CC BY
21Технико-экономическое обоснование реализации проекта по повышению нефтеотдачи
Внедрение эффективных технологий, обеспечивающих полноту извлечения запасов нефти из пластов и направленных на снижение выбросов парниковых газов в атмосферу, — важнейшие задачи в свете трендов декарбонизации национальных экономик мира. Актуальность темы обусловлена необходимостью использования технологичных опций по снижению выбросов парниковых газов в интересах низкоуглеродного развития экономики и интенсификации притока нефти на месторождениях
А.Е. Череповицын1
Санкт-Петербургский горный университет,
д-р экон. наук, профессор
К.В. Щиголев2
Санкт-Петербургский горный
университет,
shchigolev.kv@gmail.com
О.В. Жуков
АО «Севергазбанк», канд. экон. наук
1 заведующий кафедрой, Санкт-Петербург, Россия
2 аспирант, Санкт-Петербург, Россия
Для цитирования: Череповицын А.Е., Щиголев К.В., Жуков О.В. Технико-экономическое обоснование реализации проекта по повышению нефтеотдачи // Компетентность / Competency (Russia). — 2023. — № 8. DOI: 10.24412/1993-8780-2023-8-24-31
ключевые слова
экономика природопользования, нефтегазовые запасы, углекислый газ, декарбонизация, классификация, технологии секвестрации, метод CO2-EOR
ехнология для улавливания, использования и хранения диоксида углерода (Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS) используется нефтегазовыми компаниями в первую очередь для повышения нефтеотдачи [1]: около 73 % улавливаемого CO2 в мире используется в методах увеличения нефтеотдачи (МУН), а более 5 % ежедневной добычи нефти в США осуществляется за счет закачки CO2 в пласт [2]. Методы по закачке диоксида углерода в пласт для интенсификации добычи нефти получили название CO2-EOR (технология по закачке углекислого газа в пласт для повышения нефтеотдачи) [3].
Основной механизм повышения нефтеотдачи CO2 (EOR) заключается в уменьшении межфазного натяжения, снижении вязкости и расширении нефти, а также экстракционном воздействии на легкие углеводородные компоненты [4].
В экологическом сообществе многие утверждают, что метод CO2-EOR служит только для продления использования ископаемого топлива. Ученые связывают это с тем, что метод помогает добыть нефть, которая при повторном сжигании снова создаст выброс диоксида углерода. Однако недавнее исследование показывает, что дополнительная нефть, добытая с помощью CO2-EOR, может достичь чистого углеродно-отрицательного статуса на протяжении большей части срока эксплуатации (так как большой процент закачиваемого CO2 будет оставаться в недрах) [5]. Также результаты исследований показывают, что дополнительная нефть, полученная при CO2-EOR, является более низкоуглеродным топливом, с коэффициентом выбросов
ниже, чем у сырой нефти, добываемой в США [6].
Материалы исследования
Существует несколько общемировых методик проектирования систем CO2-EOR, которые используются в различных частях света [7-9]. Эти методики представляют собой рекомендации по проектированию и реализации CO^EOR-проектов, адаптированных к конкретным геолого-промысловым условиям месторождения и используемым технологиям. Сложность проектирования CO2-EOR заключается в отсутствии единой методологии, а также в разнообразии последовательности этапов таких проектов.
На основе обобщения отечественных и зарубежных подходов сформирована адаптированная гибридная методика проектирования CO2-EOR на базе метода Stage-Gate и спринтов Agile1. Процесс со Stage-Gate спроектирован так, чтобы быть совместимым с Agile-спринтами. Большой проект разделен на этапы моделью Stage-Gate и запуском циклов Agile на каждом этапе. Время, стоимость и качество проверяются на каждом входе до перехода к следующему этапу (рис. 1).
Включая спринты в более крупный процесс управления, возможно использовать преимущества поэтапного подхода к принятию решений, сохраняя при этом гибкость и динамичность процессов типа Agile/Scrum. В этом гибридном подходе при сохранении гибкости руководство сохраняет контроль, необходимый для защиты своих инвестиций в разработку новых продуктов.
