Articles de revues sur le sujet « Injectivité du CO2 »
Créez une référence correcte selon les styles APA, MLA, Chicago, Harvard et plusieurs autres
Consultez les 50 meilleurs articles de revues pour votre recherche sur le sujet « Injectivité du CO2 ».
À côté de chaque source dans la liste de références il y a un bouton « Ajouter à la bibliographie ». Cliquez sur ce bouton, et nous générerons automatiquement la référence bibliographique pour la source choisie selon votre style de citation préféré : APA, MLA, Harvard, Vancouver, Chicago, etc.
Vous pouvez aussi télécharger le texte intégral de la publication scolaire au format pdf et consulter son résumé en ligne lorsque ces informations sont inclues dans les métadonnées.
Parcourez les articles de revues sur diverses disciplines et organisez correctement votre bibliographie.
Sokama-Neuyam, Yen Adams, Jann Rune Ursin et Patrick Boakye. « Experimental Investigation of the Mechanisms of Salt Precipitation during CO2 Injection in Sandstone ». C 5, no 1 (8 janvier 2019) : 4. http://dx.doi.org/10.3390/c5010004.
Texte intégralGuo, Boyun, et Peng Zhang. « Injectivity Assessment of Radial-Lateral Wells for CO2 Storage in Marine Gas Hydrate Reservoirs ». Energies 16, no 24 (9 décembre 2023) : 7987. http://dx.doi.org/10.3390/en16247987.
Texte intégralCarpenter, Chris. « CO2 Injectivity Test Proves Concept of CCUS Field Development ». Journal of Petroleum Technology 76, no 02 (1 février 2024) : 63–65. http://dx.doi.org/10.2118/0224-0063-jpt.
Texte intégralRogers, John D., et Reid B. Grigg. « A Literature Analysis of the WAG Injectivity Abnormalities in the CO2 Process ». SPE Reservoir Evaluation & ; Engineering 4, no 05 (1 octobre 2001) : 375–86. http://dx.doi.org/10.2118/73830-pa.
Texte intégralGanesh, Priya Ravi, et 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.
Texte intégralGasda, Sarah, et Roman Berenblyum. « Intermittent CO2 injection : injectivity and capacity ». Baltic Carbon Forum 2 (13 octobre 2023) : 18–19. http://dx.doi.org/10.21595/bcf.2023.23643.
Texte intégralGong, Jiakun, Yuan Wang, Raj Deo Tewari, Ridhwan-Zhafri B. Kamarul Bahrim et William Rossen. « Effect of Gas Composition on Surfactant Injectivity in a Surfactant-Alternating-Gas Foam Process ». Molecules 29, no 1 (22 décembre 2023) : 100. http://dx.doi.org/10.3390/molecules29010100.
Texte intégralHeidarabad, Reyhaneh Ghorbani, et Kyuchul Shin. « Carbon Capture and Storage in Depleted Oil and Gas Reservoirs : The Viewpoint of Wellbore Injectivity ». Energies 17, no 5 (2 mars 2024) : 1201. http://dx.doi.org/10.3390/en17051201.
Texte intégralZiaudin Ahamed, M. Nabil, Muhammad Azfar Mohamed, M. Aslam Md Yusof, Iqmal Irshad, Nur Asyraf Md Akhir et 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, no 2 (28 novembre 2021) : 55. http://dx.doi.org/10.31315/jpgt.v2i2.5421.
Texte intégralYu, Shuman, et 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.
Texte intégralFokker, P. A., et L. G. H. van der Meer. « The injectivity of coalbed CO2 injection wells ». Energy 29, no 9-10 (juillet 2004) : 1423–29. http://dx.doi.org/10.1016/j.energy.2004.03.076.
Texte intégralAzizi, Ehsan, et Yildiray Cinar. « Approximate Analytical Solutions for CO2 Injectivity Into Saline Formations ». SPE Reservoir Evaluation & ; Engineering 16, no 02 (8 mai 2013) : 123–33. http://dx.doi.org/10.2118/165575-pa.
Texte intégralEdem, Donatus Ephraim, Muhammad Kabir Abba, Amir Nourian, Meisam Babaie et 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, no 2 (16 janvier 2022) : 986. http://dx.doi.org/10.3390/su14020986.
Texte intégralPooladi-Darvish, Mehran, Samane Moghdam et 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.
Texte intégralAzizi, Ehsan, et 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.
Texte intégralJin, Min, Eric Mackay, Simon Mathias et 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.
Texte intégralQiao, C., L. Li, R. T. Johns et J. Xu. « Compositional Modeling of Dissolution-Induced Injectivity Alteration During CO2 Flooding in Carbonate Reservoirs ». SPE Journal 21, no 03 (15 juin 2016) : 0809–26. http://dx.doi.org/10.2118/170930-pa.
