Файл: Магистерская диссертация тема работы Потенциал закачки со 2 в истощенные месторождения васюганской свиты Томской.pdf
Добавлен: 22.11.2023
Просмотров: 120
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
7.2.2.2 Аппараты под давлением
Оборудование, работающее под высоким давлением, обладает повышенной опасностью (участки трубопровод, замерные установки, агрегаты для нагнетания) [9]. При закачке СО
2
может применяться оборудование под давлением с целью транспортировки, промежуточного хранения и нагнетания как самого рабочего агента, так и дополнительных химических реагентов.
100
Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования, работающего под давлением, распространяются:
−
на баллоны, предназначенные для транспортирования и хранения сжатых, сжиженных и растворенных газов под давлением свыше 0,07 МПа;
−
на цистерны и бочки для транспортирования и хранения сжиженных газов, давление паров которых при температуре до 50°С превышает давление
0,07 МПа;
−
на цистерны и сосуды для транспортирования или хранения сжатых, сжиженных газов, жидкостей и сыпучих тел, в которых давление выше 0,07 МПа создается периодически.
Основным требованием к конструкции оборудования работающего под высоким давлением является надежность обеспечения безопасности при эксплуатации и возможности осмотра и ремонта [9].
7.2.2.3 Пожаровзрывобезопасность на рабочем месте
Одним из наиболее вероятных и распространенных опасных факторов на производстве, где имеются горючие, взрывоопасные вещества и источники зажигания, являются пожары и взрывы.
Наиболее характерными причинами пожаров на кустовой площадке по закачке CO
2
являются: нарушения требований пожаробезопасности при эксплуатации технологического оборудования и систем (загазованность, пирофорные отложения, конденсат); неисправность и нарушение правил эксплуатации электрооборудования, электросетей; разряды статического электричества и грозовые разряды; несоблюдение правил пожарной безопасности обслуживающим персоналом; самовозгорание горючих веществ [3].
Методы обеспечения пожаровзрывобезопасности подразумевают под собой создание соответствующего противопожарного режима, в котором должны быть установлены: порядок утилизации горючих отходов; места
101 хранения промасленной спецодежды; порядок отключения от питания электрооборудования в случае пожара; последовательность проведения пожароопасных работ, действия и обязанности работников при возникновении пожара [3].
7.3 Экологическая безопасность
7.3.1 Источники загрязнения атмосферы
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу бывают неорганизованные и организованные. Как правило, такие выбросы происходят вследствие:
−
потерь углекислого газа вследствие негерметичности технологического оборудования;
−
сжигания промышленного газа или горючих паров на факельных установках;
−
вентиляции производственных помещений;
−
отходов работы двигателей внутреннего сгорания.
В целях предупреждения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу предусматривается следующий ряд мероприятий:
−
полная герметизация системы сбора газа и контроль швов сварных соединений трубопроводов;
−
защита оборудования от коррозии и контроль сварных швов;
−
оснащение сосудов, работающих под давлением, предохранительными клапанами [10].
102
7.3.2 Источники загрязнения гидросферы
Основными загрязнителями гидросферы при работе на кустовой площадке по закачке углекислого газа являются сточные воды, насыщенные СО
2
Мероприятия, проводимые для защиты гидросферы от загрязнения включают:
−
запрет сброса сточных вод в открытые водоемы;
−
места размещения емкостей для хранения горючесмазочных материалов и шлама обваловываются и гидроизолируются;
−
дозировка химических реагентов производится только в специально оборудованных местах;
−
ежемесячный отбор проб воды на химический анализ [2].
7.3.3 Источники загрязнения литосферы
В данной работе основным источником загрязнения литосферы являются незапланированные утечки углекислого газа. С целью сохранения почвенно- растительного покрова рекомендуются следующие мероприятия:
−
укрупнение кустовых площадок, что приводит к существенному сокращению отвода земли;
−
установка бордюров для бетонных площадок для устьев скважин, способствующее предотвращению проливов продукции скважин при нештатных ситуациях;
−
для площадочных объектов рекомендуется применение сплошной системы организации рельефа, решенная в насыпи из привозного грунта;
−
рекультивация нарушенных земель [3].
103
7.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях
Чрезвычайная ситуация – это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которая может повлечь или повлекла за собой человеческие смерти, а также ущерб здоровью людей или окружающей среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.
Возможные чрезвычайные ситуации при подготовке, транспортировке и нагнетании углекислого газа и сопутствующих агентов в пласт:
−
механические повреждения оборудования, сооружений и конструкций вызванные коррозией, некачественным монтажом оборудования или внешним воздействием;
−
взрывы и пожары, вызванные утечкой взрывоопасных веществ вследствие высокого уровня износа, человеческого или природного фактора.
В связи с высокой коррозионной активностью углекислого газа разрушение трубопроводов и нагнетательных линий является наиболее вероятным видом ЧС. В таком случает требуется аварийная остановка агрегата и устранение повреждений. С целью предотвращения возникновения данной ЧС требуется применение коррозионностойких материалов и строго контроля как при строительстве трубопроводов и нагнетательных линий, так и в период их эксплуатации.
На случай ЧС создаются и утверждаются планы по ликвидации аварий.
Они должны включать: постановку первоочередных задач; перечисление необходимых экстренных действий; определение порядка отчетности, связи; подготовку и обучение персонала, выделенного на ликвидацию аварий; документирование всех предпринимаемых действий. Своевременное проведение текущего и капитального ремонта, а также постоянный контроль за состоянием производственного фонда позволит не допустить серьезных чрезвычайных ситуаций способных повлечь за собой человеческие жертвы [1].
104
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По итогам данной работы можно сделать вывод, что в связи с глобальной целью сокращения выбросов СО
2
на текущий момент захоронение углекислого газа (в большей степени, чем его утилизация) не относятся в России к числу приоритетных направлений, но глобальные тенденции свидетельствуют о скором изменении отношения к данному вопросу. Следует понимать, что секвестрация СО
2
в долгосрочной перспективе обещает нашей стране ряд преимуществ – позволит сокращать выбросы не только от электростанций, но и от предприятий сырьевой (в т.ч. нефтегазовой) промышленности, а также не повлечет за собой кардинальных изменений в топливно-энергетическом комплексе страны, предоставляя возможность и дальше разрабатывать нефтегазовые и угольные месторождения, минимизируя негативное влияние добываемого топлива на окружающую среду.
В ходе работы удалось выполнить все поставленные цели, а именно:
1. Был обоснован выбор месторождения для реализации проекта по утилизации СО
2
;
2. Была произведена краткая характеристика месторождения;
3. Для симуляции закачки СО
2
были построены геологическая и гидродинамическая модели участка месторождения;
3. На основе результатов симуляции удалось сделать выводы об эффективности утилизации СО
2
;
4. Для доказательства жизнеспособности предлагаемого решения было приведено его экономическое обоснование.
Таким образом, поставленная цель была достигнута – как показано в данной работе на примере одного из месторождений Томской области, наиболее перспективными видятся проекты утилизации СО
2
в нефтяных месторождениях, т.к. за счет полезного использования углекислого газа у проекта появляется потенциальная возможность выходить на экономическую окупаемость, одновременно обеспечивая развитие природоохранных технологий и
105 совершенствуя методы увеличения нефтеотдачи. К тому же, взаимодействие нефтегазодобывающей, металлургической, нефтеперерабатывающей и химической отраслей промышленности позволит достичь синергического эффекта в рамках климатической повестки в масштабах региона и дополнительно снизить инвестиционные издержки.