Этап региональной оценки включает в себя выбор потенциальных локаций хранения и/или утилизации CO2
(как правило, речь идет о геологическом резервуаре, соответствующем ряду критериев, детально проработанных на этапе локальной оценки), выбор потенциальных источников CO2 (как правило, это крупные промышленные предприятия — эмитенты), а также предварительную экономическую оценку проекта. Критерием перехода на следующий этап (Go/Kill) является предварительная экономическая пригодность региона для проектирования.
Этап локальной оценки включает в себя максимальный сбор исходных данных для уточнения геологических параметров резервуара. На данном этапе производится детальная критериальная оценка пригодности резервуара для закачки CO2 по результатам геологических, геофизических, гидрогеологических, гидродинамических, геохимических, геомеханических, сейсмических исследований. В случае пригодности резервуара для закачки углекислого газа производится планирование закачки, а также предварительная оценка затрат на реализацию проекта. Критерием перехода на следующий этап является геологическая пригодность объекта для закачки CO2, а также наличие данных о затратах на закачку.
На этапе проектирования производится детализирование и уточнение всех исходных данных, на основе которых будет построена 3D-модель
объекта (картирование геологического строения, оценка геомеханических, геохимических и реологических свойств покрывающей и вмещающей породы, характеристика системы трещин, оценка площади и вертикальной протяженности целевого объекта, оценка объема порового пространства, оценка базового распределения флюида, оценка разломов и целостности покрышки).
На данном этапе происходит максимальный уровень детализации. Этот уровень достигается путем установления и подтверждения объемов закачки CO2, создания дизайна конструкций скважин, а также установления и подтверждения целевой наземной инфраструктуры системы закачки.
На этапе проектирования больше не собираются новые данные. Вместо этого используется типовой процесс инфраструктурного проектирования для крупного проекта с учетом информации, собранной на ранних этапах. На выходе получаются утвержденное технико-экономическое обоснование (ТЭО) проекта, комплексная оценка рисков, программа мониторинга, детальные проекты скважин, комплексный план закачки и необходимые разрешения. Критерием перехода на следующий этап является разрешение на строительство объектов.
На этапе строительства происходит сооружение всех объектов наземной
Рис. 1. Методология проектирования Agile Stage Gate CO2-EOR [Agile Stage Gate CO2-EOR design methodology]* * Рис. 3-5 составлены авторами, рис. 2 составлен авторами на основе [10-12]
' промежутки времени, за которые кросс-функциональная команда создает и прорабатывает отдельную часть продукта
Рис. 2. Риски реализации проектов CO2-EOR в России [Risks of CO2-EOR projects implementing in Russia]
и подземной инфраструктуры: установки улавливания, объектов транспортировки, компрессоров, а также обустройство скважин для закачки и вспомогательных объектов. Следующим этапом являются пуско-наладочные работы и дальнейший ввод в эксплуатацию. Критерием перехода на следующий этап является сдача объектов и успешный (безаварийный) ввод в эксплуатацию.
Этап закачки связан с валидацией и интеграцией данных о процессе нагнетания. В рамках мониторинга активно ведется контроль за проектными показателями закачки, выявляются отклонения. На данном этапе проводятся работы по снижению операционных затрат и оптимизации процесса закачки. За счет контроля параметров закачки совершается обновление моделей объекта. Переход на следующий этап осуществляется после выработки запасов на объекте.
На стадии закрытия приостанавливается закачка агента в скважины, осуществляется их консервация, а проект считается завершенным. После реализации проекта закачки СО2 и его завершения необходимо также обеспечивать средне- и долгосрочный мониторинг и контроль объекта закачки для нивелирования рисков миграции закачанного флюида в нецелевые горизонты. После закрытия проекта реализуется его сдача региональным властям и профильному регулятору.
Каждый этап связан с определенными рисками, присущими данному этапу, для упрощения их идентификации и определения характера риска сформирована их классификация, представленная на рис. 2.
Несмотря на риски, присущие каждому процессу, основным преимуществом использования методов СС^ является польза для окружающей сре-
Правовые
Политические
Риски правового регулирования (отсутствие нормативной базы)
• Риски связаны с отсутствием соответствующего регулирования климатических проектов, в данном случае проектов С^/СС^, включая выбор расположения, ответственность за возможные утечки и выбросы углекислого газа, определение правил мониторинга и пр.
