Zeitschriftenartikel zum Thema „CO2 Injectivity“
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Sokama-Neuyam, Yen Adams, Jann Rune Ursin und Patrick Boakye. „Experimental Investigation of the Mechanisms of Salt Precipitation during CO2 Injection in Sandstone“. C 5, Nr. 1 (08.01.2019): 4. http://dx.doi.org/10.3390/c5010004.
Der volle Inhalt der QuelleGuo, Boyun, und Peng Zhang. „Injectivity Assessment of Radial-Lateral Wells for CO2 Storage in Marine Gas Hydrate Reservoirs“. Energies 16, Nr. 24 (09.12.2023): 7987. http://dx.doi.org/10.3390/en16247987.
Der volle Inhalt der QuelleCarpenter, Chris. „CO2 Injectivity Test Proves Concept of CCUS Field Development“. Journal of Petroleum Technology 76, Nr. 02 (01.02.2024): 63–65. http://dx.doi.org/10.2118/0224-0063-jpt.
Der volle Inhalt der QuelleGanesh, Priya Ravi, und Srikanta Mishra. „Reduced Physics Modeling of CO2 Injectivity“. Energy Procedia 63 (2014): 3116–25. http://dx.doi.org/10.1016/j.egypro.2014.11.336.
Der volle Inhalt der QuelleGasda, Sarah, und Roman Berenblyum. „Intermittent CO2 injection: injectivity and capacity“. Baltic Carbon Forum 2 (13.10.2023): 18–19. http://dx.doi.org/10.21595/bcf.2023.23643.
Der volle Inhalt der QuelleRogers, John D., und Reid B. Grigg. „A Literature Analysis of the WAG Injectivity Abnormalities in the CO2 Process“. SPE Reservoir Evaluation & Engineering 4, Nr. 05 (01.10.2001): 375–86. http://dx.doi.org/10.2118/73830-pa.
Der volle Inhalt der QuelleGong, Jiakun, Yuan Wang, Raj Deo Tewari, Ridhwan-Zhafri B. Kamarul Bahrim und William Rossen. „Effect of Gas Composition on Surfactant Injectivity in a Surfactant-Alternating-Gas Foam Process“. Molecules 29, Nr. 1 (22.12.2023): 100. http://dx.doi.org/10.3390/molecules29010100.
Der volle Inhalt der QuelleHeidarabad, Reyhaneh Ghorbani, und Kyuchul Shin. „Carbon Capture and Storage in Depleted Oil and Gas Reservoirs: The Viewpoint of Wellbore Injectivity“. Energies 17, Nr. 5 (02.03.2024): 1201. http://dx.doi.org/10.3390/en17051201.
Der volle Inhalt der QuelleFokker, P. A., und L. G. H. van der Meer. „The injectivity of coalbed CO2 injection wells“. Energy 29, Nr. 9-10 (Juli 2004): 1423–29. http://dx.doi.org/10.1016/j.energy.2004.03.076.
Der volle Inhalt der QuelleZiaudin Ahamed, M. Nabil, Muhammad Azfar Mohamed, M. Aslam Md Yusof, Iqmal Irshad, Nur Asyraf Md Akhir und Noorzamzarina Sulaiman. „Modeling the Combined Effect of Salt Precipitation and Fines Migration on CO2 Injectivity Changes in Sandstone Formation“. Journal of Petroleum and Geothermal Technology 2, Nr. 2 (28.11.2021): 55. http://dx.doi.org/10.31315/jpgt.v2i2.5421.
Der volle Inhalt der QuelleYu, Shuman, und Shun Uchida. „Geomechanical effects of carbon sequestration as CO2 hydrates and CO2-N2 hydrates on host submarine sediments“. E3S Web of Conferences 205 (2020): 11003. http://dx.doi.org/10.1051/e3sconf/202020511003.
Der volle Inhalt der QuelleAzizi, Ehsan, und Yildiray Cinar. „Approximate Analytical Solutions for CO2 Injectivity Into Saline Formations“. SPE Reservoir Evaluation & Engineering 16, Nr. 02 (08.05.2013): 123–33. http://dx.doi.org/10.2118/165575-pa.
Der volle Inhalt der QuellePooladi-Darvish, Mehran, Samane Moghdam und Don Xu. „Multiwell injectivity for storage of CO2 in aquifers“. Energy Procedia 4 (2011): 4252–59. http://dx.doi.org/10.1016/j.egypro.2011.02.374.
Der volle Inhalt der QuelleAzizi, Ehsan, und Yildiray Cinar. „A New Mathematical Model for Predicting CO2 Injectivity“. Energy Procedia 37 (2013): 3250–58. http://dx.doi.org/10.1016/j.egypro.2013.06.212.