Texte intégralYang, Guodong, Yilian Li, Aleks Atrens, Ying Yu et 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.
Texte intégralSun, Guangyuan, Zhuang Sun, Andrew Fager et 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.
Texte intégralZhang, Keni, Yaqin Xu, Lulu Ling et 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.
Texte intégralChristman, Peter G., et Sheldon B. Gorell. « Comparison of Laboratory- and Field-Observed CO2 Tertiary Injectivity ». Journal of Petroleum Technology 42, no 02 (1 février 1990) : 226–33. http://dx.doi.org/10.2118/17335-pa.
Texte intégralDai, 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 (juillet 2017) : 2921–32. http://dx.doi.org/10.1016/j.egypro.2017.03.1420.
Texte intégralWang, Yuan, Jie Ren, Shaobin Hu et 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.
Texte intégralIbrahim, Ahmed Farid, et 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, no 05 (22 mars 2017) : 1530–41. http://dx.doi.org/10.2118/185949-pa.
Texte intégralSyahrial, 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, no 3 (17 mars 2022) : 193–200. http://dx.doi.org/10.29017/scog.32.3.850.
Texte intégralMarques, Luiz Carlos do Carmo, et Daniel Monteiro Pimentel. « Pitfalls of CO2 Injection in Enhanced Oil Recovery ». Applied Mechanics and Materials 830 (mars 2016) : 125–33. http://dx.doi.org/10.4028/www.scientific.net/amm.830.125.
Texte intégralZhang, Zhen, Yuan Wang et Yang Liu. « State of Indoor Experiments on Supercritical CO2-Brine Displacement System ». Advanced Materials Research 864-867 (décembre 2013) : 1208–12. http://dx.doi.org/10.4028/www.scientific.net/amr.864-867.1208.
Texte intégralHoteit, Hussein, Marwan Fahs et Mohamad Reza Soltanian. « Assessment of CO2 Injectivity During Sequestration in Depleted Gas Reservoirs ». Geosciences 9, no 5 (5 mai 2019) : 199. http://dx.doi.org/10.3390/geosciences9050199.
Texte intégralSokama-Neuyam, Yen A., Wilberforce N. Aggrey, Patrick Boakye, Kwame Sarkodie, Sampson Oduro-Kwarteng et Jann R. Ursin. « The effect of temperature on CO2 injectivity in sandstone reservoirs ». Scientific African 15 (mars 2022) : e01066. http://dx.doi.org/10.1016/j.sciaf.2021.e01066.
Texte intégralVilarrasa, Victor, Antonio P. Rinaldi et Jonny Rutqvist. « Long-term thermal effects on injectivity evolution during CO2 storage ». International Journal of Greenhouse Gas Control 64 (septembre 2017) : 314–22. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2017.07.019.
Texte intégralRen, Guangwei, Bo Ren, Songyan Li et Chao Zhang. « Unlock the Potentials to Further Improve CO2 Storage and Utilization with Supercritical CO2 Emulsions When Applying CO2-Philic Surfactants ». Sustainable Chemistry 2, no 1 (2 mars 2021) : 127–48. http://dx.doi.org/10.3390/suschem2010009.
Texte intégralJeong, Gu Sun, Seil Ki, Dae Sung Lee et Ilsik Jang. « Effect of the Flow Rate on the Relative Permeability Curve in the CO2 and Brine System for CO2 Sequestration ». Sustainability 13, no 3 (1 février 2021) : 1543. http://dx.doi.org/10.3390/su13031543.
Texte intégralGiwelli, 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.
Texte intégralChen, Zhongwei, Jishan Liu, Derek Elsworth, Luke D. Connell et Zhejun Pan. « Impact of CO2 injection and differential deformation on CO2 injectivity under in-situ stress conditions ». International Journal of Coal Geology 81, no 2 (février 2010) : 97–108. http://dx.doi.org/10.1016/j.coal.2009.11.009.
Texte intégralJPT staff, _. « Techbits : Coalbed-Methane Recovery and CO2 Sequestration Raise Economic, Injectivity Concerns ». Journal of Petroleum Technology 57, no 03 (1 mars 2005) : 26–71. http://dx.doi.org/10.2118/0305-0026-jpt.
Texte intégralQu, H. Y., J. S. Liu, Z. J. Pan et L. Connell. « Impact of thermal processes on CO2 injectivity into a coal seam ». IOP Conference Series : Materials Science and Engineering 10 (1 juin 2010) : 012090. http://dx.doi.org/10.1088/1757-899x/10/1/012090.
Texte intégralKumar, Hemant, Derek Elsworth, Jishan Liu, Denis Pone et Jonathan P. Mathews. « Optimizing enhanced coalbed methane recovery for unhindered production and CO2 injectivity ». International Journal of Greenhouse Gas Control 11 (novembre 2012) : 86–97. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2012.07.028.