Риск неучета ЕС отечественных систем улавливания
• Риск возникновения несогласованности системы учета выбросов парниковых газов в рамках проектов в России и за рубежом. Могут возникнуть ограничения по дополнительным финансовым возможностям и в отношении учета сокращенных компаниями выбросов
Управленческие
Риски межотраслевого взаимодействия
• Риск нарушения цепочки поставок из-за отсутствия динамического планирования и перераспределения СО2 от источника до места утилизации, между компаниями из различных отраслей, совместно реализующими проект
Технологические
Экономические
Улавливание
Риск полностью интегрированной системы CCUS и влияние на электростанции
• Риск интеграции процесса улавливания в электростанцию (например, проблемы с отбором пара);
• Риск остановки электростанции
в случае сбоя на установке улавливания
Технические риски для каждой технологии улавливания
• Разложение растворителя и коррозия оборудования при улавливании после сжигания;
• Котел и конструкция горелки, рекурциляция дымовых газов, контроль температуры и предотвращение утечки воздуха при улавливании кислородного топлива;
• Работа и доступность турбин, богатых водородом, при улавливании перед сжиганием
Транспортировка
Риски утечек
• Коррозии труб и оборудования. Риск вреда для людей и животных при утечке и скоплении СО2 в низинах
Использование и хранение
Риски утечек
• Утечки при закачке (нагнетательные скважины и технологическое оборудование);
• Постепенная утечка через необнаруженные разломы, трещины или скважины.
Загрязнение подземных вод
Цена на нефть
Риск падения цен на нефть
• Падение рыночной стоимости нефти влечет высокие потери доходности проекта и ставит под сомнение его реализацию
Государственная поддержка
Риски потери льгот и стимулов
• Лишение вычетов и льгот накладывает дополнительные риски на инвестора и сильно затрудняет реализацию проекта
Стоимость СО2
Риск роста цен на закупаемый СО2
• Покупка СО2 — самая большая статья расходов при применении СО2-ЕОЯ. Рост стоимости закупаемого СО2 сильно влияет на экономику проекта
Капитальные затраты
Риск отсутствия источника финансирования
• Капитальные затраты на транспортировку, закачку и отделение СО2 от нефти могут достигать 25-50 % от стоимости за баррель добываемой нефти.
Финансирование проекта только за счет собственных средств представляет большой риск для компаний
ды. Основным экологическим преимуществом CCUS является его потенциал по сокращению выбросов диоксида углерода в атмосферу, в то время как сжигаемое топливо по-прежнему используется для покрытия глобального энергопотребления. Согласно исследованию, CCUS может внести существенный вклад в сокращение выбросов парниковых газов во всем мире [13].
Этот потенциал зависит от количества уловленного СО2 и утечек при его транспортировке и долгосрочном хранении (если таковые имеются). Потенциальные выгоды также необходимо измерять в сравнении с уровнями риска для окружающей среды при том, что метод CCUS используется или не используется.
Результаты
Апробация метода и поиск оптимизационных решений выполнены на примере газонефтяного месторождения в Западной Сибири и крупнейшего регионального эмитента (Сургутская ГРЭС-2). Цель апробации состоит в том, чтобы провести технико-экономический анализ операций CO2-EOR, согласованных с условиями разработки месторождения. Производительность прогнозируемой модели была дополнительно улучшена для достижения оптимальных целей (модель использует различные налоговые режимы для выявления должного эффекта, возможность получения дополнительного дохода от реализации углеродных единиц, налоговые преференции для владельцев «зеленых проектов»).
Результаты расчета технологического эффекта подтверждают, что при-
менение CO2-EOR позволит дополнительно добыть на экспериментальном участке 11 320,22 м3 нефти.
Для реализации проекта предложена бизнес-модель, включающая распределение ответственности между оператором и эмитентом при строительстве инфраструктуры:
► Эмитент и нефтегазовый оператор: строительство системы улавливания и транспортировки.
► Нефтегазовый оператор: строительство инфраструктуры для закачки CO2 в пласт.
Модель имеет три сценария с разной степенью вероятности ^10 — наименее вероятный сценарий, P50 — оптимальный сценарий, P90 — наиболее вероятный сценарий). Содержание каждого сценария представлено на рис. 3.