Der volle Inhalt der QuelleJin, Min, Eric Mackay, Simon Mathias und Gillian Pickup. „Impact of sub seismic heterogeneity on CO2 injectivity“. Energy Procedia 63 (2014): 3078–88. http://dx.doi.org/10.1016/j.egypro.2014.11.331.
Der volle Inhalt der QuelleEdem, Donatus Ephraim, Muhammad Kabir Abba, Amir Nourian, Meisam Babaie und Zainab Naeem. „Experimental Study on the Interplay between Different Brine Types/Concentrations and CO2 Injectivity for Effective CO2 Storage in Deep Saline Aquifers“. Sustainability 14, Nr. 2 (16.01.2022): 986. http://dx.doi.org/10.3390/su14020986.
Der volle Inhalt der QuelleQiao, C., L. Li, R. T. Johns und J. Xu. „Compositional Modeling of Dissolution-Induced Injectivity Alteration During CO2 Flooding in Carbonate Reservoirs“. SPE Journal 21, Nr. 03 (15.06.2016): 0809–26. http://dx.doi.org/10.2118/170930-pa.
Der volle Inhalt der QuelleZhang, Keni, Yaqin Xu, Lulu Ling und Yang Wang. „Numerical Investigation for Enhancing CO2 Injectivity in Saline Aquifers“. Energy Procedia 37 (2013): 3347–54. http://dx.doi.org/10.1016/j.egypro.2013.06.222.
Der volle Inhalt der QuelleChristman, Peter G., und Sheldon B. Gorell. „Comparison of Laboratory- and Field-Observed CO2 Tertiary Injectivity“. Journal of Petroleum Technology 42, Nr. 02 (01.02.1990): 226–33. http://dx.doi.org/10.2118/17335-pa.
Der volle Inhalt der QuelleDai, Zhenxue, Ye Zhang, Philip Stauffer, Ting Xiao, Mingkan Zhang, William Ampomah, Changbing Yang et al. „Injectivity Evaluation for Offshore CO2 Sequestration in Marine Sediments“. Energy Procedia 114 (Juli 2017): 2921–32. http://dx.doi.org/10.1016/j.egypro.2017.03.1420.
Der volle Inhalt der QuelleYang, Guodong, Yilian Li, Aleks Atrens, Ying Yu und Yongsheng Wang. „Numerical Investigation into the Impact of CO2-Water-Rock Interactions on CO2 Injectivity at the Shenhua CCS Demonstration Project, China“. Geofluids 2017 (2017): 1–17. http://dx.doi.org/10.1155/2017/4278621.
Der volle Inhalt der QuelleSun, Guangyuan, Zhuang Sun, Andrew Fager und Bernd Crouse. „Pore-scale Analysis of CO2-brine Displacement in Berea Sandstone and Its Implications to CO2 Injectivity“. E3S Web of Conferences 367 (2023): 01011. http://dx.doi.org/10.1051/e3sconf/202336701011.
Der volle Inhalt der QuelleWang, Yuan, Jie Ren, Shaobin Hu und Di Feng. „Global Sensitivity Analysis to Assess Salt Precipitation for CO2 Geological Storage in Deep Saline Aquifers“. Geofluids 2017 (2017): 1–16. http://dx.doi.org/10.1155/2017/5603923.
Der volle Inhalt der QuelleHoteit, Hussein, Marwan Fahs und Mohamad Reza Soltanian. „Assessment of CO2 Injectivity During Sequestration in Depleted Gas Reservoirs“. Geosciences 9, Nr. 5 (05.05.2019): 199. http://dx.doi.org/10.3390/geosciences9050199.
Der volle Inhalt der QuelleSokama-Neuyam, Yen A., Wilberforce N. Aggrey, Patrick Boakye, Kwame Sarkodie, Sampson Oduro-Kwarteng und Jann R. Ursin. „The effect of temperature on CO2 injectivity in sandstone reservoirs“. Scientific African 15 (März 2022): e01066. http://dx.doi.org/10.1016/j.sciaf.2021.e01066.
Der volle Inhalt der QuelleVilarrasa, Victor, Antonio P. Rinaldi und Jonny Rutqvist. „Long-term thermal effects on injectivity evolution during CO2 storage“. International Journal of Greenhouse Gas Control 64 (September 2017): 314–22. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2017.07.019.