Texte intégralVulin, Domagoj, Bruno Saftić et Marija Macenić. « Estimate of dynamic change of fluid saturation during CO2 injection — Case study of a regional aquifer in Croatia ». Interpretation 6, no 1 (1 février 2018) : SB51—SB64. http://dx.doi.org/10.1190/int-2017-0077.1.
Texte intégralLiu, Hejuan, Qi Li, Yang Gou, Liwei Zhang, Wentao Feng, Jianxing Liao, Zhengwen Zhu, Hongwei Wang et 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.
Texte intégralPasarai, Usman, Utomo Pratama Iskandar, Sugihardjo Sugihardjo et Herru Lastiadi S. « A SYSTEMATIC APPROACH TO SOURCE-SINK MATCHING FOR CO2 EOR AND SEQUESTRATION ». Scientific Contributions Oil and Gas 36, no 1 (15 février 2022) : 1–13. http://dx.doi.org/10.29017/scog.36.1.640.
Texte intégralWang, Wendong, Fankun Meng, Yuliang Su, Lei Hou, Xueyu Geng, Yongmao Hao et Lei Li. « A Simplified Capillary Bundle Model for CO2-Alternating-Water Injection Using an Equivalent Resistance Method ». Geofluids 2020 (25 novembre 2020) : 1–14. http://dx.doi.org/10.1155/2020/8836287.
Texte intégralAghajanloo, Mahnaz, Lifei Yan, Steffen Berg, Denis Voskov et Rouhi Farajzadeh. « Impact of CO2 hydrates on injectivity during CO2 storage in depleted gas fields : A literature review ». Gas Science and Engineering 123 (mars 2024) : 205250. http://dx.doi.org/10.1016/j.jgsce.2024.205250.
Texte intégralSilva, Danielle Alves Ribeiro da, Juan Alberto Mateo Hernandez et Jennys Lourdes Meneses Barillas. « Relative permeability hysteresis analysis in a reservoir with characteristics of the Brazilian pre-salt ». Research, Society and Development 12, no 2 (10 février 2023) : e24712239842. http://dx.doi.org/10.33448/rsd-v12i2.39842.
Texte intégralSeyyedi, Mojtaba, Ausama Giwelli, Cameron White, Lionel Esteban, Michael Verrall et Ben Clennell. « Changes in multi-phase flow properties of carbonate porous media during CO2 injection ». APPEA Journal 60, no 2 (2020) : 672. http://dx.doi.org/10.1071/aj19061.
Texte intégralDing, Yanxu, Yang Zhao, Xin Wen, Yueliang Liu, Ming Feng et Zhenhua Rui. « Development and Applications of CO2-Responsive Gels in CO2 Flooding and Geological Storage ». Gels 9, no 12 (29 novembre 2023) : 936. http://dx.doi.org/10.3390/gels9120936.
Texte intégralFauziah, Cut Aja, Ahmed Al-Yaseri, Emad Al-Khdheeawi, Nilesh Kumar Jha, Hussein Rasool Abid, Stefan Iglauer, Christopher Lagat et Ahmed Barifcani. « Effect of CO2 Flooding on the Wettability Evolution of Sand-Stone ». Energies 14, no 17 (5 septembre 2021) : 5542. http://dx.doi.org/10.3390/en14175542.
Texte intégralCienfuegos-Suárez, Pablo, Efrén García-Ordiales et Jorge Enrique Soto-Yen. « New Equipment for Complementary Petrophysical Characterization of Rocks for Deep Geological Storage ». Proceedings 2, no 23 (11 novembre 2018) : 1494. http://dx.doi.org/10.3390/proceedings2231494.
Texte intégralKelly, Helena L., et Simon A. Mathias. « Capillary processes increase salt precipitation during CO2 injection in saline formations ». Journal of Fluid Mechanics 852 (7 août 2018) : 398–421. http://dx.doi.org/10.1017/jfm.2018.540.
Texte intégralSmith, Nial, Paul Boone, Adegbenro Oguntimehin, Gijs van Essen, Rong Guo, Michael A. Reynolds, Luke Friesen, Maria-Constanza Cano et Simon O'Brien. « Quest CCS facility : Halite damage and injectivity remediation in CO2 injection wells ». International Journal of Greenhouse Gas Control 119 (septembre 2022) : 103718. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2022.103718.
Texte intégralMd Yusof, Muhammad Aslam, Muhammad Azfar Mohamed, Nur Asyraf Md Akhir, Mohamad Arif Ibrahim et Mutia Kharunisa Mardhatillah. « Combined Impact of Salt Precipitation and Fines Migration on CO2 Injectivity Impairment ». International Journal of Greenhouse Gas Control 110 (septembre 2021) : 103422. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2021.103422.
Texte intégral