106
СПИСОК ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ
Нормативные документы
1. ГОСТ 12.0.003-2015 Система стандартов безопасности труда
(ССБТ). Опасные и вредные производственные факторы. Классификация. – 16 с.
[Электронный ресурс] URL: http://docs.cntd.ru/document/1200136071 2. ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Шум. Общие требования безопасности. – 11 с. [Электронный ресурс] URL: http://docs.cntd.ru/document/5200291 3. ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования (с
Изменением N1). – 100 с. [Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/ document/9051953 4. ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. – 56 с.
[Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/document/1200003608 5. ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности. – 5 с.
[Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/document/5200233 6. ГОСТ 12.1.012-2004 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Вибрационная безопасность. Общие требования. – 21 с. [Электронный ресурс]
URL: https://docs.cntd.ru/document/1200059881 7. ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление. – 19 с. [Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/document/5200289 8. Перечень районов Крайнего Севера и приравненных к ним местностей
(по муниципальному устройству субъектов Российской Федерации) на 1 января
2019 года. – 10 с. [Электронный ресурс] URL: http://komitet2-1.km.duma.gov.ru/ upload/site24/03_Perechen_Krayniy_Sever_01_01_2019.pdf
107 9. Приказ Ростехнадзора об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением" от. – 25 марта 2014 года – №. 116. (с изменениями от 15 декабря 2020 года N 536) – 184 с. [Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/document/573275722 10. СанПиН 1.2.3685-21 "Гигиенические нормативы и требования к обеспечению безопасности и (или) безвредности для человека факторов среды обитания". – 651 с. [Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/ document/573500115 11. СТО Газпром 18000.1-001-2014: Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в ОАО «Газпром». – 126 с. [Электронный ресурс] URL: https://ufa-tr.gazprom.ru/d/textpage/49/73/18000.1-001-2014__.pdf
12. Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 N 197-ФЗ (ред. от 25.02.2022) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.03.2022) Глава 47. Особенности регулирования труда лиц, работающих вахтовым методом. – 13 с. [Электронный ресурс]
URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_34683/ b28df2870d3c3b2aeb65f905c59c7ddc1b139dd0/
13. Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 N 197-ФЗ (ред. от 25.02.2022) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.03.2022) Глава 50. Особенности регулирования труда лиц, работающих в районах крайнего севера и приравненных к ним местностях. – 17 с. [Электронный ресурс] URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_34683/b739014a99ff134c5dc56
d924e34695af0b59ab4/
Опубликованная литература
14. АО “Газпромнефть-Омский НПЗ”. [Электронный ресурс] URL: https://pronpz.ru/neftepererabatyvayushchie-zavody/onpz.html
108 15. Евро ТУР: Цена вопроса. VYGON Consulting, 2021 – 75 с.
[Электронный ресурс] URL: https://vygon.consulting/products/issue-1894/
16. Закревский К.Е. Геологическое 3D-моделирование / К.Е. Закревский.
– Москва: ООО ИПЦ «Маска», 2009 – 376 с.
17. Интерактивная карта расположения тепловых электростанций России.
[Электронный ресурс] URL: https://www.powerplantmaps.com/Russia
18. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско- кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири.
Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2002 – 253 с.
19. Кравченко Г.Г., Жуковская Е.А. Cедиментологическая модель верхнеюрских продуктивных отложений месторождения Х по результатам изучения керна. // Известия Томского политехнического университета. 2010. Т.
316. № 1 – с. 23-27.
20. Национальный доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов не регулируемых
Монреальским протоколом за 1990 – 2017 гг, - Москва, 2019 – 471 с.
[Электронный ресурс] URL: https://cc.voeikovmgo.ru/images/dokumenty/
2019/RUS_NIR-2019_v1.pdf
21. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений западной Сибири. Российская академия наук Сибирское отделение
Институт геологии нефти и газа (ИГНГ СО РАН), Новосибирск, 2003 – 273 с.
22. Сидорова К. И. Экономическая оценка использования технологии утилизации углекислого газа в нефтяных месторождениях для повышения нефтеотдачи. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. – Санкт-Петербург, 2016 – 22 с. [Электронный ресурс]
URL: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=30436413&
23. Сидорова К. И. Разработка технико-экономической модели улавливания СО
2
для энергетического сектора // Экология и промышленность
109
России. - 2014. - №12. – с. 20-25. Integrated Environmental Control Model
[Электронный ресурс] URL: http://www.cmu.edu/epp/iecm/
24. Система управления ресурсами углеводородов. SPE, 2018 – 67 с.
[Электронный ресурс] URL: https://www.spe.org/industry/docs/PRMgmtSystem
25. Сметная стоимость 1 км трубопроводов из разных материалов труб
[электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ozti.org/upload/iblock/637
/COSTS.pdf
26. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985 – 308 с.
27. Телков В.П., Любимов Н.Н. Возможности обеспечения условий для смешивающегося водогазового воздействия на нефтяные пласты обогащением газовой фазы углекислым газом. // Проблемы геологии и освоения недр: труды
XXI Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, - Томск: ТПУ, 2017. – Т. 2 – C. 151-153. [Электронный ресурс]
URL: https://earchive.tpu.ru/handle/11683/45046?mode=full
28. Улавливание и хранение двуокиси углерода. Специальный доклад
МГЭИК по просьбе рамочной конвенции ООН об изменении климата / Б. Метц,
2005 – 453 c.
29. Череповицын А.Е. Экономическая оценка проектов закачки СО
2
в нефтяные месторождения / А.Е. Череповицын, К.И. Сидорова, И.В. Буренина //
Нефтегазовое дело: электронный научный журнал, 2014. – №5. – С. 337-356.
[Электронный ресурс] URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/5_2014/ogbus_5_
2014_p337-356_Cherepovitsyn AE_ru.pdf
30. Янин А. Н. О стоимости эксплуатационного бурения на нефтяных месторождениях Западной Сибири / А. Н. Янин, Т. В. Юрецкая // Бурение и нефть, 2017 – № 5. – С. 36-41. [Электронный ресурс] URL: https://elibrary.ru
/item.asp?id=30013177 31. Adoption of the Paris Agreement. Conference of the Parties Twenty-first session. Paris, 30.11.2015 – 11.12.2015. Paris, 2015 – 32 с. [Электронный ресурс]
URL: https://unfccc.int/resource/docs/2015/cop21/eng/l09r01.pdf
110 32. Alajmi, Abdullah & Algharaib, Meshal & Gharbi, Ridha & Alenezi, Huda
& Almatar, Bader & Al-Enezi, Khalaf. Experimental investigation of CO
2
miscible flood in West Kuwait. Journal of Engineering Research, 2015 – P. 125–140.
[Электронный ресурс] URL: https://www.researchgate.net/publication/283127591
_Experimental_investigation_of_CO2_miscible_flood_in_West_Kuwait
33. Alvarado, V. Enhanced Oil Recovery. Field Planning and Development
Strategies / V. Alvarado, E. Manrique. - Elsevier, UK, 2010 – p. 187.
34. BP Statistical Review of World Energy, 2020 – p. 231. [Электронный ресурс] URL: https://www.bp.com/content/dam/bp/businesssites/en/global/corporate/ pdfs /energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2020-full-report.pdf
35. CCUS: монетизация выбросов СО
2
. VYGON Consulting, 2021 – p. 58.
[Электронный ресурс] URL: https://vygon.consulting/products/issue-1911/
36. CO
2
Storage Resources Management System. SPE, 2018 – 45 с.