Der volle Inhalt der QuelleIbrahim, Ahmed Farid, und Hisham A. Nasr-El-Din. „Effects of Formation-Water Salinity, Formation Pressure, Gas Composition, and Gas-Flow Rate on Carbon Dioxide Sequestration in Coal Formations“. SPE Journal 22, Nr. 05 (22.03.2017): 1530–41. http://dx.doi.org/10.2118/185949-pa.
Der volle Inhalt der QuelleSyahrial, Ego. „Reservoir Simulator For Improved Recovery Of Coalbed Methane (Icbm) Part Ii : Effect Of Coal Matrix Swelling And Shrinkage“. Scientific Contributions Oil and Gas 32, Nr. 3 (17.03.2022): 193–200. http://dx.doi.org/10.29017/scog.32.3.850.
Der volle Inhalt der QuelleMarques, Luiz Carlos do Carmo, und Daniel Monteiro Pimentel. „Pitfalls of CO2 Injection in Enhanced Oil Recovery“. Applied Mechanics and Materials 830 (März 2016): 125–33. http://dx.doi.org/10.4028/www.scientific.net/amm.830.125.
Der volle Inhalt der QuelleZhang, Zhen, Yuan Wang und Yang Liu. „State of Indoor Experiments on Supercritical CO2-Brine Displacement System“. Advanced Materials Research 864-867 (Dezember 2013): 1208–12. http://dx.doi.org/10.4028/www.scientific.net/amr.864-867.1208.
Der volle Inhalt der QuelleGiwelli, A., MZ Kashim, MB Clennell, L. Esteban, R. Noble, C. White, S. Vialle et al. „CO2-brine injectivity tests in high co2 content carbonate field, sarawak basin, offshore east Malaysia“. E3S Web of Conferences 89 (2019): 04005. http://dx.doi.org/10.1051/e3sconf/20198904005.
Der volle Inhalt der QuelleChen, Zhongwei, Jishan Liu, Derek Elsworth, Luke D. Connell und Zhejun Pan. „Impact of CO2 injection and differential deformation on CO2 injectivity under in-situ stress conditions“. International Journal of Coal Geology 81, Nr. 2 (Februar 2010): 97–108. http://dx.doi.org/10.1016/j.coal.2009.11.009.
Der volle Inhalt der QuelleRen, Guangwei, Bo Ren, Songyan Li und Chao Zhang. „Unlock the Potentials to Further Improve CO2 Storage and Utilization with Supercritical CO2 Emulsions When Applying CO2-Philic Surfactants“. Sustainable Chemistry 2, Nr. 1 (02.03.2021): 127–48. http://dx.doi.org/10.3390/suschem2010009.
Der volle Inhalt der QuelleJPT staff, _. „Techbits: Coalbed-Methane Recovery and CO2 Sequestration Raise Economic, Injectivity Concerns“. Journal of Petroleum Technology 57, Nr. 03 (01.03.2005): 26–71. http://dx.doi.org/10.2118/0305-0026-jpt.
Der volle Inhalt der QuelleQu, H. Y., J. S. Liu, Z. J. Pan und L. Connell. „Impact of thermal processes on CO2 injectivity into a coal seam“. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering 10 (01.06.2010): 012090. http://dx.doi.org/10.1088/1757-899x/10/1/012090.
Der volle Inhalt der QuelleKumar, Hemant, Derek Elsworth, Jishan Liu, Denis Pone und Jonathan P. Mathews. „Optimizing enhanced coalbed methane recovery for unhindered production and CO2 injectivity“. International Journal of Greenhouse Gas Control 11 (November 2012): 86–97. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2012.07.028.
Der volle Inhalt der QuelleVulin, Domagoj, Bruno Saftić und Marija Macenić. „Estimate of dynamic change of fluid saturation during CO2 injection — Case study of a regional aquifer in Croatia“. Interpretation 6, Nr. 1 (01.02.2018): SB51—SB64. http://dx.doi.org/10.1190/int-2017-0077.1.
Der volle Inhalt der QuelleAghajanloo, Mahnaz, Lifei Yan, Steffen Berg, Denis Voskov und Rouhi Farajzadeh. „Impact of CO2 hydrates on injectivity during CO2 storage in depleted gas fields: A literature review“. Gas Science and Engineering 123 (März 2024): 205250. http://dx.doi.org/10.1016/j.jgsce.2024.205250.
Der volle Inhalt der QuelleSilva, Danielle Alves Ribeiro da, Juan Alberto Mateo Hernandez und Jennys Lourdes Meneses Barillas. „Relative permeability hysteresis analysis in a reservoir with characteristics of the Brazilian pre-salt“. Research, Society and Development 12, Nr. 2 (10.02.2023): e24712239842. http://dx.doi.org/10.33448/rsd-v12i2.39842.
Der volle Inhalt der QuelleJeong, Gu Sun, Seil Ki, Dae Sung Lee und Ilsik Jang. „Effect of the Flow Rate on the Relative Permeability Curve in the CO2 and Brine System for CO2 Sequestration“. Sustainability 13, Nr. 3 (01.02.2021): 1543. http://dx.doi.org/10.3390/su13031543.
Der volle Inhalt der QuelleSmith, Nial, Paul Boone, Adegbenro Oguntimehin, Gijs van Essen, Rong Guo, Michael A. Reynolds, Luke Friesen, Maria-Constanza Cano und Simon O'Brien. „Quest CCS facility: Halite damage and injectivity remediation in CO2 injection wells“. International Journal of Greenhouse Gas Control 119 (September 2022): 103718. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2022.103718.
Der volle Inhalt der QuelleMd Yusof, Muhammad Aslam, Muhammad Azfar Mohamed, Nur Asyraf Md Akhir, Mohamad Arif Ibrahim und Mutia Kharunisa Mardhatillah. „Combined Impact of Salt Precipitation and Fines Migration on CO2 Injectivity Impairment“. International Journal of Greenhouse Gas Control 110 (September 2021): 103422. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2021.103422.
Der volle Inhalt der QuelleSokama-Neuyam, Yen Adams, Sindre Langås Forsetløkken, Jhon-eirik Lien und Jann Rune Ursin. „The Coupled Effect of Fines Mobilization and Salt Precipitation on CO2 Injectivity“. Energies 10, Nr. 8 (01.08.2017): 1125. http://dx.doi.org/10.3390/en10081125.
Der volle Inhalt der QuelleMathias, Simon A., Jon G. Gluyas, Gerardo J. González Martínez de Miguel, Steven L. Bryant und David Wilson. „On relative permeability data uncertainty and CO2 injectivity estimation for brine aquifers“. International Journal of Greenhouse Gas Control 12 (Januar 2013): 200–212. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2012.09.017.
Der volle Inhalt der QuelleLiu, Hejuan, Qi Li, Yang Gou, Liwei Zhang, Wentao Feng, Jianxing Liao, Zhengwen Zhu, Hongwei Wang und Lei Zhou. „Numerical modelling of the cooling effect in geothermal reservoirs induced by injection of CO2 and cooled geothermal water“. Oil & Gas Science and Technology – Revue d’IFP Energies nouvelles 75 (2020): 15. http://dx.doi.org/10.2516/ogst/2020005.
Der volle Inhalt der QuellePasarai, Usman, Utomo Pratama Iskandar, Sugihardjo Sugihardjo und Herru Lastiadi S. „A SYSTEMATIC APPROACH TO SOURCE-SINK MATCHING FOR CO2 EOR AND SEQUESTRATION“. Scientific Contributions Oil and Gas 36, Nr. 1 (15.02.2022): 1–13. http://dx.doi.org/10.29017/scog.36.1.640.
Der volle Inhalt der QuelleWang, Wendong, Fankun Meng, Yuliang Su, Lei Hou, Xueyu Geng, Yongmao Hao und Lei Li. „A Simplified Capillary Bundle Model for CO2-Alternating-Water Injection Using an Equivalent Resistance Method“. Geofluids 2020 (25.11.2020): 1–14. http://dx.doi.org/10.1155/2020/8836287.
Der volle Inhalt der QuelleSeyyedi, Mojtaba, Ausama Giwelli, Cameron White, Lionel Esteban, Michael Verrall und Ben Clennell. „Changes in multi-phase flow properties of carbonate porous media during CO2 injection“. APPEA Journal 60, Nr. 2 (2020): 672. http://dx.doi.org/10.1071/aj19061.
Der volle Inhalt der QuelleTawiah, Paul, Hongqian Wang, Steven L. Bryant, Mingzhe Dong, Steve Larter und Jeff Duer. „Effects of temperature and CO2/Brine cycles on CO2 drainage endpoint phase mobility – implications for CO2 injectivity in deep saline aquifers“. International Journal of Greenhouse Gas Control 112 (Dezember 2021): 103491. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2021.103491.
Der volle Inhalt der QuelleDing, Yanxu, Yang Zhao, Xin Wen, Yueliang Liu, Ming Feng und Zhenhua Rui. „Development and Applications of CO2-Responsive Gels in CO2 Flooding and Geological Storage“. Gels 9, Nr. 12 (29.11.2023): 936. http://dx.doi.org/10.3390/gels9120936.
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