ISO 27916:2019
(Main)Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery (CO2-EOR)
Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery (CO2-EOR)
1.1 Applicability This document applies to carbon dioxide (CO2) that is injected in enhanced recovery operations for oil and other hydrocarbons (CO2-EOR) for which quantification of CO2 that is safely stored long-term in association with the CO2-EOR project is sought. Recognizing that some CO2-EOR projects use non-anthropogenic CO2 in combination with anthropogenic CO2, the document also shows how allocation ratios could be utilized for optional calculations of the anthropogenic portion of the associated stored CO2 (see Annex B). 1.2 Non-applicability This document does not apply to quantification of CO2 injected into reservoirs where no hydrocarbon production is anticipated or occurring. Storage of CO2 in geologic formations that do not contain hydrocarbons is covered by ISO 27914 even if located above or below hydrocarbon producing reservoirs. If storage of CO2 is conducted in a reservoir from which hydrocarbons were previously produced but will no longer be produced in paying or commercial quantities, or where the intent of CO2 injection is not to enhance hydrocarbon recovery, such storage would also be subject to the requirements of ISO 27914. 1.3 Standard boundary 1.3.1 Inclusions The conceptual boundary of this document for CO2 stored in association with CO2-EOR includes: a) safe, long-term containment of CO2 within the EOR complex; b) CO2 leakage from the EOR complex through leakage pathways; and c) on-site CO2-EOR project loss of CO2 from wells, equipment or other facilities. 1.3.2 Exclusions This document does not include the following: a) lifecycle emissions, including but not limited to CO2 emissions from capture or transportation of CO2, on-site emissions from combustion or power generation, and CO2 emissions resulting from the combustion of produced hydrocarbons; b) storage of CO2 above ground; c) buffer and seasonal storage of CO2 below ground (similar to natural gas storage); d) any technique or product that does not involve injection of CO2 into the subsurface; and e) emissions of any GHGs other than CO2. NOTE Some authorities might require other GHG components of the CO2 stream to be quantified.
Captage, transport et stockage géologique du dioxyde de carbone — Stockage du dioxyde de carbone au moyen de la récupération assistée du pétrole (RAP-CO2)
1.1 Applicabilité Le présent document s'applique au dioxyde de carbone (CO2) qui est injecté lors d'opérations de récupération assistée du pétrole et d'autres hydrocarbures (RAP-CO2) pour lesquelles il est souhaitable de déterminer la quantité de CO2 stockée de manière sécurisée sur le long terme dans le cadre du projet de RAP-CO2. Reconnaissant que certains projets RAP-CO2 utilisent du CO2 non anthropique associé à du CO2 anthropique, le présent document montre également comment utiliser des ratios d'allocation pour des calculs optionnels de la part anthropique du CO2 associé stocké (voir l'Annexe B). 1.2 Non-applicabilité Le présent document ne s'applique pas à la quantification du CO2 injecté dans des réservoirs pour lesquels aucune production d'hydrocarbures n'est prévue ou existante. Le stockage de CO2 dans des formations géologiques ne contenant pas d'hydrocarbures est couvert par l'ISO 27914 même si elles sont situées au-dessus ou en dessous de réservoirs producteurs d'hydrocarbures. Si le stockage du CO2 est effectué dans un ancien réservoir producteur d'hydrocarbures qui ne produit plus de quantités rentables ou commerciales, ou pour lequel l'injection de CO2 n'est pas destinée à améliorer la récupération d'hydrocarbures, ce stockage est également soumis aux exigences de l'ISO 27914. 1.3 Périmètre de la norme 1.3.1 Inclusions Le périmètre conceptuel du présent document relatif au CO2 stocké dans le cadre d'un procédé de RAP-CO2 englobe: a) le confinement sécurisé sur le long terme de CO2 au sein du complexe de RAP; b) les fuites de CO2 du complexe de RAP à travers des cheminements de fuite; et c) les pertes de CO2 sur le site du projet de RAP-CO2 au niveau des puits, des équipements ou d'autres installations. 1.3.2 Exclusions Le présent document n'inclut pas: a) les émissions associées au cycle de vie, comprenant sans toutefois s'y limiter les émissions de CO2 lors du captage ou du transport du CO2, les émissions sur site résultant d'une combustion ou de la génération d'électricité, et les émissions de CO2 résultant de la combustion des hydrocarbures produits; b) le stockage du CO2 en surface; c) le stockage souterrain tampon et saisonnier de CO2 (similaire au stockage de gaz naturel); d) toute technique ou produit n'impliquant pas l'injection de CO2 dans le sous-sol; et e) toute émission de tous les GES autres que le CO2. NOTE Certaines autorités sont susceptibles d'exiger la quantification d'autres GES présents dans le flux de CO2.
General Information
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 27916
First edition
2019-01
Carbon dioxide capture, transportation
and geological storage — Carbon
dioxide storage using enhanced oil
recovery (CO -EOR)
Captage, transport et stockage géologique du dioxyde de carbone —
Stockage du dioxyde de carbone au moyen de la récupération assistée
du pétrole (RAP-CO )
Reference number
©
ISO 2019
© ISO 2019
All rights reserved. Unless otherwise specified, or required in the context of its implementation, no part of this publication may
be reproduced or utilized otherwise in any form or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, or posting
on the internet or an intranet, without prior written permission. Permission can be requested from either ISO at the address
below or ISO’s member body in the country of the requester.
ISO copyright office
CP 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Geneva
Phone: +41 22 749 01 11
Fax: +41 22 749 09 47
Email: copyright@iso.org
Website: www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2019 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
1.1 Applicability . 1
1.2 Non-applicability . 1
1.3 Standard boundary. 1
1.3.1 Inclusions . 1
1.3.2 Exclusions . 1
2 Normative references . 2
3 Terms and definitions . 2
4 Documentation . 4
4.1 Purpose . 4
4.2 Use of existing data . 4
4.3 Initial documentation . 5
4.4 Periodic documentation . 5
5 EOR complex description, qualification, and construction . 5
5.1 General . 5
5.2 Geological characterization and containment assessment of the EOR complex . 6
5.3 Description of the facilities within the CO -EOR project . 6
5.4 Existing wells within the EOR complex . 6
5.5 Operations history of the project reservoir . 7
6 Containment assurance and monitoring within the EOR complex .7
6.1 Containment assurance and EOR operation management plan . 7
6.1.1 EOR operations management plan. 7
6.1.2 Initial containment assurance . 7
6.1.3 Operational containment assurance . 8
6.2 Monitoring program, methods, and implementation . 8
6.2.1 Monitoring of potential leakage pathways . 8
6.2.2 Monitoring methods . 8
6.2.3 Monitoring program implementation . 9
7 Well construction . 9
7.1 New well construction . 9
7.2 Well intervention . 9
8 Quantification .10
8.1 General .10
8.2 Quantification principles .10
8.3 Quantification of input [m ] .11
input
8.4 Quantification of loss .11
8.4.1 Quantification of operational loss [m ] .11
loss operations
8.4.2 Leakage from facilities .12
8.4.3 Venting and flaring from operations .12
8.4.4 Entrained CO in products.12
8.4.5 Transfer of CO .
2 12
8.4.6 Loss from EOR complex .12
8.5 Allocation ratio for anthropogenic CO .
2 13
8.6 De minimis losses .13
8.7 Avoidance of double-counting .13
9 Recordkeeping and missing data .13
9.1 Record retention .13
9.2 Missing data procedures.13
10 Project termination .13
10.1 General .13
10.2 Periodic assurance of containment .14
10.3 Termination plan .14
10.4 Requisites for termination .14
10.5 CO -EOR project termination .14
10.6 Post termination .15
Annex A (informative) Introduction to CO -EOR .16
Annex B (informative) Example quantification calculation .33
Annex C (informative) Unit conversion .41
Bibliography .42
iv © ISO 2019 – All rights reserved
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www .iso .org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www .iso .org/patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation on the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the
World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT) see the following
URL: www .iso .org/iso/foreword .html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 265, Carbon dioxide capture,
transportation, and geological storage.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www .iso .org/members .html.