[Электронный ресурс] URL: https://www.spe.org/industry/docs/SRMS.pdf
37. Espinoza, D. N. CO
2 breakthrough — Caprock sealing efficiency and integrity for carbon geological storage. International Journal of Greenhouse Gas
Control, volume 66, 2017 – P. 218–229. [Электронный ресурс] URL: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ S1750583617305601?via%3Dihub
38. Etheridge, D.M. et. al. (1996) Natural and anthropogenic changes in atmospheric CO
2
over the last 1000 years from air in Antarctic ice and firn. Journal of
Geophysical Research 101, 1996 – P. 4115–4128. [Электронный ресурс] URL: https://doi.org/10.1029/95JD03410 39. Gerlach, T. Volcanic Versus Anthropogenic Carbon Dioxide // EOS. - vol.
92. - No. 24. - 14 June 2011 – P. 201 – 208. [Электронный ресурс] URL: http://volcanoes.usgs.gov/hazards/gas/Gerlach-2011-EOS_AGU.pdf
40. Gorecki, C.D., Sorensen, J.A., Bremer, J.M., Knudsen, D.J., Smith, S.,
Steadman, E.N., & Harju, J.A. Development of Storage Coefficients for Determining the Effective CO
2
Storage Resource in Deep Saline Formations, 2009 – p. 57.
[Электронный ресурс] URL: https://onepetro.org/SPECO2/proceedings/09CO2/
All09CO2/San%20Diego,%20California,%20USA/147671
111 41. Imbrie, J. Modeling the Climatic Response to Orbital Variations / J. Imbrie,
J. Z. Imbrie // Science. vol. 207, no. 4434, 1980 – p. 943-953.
42. Jarrell, P.M. Practical Aspects of CO
2
Flooding / P.M. Jarrell [et al.] – SPE
Monograph Series: Society of Petroleum Engineers, 2002 – p. 220.
43. Lewin, A.F. Economics of Enhanced Oil Recovery: Final Report - U.S.
Department of Energy, 1981 – p. 132.
44. MacFarling M., Etheridge D., Trudinger C., Steele P., Langenfelds R, van
Ommen T., Smith A., Elkins J. Law Dome CO
2
, CH
4
and N
2
O ice core records extended to 2000 years BP, 2006 – p. 232. [Электронный ресурс] URL: https://doi.org/10.1029/2006GL026152 45. McCoy, S.T. The Economics of CO
2
Transport by Pipeline and Storage in
Saline Aquifers and Oil Reservoirs. Carnegie Mellon University, 2009 – p. 268.
46. Ringrose, P.S. How to Store CO
2
Underground: Insights from early-mover
CCS Projects. SpringerBriefs in Earth Sciences, 2020 – p. 348. [Электронный ресурс]
URL: https://doi.org/10.1007/978-3-030-33113-9 47. Shogenova, Alla & Shogenov, Kazbulat & Vaher, Rein & Ivask, Jüri &
Sliaupa, Saulius & Uibu, Mai. CO
2
geological storage capacity analysis in Estonia and neighbouring regions. Energy Procedia, 2011 – P. 21 – 28. [Электронный ресурс]
URL: https://doi.org/10.1016/j.egypro.2011.02.182 48. Sidorova, K. Economic-mathematical modelling of costs for CO
2
-enhanced oil recovery in Russia. // The IMRE Journal. – Volume 9, 2015 – P. 31 – 58.
[Электронный ресурс] URL: https://tufreiberg.de/sites/default/ files/media/imre-
2221/ksenia_ sidorova.pdf
49. Songolzadeh, M., Mansooreh & Takht Ravanchi, Maryam & Songolzadeh,
Reza. Carbon Dioxide Separation From Flue Gases: A Technological, Review
Emphasizing Reduction in Greenhouse Gas Emissions. The Scientific World Journal,
2014 – P. 21 – 28. [Электронный ресурс] URL: https://doi.org/10.1155/
2014/828131
112 50. Stephenson, M.H., Ringrose P., Geiger S., Bridden M. Geoscience and decarbonization: current status and future directions. Petroleum Geoscience, 2019 – p.
645. [Электронный ресурс] URL: https://doi.org/10.1144/petgeo2019-084 51. Suleimanov, Baghir & Ismayilov, Fakhreddin & Dyshin, Oleq & Veliyev,
Elchin. Selection methodology for screening evaluation of EOR methods // Petroleum
Science and Technology. Vol. 34, 2016 – P. 961-970. [Электронный ресурс] URL:
10.1080/10916466.2015.1107849 52. Taber, J.J., Martin F.D., Seright R.S. EOR Screening Criteria Revisited Part
1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects. New
Mexico Petroleum Recovery Research Center, 1996 – P. 245.
53. The costs of CO
2
Capture, Transport and Storage: post-demonstration CCS in the EU. European Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants.
2019 – P. 305. [Электронный ресурс] URL: https://zeroemissionsplatform.eu/wp- content/uploads/Overall-CO
2
-Costs-Report.pdf
54. Tomić, Lola & Karović-Maričić, Vesna & Danilović, Dušan & Crnogorac,
Miroslav. (2018). Criteria for CO
2
storage in geological formations. Podzemni radovi.
2018 – P. 61-74. [Электронный ресурс] URL: https://scindeks.ceon.rs/Article.aspx? artid=0354- 29041832061T
55. Tsvetkova, A. Assessment of positive and negative aspects of СО
2
sequestration projects by argument map development / A. Tsvetkova, E. Katysheva //
18th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2018:
Conference proceedings, Albena, Bulgaria, 02–08 июля 2018 года. – Albena,
Bulgaria: Общество с ограниченной ответственностью СТЕФ92 Технолоджи,
2018 – P. 75-80. [Электронный ресурс] URL: https://doi10.5593/sgem
2018/5.1/S20.010 56. U.S. Geological Survey. National Assessment of Carbon Dioxide Enhanced
Oil Recovery and Associated Carbon Dioxide Retention Resources, 2011 – P. 57-63.
[Электронный ресурс] URL: https://www.api.org//media/Files/EHS/climate- change/Summary-carbon-dioxide-enhanced-oil-recovery-well-tech.pdf
113 57. Woodhill, G.P. Engineering Consultants. Pipeline Transmission of CO
2
and
Energy: Transmission Study – Report, IEA Greenhouse Gas R&D Programme. – 2002
– p. 140.
1 2 3 4 5 6 7 8 9
100
Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования, работающего под давлением, распространяются:
−
на баллоны, предназначенные для транспортирования и хранения сжатых, сжиженных и растворенных газов под давлением свыше 0,07 МПа;
−
на цистерны и бочки для транспортирования и хранения сжиженных газов, давление паров которых при температуре до 50°С превышает давление
0,07 МПа;
−
на цистерны и сосуды для транспортирования или хранения сжатых, сжиженных газов, жидкостей и сыпучих тел, в которых давление выше 0,07 МПа создается периодически.
Основным требованием к конструкции оборудования работающего под высоким давлением является надежность обеспечения безопасности при эксплуатации и возможности осмотра и ремонта [9].
7.2.2.3 Пожаровзрывобезопасность на рабочем месте
Одним из наиболее вероятных и распространенных опасных факторов на производстве, где имеются горючие, взрывоопасные вещества и источники зажигания, являются пожары и взрывы.
