая структура - обычно увеличенная версия статической модели, характеризующаяся набором фации горных пород с собственной пористостью;

- определения проницаемости и смачиваемости, модели горных пород/флюидов - включает кривые относительной проницаемости для фаций горных пород в ячеистой модели сетки;

- детали расположения и заканчивания скважины.

8.2.4 Практический пример - Aquistore

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

- промысловые эксплуатационные показатели не соответствовали первоначальным прогнозам, что частично было связано с поведением призабойных пластов;

- использование каротажа, в частности съемок с помощью вращателя, было ключевым в определении относительного вклада каждого из интервалов перфорации, и эта информация затем была полезна для более полного сопоставления модели с историческими данными.

8.2.5 Влияние договорного соглашения на параметры закачки

8.2.5.1 Контрактный состав газа

8.2.5.2 Контрактные объемы

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

8.3 План эксплуатации и технического обслуживания

8.3.1 Общие положения. Определение основных условий эксплуатации

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

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

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

8.3.2 Рабочие протоколы и графики технического обслуживания

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

8.3.3 Управление информацией об изменениях

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

8.3.4 План коммуникации

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

8.3.6 План безопасности

8.4 Операции по закачке

8.4.1 Первоначальный запуск закачки

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

8.4.2 Остановки закачки

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

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

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

8.4.3 Запуск после остановки

8.5 Сбор данных, мониторинг и тестирование

8.5.1 Общие положения

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

8.5.2 Данные о наземном оборудовании и линии нагнетания

8.5.2.2 Измерения на нагнетательном выкидном трубопроводе

8.5.3 Мониторинг ствола скважины

8.5.3.1 Давление и температура в кольцевом пространстве

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

8.5.3.2 Давление и температура в нагнетательных трубах

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

8.5.3.3 Давление и температура закачки в скважине

8.5.4 Наблюдение за скважиной

8.5.4.1 Общие положения

8.5.4.2 Испытание на переходное давление

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

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

8.5.4.3 Проверка и мониторинг целостности скважины

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

8.5.4.3.1 Затрубное пространство, цемент, обсадная колонна

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

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

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

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

8.5.4.3.2 Журналы профиля закачки

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

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

8.6 Внутрискважинные работы (капитальные работы)

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

9.1 Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

9.2 Проверка резервуара

9.2.1 Целостность комплекса

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

9.2.2 Тип проекта

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

9.2.3 Геологические данные

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

9.2.4 История добычи и продуктивность коллектора

9.2.5 Анализ состава углеводородов (PVT)

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

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

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

9.2.6.1 Объемные оценки

где А - общая площадь;

В - коэффициент объема пласта;

9.2.6.2 Материальный баланс

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

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

9.2.6.3 Численное моделирование

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

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

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

9.2.7 История пластового давления

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

9.2.8 Водоносный горизонт

9.2.9 Добыча воды

9.3 Наземные объекты добычи и закачки

Дополнительные сведения о нескважинной инфраструктуре приведены в разделе 7.

9.3.2 Производственные мощности

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

Дополнительную информацию о нескважинной инфраструктуре приведена в разделе 7.*

9.4 Эксплуатационные и нагнетательные скважины (подземная инфраструктура)

9.5 Эксплуатация

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

9.5.1 План управления операциями

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

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

9.5.2 Калибровка измерений

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

9.5.3 Внутрискважинные работы

9.6 Мониторинг

9.7 Переход на хранение

9.7.1 Рекомендации по резервуару

9.7.2 Юридические/нормативные аспекты

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

9.7.3 Финансовые аспекты

9.8 Закрытие

10 Мониторинг

10.1 Общие положения

10.2 Цели мониторинга

- обеспечение охраны подземных природных ресурсов, в том числе подземных вод, полезных ископаемых и углеводородов;

- гарантирование, что любое связанное с размещением поднятие/оседание грунта или индуцированная сейсмичность управляются во избежание повреждения хранилища или другой наземной инфраструктуры;

- оценка эффективности мер по управлению рисками.

10.3 Разработка плана мониторинга

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

- имеющегося опыта эксплуатации;

- прямого доступа к пласту через несколько скважин;

- знания первоначальной целостности пласта из-за наличия захваченных углеводородных газов/ флюидов.

10.3.3 Мониторинг и стадии проекта

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

10.3.3.1 Мониторинг стадии перед началом закачки

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

10.3.3.2 Мониторинг в период эксплуатации

10.3.3.3 Мониторинг в период закрытия

10.4 Методы мониторинга

10.4.1 Мониторинг ствола скважины

10.4.1.1 Давление

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

10.4.1.2 Пластовые флюиды

- регистрацию состава флюидов и концентраций компонентов в каждой скважине;

- оценку пространственных и временных изменений качества флюидов.

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

10.4.1.3 Замедленный многопараметрический каротаж

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

10.4.1.4 DTS/DAS-измерения

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

10.4.1.5 Сейсмические, гравитационные и электрические измерения

10.4.2 Наземный мониторинг

Наземные методы мониторинга относятся к одной из трех категорий:

- динамические измерения процессов, которые могут свидетельствовать о нарушении целостности хранилища (деформация поверхности, пассивная сейсмика);

10.4.2.1 Приповерхностный прямой мониторинг

10.4.2.1.1 Газохимический состав почвы

10.4.2.1.2 Башни Flux

10.4.2.1.3 Лазерная локация

10.4.2.1.4 Химический состав подземных вод

- понять гидрогеологическую среду на проектной площадке и вокруг нее, взяв замеры и пробы из контрольных скважин;

- установить предпроектные состояния и изменчивость подземных вод;

- выполнять требования нормативного мониторинга проекта;

- продемонстрировать, что проектная деятельность не вредит здоровью людей и окружающей среде.

