Air Quality Compliance Affecting Oil and Gas Development

  • 199 views
Uploaded on

Presentation for 2013 EORI CO2 Conference in Casper, WY July 9, 2013. …

Presentation for 2013 EORI CO2 Conference in Casper, WY July 9, 2013.
Jay Christopher, Business Unit Manager of Air and Process Services for Trihydro, has over 35 years of energy industry environmental experience, specializing in air quality issues and permitting affecting complex facility operations.

More in: Business
  • Full Name Full Name Comment goes here.
    Are you sure you want to
    Your message goes here
    Be the first to comment
    Be the first to like this
No Downloads

Views

Total Views
199
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
0

Actions

Shares
Downloads
8
Comments
0
Likes
0

Embeds 0

No embeds

Report content

Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
    No notes for slide

Transcript

  • 1. Air Quality Compliance Affecting Oil  and Gas Development Jay Christopher, Business Unit Manager, Air & Process Services July 9, 2013
  • 2. The more you explain it, the more I  don’t understand it. ‐Mark Twain
  • 3. Air Regulatory Issues  The current regulatory environment is getting  more stringent  Federal EPA regulations (NSPS OOOO, aka Quad O)  aimed at oil & gas operations impact some  enhanced CO2 operations  Major air emission source permitting must  address CO2e emissions  CO2e emission inventories include enhanced oil  recovery and sequestration projects Let’s talk about these … 
  • 4. EPA’s New Source Performance Standards,  Subpart OOOO (aka NSPS Quad O)  Applicable to Crude Oil and Natural Gas  Production, Transmission and Distribution  Final rule published August 16, 2012  Affects many activities after August 23, 2011  Targets VOC emissions, not methane  Natural gas focused, but not exclusively
  • 5. Well site • Completions • Storage Vessels • Pneumatics Gathering Booster Facilities • Storage Vessels • Pneumatics • Compressors Natural Gas Plants • Storage Vessels • Pneumatics • Compressors • LDAR • SO2 Natural Gas Transmission Compression • Storage Vessels Underground Natural Gas Storage • Storage Vessels To Distribution What is Covered Under NSPS OOOO?
  • 6. NSPS  Applicability   Date August 23, 2011 April 17,  2012 August 16, 2012 October 15,  2012 October 15,  2013 January 1,  2015 July 2015 October 15,  2015 EPA  Administrator  signs Final  Rule Final Rule  Published > Oil and Gas Production Facilities > Gas wells – combustion > Hydraulic Fracturing – record  keeping and recording > Natural Gas Processing Plants > Centrifugal and reciprocating  compressors > NG pneumatic controllers > Equipment leaks > Sweetening Units > Storage Vessels > NG pneumatic controllers  between wellhead and gas  processing plant Gas wells – Phase II (RECs) Equipment  leaks at  existing gas  plants  (NESHAP) Glycol  dehydration  units at  existing  sources  (NESHAP)
  • 7. Primary Impacts from Quad O  Natural Gas Production  Hydraulic Fracturing  ‐ Green Completions  Oil and/or Natural Gas  Compressors (centrifugal  ‐ wet seal controls;  reciprocating ‐ rod  packing replacement)  Pneumatic controllers  (zero bleed at gas plants,  low bleed everywhere  else)  Storage vessels (controls  if emit > 6 tons  VOCs/year) Also, significant  recordkeeping and  reporting requirements. Gas Plants (tighter LDAR  requirements)
  • 8. Quad O – Storage Tank Reconsideration  EPA recently proposed to “reconsider” storage  tank control requirements  EPA accepted industry comments that EPA  significantly underestimated the number of effected  storage tanks  Proposed April 2013, expect to finalize July 2013  (before current August 2013 compliance deadline)  Group 1 (between August 23, 2011 and April 12, 2013) – register, but no controls (unless production changes affecting  the tank)  Group 2 (after April 12, 2013) – controls by April 15, 2014 (or  60 days after startup if later)
  • 9. Other Air Regulations  EPA Power Plant NSPS Rule – although it most directly  impacts coal‐fired power plants, the indirect affect is to  promote carbon capture / sequestration.  Colorado’s proposed Regulation 7 changes – will   impose Quad O‐type requirements on all oil & gas  sources statewide (well pad LDAR/camera; compressor  LDAR, presumptive BACT control requirements).  Likely  to be finalized by end of 2013.  Will other states  follow?  California Senate Bill 34 (pending) – would require  California Air Resources Board to regulate CO2 EOR  projects used for carbon sequestration 
  • 10. Air Permitting and CO2  CO2 is an “air pollutant” (U.S. Supreme Court;  Massachusetts vs. EPA, 2007)  EPA “Endangerment Finding” – 2009 (“greenhouse  gases in the atmosphere may reasonably be anticipated both to  endanger public health and to endanger public welfare”)  Automobile tailpipe emission standards (once  CO2 was regulated as a pollutant under the Clean  Air Act, permitting requirements could be  established). So how does this affect us?
  • 11. Major Source Air Permitting  EPA’s “Tailoring Rule”  Since Clean Air Act major source permitting  thresholds (100 tons/year of pollutants) would result  in “absurd results” if applied to CO2 (EPA’s words), EPA  established a 25,000 tons/year threshold for CO2.  Projects that are major for CO2 must consider Best  Available Control Technology (BACT), specifically   including carbon capture and sequestration (CCS).  EPA acknowledges that CCS is not “mature” and most  CO2 BACT to date has focused on energy efficiency.
  • 12. CO2 Emissions Reporting  EPA’s Mandatory Reporting Rule  Subpart W for oil and gas sources  Subpart UU for enhanced oil recovery  Subpart RR for geologic sequestration  Electronic reporting due every March for prior  calendar year  Testing, source counting, data capture,  emission factors; much recordkeeping
  • 13. Air Regulatory Challenges  Keeping up with the new regulations as well  as on‐going changes to the regulations  Developing state and/or local requirements
  • 14. Are There Opportunities?  Will the President’s recently announced  Climate Action Plan present opportunities to  the industry?  The continued focus on coal may provide:  More opportunities for natural gas  Opportunities to support coal plants to CCS or  EOR  Energy Secretary Moniz expects EOR rates to grow from  300,000 BPD to 3,000,000 BPD, much of it from  capturing coal power plant CO2 emissions.
  • 15. White House Policy on Climate Change  Three weeks ago, President Obama presented his view  of changes that should be made regarding climate  change.  The official policy is largely silent regarding the petroleum  industry.  “Sometimes there are disputes about natural gas, but let  me say this: We should strengthen our position as the top  natural gas producer because, in the medium term, at  least, it not only can provide safe cheap power, but it can  also help reduce our carbon emissions.”  Continue effort to eliminate “tax breaks”  Keystone XL – approve only if the Pipeline does not  exacerbate GHG emissions.
  • 16. If you ask me anything I don’t know, I’m  not going to answer. ‐Yogi Berra Questions? 
  • 17. Contact Information: Jay Christopher jchristopher@trihydro.com 307/745‐7474