Наиболее характерными причинами пожаров на кустовой площадке по закачке CO
2
являются: нарушения требований пожаробезопасности при эксплуатации технологического оборудования и систем (загазованность, пирофорные отложения, конденсат); неисправность и нарушение правил эксплуатации электрооборудования, электросетей; разряды статического электричества и грозовые разряды; несоблюдение правил пожарной безопасности обслуживающим персоналом; самовозгорание горючих веществ [3].
Методы обеспечения пожаровзрывобезопасности подразумевают под собой создание соответствующего противопожарного режима, в котором должны быть установлены: порядок утилизации горючих отходов; места
101 хранения промасленной спецодежды; порядок отключения от питания электрооборудования в случае пожара; последовательность проведения пожароопасных работ, действия и обязанности работников при возникновении пожара [3].
7.3 Экологическая безопасность
7.3.1 Источники загрязнения атмосферы
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу бывают неорганизованные и организованные. Как правило, такие выбросы происходят вследствие:
−
потерь углекислого газа вследствие негерметичности технологического оборудования;
−
сжигания промышленного газа или горючих паров на факельных установках;
−
вентиляции производственных помещений;
−
отходов работы двигателей внутреннего сгорания.
В целях предупреждения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу предусматривается следующий ряд мероприятий:
−
полная герметизация системы сбора газа и контроль швов сварных соединений трубопроводов;
−
защита оборудования от коррозии и контроль сварных швов;
−
оснащение сосудов, работающих под давлением, предохранительными клапанами [10].
102
7.3.2 Источники загрязнения гидросферы
Основными загрязнителями гидросферы при работе на кустовой площадке по закачке углекислого газа являются сточные воды, насыщенные СО
2
Мероприятия, проводимые для защиты гидросферы от загрязнения включают:
−
запрет сброса сточных вод в открытые водоемы;
−
места размещения емкостей для хранения горючесмазочных материалов и шлама обваловываются и гидроизолируются;
−
дозировка химических реагентов производится только в специально оборудованных местах;
−
ежемесячный отбор проб воды на химический анализ [2].
7.3.3 Источники загрязнения литосферы
В данной работе основным источником загрязнения литосферы являются незапланированные утечки углекислого газа. С целью сохранения почвенно- растительного покрова рекомендуются следующие мероприятия:
−
укрупнение кустовых площадок, что приводит к существенному сокращению отвода земли;
−
установка бордюров для бетонных площадок для устьев скважин, способствующее предотвращению проливов продукции скважин при нештатных ситуациях;
−
для площадочных объектов рекомендуется применение сплошной системы организации рельефа, решенная в насыпи из привозного грунта;
−
рекультивация нарушенных земель [3].
103
7.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях
Чрезвычайная ситуация – это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которая может повлечь или повлекла за собой человеческие смерти, а также ущерб здоровью людей или окружающей среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.
Возможные чрезвычайные ситуации при подготовке, транспортировке и нагнетании углекислого газа и сопутствующих агентов в пласт:
−
механические повреждения оборудования, сооружений и конструкций вызванные коррозией, некачественным монтажом оборудования или внешним воздействием;
−
взрывы и пожары, вызванные утечкой взрывоопасных веществ вследствие высокого уровня износа, человеческого или природного фактора.
В связи с высокой коррозионной активностью углекислого газа разрушение трубопроводов и нагнетательных линий является наиболее вероятным видом ЧС. В таком случает требуется аварийная остановка агрегата и устранение повреждений. С целью предотвращения возникновения данной ЧС требуется применение коррозионностойких материалов и строго контроля как при строительстве трубопроводов и нагнетательных линий, так и в период их эксплуатации.
На случай ЧС создаются и утверждаются планы по ликвидации аварий.
Они должны включать: постановку первоочередных задач; перечисление необходимых экстренных действий; определение порядка отчетности, связи; подготовку и обучение персонала, выделенного на ликвидацию аварий; документирование всех предпринимаемых действий. Своевременное проведение текущего и капитального ремонта, а также постоянный контроль за состоянием производственного фонда позволит не допустить серьезных чрезвычайных ситуаций способных повлечь за собой человеческие жертвы [1].
104
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По итогам данной работы можно сделать вывод, что в связи с глобальной целью сокращения выбросов СО
2
на текущий момент захоронение углекислого газа (в большей степени, чем его утилизация) не относятся в России к числу приоритетных направлений, но глобальные тенденции свидетельствуют о скором изменении отношения к данному вопросу. Следует понимать, что секвестрация СО
2
в долгосрочной перспективе обещает нашей стране ряд преимуществ – позволит сокращать выбросы не только от электростанций, но и от предприятий сырьевой (в т.ч. нефтегазовой) промышленности, а также не повлечет за собой кардинальных изменений в топливно-энергетическом комплексе страны, предоставляя возможность и дальше разрабатывать нефтегазовые и угольные месторождения, минимизируя негативное влияние добываемого топлива на окружающую среду.
В ходе работы удалось выполнить все поставленные цели, а именно:
1. Был обоснован выбор месторождения для реализации проекта по утилизации СО
2
;
2. Была произведена краткая характеристика месторождения;
3. Для симуляции закачки СО
2
были построены геологическая и гидродинамическая модели участка месторождения;
3. На основе результатов симуляции удалось сделать выводы об эффективности утилизации СО
2
;
4. Для доказательства жизнеспособности предлагаемого решения было приведено его экономическое обоснование.
Таким образом, поставленная цель была достигнута – как показано в данной работе на примере одного из месторождений Томской области, наиболее перспективными видятся проекты утилизации СО
2
в нефтяных месторождениях, т.к. за счет полезного использования углекислого газа у проекта появляется потенциальная возможность выходить на экономическую окупаемость, одновременно обеспечивая развитие природоохранных технологий и
105 совершенствуя методы увеличения нефтеотдачи. К тому же, взаимодействие нефтегазодобывающей, металлургической, нефтеперерабатывающей и химической отраслей промышленности позволит достичь синергического эффекта в рамках климатической повестки в масштабах региона и дополнительно снизить инвестиционные издержки.
106
СПИСОК ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ
Нормативные документы
1. ГОСТ 12.0.003-2015 Система стандартов безопасности труда
(ССБТ). Опасные и вредные производственные факторы. Классификация. – 16 с.
[Электронный ресурс] URL: http://docs.cntd.ru/document/1200136071 2. ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Шум. Общие требования безопасности. – 11 с. [Электронный ресурс] URL: http://docs.cntd.ru/document/5200291 3. ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования (с
Изменением N1). – 100 с. [Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/ document/9051953 4. ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. – 56 с.
[Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/document/1200003608 5. ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности. – 5 с.
[Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/document/5200233 6. ГОСТ 12.1.012-2004 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Вибрационная безопасность. Общие требования. – 21 с. [Электронный ресурс]
URL: https://docs.cntd.ru/document/1200059881 7. ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда (ССБТ).
Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление. – 19 с. [Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/document/5200289 8. Перечень районов Крайнего Севера и приравненных к ним местностей
(по муниципальному устройству субъектов Российской Федерации) на 1 января
2019 года. – 10 с. [Электронный ресурс] URL: http://komitet2-1.km.duma.gov.ru/ upload/site24/03_Perechen_Krayniy_Sever_01_01_2019.pdf
107 9. Приказ Ростехнадзора об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением" от. – 25 марта 2014 года – №. 116. (с изменениями от 15 декабря 2020 года N 536) – 184 с. [Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/document/573275722 10. СанПиН 1.2.3685-21 "Гигиенические нормативы и требования к обеспечению безопасности и (или) безвредности для человека факторов среды обитания". – 651 с. [Электронный ресурс] URL: https://docs.cntd.ru/ document/573500115 11. СТО Газпром 18000.1-001-2014: Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в ОАО «Газпром». – 126 с. [Электронный ресурс] URL: https://ufa-tr.gazprom.ru/d/textpage/49/73/18000.1-001-2014__.pdf
12. Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 N 197-ФЗ (ред. от 25.02.2022) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.03.2022) Глава 47. Особенности регулирования труда лиц, работающих вахтовым методом. – 13 с. [Электронный ресурс]
URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_34683/ b28df2870d3c3b2aeb65f905c59c7ddc1b139dd0/
13. Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 N 197-ФЗ (ред. от 25.02.2022) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.03.2022) Глава 50. Особенности регулирования труда лиц, работающих в районах крайнего севера и приравненных к ним местностях. – 17 с. [Электронный ресурс] URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_34683/b739014a99ff134c5dc56
d924e34695af0b59ab4/
Опубликованная литература
14. АО “Газпромнефть-Омский НПЗ”. [Электронный ресурс] URL: https://pronpz.ru/neftepererabatyvayushchie-zavody/onpz.html
108 15. Евро ТУР: Цена вопроса. VYGON Consulting, 2021 – 75 с.
[Электронный ресурс] URL: https://vygon.consulting/products/issue-1894/
16. Закревский К.Е. Геологическое 3D-моделирование / К.Е. Закревский.
– Москва: ООО ИПЦ «Маска», 2009 – 376 с.
17. Интерактивная карта расположения тепловых электростанций России.
[Электронный ресурс] URL: https://www.powerplantmaps.com/Russia
18. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско- кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири.
Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2002 – 253 с.
19. Кравченко Г.Г., Жуковская Е.А. Cедиментологическая модель верхнеюрских продуктивных отложений месторождения Х по результатам изучения керна. // Известия Томского политехнического университета. 2010. Т.
316. № 1 – с. 23-27.
20. Национальный доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов не регулируемых
Монреальским протоколом за 1990 – 2017 гг, - Москва, 2019 – 471 с.
[Электронный ресурс] URL: https://cc.voeikovmgo.ru/images/dokumenty/
2019/RUS_NIR-2019_v1.pdf
21. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений западной Сибири. Российская академия наук Сибирское отделение
Институт геологии нефти и газа (ИГНГ СО РАН), Новосибирск, 2003 – 273 с.
22. Сидорова К. И. Экономическая оценка использования технологии утилизации углекислого газа в нефтяных месторождениях для повышения нефтеотдачи. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. – Санкт-Петербург, 2016 – 22 с. [Электронный ресурс]
URL: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=30436413&
23. Сидорова К. И. Разработка технико-экономической модели улавливания СО
2
для энергетического сектора // Экология и промышленность
109
России. - 2014. - №12. – с. 20-25. Integrated Environmental Control Model
[Электронный ресурс] URL: http://www.cmu.edu/epp/iecm/
24. Система управления ресурсами углеводородов. SPE, 2018 – 67 с.
[Электронный ресурс] URL: https://www.spe.org/industry/docs/PRMgmtSystem
25. Сметная стоимость 1 км трубопроводов из разных материалов труб
[электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ozti.org/upload/iblock/637
/COSTS.pdf
26. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985 – 308 с.
27. Телков В.П., Любимов Н.Н. Возможности обеспечения условий для смешивающегося водогазового воздействия на нефтяные пласты обогащением газовой фазы углекислым газом. // Проблемы геологии и освоения недр: труды
XXI Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, - Томск: ТПУ, 2017. – Т. 2 – C. 151-153. [Электронный ресурс]
URL: https://earchive.tpu.ru/handle/11683/45046?mode=full
28. Улавливание и хранение двуокиси углерода. Специальный доклад
МГЭИК по просьбе рамочной конвенции ООН об изменении климата / Б. Метц,
2005 – 453 c.
29. Череповицын А.Е. Экономическая оценка проектов закачки СО
2
в нефтяные месторождения / А.Е. Череповицын, К.И. Сидорова, И.В. Буренина //
Нефтегазовое дело: электронный научный журнал, 2014. – №5. – С. 337-356.
[Электронный ресурс] URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/5_2014/ogbus_5_
2014_p337-356_Cherepovitsyn AE_ru.pdf
30. Янин А. Н. О стоимости эксплуатационного бурения на нефтяных месторождениях Западной Сибири / А. Н. Янин, Т. В. Юрецкая // Бурение и нефть, 2017 – № 5. – С. 36-41. [Электронный ресурс] URL: https://elibrary.ru
/item.asp?id=30013177 31. Adoption of the Paris Agreement. Conference of the Parties Twenty-first session. Paris, 30.11.2015 – 11.12.2015. Paris, 2015 – 32 с. [Электронный ресурс]
URL: https://unfccc.int/resource/docs/2015/cop21/eng/l09r01.pdf
110 32. Alajmi, Abdullah & Algharaib, Meshal & Gharbi, Ridha & Alenezi, Huda
& Almatar, Bader & Al-Enezi, Khalaf. Experimental investigation of CO
2
miscible flood in West Kuwait. Journal of Engineering Research, 2015 – P. 125–140.
[Электронный ресурс] URL: https://www.researchgate.net/publication/283127591
_Experimental_investigation_of_CO2_miscible_flood_in_West_Kuwait
33. Alvarado, V. Enhanced Oil Recovery. Field Planning and Development
Strategies / V. Alvarado, E. Manrique. - Elsevier, UK, 2010 – p. 187.
34. BP Statistical Review of World Energy, 2020 – p. 231. [Электронный ресурс] URL: https://www.bp.com/content/dam/bp/businesssites/en/global/corporate/ pdfs /energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2020-full-report.pdf
35. CCUS: монетизация выбросов СО
2
. VYGON Consulting, 2021 – p. 58.
[Электронный ресурс] URL: https://vygon.consulting/products/issue-1911/
36. CO
2
Storage Resources Management System. SPE, 2018 – 45 с.
[Электронный ресурс] URL: https://www.spe.org/industry/docs/SRMS.pdf
37. Espinoza, D. N. CO
2 breakthrough — Caprock sealing efficiency and integrity for carbon geological storage. International Journal of Greenhouse Gas
Control, volume 66, 2017 – P. 218–229. [Электронный ресурс] URL: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ S1750583617305601?via%3Dihub
38. Etheridge, D.M. et. al. (1996) Natural and anthropogenic changes in atmospheric CO
2
over the last 1000 years from air in Antarctic ice and firn. Journal of
Geophysical Research 101, 1996 – P. 4115–4128. [Электронный ресурс] URL: https://doi.org/10.1029/95JD03410 39. Gerlach, T. Volcanic Versus Anthropogenic Carbon Dioxide // EOS. - vol.
92. - No. 24. - 14 June 2011 – P. 201 – 208. [Электронный ресурс] URL: http://volcanoes.usgs.gov/hazards/gas/Gerlach-2011-EOS_AGU.pdf
40. Gorecki, C.D., Sorensen, J.A., Bremer, J.M., Knudsen, D.J., Smith, S.,
Steadman, E.N., & Harju, J.A. Development of Storage Coefficients for Determining the Effective CO
2
Storage Resource in Deep Saline Formations, 2009 – p. 57.