10.4.2.1.5 Экосистемы

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

10.4.2.2 Мониторинг динамики поверхности

10.4.2.2.1 Деформация поверхности

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

10.4.2.2.2 Пассивная сейсморазведка

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

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

10.4.2.3 Косвенный мониторинг

10.4.2.3.1 Сейсмостойкость

10.4.2.3.2 Электромагнитные методы

10.4.2.3.3 Гравиметрические измерения

10.5 Тематические исследования

10.5.1 Пилотные проекты CCS (менее 100 кт)

10.5.1.1 Ketzin

10.5.1.2 Nagaoka

10.5.1.3 Otway

10.5.1.4 Rousse-Lacq

10.5.2 CCS-проекты

10.5.2.1 Наземные проекты

10.5.2.1.1 In Salah

10.5.2.1.2 Decatur

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

10.5.2.1.3 Quest

- отбор проб подземных вод;

- покадровое вертикальное сейсмическое профилирование, которое показало, что шлейф простирался на 200 м в поперечнике и был меньше, чем на основании моделирования;

- микросейсмический мониторинг, выявивший только три локализуемых события (магнитудой 0,7);

- покадровые импульсные нейтронные каротажи, демонстрирующие защитную оболочку в резервуаре;

10.5.2.1.4 Aquistore

10.5.2.2 Морские проекты

10.5.2.2.1 Sleipner

10.5.2.2.3 Tomakomai

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

- мониторинг давления и температуры на забое нагнетательной скважины;

- цейтраферную сейсморазведку.

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

Экологический мониторинг проводится четыре раза в год. Он включает:

- химический анализ воды;

- определение состава планктона;

- химический и биологический анализ донных отложений;

- наблюдение за бентосом;

- текущий мониторинг.

10.5.3.1 Weyburn-Midale

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

10.5.3.2 Belle Creek

11 Вывод из эксплуатации

11.1 Общие положения

11.2 Деятельность

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

11.3 План закрытия или прекращения деятельности

11.4 Определение юрисдикций и соответствующих рамок

11.5 США

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

11.5.2 Правила тампонирования скважин класса II

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

Правила для скважин класса II касаются только нагнетательных скважин.

11.5.3 Правила тампонирования скважин класса VI

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

11.5.4 План наблюдения после завершения закачки для скважин класса VI

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

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

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

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

d) предлагаемый график предоставления результатов мониторинга;

e) продолжительность временных рамок наблюдения.

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

11.5.4.1 Мониторинг в рамках плана наблюдения после завершения закачки

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

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

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

11.5.4.2 Хранение отчетов

11.6 Европейский Союз

11.6.1 Закрытие проекта

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

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

a) при соблюдении соответствующих условий разрешения на размещение;

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

c) если разрешение отозвано уполномоченными органами.

11.6.2 Период после закрытия

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

11.6.3 Передача ответственности

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

11.7 Германия

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

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

11.8 Франция

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

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

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

11.9 Норвегия

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

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

11.10 Канада

- соблюдал, чтобы все скважины в проекте контролировались и были завершены мероприятия по закрытию, указанные в плане;

- закрыл все скважины и объекты в соответствии с законом о сохранении нефти и газа и правилами;

- выполнил требования по мелиорации в соответствии с законом об охране и улучшении окружающей среды;

- соблюдает срок закрытия, указанный в правилах;

- соответствует всем условиям, указанным в правилах;

11.11 Япония

11.12 Обсуждение закрытия отдельных проектов

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

11.12.1 Проект Decatur в бассейне Иллинойса

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

11.12.1.1 Альтернативные сроки наблюдения за местом закачки

11.12.1.2 Демонстрация критериев безопасности

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

Отчет будет включать следующие компоненты:

- сводку существующих данных мониторинга;

- сравнение данных мониторинга и предсказаний модели;

- оценку области расположения диоксида углерода;

- оценку мобилизованных флюидов;

- оценку пластового давления;

- оценку потенциальных каналов движения жидкости;

- оценку пассивных сейсмических данных;

- план закрытия площадки;

- отчет о закрытии площадки.

11.12.1.3 Отчет о закрытии участка

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

- тампонирование проверочной и геофизической скважин;

- расположение закрытых нагнетательных скважин;

- уведомления государственных и территориальных органов власти;

- записи мониторинга после закачки.

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

11.12.2 Ketzin

Критерии разрешения на закрытие следующие:

- концепция вывода из эксплуатации и последующего ремонта соответствует требованиям законодательства;

- отсутствие опасности для человека и окружающей среды может быть гарантировано за счет принятия необходимых мер предосторожности против неблагоприятного воздействия на людей и окружающую среду.

11.12.2.1 Демонтаж скважины на площадке

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

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

11.12.2.2 Демонтаж площадки на поверхности

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

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

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

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

11.12.3 Sleipner

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

Библиография