Introduction
This is the first edition of the standard entitled: Carbon dioxide capture, transportation and geological
storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery (CO -EOR). The subject matter of this
document is a new work product and does not cancel or replace any other documents in whole or in
part related to the subject of CO -EOR.
Carbon dioxide enhanced oil recovery (CO -EOR) is a technique for increasing the recovery of
hydrocarbons from an oil field.
The process involves using wells to inject volumes of CO at pressures where the injected CO usually
2 2
mixes with the oil, changing the properties of the oil and enabling it to flow more freely to production
wells. In most cases, a CO -EOR project is designed as a closed-loop system whereby some of the
injected CO is co-produced with the oil and then separated in above-ground recycling facilities prior
to being reinjected into the oil reservoir. CO that is injected into the project reservoir is contained
as an inherent element of the injection and production operations, and this document requires that
such containment be demonstrated. CO that is injected and remains trapped in the project reservoir
(or EOR complex) during and after oil production activities is not released to the atmosphere, and this
trapping is referred to as “associated storage”. Annex A provides a detailed description of the CO -EOR
process as presently used (and potential “next generation” uses) and the associated storage that occurs
as an intrinsic part of those operations. Although methane is often present in EOR project reservoirs,
this document does not specifically address methane or other greenhouse gases. The demonstration
requirements for safe, long-term containment, however, address assessment of trapping and potential
leakage pathways that would likely assure containment of methane as well as CO . As detailed in
Annex A, CO -EOR has been deployed internationally for several decades and has potential to expand.
CO -EOR is commercially valuable today because it allows for the additional recovery of hydrocarbon
resources while simultaneously trapping injected CO for safe, long-term containment as a part of the
process.
This document applies to quantifying and documenting the total CO (and optionally the anthropogenic
portion of the CO ) that is stored in association with CO -EOR. The document recognizes that CO -
2 2 2
EOR is principally an oil recovery operation. Associated with this oil recovery, however, safe and long-
term CO storage occurs. The absence of an accepted standard for demonstrating the safe, long-term
containment of CO in association with CO -EOR and documenting the quantity of associated stored
2 2
CO constitutes one of the barriers to the increased use of anthropogenic CO in CO -EOR operations.
2 2 2
The purpose of this document is to remove that barrier and thereby facilitate the exchange of goods and
services related to the increased use and emissions reductions through associated storage by providing
methods for demonstrating the safe, long-term containment of, and determining the quantity of CO
stored in association with CO -EOR. The document does not address the financial consequences that
may or may not result from documenting storage of CO in association with CO -EOR operations.
2 2
This document does not provide requirements for the selection, characterization or permitting of
sites for CO -EOR projects because those sites are selected, characterized, and permitted pursuant
to requirements and standards applicable to oil and gas exploration and production. Likewise,
this document does not specify environment, health and safety protections or corrective action
and mitigation requirements that are provided by the regulations and standards applicable to all
hydrocarbon production operations. (A list of many of the existing standards applicable to CO
injection wells and oil and gas operations is presented in the Bibliography.) This document does
provide requirements for demonstrating that the site in question is adequate to provide safe, long-term
containment of CO for demonstrating that the CO flood is operated in a way to assure containment of
2, 2
the CO in the EOR complex, and for quantifying associated storage
2 .
This document provides for the quantification of the CO that is stored in association with CO -EOR
2 2
operations. The results of quantifications under this document could be used as input for calculations
conducted in accordance with a number of other standards, protocols or programs for the quantification
or reporting of greenhouse gas emissions, mitigation, or reductions, including those complying with
ISO 14064-1, ISO 14064-2 and ISO 14064-3. Specifically, this document provides for the identification
and quantification of CO losses (including fugitive emissions) and quantification of the amount of CO
2 2
vi © ISO 2019 – All rights reserved
stored in association with CO -EOR projects. Such quantification could be used in a broader scheme
for the quantification and verification of emissions and emission reductions over the entire carbon
capture, transportation and storage chain. Specifically, using this document will provide quantification
results that could be used as input to approaches described in ISO/TR 27915 for Quantification &
Verification (Q&V). In addition, the quantification of CO stored in association with a CO -EOR project
2 2
pursuant to this document could be combined with the quantifications generated under ISO 27920,
Carbon dioxide capture, transportation, and geological storage — Quantification and Verification,
which is currently under development. The quantification of the storage associated with a CO -EOR
project that occurs as part of a CCS project chain could be combined with the quantification of one or
more capture, transportation and geological storage systems to produce a total quantification for the
entire CCS project chain. Under some emissions quantification and reporting regimes, CO quantities
stored in association with CO -EOR are either treated as not emitted and excluded from calculations or
subtracted as offsets.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 27916:2019(E)
Carbon dioxide capture, transportation and geological
storage — Carbon dioxide storage using enhanced oil
recovery (CO -EOR)
1 Scope
1.1 Applicability
This document applies to carbon dioxide (CO ) that is injected in enhanced recovery operations for
oil and other hydrocarbons (CO -EOR) for which quantification of CO that is safely stored long-term
2 2
in association with the CO -EOR project is sought. Recognizing that some CO -EOR projects use non-
2 2
anthropogenic CO in combination with anthropogenic CO , the document also shows how allocation
2 2
ratios could be utilized for optional calculations of the anthropogenic portion of the associated stored
CO (see Annex B).
1.2 Non-applicability
This document does not apply to quantification of CO injected into reservoirs where no hydrocarbon
production is anticipated or occurring. Storage of CO in geologic formations that do not contain
hydrocarbons is covered by ISO 27914 even if located above or below hydrocarbon producing reservoirs.
If storage of CO is conducted in a reservoir from which hydrocarbons were previously produced but
will no longer be produced in paying or commercial quantities, or where the intent of CO injection
is not to enhance hydrocarbon recovery, such storage would also be subject to the requirements of
ISO 27914.
1.3 Standard boundary
1.3.1 Inclusions
The conceptual boundary of this document for CO stored in association with CO -EOR includes:
2 2
a) safe, long-term containment of CO within the EOR complex;
b) CO leakage from the EOR complex through leakage pathways; and
c) on-site CO -EOR project loss of CO from wells, equipment or other facilities.
2 2
1.3.2 Exclusions
This document does not include the following:
a) lifecycle emissions, including but not limited to CO emissions from capture or transportation of
CO , on-site emissions from combustion or power generation, and CO emissions resulting from the
2 2
combustion of produced hydrocarbons;
b) storage of CO above ground;
c) buffer and seasonal storage of CO below ground (similar to natural gas storage);
d) any technique or product that does not involve injection of CO into the subsurface; and
e) emissions of any GHGs other than CO .
NOTE Some authorities might require other GHG components of the CO stream to be quantified.
2 Normative references
There are no normative references in this document.
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https: //www .iso .org/obp
— IEC Electropedia: available at https: //www .electropedia .org/
3.1
anthropogenic carbon dioxide
carbon dioxide that is initially produced as a by-product of a combustion, chemical, or separation
process (including separation of hydrocarbon-bearing fluids or gases) where it would otherwise be
emitted to the atmosphere (excluding the recycling of non-anthropogenic CO )
Note 1 to entry: The chemical symbol “CO ” is synonymous with “carbon dioxide”. Accordingly, the two ways of
writing out “carbon dioxide” and “CO ” are used interchangeably in this document.
Note 2 to entry: If CO that meets the definition of anthropogenic CO is not included in a supplemental
2 2
quantification of associated storage of anthropogenic CO (e.g., because it was received and injected by a CO -
2 2
EOR project prior to the quantification period) it will generally be treated as non-anthropogenic CO in that
quantification.