[Электронный ресурс] URL: https://onepetro.org/SPECO2/proceedings/09CO2/
All09CO2/San%20Diego,%20California,%20USA/147671
111 41. Imbrie, J. Modeling the Climatic Response to Orbital Variations / J. Imbrie,
J. Z. Imbrie // Science. vol. 207, no. 4434, 1980 – p. 943-953.
42. Jarrell, P.M. Practical Aspects of CO
2
Flooding / P.M. Jarrell [et al.] – SPE
Monograph Series: Society of Petroleum Engineers, 2002 – p. 220.
43. Lewin, A.F. Economics of Enhanced Oil Recovery: Final Report - U.S.
Department of Energy, 1981 – p. 132.
44. MacFarling M., Etheridge D., Trudinger C., Steele P., Langenfelds R, van
Ommen T., Smith A., Elkins J. Law Dome CO
2
, CH
4
and N
2
O ice core records extended to 2000 years BP, 2006 – p. 232. [Электронный ресурс] URL: https://doi.org/10.1029/2006GL026152 45. McCoy, S.T. The Economics of CO
2
Transport by Pipeline and Storage in
Saline Aquifers and Oil Reservoirs. Carnegie Mellon University, 2009 – p. 268.
46. Ringrose, P.S. How to Store CO
2
Underground: Insights from early-mover
CCS Projects. SpringerBriefs in Earth Sciences, 2020 – p. 348. [Электронный ресурс]
URL: https://doi.org/10.1007/978-3-030-33113-9 47. Shogenova, Alla & Shogenov, Kazbulat & Vaher, Rein & Ivask, Jüri &
Sliaupa, Saulius & Uibu, Mai. CO
2
geological storage capacity analysis in Estonia and neighbouring regions. Energy Procedia, 2011 – P. 21 – 28. [Электронный ресурс]
URL: https://doi.org/10.1016/j.egypro.2011.02.182 48. Sidorova, K. Economic-mathematical modelling of costs for CO
2
-enhanced oil recovery in Russia. // The IMRE Journal. – Volume 9, 2015 – P. 31 – 58.
[Электронный ресурс] URL: https://tufreiberg.de/sites/default/ files/media/imre-
2221/ksenia_ sidorova.pdf
49. Songolzadeh, M., Mansooreh & Takht Ravanchi, Maryam & Songolzadeh,
Reza. Carbon Dioxide Separation From Flue Gases: A Technological, Review
Emphasizing Reduction in Greenhouse Gas Emissions. The Scientific World Journal,
2014 – P. 21 – 28. [Электронный ресурс] URL: https://doi.org/10.1155/
2014/828131
112 50. Stephenson, M.H., Ringrose P., Geiger S., Bridden M. Geoscience and decarbonization: current status and future directions. Petroleum Geoscience, 2019 – p.
645. [Электронный ресурс] URL: https://doi.org/10.1144/petgeo2019-084 51. Suleimanov, Baghir & Ismayilov, Fakhreddin & Dyshin, Oleq & Veliyev,
Elchin. Selection methodology for screening evaluation of EOR methods // Petroleum
Science and Technology. Vol. 34, 2016 – P. 961-970. [Электронный ресурс] URL:
10.1080/10916466.2015.1107849 52. Taber, J.J., Martin F.D., Seright R.S. EOR Screening Criteria Revisited Part
1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects. New
Mexico Petroleum Recovery Research Center, 1996 – P. 245.
53. The costs of CO
2
Capture, Transport and Storage: post-demonstration CCS in the EU. European Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants.
2019 – P. 305. [Электронный ресурс] URL: https://zeroemissionsplatform.eu/wp- content/uploads/Overall-CO
2
-Costs-Report.pdf
54. Tomić, Lola & Karović-Maričić, Vesna & Danilović, Dušan & Crnogorac,
Miroslav. (2018). Criteria for CO
2
storage in geological formations. Podzemni radovi.
2018 – P. 61-74. [Электронный ресурс] URL: https://scindeks.ceon.rs/Article.aspx? artid=0354- 29041832061T
55. Tsvetkova, A. Assessment of positive and negative aspects of СО
2
sequestration projects by argument map development / A. Tsvetkova, E. Katysheva //
18th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2018:
Conference proceedings, Albena, Bulgaria, 02–08 июля 2018 года. – Albena,
Bulgaria: Общество с ограниченной ответственностью СТЕФ92 Технолоджи,
2018 – P. 75-80. [Электронный ресурс] URL: https://doi10.5593/sgem
2018/5.1/S20.010 56. U.S. Geological Survey. National Assessment of Carbon Dioxide Enhanced
Oil Recovery and Associated Carbon Dioxide Retention Resources, 2011 – P. 57-63.
[Электронный ресурс] URL: https://www.api.org//media/Files/EHS/climate- change/Summary-carbon-dioxide-enhanced-oil-recovery-well-tech.pdf
113 57. Woodhill, G.P. Engineering Consultants. Pipeline Transmission of CO
2
and
Energy: Transmission Study – Report, IEA Greenhouse Gas R&D Programme. – 2002
– p. 140.
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Фондовая
литература
58. Анализ разработки нефтяного месторождения Х // Отчет по НИР с
ОАО «ТомскНИПИнефть», Отв. исп. Иванов И.И., Томск, 2006 – 132 с.
59. Проект доразведки нефтяного месторождения Х. // Отчет по НИР с
ОАО «Томскнефтегазгеология», Отв. исп. Луговой Д.Д., Томск, 1991 – 86 с.
60. Технико-экономическое обоснование ввода в разработку месторождения Х в Томской области // Отчет по НИР с ЗАО «Геоспецпроект» по заданию фирмы «ЭПИК», Отв. исп. Яковлев Е.Г., Москва, 1997 – 272 с.
литература
58. Анализ разработки нефтяного месторождения Х // Отчет по НИР с
ОАО «ТомскНИПИнефть», Отв. исп. Иванов И.И., Томск, 2006 – 132 с.
59. Проект доразведки нефтяного месторождения Х. // Отчет по НИР с
ОАО «Томскнефтегазгеология», Отв. исп. Луговой Д.Д., Томск, 1991 – 86 с.
60. Технико-экономическое обоснование ввода в разработку месторождения Х в Томской области // Отчет по НИР с ЗАО «Геоспецпроект» по заданию фирмы «ЭПИК», Отв. исп. Яковлев Е.Г., Москва, 1997 – 272 с.
114
Приложение А
(справочное)
Potential of CO
2
injection into depleted fields of the Vasyugan formation
of Tomsk Region (X field case study)
Literature review
Студент:
Группа
ФИО
Подпись
Дата
2ТМ01
Ласкач Владислав Андреевич
Руководитель ВКР:
Должность
ФИО
Ученая степень,
звание
Подпись
Дата
Доцент ОНД
Матвеев Иван
Васильевич к.ф-м.н.
Консультант – лингвист отделения иностранных языков ШБИП:
Должность
ФИО
Ученая степень,
звание
Подпись
Дата
Старший преподаватель
ОИЯ ШБИП
Макаровских
Александра
Викторовна
115
1. Literature review
1.1 Global reasons for the development of CCUS Projects
According to the majority of scientists, the recent climate change, manifesting itself in the form of global warming, is associated with an increase in the concentration of greenhouse gases in the Earth's atmosphere. The main greenhouse gases are water vapor, carbon dioxide, methane, nitrogen oxide, and a number of other industrial gases.
Air humidity does not deviate significantly from the long-term average, whereas the concentration of other greenhouse gases in the atmosphere steadily increases with anthropogenic carbon dioxide emissions making a larger contribution (76%) to the enhancement of the greenhouse effect. Based on the observations of many researchers
[15,28,44], the current concentration of CO
2
in the atmosphere is about 420 parts per million and it is the highest level known in the last 800 thousand years (Figure 1).