В базовом сценарии P90 предполагается реализация проекта компаниями-партнерами на добровольной основе. Несмотря на отсутствие углеродных рынков и стимулов со стороны государства, налоговый режим НДД-3 предполагает более благоприятные условия для реализации проекта по сравнению с режимом НДС.
В оптимальном сценарии P50 имеется в виду дальнейшее появление и развитие углеродных рынков.
Механизм предполагает ввод отечественной системы учета CO2, увязанной с нормами ЕС в части трансграничного углеродного регулирования, а также создание системы ценообразования на углерод (фактически внутреннюю систему торговли выбросами) [14].
Внутренняя законодательная система устанавливает максимальный объем выбросов парниковых газов
справка
Метод С02-Е0И является третичным методом нефтеотдачи и подразумевает закачку диоксида углерода через нагнетательные скважины. Проектирование CO2-EOR является мультидисциплинарным процессом, который включает в себя аспекты геологии, инженерного проектирования, технологии добычи нефти, экономики и экологии
Рис. 3. Сценарии проекта CO2-EOR
[CO2-EOR project scenarios]
Р90
Налоговый режим НДД-3 Отсутствие углеродного рынка Отсутствие налоговых льгот
Р50
Налоговый режим НДД-3
Наличие углеродных рынков
Отсутствие налоговых льгот
Р10
Налоговый режим НДД-3
Наличие углеродных рынков
Налоговые льготы для проектов СО2-МУН
NPV, млн P
-2 800
Рис. 4. Динамика чистого дисконтированного дохода нарастающим итогом проекта CO2-EOR [Dynamics of net discounted income as a cumulative result of the CO2-EOR project]
Срок реализации, лет
для разных отраслей промышленности. Компании, снизившие или предотвратившие выбросы парниковых газов ниже установленных лимитов, имеют возможность продать свои неиспользованные квоты на выбросы, измеряемые в тоннах углекислого газа (т/С02-экв).
Предприятия, превышающие установленный уровень эмиссии, имеют право приобрести квоты на выбросы на рынке эмиссионных квот. В случае превышения уровня эмиссии выше установленного и отсутствия сертификатов о покупке углеродных единиц предприятие облагается углеродным налогом.
Также для предотвращения утечки углерода распределяется некоторое количество бесплатных квот, число которых постепенно будет снижено до нуля к 2030 году. Данная система давала хо-
Таблица 1
Ключевые показатели эффективности проекта CO2-EOR [Key performance indicators of the CO2-EOR project]
Показатель [Indicator] P90 P50 P10
NPV, млн руб. -718,1 -55,5 1 048,2
PI, ед. 0,82 0,99 1,26
IRR, % 11,2 13,8 17,8
DPP, лет - - 17
EMV, млн руб. 76,4
J, ед. 1,02
Источник: составлено авторами
рошие результаты в снижении уровня риска утечки в ЕС, но одновременно снизила мотивацию инвестирования в экологические проекты [15].
На основе данных реестра углеродных единиц РФ в 2022 году в рамках «Сахалинского эксперимента» на Московской бирже было продано 20 углеродных единиц по цене 1000 руб/1 т С02-экв.
По аналогии в работе принят дополнительный доход в размере 1000 руб/1 т С02-экв. Количество сгенерированных проектом углеродных единиц эквивалентно закачанному в систему CO2. Всего по проекту предполагается генерация 16 819 тыс. углеродных единиц.
В сценарии P10 предполагается налоговое стимулирование со стороны государства для декарбонизации нефтегазовой промышленности. Сценарий смоделирован на основе допущений о вводе налоговых льгот для нефтегазовых операторов. В свою очередь, допущения основаны на аналогичном одобрении Комитетом Госдумы РФ обнуления налога на добычу полезных ископаемых для Обского ГХК «НОВАТЭК», где планируется улавливать и закачивать в пласт до 4 млн тонн CO2 в год. Сейчас проект находится на стадии предпроектных работ (pre-FEED).
Также наблюдается заинтересованность со стороны правительства в освобождении от налога на прибыль от продажи углеродных единиц и освобождении от налога на добавленную стоимость (НДС). Минэкономразвития подготовило пакет льгот для участников климатических проектов. Одно из основных преимуществ — отмена НДС на доходы, полученные от выполнения работ и предоставления услуг, связанных с климатическими проектами, а также от продажи выбросных квот. Кроме того, проект поправок предлагает компаниям возможность уменьшать сумму налога на общий бизнес на величину входящего НДС от климатических проектов.
В качестве допущений при экономическом моделировании в данном
NPV, млн P
3 500 г
3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0
-эксилуа -Цена на ациинньи нефть зафсиы ыиимис Капитал |ь ои2 на >ные затр рынке аты
* —*- -*- —♦
-50 % -40 % -30 % -20 % -10 % База +10 % +20 % +30 % +40 % +50 %
Рис. 5. Анализ чувствительности проекта CO2-EOR
[CO2-EOR project sensitivity analysis]
сценарии предусмотрено освобождение от налога на добычу полезных ископаемых в составе НДД и исключение из налогооблагаемой прибыли доходов от реализации углеродных единиц.
Проект реализуется в течение 51 года, с 2023 по 2073-й, капитальные вложения реализуются единовременно в 2024 г. Норма дисконтирования проекта составляет 14 %.
Динамика чистого дисконтированного дохода нарастающим итогом представлена на рис. 4. Ключевые показатели эффективности по трем сценариям представлены в табл. 1.
На основании проведенных расчетов была определена чувствительность основных показателей эффективности разработки месторождения к изменению четырех факторов: капитальных затрат, эксплуатационных затрат, цен на продукцию, стоимости CO2 на углеродном рынке.
Уровень изменений рассматривается в диапазоне ±50 % от исходного значения с шагом 10 %. Результат представлен на рис. 5.
По результатам проектирования на месторождении в Западной Сибири, при улавливании дымовых газов из крупнейшего источника эмиссии (Сургутская ГРЭС-2) достигается экологический эффект в сокращении выбросов CO2 на 16,8 млн т за 51 год. Результаты апробации подхода показаны в табл. 2.
Выводы
исследовании представлена адаптированная гибридная методика проектирования системы CO2-EOR, основанная на совмещении отечественных и зарубежных подходов и методов Stage-Gate и Agile.
Методика включает в себя разделение проекта на этапы, используя модель Stage-Gate, и интеграцию циклов Agile на каждом этапе. Процесс со Stage-Gate спроектирован совместимым с Agile-спринтами для обеспечения гибкости и динамичности процессов Agile/Scrum.
Для упрощения идентификации рисков, присущих каждому этапу Agile Stage Gate, представлена их классификация по 5 признакам: технологические, экономические, правовые, политические, управленческие. В ходе исследования выявлено, что наиболее значимыми по степени влияния при проектировании CO2-EOR являются технологические и экономические риски. Для смягчения воздействия пред-
Таблица 2
Результаты апробации подхода [Approbation approach results]
Технологический эффект [Technological effect] Экономический эффект [Economic effect] Экологический эффект [Ecological effect]
Доп. добыча нефти, млн т Прирост КИН, % EMV, млн руб. J, ед. Объем захоронения CO2, млн т CO2
2,287 20,3 76,4 1,02 16,8
Источник: составлено авторами
^ MO/^riCrir^DAI_11^ О Компетентность / Competency (Russia) 8/2023
OU ИССЛСДиОпПИЛ DOI: 10.24412/1993-8780-2023-8-24-31
ложены меры по снижению их влия- и изменение государственной политики в сторону изменения стимуляции.
Применение адаптированного подхода технико-экономической оценки на месторождении в Западной Сибири позволило выявить ряд оптимизационных решений: разделение зон ответственности предприятия-эмитента и нефтегазового оператора, переход на режим НДД, возможность получения дополнительного дохода от реализации вывода проекта на рентабельные показатели эффективности. ■
ния.
Главным преимуществом метода является синергический эффект от увеличения добычи нефти и сокращения выбросов углекислого газа в атмосферу. Главным недостатком являются высокие капитальные затраты. Важнейшей возможностью, которая раскрывает потенциал проектов, является внедрение стимулов со стороны регулирующих органов. Особыми угрозами являются риск утечки углекислого газа
Статья поступила в редакцию 18.07.2023
Список литературы
1. Romasheva N.V., Ilinova A.A., Evseeva O.O. The state as a key stakeholders in the prospects of implementation of CC(U)S projects in Russia // Bulletin of the South Russian State Technical University (NPI). — 2020. — Т. 5. DOI: 10.17213/2075-2067-2020-5-209-223.
2. Kwak D. H., Kim J. K. Techno-economic evaluation of CO2 enhanced oil recovery (EOR) with the optimization of CO2 supply // International Journal of Greenhouse Gas Control. — Elsevier, 2017. — Т. 58. DOI: 10.1016/J.IJGGC.2017.01.002.
3. Skobelev D.O., Cherepovitsyna A.A., Guseva T.V. Carbon capture and storage: net zero contribution and cost estimation approaches // Journal of Mining Institute. — 2023. — Т. 259. DOI: 10.31897/PMI.2023.10.
4. Jiang J. et al. An integrated technical-economic model for evaluating CO2 enhanced oil recovery development // Applied Energy. — Elsevier, 2019. — Т. 247. DOI: 10.1016/J.APENERGY.2019.04.025.
5. NQnez-Lopez V., Gil-Egui R., Hosseini S. A. Environmental and operational performance of CO2-EOR as a CCUS technology: a Cranfield example with dynamic LCA considerations. DOI: 10.3390/en12030448.
6. Azzolina N. A. et al. A life cycle analysis of incremental oil produced via CO2 EOR // Energy Procedia. — 2017. — Т. 114. DOI: 10.1016/j.egypro.2017.03.1800.
7. ISO 27916:2019(en) Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery (CO2-EOR).
8. Ilinova A., Romasheva N., Stroykov G. Prospects and social effects of carbon dioxide sequestration and utilization projects // Journal of Mining Institute. — 2020. — Т. 244. DOI: 10.31897/pmi.2020.4.12.
9. Cherepovitsyn A. et al. Potential of Russian regions to implement CO2-enhanced oil recovery. DOI: 10.3390/en11061528.
10. Duguid A., Hawkins J., Keister L. CO2 pipeline risk assessment and comparison for the midcontinent United States // International Journal of Greenhouse Gas Control. — Elsevier, 2022. — Т. 116. DOI: 10.1016/J.IJGGC.2022.103636.
11. Chen S. et al. A critical review on deployment planning and risk analysis of carbon capture, utilization, and storage (CCUS) toward carbon neutrality // Renewable and Sustainable Energy Reviews. — Pergamon, 2022. — Т. 167. DOI: 10.1016/J.RSER.2022.112537.
12. Skoltech. Capture, benefit and storage technologies for carbon dioxide (CCUS). — 2022.
13. Energy technology perspectives 2020 — Analysis — IEA; https://www.iea.org/reports/energy-technology-perspectives-2020?mode=overview (дата обращения: 11.04.2023).
14. Stroykov G.A. Carbon regulation mechanisms: foreign and domestic experience // Management of economic systems: electronic scientific journal. — 2019. — Т. 12.
15. How the EU carbon border tax will redefine value chains BCG; https://www.bcg.com/publications/2021/eu-carbon-border-tax (дата обращения: 11.04.2023).
Как подготовить статью для журнала «Компетентность»
Оригинал статьи и аннотацию к ней необходимо передать в редакцию в электронном виде (на магнитном носителе или по электронной почте komp@asms.ru). При передаче информации по электронной почте желательно архивировать файлы. В названиях файлов необходимо использовать латинский алфавит. Допускаемые форматы текстовых файлов — TXT, RTF, DOC. Допустимые форматы графических файлов:
► графики, диаграммы, схемы — AI 8-й версии (EPS, текст переведен в кривые);
► фотографии — TIFF, JPEG (RGB, CMYK) с разрешением 300 dpi.
К каждой статье необходимо приложить сведения об авторах — фамилия, имя, отчество, ученая степень, ученое звание, место работы и должность, телефон служебный и домашний, адрес электронной почты.
Kompetentnost / Competency (Russia) 8/2023
ISSN 1993-8780. DOI: 10.24412/1993-8780-2023-8-24-31
Feasibility Study for the Implementation of a Project to Improve Oil Recovery
A.E. Cherepovitsyn1, St. Petersburg Mining University, Prof. Dr. (Ec.) K.V. Shchigolev2, St. Petersburg Mining University, shchigolev.kv@gmail.com O.V. Zhukov, JSC Severgazbank, PhD (Ec.)
1 Head of Department, St. Petersburg, Russia
2 Graduate Student, St. Petersburg, Russia
Citation: Cherepovitsyn A.E., Shchigolev K.V., Zhukov O.V. Feasibility Study for the Implementation of a Project to Improve Oil Recovery, Kompetentnost /Competency (Russia), 2023, no. 8, pp. 24-31. DOI: 10.24412/1993-8780-2023-8-24-31
key words
environmental economics, oil and gas reserves, carbon dioxide, decarbonization, classification, sequestration technologies,
References
The material of our study was the global methods for the intensification of oil production, called CO2-EOR. The introduction of effective technologies that ensure the complete extraction of oil reserves from reservoirs and aimed at reducing greenhouse gas emissions into the atmosphere are the most important tasks in light of the decarbonization trends of national economies around the world. The relevance of the topic is due to the need to use technological options to reduce greenhouse gas emissions in the interests of low-carbon economic development and intensification of oil inflow at fields.
The study presents an adapted hybrid technique based on a combination of domestic and foreign approaches. Its approbation and search for optimal solutions are carried out on the example of a field in Western Siberia. The results of the calculation of the technological effect confirm that the use of CO2-EOR will allow additional production of 11 320,22 cubic meters of oil at the experimental site.
1. Romasheva N.V., Ilinova A.A., Evseeva O.O., Bulletin of the South Russian State Technical University (NPI), 2020, vol. 5. DOI: 10.17213/2075-2067-2020-5-209-223.
2. Kwak D. H., Kim J. K., International Journal of Greenhouse Gas Control, Elsevier, 2017, vol. 58, pp. 169-184. DOI: 10.1016/J. IJGGC.2017.01.002.
3. Skobelev D.O., Cherepovitsyna A.A., Guseva T.V., Journal of Mining Institute, 2023, vol. 259, pp. 125-140. DOI: 10.31897/PMI.2023.10.
4. Jiang J. et al., Applied Energy, Elsevier, 2019, vol. 247, pp. 190-211. DOI: 10.1016/J.APENERGY.2019.04.025.
5. Nunez-Lopez V., Gil-Egui R., Hosseini S. A. Environmental and operational performance of CO2-EOR as a CCUS technology: a Cranfield example with dynamic LCA considerations. DOI: 10.3390/en12030448.
6. Azzolina N. A. et al., Energy Procedia, 2017, vol. 114, pp. 6588-6596. DOI: 10.1016/j.egypro.2017.03.1800.
7. ISO 27916:2019(en) Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery (CO2-EOR).
8. Ilinova A., Romasheva N., Stroykov G., Journal of Mining Institute, 2020, vol. 244, pp. 493-502. DOI: 10.31897/pmi.2020.4.12.
9. Cherepovitsyn A. et al. Potential of Russian regions to implement CO2-enhanced oil recovery. DOI: 10.3390/en11061528.
10. Duguid A., Hawkins J., Keister L., International Journal of Greenhouse Gas Control, Elsevier, 2022, vol. 116, 103636 P. DOI: 10.1016/J.IJGGC.2022.103636.
11. Chen S. et al., Renewable and Sustainable Energy Reviews, Pergamon, 2022, vol. 167, 112537 P. DOI: 10.1016/J.RSER.2022.112537.
12. Skoltech. Capture, benefit and storage technologies for carbon dioxide (CCUS), 2022.
13. Energy technology perspectives 2020 — Analysis — IEA; https://www.iea.org/reports/energy-technology-perspectives-2020?mode=overview (acc.: 11.04.2023).
14. Stroykov G.A., Management of economic systems: electronic scientific journal, 2019, vol. 12.
15. How the EU carbon border tax will redefine value chains BCG; https://www.bcg.com/publications/2021/eu-carbon-border-tax (acc.: 11.04.2023).
ПОЛИГРАФИЯ АСМС (499) 175 42 91 верстка и дизайн полиграфических изделий, полноценная цифровая печать,
ч/б копирование
CO2-EOR method