3.2
associated storage
CO stored in association with CO -EOR (3.4) that occurs as an inherent result of a dedicated
2 2
hydrocarbon production operation
Note 1 to entry: The requirements of this document are intended to ensure that CO stored in association with
a CO -EOR operation is stored as effectively as CO stored in a geologic storage operation that complies with
2 2
ISO 27914.
3.3
authority
competent governmental entity or entities with legal power to regulate or permit CO -EOR (3.4), to
regulate storage of CO in association with a CO -EOR (3.4) operation, or to regulate quantification of
2 2
the storage of CO in association with a CO -EOR (3.4) operation
2 2
3.4
CO enhanced oil recovery
CO -EOR
process designed to produce hydrocarbons from a reservoir using the injection of CO
Note 1 to entry: The process of CO enhanced oil recovery is explained in detail in Annex A
3.5
CO enhanced oil recovery project
CO -EOR project
EOR complex (3.10), underground equipment, wells, surface or above seabed equipment, activities and
rights necessary to an enhanced oil recovery operation, including any necessary or required surface or
subsurface rights regulated by the authority
3.6
CO injection well
well used to inject CO into a project reservoir (3.19)
2 © ISO 2019 – All rights reserved
3.7
CO stream
stream consisting overwhelmingly of carbon dioxide
Note 1 to entry: The CO stream typically includes impurities and may include substances added to the stream to
improve performance of hydrocarbon recovery operation and/or to facilitate CO detection.
[SOURCE: ISO 27917:2017, 3.2.10, modified — Note revised to added “to improve performance of
hydrocarbon recovery operation”.]
3.8
containment
status of CO being confined within the EOR complex (3.10) by an effective trap (3.23) or combination
of traps
3.9
containment assurance
demonstration that the features and geologic structure of the CO -EOR project (3.5) are adequate to
provide safe, long-term (3.21) containment (3.8) of CO , and that the CO flood is operated in a way to
2 2
assure containment of the CO in the EOR complex (3.10)
3.10
EOR complex
project reservoir (3.19), trap (3.23), and such additional surrounding volume in the subsurface as defined
by the operator (3.16) within which injected CO will remain in safe, long-term (3.21) containment (3.8)
3.11
injection-withdrawal ratio
ratio, during a defined period, of the volume of all fluids and gases injected into the project reservoir
(3.19) to the volume of all fluids and gases produced from the project reservoir as determined using
consistent temperature and pressure conditions
3.12
leakage
unintended release of CO to the atmosphere or out of the EOR complex (3.10)
[SOURCE: ISO 27917:2017, 3.2.14, modified — Added to the atmosphere or out of the EOR complex.]
3.13
leakage pathway
geological or artificial conduit for leakage (3.12) of CO out of the EOR complex (3.10)
3.14
loss
leakage (3.12), intended releases, and transfers of CO from the CO -EOR project (3.5)
2 2
3.15
native CO
CO present and indigenous within the project reservoir (3.19) prior to hydrocarbon production or any
CO injection
Note 1 to entry: Native CO is also known as “in situ CO ”.
2 2
3.16
operator
entity responsible for the CO -EOR project (3.5)
3.17
plug & abandon
permanently close a well or wellbore to prevent inter-formational movement of fluids into strata, into
freshwater aquifers, and out of the well
Note 1 to entry: In most cases, a series of cement plugs is set in the wellbore, with an inflow or integrity test made
at each stage to confirm hydraulic isolation.
3.18
post-termination
period of time after termination (3.22)
3.19
project reservoir
geologic reservoir in to which CO is injected for production of hydrocarbons in paying or commercial
quantities
3.20
quantification period
period of time during which associated storage (3.2) is being quantified
3.21
safe, long-term
period necessary for associated storage (3.2) to be considered environmentally safe by the system
under which the quantification is being implemented
3.22
termination
process beginning with the cessation of quantification of associated storage (3.2), and ending with
both the termination of hydrocarbon production from the project reservoir (3.19), and the plugging &
abandonment of wells unless otherwise required by the authority (3.3)
3.23
trap
any feature or mechanism that alone or in combination provides safe, long-term (3.21) containment (3.8)
below a low-permeability confining geologic layer (cap rock or seal), including in the pore spaces of
the EOR complex (3.10) (physical, stratigraphic, or structural trapping), by capillary pressure from the
water in the pore spaces between the rock (residual trapping), by dissolution in the in situ formation
fluids (solubility), by hydrodynamic trapping, by adsorption onto organic matter or by reacting in
geologic formations to produce minerals (geochemical trapping)
4 Documentation
4.1 Purpose
The provisions of this clause are intended to facilitate documentation of the safe, long-term containment,
and the quantification of associated storage.
4.2 Use of existing data
Documentation and demonstration requirements throughout this document may be satisfied by
information that has already been required, is held, approved by, and available from the authority,
because in many cases EOR operations are addressed by existing oil and gas regulations. To the extent
that information fully satisfies the requirements, has already been provided and is available from
the authority, such information is not required to be developed again for purposes of this document.
References to information that is available do not include information held by another entity but not
available to the operator.
4 © ISO 2019 – All rights reserved
4.3 Initial documentation
At the beginning of the quantification period, initial documentation shall be prepared and shall include:
a) a description of the EOR complex and engineered systems (see Clause 5);
b) the initial containment assurance (see 6.1.2);
c) the monitoring program (see 6.2);
d) the quantification method to be used (see Clause 8 and Annex B); and
e) the total mass of previously injected CO within the EOR complex at the start of quantification
period (see 8.5 and Annex B).
The initial documentation shall be offered to the authority.
4.4 Periodic documentation
Periodic documentation should be prepared at least annually and shall provide the following
information:
mass, or volumetric units convertible to
a) the quantity of associated storage in specified units of CO
mass, (see 8.2 m ) during the period covered by the documentation;
stored
b) the cumulative quantity of associated storage in specified units of CO mass, or volumetric units
convertible to mass, (see 8.2 m ) since the beginning of the quantification period;
stored
c) the formula and data used to quantify the mass of associated storage, including the mass of CO
delivered to the CO -EOR project and losses during the period covered by the documentation (see
Clause 8 and Annex B);
d) the methods used to estimate missing data and the amounts estimated as described in 9.2;
e) the approach and method for quantification utilized by the operator, including accuracy, precision
and uncertainties (see Clause 8 and Annex B);
f) a statement describing the nature of validation or verification of the statement including the date of
review, process, findings, and responsible person or entity; and
g) source of each CO stream quantified as associated storage (see 8.3).
The periodic documentation shall be offered to the authority.
NOTE The operator can determine that more frequent recordkeeping and documentation are required to
meet the goals or requirements of the CO -EOR project.
5 EOR complex description, qualification, and construction
5.1 General
A general EOR operations management plan shall be prepared and periodically updated; shall provide a
description of the EOR complex and engineered system [see 4.3 a)], shall establish that the EOR complex
is adequate to provide safe, long-term containment of CO and shall include site-specific and other
information pertaining to:
a) geologic characterization of the EOR complex;
b) a description of the facilities within the CO -EOR project;
c) a description of all wells and other engineered features in the CO -EOR project; and
d) the operations history of the project reservoir.
5.2 Geological characterization and containment assessment of the EOR complex
The general geologic characterization of the EOR complex shall be based on subsurface and other
data collected at the site (augmented where appropriate with data from analogous fields), including
any features that may affect safe, long-term containment of CO and evidence of the integrity of the
reservoirs and traps. The operator shall define the EOR complex in the geologic description to contain
all likely subsurface locations to which the CO could reasonably move beyond the project reservoir.
For projects desiring to quantify associated storage, the geological characterization and engineering
description shall provide evidence of the integrity of the reservoirs and traps that supports a conclusion
that the EOR complex is suitable for safe, long-term containment. The description of the EOR complex
should include, but not necessarily be limited to:
a) general lithologic description of the stratigraphic column above the EOR complex;
b) depth to the top of the EOR complex;
c) thickness of the defined stratigraphy within the EOR complex;
d) structural and geophysical properties;
e) lateral boundaries and any spill points relevant to containment;
f) hydraulic/petrophysical/geochemical/geomechanical properties;
g) associated storage capacity of CO in the project reservoir, recognizing that EOR operations are
typically designed for maximum economic hydrocarbon production; and
h) engineering data as described in 6.1.3.
5.3 Description of the facilities within the CO -EOR project
The description of the facilities within the CO -EOR project shall provide an overview of the equipment,
downstream of the CO custody transfer meter, used to handle CO and production, including design
2 2
specifications. This should typically include piping, separators, processing and dehydration equipment,
pumps, compressors, and any other equipment relevant to CO handling and production. It should
specifically address vent, release, sampling, and metering points, including a description of metering
accuracy and estimation techniques.
5.4 Existing wells within the EOR complex
The description of wells shall identify each well penetrating the EOR complex and shall provide evidence
it has been constructed and/or plugged & abandoned in such a manner as to provide safe, long-term
containment of CO . Such wells include injection, production, monitoring, temporarily abandoned, shut-
in, and plugged & abandoned wells. The following information shall be provided where available:
a) well name;
b) unique well identifier;
c) spud and completion dates;
d) well status (e.g. injection, production, monitoring, temporarily abandoned, shut-in, plugged &
abandoned);
e) surface or seabed location;
f) total and measured depth;
g) plugging & abandonment information;
6 © ISO 2019 – All rights reserved
h) well construction, completion, and well integrity technical details;
i) significant equipment remaining in the well; and
j) well intervention details and history.
In some cases, remote sensing methods or field or aerial surveys to locate old wells may be necessary.
5.5 Operations history of the project reservoir
The operations history of the CO -EOR complex should include:
a) production and injection data for the project reservoir;
b) temperature and pressure history, including current distribution;
c) interaction with adjacent reservoirs;
d) any known leakage incidents; and
e) history of seismic activity.
6 Containment assurance and monitoring within the EOR complex
6.1 Containment assurance and EOR operation management plan
6.1.1 EOR operations management plan
The EOR operations management plan (see 5.1) shall specify the procedures for field management,
including:
a) project data as described in Clause 5, to be used for monitoring and quantification;
b) engineering controls for injection and production;
c) periodic assessment of reservoir performance as compared with expected behaviour in accordance
with 6.1.3;
d) assessment of containment by geologic features and engineering systems in accordance with 6.1.3;
e) assessment and management of potential leakage pathway risks and monitoring technologies and
procedures (see 6.1.3), including definition of detection thresholds, that are sufficient to meet the
requirements of 8.6;
f) method of quantification of CO below the detection threshold in accordance with 8.6;
g) corrective measures for potential leakage or unexpected events;
h) providing data for associated storage quantification; and
i) developing a termination plan for the CO -EOR project that specifies criteria for termination and
outlines the termination qualification process sufficient to meet the requirements of Clause 10.
6.1.2 Initial containment assurance
The EOR operations management plan shall provide an initial containment assurance plan to identify
and assess potential geologic, engineered, and engineering-affected leakage pathways that might lead
to loss of CO from the EOR complex.
6.1.3 Operational containment assurance
The EOR operations management plan shall provide operational containment assurance during the
quantification period, based on engineering data encompassing such items as the results of reservoir
management practices, including injection-withdrawal ratio monitoring, well integrity monitoring,
pressure monitoring, monitoring of CO movement within leakage pathways identified in the initial
containment assurance and monitoring of pressure response within the boundary of the EOR complex.
The operational containment assurance may include results from other monitoring. These results shall
be used in periodically providing evidence of containment, including the supporting rationale.
Containment assurance and reservoir management shall be reviewed, and the EOR operation
management plan shall be revised as necessary if changes occur that have the potential to adversely
affect containment, which may include:
a) unexpected changes in project performance that have potential to influence associated storage of
CO ;
b) addition or abandonment of injection zones;
c) change to the areal extent of the project reservoir;
d) addition or abandonment of wells;
e) anomalous change of injection-withdrawal ratio;
f) development of reservoirs which are located above or below the project reservoir; or
g) discovery of CO beyond the boundary of the CO -EOR complex.
2 2
6.2 Monitoring program, methods, and implementation
6.2.1 Monitoring of potential leakage pathways
The monitoring program shall address the identified inventory of potential leakage pathways from the
containment assurance plan [see 6.1.1 e)] to determine, for each potential leakage pathway, whether it is:
a) not active and thus excluded from the monitoring program;
b) not active, but might activate under operation of the CO -EOR project and is thus to be addressed
by the monitoring program; or
c) active.
The operator shall conduct the potential leakage pathway assessment in accordance with the EOR
operation management plan or as required by the authority. A final leakage pathway assessment shall
be conducted prior to project termination.
NOTE It is likely that the monitoring program could require collection of data prior to start of the
quantification period and during the operational life of the project (see 5.5).
6.2.2 Monitoring methods
The monitoring program shall describe tools, methods, applicability, and frequency for detecting and
quantifying losses (see 8.4). Details of the monitoring program and data assessed (including relevant
data prior to the quantification period) shall be provided in the initial documentation (see 4.3), along
with the threshold beneath which there would be no detection. The method of quantification for
quantities of CO below the detection threshold shall be specified in the EOR operations management
plan (see 8.6).
8 © ISO 2019 – All rights reserved
6.2.3 Monitoring program implementation
The monitoring program shall be implemented to address facility and project losses in accordance with
the EOR operations management plan (see 6.1) as applied to the inventory of potential leakage pathways
(see 6.2.1). The monitoring program shall be reviewed and revised as EOR operational practices are
modified.
7 Well construction
7.1 New well construction
A description of the new wells shall provide evidence that they are designed, constructed, and tested to
provide safe, long-term containment of CO . Well materials, including metals, cements, and elastomers,
shall be selected based on their ability to withstand the expected operational environment including
the thermomechanical stress of operation and the geochemistry (including CO where present) of the
subsurface. At a minimum, wells that penetrate the EOR complex shall be cemented through each cap
rock using cement that is suitable for the thermomechanical and geochemical environment for the safe,
long-term containment of CO . To the extent not provided by other evidence of suitable construction
(for example: reference to information that has been provided to the authority during permitting of
CO -EOR operations), the following information shall be provided:
a) well name;
b) unique well identifier;
c) spud date, completion date;
d) status (e.g. injection, production, monitoring, temporarily abandoned, shut-in, plugged &
abandoned);
e) surface or seabed location;
f) total and measured depth;
g) well construction, completion, and well integrity technical details; and
h) significant equipment remaining in the well.
7.2 Well intervention
A description of the well modifications shall provide evidence that they are designed, constructed, and
tested to provide safe, long-term containment of CO . Well materials, including metals, cements, and
elastomers, shall be selected based on their ability to withstand the expected operational environment
including the thermomechanical stress of operation and the geochemistry (including CO where
present) of the subsurface. To the extent not provided by other evidence that the well modifications
performed are suitable (for example: reference to information that has been provided to the authority
during permitting of well intervention), the following information shall be provided:
a) well name;
b) unique well identifier;
c) inte
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 27916
Première édition
2019-01
Captage, transport et stockage
géologique du dioxyde de carbone —
Stockage du dioxyde de carbone au
moyen de la récupération assistée du
pétrole (RAP-CO )
Carbon dioxide capture, transportation and geological storage —
Carbon dioxide storage using enhanced oil recovery (CO -EOR)
Numéro de référence
©
ISO 2019
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2019
Tous droits réservés. Sauf prescription différente ou nécessité dans le contexte de sa mise en œuvre, aucune partie de cette
publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
y compris la photocopie, ou la diffusion sur l’internet ou sur un intranet, sans autorisation écrite préalable. Une autorisation peut
être demandée à l’ISO à l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: +41 22 749 01 11
Fax: +41 22 749 09 47
E-mail: copyright@iso.org
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii © ISO 2019 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d’application . 1
1.1 Applicabilité . 1
1.2 Non-applicabilité . 1
1.3 Périmètre de la norme . 1
1.3.1 Inclusions . 1
1.3.2 Exclusions . 1
2 Références normatives . 2
3 Termes et définitions . 2
4 Documentation . 4
4.1 Finalité . 4
4.2 Utilisation de données existantes . 5
4.3 Documentation initiale . 5
4.4 Documentation périodique . 5
5 Description, qualification et construction du complexe de RAP . 6
5.1 Généralités . 6
5.2 Caractérisation géologique et évaluation du confinement du complexe de RAP . 6
5.3 Description des installations présentes dans le projet de RAP-CO .
2 6
5.4 Puits existants dans le complexe de RAP . 7
5.5 Historique des opérations du réservoir du projet . 7
6 Assurance du confinement et surveillance à l’intérieur du complexe de RAP .7
6.1 Assurance du confinement et plan de management des opérations de RAP . 7
6.1.1 Plan de management des opérations de RAP. 7
6.1.2 Assurance initiale du confinement . 8
6.1.3 Assurance opérationnelle du confinement . 8
6.2 Programme, méthodes et mise en œuvre de la surveillance . 9
6.2.1 Surveillance des cheminements de fuite potentiels . 9
6.2.2 Méthodes de surveillance . 9
6.2.3 Mise en œuvre du programme de surveillance . 9
7 Construction des puits . 9
7.1 Construction de nouveaux puits . 9
7.2 Intervention sur puits .10
8 Quantification .10
8.1 Généralités .10
8.2 Principes de quantification .11
8.3 Quantification de l’entrée [m ] .12
entrée
8.4 Quantification des pertes .12
8.4.1 Quantification de la perte opérationnelle [m ] .12
perte, opérations
8.4.2 Fuite au niveau des installations .13
8.4.3 Mise à l’atmosphère et torchage liés aux opérations .13
8.4.4 CO entraîné dans les produits .13
8.4.5 Transfert du CO .
2 13
8.4.6 Perte au niveau du complexe de RAP .14
8.5 Ratio d’allocation du CO anthropique .14
8.6 Pertes négligeables .14
8.7 Prévention d’un double comptage .14
9 Enregistrement et données manquantes .14
9.1 Conservation des enregistrements .14
9.2 Procédures relatives aux données manquantes .14
10 Achèvement du projet .15
10.1 Généralités .15
10.2 Assurance périodique du confinement .15
10.3 Plan d’achèvement .15
10.4 Conditions d’achèvement . .15
10.5 Achèvement du projet de RAP-CO .
2 16
10.6 Post-achèvement .16
Annexe A (informative) Présentation du procédé de RAP-CO .17
Annexe B (informative) Exemple de calcul de quantification .36
Annexe C (informative) Conversion des unités .44
Bibliographie .45
iv © ISO 2019 – Tous droits réservés
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d’organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l’ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l’ISO participent également aux travaux.
L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents
critères d’approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www
.iso .org/directives).
L’attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l’objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l’élaboration du document sont indiqués dans l’Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l’ISO (voir www .iso .org/brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l’ISO liés à l’évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l’adhésion
de l’ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir le lien suivant: www .iso .org/iso/fr/avant -propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 265, Captage du dioxyde de carbone,
transport et stockage géologique.
Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent
document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l’adresse www .iso .org/fr/members .html.
Introduction
Le présent document est la première édition de la norme intitulée: Captage, transport et stockage
géologique du dioxyde de carbone — Stockage du dioxyde de carbone au moyen de la récupération assistée
du pétrole (RAP-CO ). L’objet du présent document porte sur le résultat d’un nouveau travail et n’annule
ni ne remplace, en tout ou partie, aucun autre document relatif à la RAP-CO .
La récupération assistée du pétrole par injection de dioxyde de carbone (RAP-CO ) est une technique
permettant d’augmenter le taux de récupération des hydrocarbures présents dans un champ pétrolier.
Le procédé implique l’utilisation de puits pour injecter des volumes de CO à des pressions auxquelles
le CO injecté se mélange généralement au pétrole, modifiant ainsi ses propriétés, ce qui lui permet de
s’écouler plus librement vers les puits de production. Dans la plupart des cas, un projet de RAP-CO est
conçu comme un système en circuit fermé dans lequel une partie du CO injecté est co-produit avec le
pétrole, puis séparé dans des installations de recyclage en surface avant d’être réinjecté dans le réservoir
pétrolier. Le CO qui est injecté dans le réservoir du projet de RAP-CO est confiné comme un élément
2 2
inhérent aux opérations d’injection et de production, et le présent document exige que ce confinement
soit démontré. Le CO qui est injecté et reste piégé dans le réservoir du projet (ou le complexe de RAP)
pendant et après les activités de production de pétrole n’est pas libéré dans l’atmosphère, et ce piégeage
est appelé «stockage associé». L’Annexe A fournit une description détaillée du procédé de RAP-CO tel
qu’il est actuellement utilisé (et les utilisations potentielles pour les procédés «nouvelle génération»)
et du stockage associé qui fait partie intégrante de ces opérations. Bien que du méthane soit souvent
présent dans les réservoirs des projets de RAP, le présent document ne traite pas spécifiquement du
méthane ou d’autres gaz à effet de serre. Toutefois, les exigences visant à démontrer un confinement
sécurisé sur le long terme abordent l’évaluation du piégeage et des potentiels cheminements de fuite
nécessaires pour assurer le confinement à la fois du méthane et du CO . Comme décrit de manière
détaillée dans l’Annexe A, le procédé de RAP-CO est déployé à l’échelle internationale depuis plusieurs
décennies et présente un potentiel d’expansion. Le procédé de RAP-CO est commercialement valable
à l’heure actuelle, car il permet d’augmenter la récupération des ressources en hydrocarbures tout en
piégeant simultanément le CO injecté pour son confinement sécurisé sur le long terme dans le cadre du
procédé.
Le présent document s’applique à la quantification et à la constitution de la documentation du CO
total (et optionnellement de la partie anthropique du CO ) qui est stocké dans le cadre de la RAP-
CO . Le présent document reconnaît que le procédé de RAP-CO est principalement une opération de
2 2
récupération des hydrocarbures. Un stockage sécurisé sur le long terme du CO résulte cependant de
cette récupération des hydrocarbures. L’absence de norme en vigueur pour démontrer le confinement
sécurisé sur le long terme du CO associé au procédé de RAP-CO et documenter la quantité de ce CO
2 2 2
stocké en conséquence constitue l’une des barrières à une utilisation élargie du CO anthropique dans
les opérations de RAP-CO . Le présent document a pour objet de lever cette barrière et faciliter ainsi
l’échange de biens et de services liés à l’utilisation croissante et à la réduction des émissions de CO
au moyen du stockage associé, en fournissant des méthodes permettant de démontrer le confinement
sécurisé sur le long terme du CO stocké en association avec le procédé de RAP-CO , et de déterminer la
2 2
quantité du CO ainsi stocké. Le présent document ne traite pas des conséquences financières pouvant
ou non résulter de la constitution de la documentation du stockage de CO associé aux opérations de
RAP-CO .
Le présent document ne fournit pas d’exigences relatives à la sélection, à la caractérisation ou à
l’obtention de permis pour les sites concernés par des projets de RAP-CO , car ces sites sont sélectionnés,
caractérisés et autorisés en vertu des exigences et des normes applicables à l’exploration et la production
de pétrole et de gaz. De même, le présent document ne spécifie pas d’actions de protection, d’actions
correctives ou d’exigences d’atténuation en matière d’environnement, de santé et de sécurité, celles-ci
étant fournies par les réglementations et les normes applicables à toutes les opérations de production
d’hydrocarbures (une liste des nombreuses normes existantes applicables aux puits d’injection de
CO et à l’exploitation du gaz et du pétrole est présentée dans la Bibliographie). Le présent document
fournit des exigences pour démontrer que le site considéré est adéquat pour assurer le confinement
sécurisé sur le long terme de CO et que l’opération d’injection de CO est réalisée de manière à assurer
2, 2
le confinement du CO dans le complexe de RAP et pour quantifier le stockage associé.
vi © ISO 2019 – Tous droits réservés
Le présent document permet la quantification du CO qui est stocké dans le cadre d’opérations de
RAP-CO . Les résultats des quantifications du présent document peuvent être utilisés comme données
d’entrée pour des calculs effectués conformément à de nombreuses autres normes, protocoles ou
programmes de quantification ou déclaration, d’atténuation ou réduction, d’émissions de gaz à effet
de serre, y compris ceux conformes aux exigences de l’ISO 14064-1, l’ISO 14064-2 et l’ISO 14064-3. En
particulier, le présent document permet d’identifier et de quantifier les pertes de CO (y compris les
émissions fugitives) et de quantifier la quantité de CO stockée dans le cadre de projets de RAP-CO .
2 2
Cette quantification peut être utilisée dans le cadre de programmes plus étendus de quantification
et vérification des émissions, ainsi que de réduction des émissions sur l’ensemble de la chaîne de
captage, de transport et de stockage du carbone. Plus particulièrement, l'utilisation du présent
document fournira des résultats de quantification pouvant être utilisés comme données d’entrée pour
les approches décrites dans l’ISO/TR 27915 relative à la quantification et à la vérification (Q et V). De
plus, la quantification du CO stocké dans le cadre d’un projet de RAP-CO conformément au présent
2 2
document peut être combinée aux quantifications obtenues dans le cadre de l’ISO 27920, Carbon dioxide
capture, transportation, and geological storage — Quantification and Verification, actuellement en cours
de développement. La quantification du stockage associé à un projet de RAP-CO mis en œuvre dans le
cadre de la chaîne d’un projet de CSC peut être combinée à la quantification d’un ou plusieurs systèmes
de captage, transport et stockage géologique pour produire une quantification totale correspondant à
l’ensemble de la chaîne du projet de CSC. Dans certains programmes de quantification et de déclaration
des émissions, les quantités de CO stockées dans le cadre d’un procédé de RAP-CO sont soit considérées
2 2
comme non émises et exclues des calculs, soit soustraites comme compensations.
NORME INTERNATIONALE ISO 27916:2019(F)
Captage, transport et stockage géologique du dioxyde de
carbone — Stockage du dioxyde de carbone au moyen de la
récupération assistée du pétrole (RAP-CO )
1 Domaine d’application
1.1 Applicabilité
Le présent document s’applique au dioxyde de carbone (CO ) qui est injecté lors d’opérations de
récupération assistée du pétrole et d’autres hydrocarbures (RAP-CO ) pour lesquelles il est souhaitable
de déterminer la quantité de CO stockée de manière sécurisée sur le long terme dans le cadre du projet
de RAP-CO . Reconnaissant que certains projets RAP-CO utilisent du CO non anthropique associé à du
2 2 2
CO anthropique, le présent document montre également comment utiliser des ratios d’allocation pour
des calculs optionnels de la part anthropique du CO associé stocké (voir l’Annexe B).
1.2 Non-applicabilité
Le présent document ne s’applique pas à la quantification du CO injecté dans des réservoirs pour
lesquels aucune production d’hydrocarbures n’est prévue ou existante. Le stockage de CO dans des
formations géologiques ne contenant pas d’hydrocarbures est couvert par l’ISO 27914 même si elles
sont situées au-dessus ou en dessous de réservoirs producteurs d’hydrocarbures. Si le stockage
du CO est effectué dans un ancien réservoir producteur d’hydrocarbures qui ne produit plus de
quantités rentables ou commerciales, ou pour lequel l’injection de CO n’est pas destinée à améliorer la
récupération d’hydrocarbures, ce stockage est également soumis aux exigences de l’ISO 27914.
1.3 Périmètre de la norme
1.3.1 Inclusions
Le périmètre conceptuel du présent document relatif au CO stocké dans le cadre d’un procédé de RAP-
CO englobe:
a) le confinement sécurisé sur le long terme de CO au sein du complexe de RAP;
b) les fuites de CO du complexe de RAP à travers des cheminements de fuite; et
c) les pertes de CO sur le site du projet de RAP-CO au niveau des puits, des équipements ou d’autres
2 2
installations.
1.3.2 Exclusions
Le présent document n’inclut pas:
a) les émissions associées au cycle de vie, comprenant sans toutefois s’y limiter les émissions de CO
lors du captage ou du transport du CO , les émissions sur site résultant d’une combustion ou de
la génération d’électricité, et les émissions de CO résultant de la combustion des hydrocarbures
produits;
b) le stockage du CO en surface;
c) le stockage souterrain tampon et saisonnier de CO (similaire au stockage de gaz naturel);
d) toute technique ou produit n’impliquant pas l’injection de CO dans le sous-sol; et
e) toute émission de tous les GES autres que le CO .
NOTE Certaines autorités sont susceptibles d’exiger la quantification d’autres GES présents dans le flux de CO .
2 Références normatives
Le présent document ne contient aucune référence normative.
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse http: //www .iso .org/obp;
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http: //www .electropedia .org/.
3.1
dioxyde de carbone anthropique
dioxyde de carbone qui est initialement produit en tant que sous-produit d’une combustion, d’un
procédé chimique ou d’un procédé de séparation (y compris la séparation de fluides ou de gaz porteurs
d’hydrocarbures) où il serait autrement émis dans l’atmosphère (en excluant le recyclage du CO non
anthropique)
Note 1 à l'article: Le symbole chimique «CO » est synonyme de «dioxyde de carbone». En conséquence, les deux
formulations «dioxyde de carbone» et «CO » sont utilisées de manière interchangeable dans le présent document.
Note 2 à l'article: Si du CO satisfaisant à la définition du CO anthropique n’est pas inclus dans la quantification
2 2
complémentaire d’un stockage associé de CO anthropique (par exemple, s’il a été reçu et injecté dans le cadre
d’un projet de RAP-CO précédant la période de quantification), il est généralement considéré comme du CO non
2 2
anthropique dans cette quantification.
3.2
stockage associé
CO stocké dans le cadre d’un procédé de RAP-CO (3.4) qui est un résultat inhérent d’une opération
2 2
dédiée à la production d’hydrocarbures
Note 1 à l'article: Les exigences du présent document sont destinées à s’assurer que le CO stocké dans le cadre
d’une opération de RAP-CO est stocké aussi efficacement que le CO stocké dans le cadre d’une opération de
2 2
stockage géologique conforme à l’ISO 27914.
3.3
autorité(s)
entité(s) gouvernementale(s) compétente(s) ayant le pouvoir légal de réglementer ou d’autoriser la
RAP-CO (3.4), de réglementer le stockage de CO dans le cadre d’une opération de RAP-CO (3.4), ou de
2 2 2
réglementer la quantification du stockage de CO dans le cadre d’une opération de RAP-CO (3.4)
2 2
3.4
récupération assistée du pétrole par injection de CO
RAP-CO
procédé conçu pour produire des hydrocarbures à partir d’un réservoir au moyen de l’injection de CO
Note 1 à l'article: Le procédé de récupération assistée du pétrole par injection de CO est expliqué de manière
détaillée dans l’Annexe A.
2 © ISO 2019 – Tous droits réservés
3.5
projet de récupération assistée du pétrole par injection de CO
projet de RAP-CO
complexe de RAP (3.10), équipement enterré, puits, équipement en surface ou au-dessus du fond marin,
activités et droits nécessaires à une opération de récupération assistée du pétrole, y compris tous les
droits nécessaires ou exigés relatifs à la surface ou au sous-sol réglementés par les autorités
3.6
puits d’injection de CO
puits utilisé pour injecter du CO dans un réservoir du projet (3.19)
3.7
flux de CO
flux essentiellement constitué de dioxyde de carbone
Note 1 à l'article: Le flux de CO comprend généralement des impuretés et peut contenir des substances
rajoutées afin d’améliorer les performances de l’opération de récupération du pétrole et/ou pour permettre la
détection du CO .
[SOURCE: ISO 27917:2017, 3.2.10, modifiée — révision de la Note avec ajout de «afin d’améliorer les
performances de l’opération de récupération des hydrocarbures».]
3.8
confinement
état du CO confiné à l’intérieur d’un complexe de RAP (3.10) dans un piège (3.23) unique ou une
combinaison de pièges efficaces
3.9
assurance du confinement
démonstration que les caractéristiques et la structure géologique du projet de RAP-CO (3.5) sont
adéquates pour assurer le confinement (3.8) sécurisé sur le long terme (3.21) de CO , et que l’injection de
CO est réalisée de manière à assurer le confinement du CO dans le complexe de RAP (3.10)
2 2
3.10
complexe de RAP
réservoir du projet (3.19), piège (3.23) et tout volume adjacent complémentaire dans le sous-sol, tel que
défini par l’opérateur (3.16), dans lesquels le CO injecté restera dans un confinement (3.8) sécurisé sur
le long terme (3.21)
3.11
ratio injection-soutirage
sur une période définie, rapport entre le volume de tous les fluides et gaz injectés dans le réservoir du
projet (3.19) et le volume de tous les fluides et gaz extraits du réservoir du projet, tels que déterminés
dans des conditions uniformes de température et de pression
3.12
fuite
échappement involontaire de CO dans l’atmosphère ou à l’extérieur du complexe de RAP (3.10)
[SOURCE: ISO 27917:2017, 3.2.14, modifiée — Ajout de «dans l’atmosphère ou à l’extérieur du complexe
de RAP».]
3.13
cheminement de fuite
conduit géologique ou artificiel de fuite (3.12) du CO vers l’extérieur du complexe de RAP (3.10)
3.14
perte
fuites (3.12), relarguages volontaires et transferts de CO à partir du projet de RAP-CO (3.5)
2 2
3.15
CO natif
CO présent et autochtone dans le réservoir du projet (3.19) avant la production d’hydrocarbures ou
l’injection de CO
Note 1 à l'article: Le CO natif est également appelé «CO in situ».
2 2
3.16
opérateur
entité responsable du projet de RAP-CO (3.5)
3.17
bouchage et abandon
fermeture permanente d’un puits ou d’un trou de forage pour empêcher le déplacement entre formations
de fluides vers des strates, des aquifères d’eau douce et hors du puits
Note 1 à l'article: Dans la plupart des cas, une série de bouchons en ciment est installée dans le trou de forage,
avec réalisation d’essai de détection de pénétration de liquide ou d’intégrité à chaque étape pour confirmer
l’isolation hydraulique.
3.18
post-achèvement
période qui suit l’achèvement (3.22)
3.19
réservoir du projet
réservoir géologique dans lequel le CO est injecté pour la production de quantités rentables ou
commerciales d’hydrocarbures
3.20
période de quantification
période durant laquelle le stockage associé (3.2) est quantifié
3.21
sécurisé sur le long terme
période nécessaire pour que le stockage associé (3.2) soit considéré comme sécurisé d’un point de vue
environnemental par le système suivant lequel la quantification est mise en œuvre
3.22
achèvement
processus débutant au moment de la cessation de l’activité de quantification du stockage associé (3.2) et
se terminant avec à la fois l’arrêt de la production d’hydrocarbures par le réservoir du projet (3.19) et le
bouchage et l’abandon des puits, sauf exigence contraire des autorités (3.3)
3.23
piège
tout élément ou mécanisme qui, seul ou en combinaison, permet un confinement (3.8), sécurisé sur le
long terme (3.21), au-dessous d’une couche géologique de confinement de faible perméabilité (roche
couverture ou étanchéité), y compris dans l’espace poreux du complexe de RAP (3.10) (piégeage
physique, stratigraphique ou structural), par la pression capillaire de l’eau contenue dans l’espace
poreux de la roche (piégeage résiduel); par dissolution dans les fluides de formation in situ (solubilité);
par piégeage hydrodynamique; par adsorption sur la matière organique; ou par réaction dans les
formations géologiques pour produire des minéraux (piégeage géochimique)
4 Documentation
4.1 Finalité
Les dispositions du présent article sont destinées à faciliter la documentation du confinement sécurisé
sur le long terme et de la quantification du stockage associé.
4 © ISO 2019 – Tous droits réservés
4.2 Utilisation de données existantes
Les exigences de documentation et de démonstration du présent document peuvent être satisfaites
par des informations déjà demandées, détenues, approuvées par et disponibles auprès des autorités,
car, dans bien des cas, les opérations de RAP sont traitées dans le cadre de réglementations existantes
relatives au pétrole et au gaz. Dans la mesure où ces informations satisfont pleinement aux exigences,
ont déjà été fournies et sont disponibles auprès des autorités, il n’est pas exigé que ces informations
soient à nouveau recueillies pour les besoins du présent document. Lorsqu’il est fait référence à des
informations disponibles, cela n’inclut pas les informations qui sont détenues par une autre entité, mais
ne sont pas mises à la disposition de l’opérateur.
4.3 Documentation initiale
Au début de la période de quantification, une documentation initiale doit être préparée et doit
comprendre:
a) une description du complexe de RAP et des systèmes techniques (voir l’Article 5);
b) l’assurance initiale du confinement (voir 6.1.2);
c) le programme de surveillance (voir 6.2);
d) la méthode de quantification à utiliser (voir l’Article 8 et l’Annexe B); et
e) la masse totale de CO précédemment injectée dans le complexe de RAP au début de la période de
quantification (voir 8.5 et l’Annexe B).
La documentation initiale doit être transmise aux autorités.
4.4 Documentation périodique
Il convient de préparer au moins annuellement une documentation périodique qui doit comporter les
informations suivantes:
a) la quantité du stockage associé en unités spécifiques de masse de CO , ou en unités volumétriques
convertibles en masse (voir 8.2 m ), pour la période couverte par la documentation;
stocké
b) la quantité cumulée du stockage associé en unités spécifiques de masse de CO , ou en unités
volumétriques convertibles en masse (voir 8.2 m ), depuis le début de la période de
stocké
quantification;
c) la formule de calcul et les données utilisées pour quantifier la masse du stockage associé, en y
incluant la masse de CO fournie au projet de RAP-CO et les pertes durant la période couverte par
2 2
la documentation (voir l’Article 8 et l’Annexe B);
d) les méthodes utilisées pour estimer les données manquantes et les quantités estimées comme
décrit en 9.2;
e) l’approche et la méthode de quantification utilisées par l’opérateur, en y incluant l’exactitude, la
précision et les incertitudes (voir l’Article 8 et l’Annexe B);
f) un énoncé décrivant le type de validation ou de vérification de la déclaration, y compris la date de
revue, le processus, les conclusions et la personne ou l’entité responsable; et
g) la source de chaque flux de CO quantifié dans le stockage associé (voir 8.3).
La documentation périodique doit être proposée aux autorités.
NOTE L’opérateur peut déterminer que des enregistrements et une documentation plus fréquents sont
requis pour atteindre les objectifs ou satisfaire aux exigences du projet de RAP-CO .
5 Description, qualification et construction du complexe de RAP
5.1 Généralités
Un plan général de gestion des opérations de RAP doit être préparé et mis à jour périodiquement; doit
fournir une description du complexe de RAP et du système technique [voir 4.3 a)], doit établir que le
complexe de RAP est adéquat pour assurer un confinement sécurisé sur le long terme de CO et doit
comprendre des informations spécifiques au site et d’autres informations se rapportant à:
a) la caractérisation géologique du complexe de RAP;
b) une description des installations participant au projet de RAP-CO ;
c) une description de tous les puits et des autres caractéristiques techniques du projet de RAP-CO ; et
d) l’historique des opérations du réservoir du projet.
5.2 Caractérisation géologique et évaluation du confinement du complexe de RAP
La caractérisation géologique générale du complexe de RAP doit être fondée sur les données du sous-sol
et les autres données recueillies sur le site (complétées lorsque nécessaire par des données issues de
champs analogues), y compris toutes les caractéristiques pouvant influer sur le confinement sécurisé
sur le long terme du CO et des preuves de l’intégrité des réservoirs et des pièges. L’opérateur doit
définir le complexe de RAP dans la description géologique de sorte qu’il englobe tous les emplacements
souterrains possibles où le CO pourrait raisonnablement se déplacer en dehors du réservoir du projet.
Pour les projets souhaitant quantifier le stockage associé, la caractérisation géologique et la description
technique doivent fournir des preuves de l’intégrité des réservoirs et des pièges permettant de conclure
que le complexe de RAP est adapté à un confinement sécurisé sur le long terme. Il convient que la
description du complexe de RAP comprenne, sans nécessairement s’y limiter:
a) une description lithologique générale de la colonne stratigraphique située au-dessus du
complexe de RAP;
b) la profondeur jusqu’à la partie supérieure du complexe de RAP;
c) l’épaisseur de la stratigraphie définie dans le complexe de RAP;
d) les propriétés structurales et géophysiques;
e) les limites latérales et tous les points de fuite correspondant au confinement;
f) les propriétés hydrauliques/pétrophysiques/géochimiques/géomécaniques;
g) la capacité de stockage associé de CO dans le réservoir du projet, tout en reconnaissant que
les opérations de RAP sont généralement conçues pour optimiser la production économique
d’hydrocarbures; et
h) les données d’ingénierie décrites au 6.1.3.
5.3 Description des installations présentes dans le projet de RAP-CO
La description des installations qui font partie du projet de RAP-CO doit fournir une vue d’ensemble de
l’équipement situé en aval du compteur de transfert de garde du CO et utilisé pour traiter et produire le
CO , y compris les spécifications de conception. Il convient généralement qu’elle englobe la tuyauterie,
les séparateurs, l’équipement de traitement et de déshydratation, les pompes, les compresseurs et
tout autre équipement pertinent pour le traitement et la production du CO . Il convient qu’elle traite
spécifiquement des points d’évent, de libération, d’échantillonnage et de mesurage, y compris une
description de l’exactitude du mesurage et des techniques d’estimation.
6 © ISO 2019 – Tous droits réservés
5.4 Puits existants dans le complexe de RAP
La description des puits doit identifier chacun des puits pénétrant dans le complexe de RAP et doit
fournir des preuves qu’ils ont été construits et/ou bouchés et abandonnés de manière à assurer
un confinement sécurisé sur le long terme du CO . Ces puits comprennent les puits d’injection, de
production, de surveillance ainsi que les puits temporairement abandonnés, fermés, bouchés et
abandonnés. Les informations suivantes doivent être fournies:
a) le nom du puits;
b) l’identifiant unique du puits;
c) les dates de démarrage du forage et d’achèvement;
d) le statut du puits (par exemple puits d’injection, de production, de surveillance, puits
temporairement abandonné, fermé, bouché et abandonné);
e) l’emplacement en surface ou sur le fond marin;
f) la profondeur totale et mesurée;
g) les informations relatives au bouchage et à l’abandon;
h) les détails techniques relatifs à la construction, à l’achèvement et à l’intégrité du puits;
i) l’équipement notable restant dans le puits; et
j) les détails et l’historique des interventions sur le puits.
Dans certains cas, des méthodes de télédétection ou des relevés de terrain ou aériens peuvent être
nécessaires pour localiser les anciens puits.
5.5 Historique des opérations du réservoir du projet
Il convient que l’historique des opérations du complexe de RAP-CO inclue:
a) les données de production et d’injection relatives au réservoir du projet;
b) l’historique de température et de pression, y compris la répartition actuelle;
c) l’interaction avec les réservoirs adjacents;
d) tous les incidents de fuite connus; et
e) l’historique de l’activité sismique.
6 Assurance du confinement et surveillance à l’intérieur du complexe de RAP
6.1 Assurance du confinement et plan de management des opérations de RAP
6.1.1 Plan de management des opérations de RAP
Le plan de management des opérations de RAP (voir 5.1) doit spécifier les procédures de management
du champ, notamment:
a) l’identification des données initiales du projet telles que décrites à l’Article 5, qui peuvent être
utilisées comme ligne de base pour la surveillance et la quantification;
b) les contrôles d’ingénierie pour l’injection et la production;
c) l’évaluation périodique des performances du réservoir par rapport au comportement prévu
conformément au 6.1.3;
d) l’évaluation du confinement par des caractéristiques géologiques et des systèmes techniques
conformément au 6.1.3;
e) l’évaluation et le management des risques potentiels de cheminements de fuite et les techniques et
procédures de surveillance (voir 6.1.3), y compris la définition des seuils de détection qui suffisent
pour satisfaire aux exigences du 8.6;
f) la méthode de quantification du CO sous le seuil de détection conformément au 8.6;
g) les mesures correctives pour les fuites potentielles ou des événements inattendus;
h) la collecte des données en vue de la quantification du stockage associé; et
i) l’élaboration d’un plan d’achèvement du projet de RAP-CO , spécifiant les critères d’achèvement et
décrivant le processus de qualification de l’achèvement permettant de satisfaire aux exigences de
l’Article 10.
6.1.2 Assurance initiale du confinement
Le plan de management des opérations de RAP doit fournir un plan d’assurance initiale du confinement
pour identifier et évaluer les potentiels cheminements de fuite géologiques, techniques ou affectés par
la technique susceptibles de conduire à la perte de CO par le complexe de RAP.
6.1.3 Assurance opérationnelle du confinement
Le plan de management des opérations de RAP doit fournir une assurance opérationnelle du
confinement pendant la période de quantification, en se fondant sur des données techniques
comprenant des éléments tels que les résultats des pratiques de gestion du réservoir, y compris la
surveillance du ratio injection-soutirage, la surveillance de l’intégrité des puits, la surveillance de la
pression, la surveillance des mouvements du CO à l’intérieur des cheminements de fuite identifiés dans
le plan initial d’assurance du confinement et la surveillance de la réponse en pression dans les limites
du complexe de RAP. L’assurance opérationnelle du confinement peut comprendre les résultats d’une
autre surveillance. Ces résultats doivent être utilisés pour fournir périodiquement des preuves du
confinement, y compris les justifications connexes.
L’assurance du confinement et la gestion du réservoir doivent être revues et le plan de management des
opérations de RAP révisé, si nécessaire, en cas de modifications susceptibles d’altérer le confinement,
ces modifications pouvant comprendre:
a) des variations inattendues des performances du projet susceptibles d’influer sur le stockage
associé du CO ;
b) l’ajout ou l’abandon de zones d’injection;
c) une variation de l’étendue surfacique du réservoir du projet;
d) l’ajout ou l’abandon de puits;
e) une variation anormale du
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.
Loading comments...