Figure 1. Change in CO
2
concentration in the Earth's atmosphere [38]
According to the opinion of the Intergovernmental Panel on Climate Change
[28], the further growth of greenhouse gas concentration in the atmosphere will lead to irreversible changes in the ecosystems and the climate system of our planet, therefore the reduction in anthropogenic emissions of greenhouse gases (mainly CO
2
) is one of the key issues for modern human civilization.
116
There is an opinion among the public that humanity cannot have a significant impact on climate change on the planet scale, and the global warming is only the result of such natural processes as the Milankovitch cycles and changes in solar activity.
Milankovitch cycles are fluctuations in the amount of solar radiation reaching the
Earth's surface, due to a systematic change in the eccentricity of the Earth's orbit, and fluctuations in the inclination angle of the planet's axis. These cycles quite accurately explain the natural paleoclimatic events that occurred on Earth in the past, but have absolutely nothing to do with the current rate of global warming. In addition, according to the Milankovitch cycles, the Earth should now be in the “cooling stage”, which already began 6 thousand years ago and will continue for about 23 thousand years [41].
In addition, solar activity has not changed significantly over the past half century, whereas the average temperature of the Earth's surface keeps rising. Accepting the fact that there is a direct correlation between the average temperature of the Earth and the concentration of CO
2
in the atmosphere, a number of critics explain the increase in the concentration of carbon dioxide by natural volcanic eruptions. However, modern volcanism is only responsible for the release of 0.13-0.44 billion tons of CO
2
per year
[39], which is less than 1% of the anthropogenic emissions level, that in 2020 increased up to 34.17 billion tons of CO
2
[34]. Therefore, attempts to explain the current global warming by natural causes are futile. Despite the fact that the anthropogenic cause of the current global warming formally remains a hypothesis, no country in the world officially disputes the reality of the problem and its anthropogenic causes.
It is a known fact that there has been a rapid increase in anthropogenic carbon emissions simultaneously with the beginning of the industrialization and the energy consumption growth (Figure 2). Although this growth has slowed down recently, new solutions must be found to meet one of the goals of the Paris Agreement, namely to cut anthropogenic carbon emissions by half by 2050.
Currently, international companies in the energy sector are following market and regulatory signals and setting goals not only to increase energy efficiency, strengthen the role of renewable energy sources, and transfer to low-carbon fuels, but also to reduce greenhouse gas emissions to follow the global decarbonization trend. In
117 this context, CCUS projects may take a leading role. The International Energy Agency and the UN International Panel on Climate Change recognize that without these projects, the goals on emissions cut is not achievable [31].
Figure 2. Global anthropogenic carbon dioxide emissions
Today, Russia ranks 4
th in the world in terms of emissions – 1.53 billion tons of CO
2
(4.5% of global emissions) after China (27.8%), the USA (15.1%) and India
(7.2%) [34]. Nowadays Russia is able to capture about 1.1 Gt of industrial carbon dioxide emissions. Russian carbon emitting companies whose products are exported to European countries are expected to be carbon tax levied soon. Therefore, these companies which specialize in metallurgy, petrochemicals and aluminum production have a great incentive to capture their carbon emissions. In the near future, oil refining industry is likely to be included on this list.
At the moment, there is no any industrial CCUS projects in Russia yet, however, a well-developed Russian oil and gas industry has a huge potential for a rapid carbon storage emergence. According to a number of estimates [35], the theoretical capacity of geological CO
2
storage reservoirs in Russia significantly exceeds the potential of other countries, however, not all of the natural reservoirs meet the requirements for the injection.
118
1.2. Key aspects of CCUS technology
In the scientific literature, Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) technologies are the most common. However, there are Carbon Capture and Storage
(CCS) – a technology for capturing and sequestrating carbon, and Carbon Capture and
Utilization (CCU) – a technology for capturing and utilizing carbon. These technologies involve capturing CO
2
released as a by-product of fuel combustion reactions, power generation or other industrial processes and its further disposal in geological reservoirs. The difference between CCU and CCS technologies is that CO
2
utilization always implies some beneficial usage of carbon dioxide, while carbon sequestration implies only the permanent disposal of the captured volume of gas in geological formations without utilizing any additional effects.
Thus, a distinctive feature of the CCUS technology is that it combines a whole family of interrelated technologies under one term and facilitates selecting the most suitable option for capturing, transporting, utilizing or storing CO
2
for a particular project, providing the necessary project flexibility. A simplified scheme of the CCUS technology is presented below.
Figure 3. A concept of a typical CCUS project
The first technological step in any CCUS project is to capture gaseous carbon dioxide and to create a highly-concentrated and highly-pressured CO
2
stream that can be easily transported. This stage is the most expensive one in the production chain of
119
CO
2
sequestration, which accounts for up to 70% of the total project cost [35]. Carbon capture technologies differ significantly depending on the industry in which they are applied, but they are divided into three main groups: pre-combustion capture, post- combustion capture, and oxy-fuel combustion [49].
Pre-combustion capture involves the reaction of a hydrocarbon fuel (methane) with atmospheric oxygen and water vapor to produce synthesis gas, which is just a mixture of carbon monoxide and hydrogen. The carbon monoxide then reacts with water steam in a catalytic reactor called shift-converter to form carbon dioxide and hydrogen. The obtained CO
2
is separated from the H
2
by a chemical absorption process by amine scrubbing process or cryogenic distillation. CO
2
can also be separated via physical absorption process, when carbon dioxide forms weak bonds with the solvent
(Rectisol, Selexol) at high pressures and is then released when the pressure is reduced.
Since the amount of energy expended during physical absorption is inversely proportional to the content of CO
2
, its use is effective at high carbon dioxide concentrations (more than 15%).
The principle of post-combustion capture is to separate CO
2
from flue gases after fuel combustion. As a rule, the concentration of carbon dioxide in the flue gas is only 8–15%. This capture method typically uses amine scrubbing with a cold solution of monoethanolamine (MEA), which reacts with CO
2
and forms stable chemical bonds with it. Then the carbon rich MEA stream enters the desorber where the chemical bonds that retain CO
2
in the amine solution are destroyed under the high temperature conditions. The lean carbon dioxide stream is then cooled and compressed for the transportation. A schematic diagram of CO
2
capture from a flue gas is shown in
Figure
4. Unlike pre-combustion capture where CO
2
is separated from the syngas, post- combustion process does not require expensive technologies and is the most viable capture method due to little influence on the main technological process. Although the chemical absorption (being the key process of the post-combustion capture) is well understood, its main disadvantages are high resource costs and significant energy losses [53].
120
Unlike pre-combustion capture, oxy-fuel combustion uses pure oxygen instead of air, producing a flue gas composed almost exclusively of CO
2
(approximately 80% by volume) and water vapor, latter is then removed by water condensation. In addition to the high concentration of CO
2
in the outlet stream, the advantage of the method is the simplicity of exhaust gases separation. The main disadvantages are high capital costs, relatively little knowledge of the process and a large need for electricity to extract oxygen from the surrounding air.
Figure 4. Schematic diagram of CO
2 capture by amine scrubbing
The second important stage of the CCUS project is the transportation of the captured CO
2
. The carbon transportation is similar to natural gas transportation. To prevent corrosion and hydrate formation carbon dioxide is dehydrated before it can be transported. The existing methods of CO
2
-transportation include pipeline, road and railway transportation with pipeline transport being the most common. At the moment, the length of CO
2
-pipelines is already about 7 thousand km worldwide, with diameter reaching up to 921 mm, which is comparable to the diameter of main gas pipelines. At the same time, according to the most modest estimates [35], the length of CO
2
-pipelines in Europe alone shall reach up to 18 thousand km to implement plans for the CO2 sequestration development.
121
Compared to methane, the thermobaric properties of carbon dioxide are much more favorable for transportation: at temperatures ranging from -20 to +30°C, the equilibrium vapour pressure ranges from 20 to 70 atmospheres, that makes it possible to transport carbon dioxide in a liquid state at relatively low pressures. In contrast, at given temperatures and pressures methane is mainly in a gaseous state. Based on international practice [53] for the liquid CO
2
transportation, the working pressure should be maintained above 7.38 MPa, otherwise there is a possibility of the gas phase transition as a result of local temperature fluctuations in different sections of the gas pipeline. In case of flowing CO
2
containing impurities (CH
4
, H
2
S), transportation is carried out at pressures above 8.6 MPa. However, the maximum allowable pressure during transportation should not exceed 15.3 MPa [48]. The density of CO
2
under these conditions is about 800-900 kg/m
3
A number of experts [45, 46] note the technological simplicity of transporting carbon dioxide in a liquefied or supercritical state in comparison with the pure gas phase transportation. In addition, the average required distance between compressor stations is about 300-400 km versus 100-150 km for natural gas transportation.
Road or railway CO
2
transportation makes sense only for small volumes. Some of the existing CCUS projects use tanker trucks, but a number of organizations agree that this mean of transportation is unlikely to play a significant role in the future [35].
Transportation of CO
2
via LNG carriers is a good alternative to pipelines in coastal regions. Small-tonnage vessels with a carrying capacity of up to 1,000 tons of CO
2
are already cruising along the seas surrounding Europe. Large-capacity CO
2
gas carriers with a capacity of up to 40,000 tons are in many ways similar to LPG carriers.
Transportation of LPG by tankers has been carried out for almost 70 years. Significant expertise has been accumulated in this area, which, if necessary, can be applied to the nautical transport of carbon dioxide.
The final stage of the CCUS project is the utilization and/or permanent storage of CO
2 in suitable geological formations. This stage involves the use of a wide range of accumulated competencies of the oil and gas industry. The implementation of carbon sequestration projects is largely carried out by oil and gas specialists: geologists,
122 geophysicists, drilling and well completion specialists. To some extent, oil and gas production and processing facilities already have the necessary infrastructure for injecting carbon dioxide into the reservoir. Due to the existence of a wide range of issues and aspects of geological CO
2
disposal, this stage of the CCUS technology will be considered in more detail in this work.
1.3 Key geological aspects of CO
2
storage
The basic concept of underground carbon storage is to inject CO
2
into underground rock layers, thus isolating it from the atmosphere. As a rule, geological formations suitable for CO
2
storage are in the same sedimentary basins where oil and gas production takes place.
Traditionally, there are 4 options for underground of carbon storage (Figure 5).
Figure 5. Methods for storing CO
2
in deep underground geological formations [28]
1. Injection into depleted oil and/or gas reservoirs. This storage option has the greatest long-term storage potential as once oil and gas resources have been
123 extracted, these well-studied reservoirs represent the best solution for CO
2
storage. In addition, such fields already have all the necessary infrastructure for the injection.
2. Injection into deep saline aquifers. They are quite ubiquitous and theoretically have a much greater potential for injection,
however, deep saline aquifers are much less explored compared to oil and gas reservoirs. The reason is that much fewer wells have been drilled in aquifers: in general, drilling covers only drinking water formations, that negligibly contribute to total groundwater reserves.
3. Utilization of CO
2
as an agent in enhanced oil recovery (EOR) methods.
This option is the only well-studied and widely used method for utilizing captured CO
2
, which increases both current production and the ultimate oil recovery factor. At the moment, CO
2
-EOR is considered to be the most commercially successful option among all CCUS projects (78% of worldwide CCUS projects are associated with CO
2
-EOR
[46]), however, it highly depends on oil prices. About 44% of all EOR projects in the world are carbon dioxide injection [35]. As a rule, the complete miscibility of carbon dioxide with oil serves as the indicator of injection efficiency. During miscible displacement the phase boundary between the displacing agent (CO
2
) and oil practically disappears, which increases the current production and increases the recovery factor. Thus, use of CO
2
as an EOR agent is the only economically viable method that can decarbonize production of fossil fuels.
4. Injection of CO
2
into coal seams. Deep and thin coal seams can potentially be used as a CO
2
storage. Carbon injection can also be used as an enhanced coal bed methane recovery. However, coal seams are poorly explored, their geologic properties are irregular, and therefore this option is the most unattractive in terms of available storage volume.
A sufficient expertise concerning CCUS projects has been accumulated recently as well as the best practices of searching for suitable geological formations have been developed. An analysis of the accumulated experience resulted in a set of requirements to be met for specific injection site to be a suitable candidate for CO
2
storage.
124
Firstly, such a site must have sufficient reservoir properties to achieve the required level of injectivity to ensure injection of an industrial volume of carbon dioxide. Depleted oil or gas fields, the use of CO
2
as an EOR agent, and deep saline aquifers are the best options for this.
Secondly, the geological storage must lie at a sufficient depth that excludes any connectivity with freshwater aquifers, and at the same time, allows injecting
CO
2
in a dense (supercritical) state to increase storage efficiency. The supercritical state means that injected CO
2 behaves as a liquid and gas simultaneously, i.e. has a high density
(similar to a liquid phase) and a low viscosity (similar to a gas phase). Carbon dioxide becomes supercritical at a temperature of 31.3°C and a pressure of 7.4 MPa (Figure 6).
Figure 6. CO
2
phase diagram
It is commonly accepted that in order to provide thermobaric conditions that would satisfy CO
2
to be supercritical the injection depth should be at least 800 meters, although supercritical transition also depends on temperature and local geothermal gradient [46]. The transition to the supercritical state is accompanied by an increase in density (Figure 7). At reservoir conditions corresponding to the supercritical state, the density of CO
2
varies from 600 kg/m
3
to 900 kg/m
3
, which leads to a decrease in volume by 316-459 times, which provides a positive effect on the storage efficiency.
The depth requirement is also directly related to the fact that the reservoir must be isolated from the surface and freshwater aquifers. The simplest way to confirm the
125 isolation of an aquifer is the high salinity of formation water. It is believed that at salinities above 10,000 ppm (10 mg/litre), it can be assumed that the aquifer does not communicate with the overlying freshwater horizons [46]. At the same time, it should be remembered that with increasing salinity, the solubility of carbon dioxide decreases.
High salinity of water can decrease the solubility of carbon dioxide up to five times.
In the practice of CCUS projects, it is accepted that despite the positive relationship between pressure and CO
2
solubility, reservoirs with normal reservoir pressure (i.e. where geostatic gradient is less than 12 kPa/m) are considered to be the most preferable injection targets. Over-pressured reservoirs are associated with additional risks during drilling, plus additional compressor capacities are also needed for injection, which offsets the positive effect of greater solubility.
Figure 7. Simplified CO
2 density versus depth diagram
The third and probably the most important aspect of underground CO
2
storage is the seal. A good quality seal rock is paramount to prevent vertical migration of CO
2
from the target formation to the overlying ones. As a rule, good seal rocks are clay layers or evaporite deposits.
Since carbon dioxide is lighter than formation fluid, it floats to the top of the reservoir where it creates a pressure drop: