Artykuły w czasopismach na temat „Injectivité du CO2”
Utwórz poprawne odniesienie w stylach APA, MLA, Chicago, Harvard i wielu innych
Sprawdź 50 najlepszych artykułów w czasopismach naukowych na temat „Injectivité du CO2”.
Przycisk „Dodaj do bibliografii” jest dostępny obok każdej pracy w bibliografii. Użyj go – a my automatycznie utworzymy odniesienie bibliograficzne do wybranej pracy w stylu cytowania, którego potrzebujesz: APA, MLA, Harvard, Chicago, Vancouver itp.
Możesz również pobrać pełny tekst publikacji naukowej w formacie „.pdf” i przeczytać adnotację do pracy online, jeśli odpowiednie parametry są dostępne w metadanych.
Przeglądaj artykuły w czasopismach z różnych dziedzin i twórz odpowiednie bibliografie.
Sokama-Neuyam, Yen Adams, Jann Rune Ursin i Patrick Boakye. "Experimental Investigation of the Mechanisms of Salt Precipitation during CO2 Injection in Sandstone". C 5, nr 1 (8.01.2019): 4. http://dx.doi.org/10.3390/c5010004.
Pełny tekst źródłaGuo, Boyun, i Peng Zhang. "Injectivity Assessment of Radial-Lateral Wells for CO2 Storage in Marine Gas Hydrate Reservoirs". Energies 16, nr 24 (9.12.2023): 7987. http://dx.doi.org/10.3390/en16247987.
Pełny tekst źródłaCarpenter, Chris. "CO2 Injectivity Test Proves Concept of CCUS Field Development". Journal of Petroleum Technology 76, nr 02 (1.02.2024): 63–65. http://dx.doi.org/10.2118/0224-0063-jpt.
Pełny tekst źródłaRogers, John D., i Reid B. Grigg. "A Literature Analysis of the WAG Injectivity Abnormalities in the CO2 Process". SPE Reservoir Evaluation & Engineering 4, nr 05 (1.10.2001): 375–86. http://dx.doi.org/10.2118/73830-pa.
Pełny tekst źródłaGanesh, Priya Ravi, i 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.
Pełny tekst źródłaGasda, Sarah, i 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.
Pełny tekst źródłaGong, Jiakun, Yuan Wang, Raj Deo Tewari, Ridhwan-Zhafri B. Kamarul Bahrim i 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.
Pełny tekst źródłaHeidarabad, Reyhaneh Ghorbani, i Kyuchul Shin. "Carbon Capture and Storage in Depleted Oil and Gas Reservoirs: The Viewpoint of Wellbore Injectivity". Energies 17, nr 5 (2.03.2024): 1201. http://dx.doi.org/10.3390/en17051201.
Pełny tekst źródłaZiaudin Ahamed, M. Nabil, Muhammad Azfar Mohamed, M. Aslam Md Yusof, Iqmal Irshad, Nur Asyraf Md Akhir i 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.
Pełny tekst źródłaYu, Shuman, i 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.
Pełny tekst źródłaFokker, P. A., i L. G. H. van der Meer. "The injectivity of coalbed CO2 injection wells". Energy 29, nr 9-10 (lipiec 2004): 1423–29. http://dx.doi.org/10.1016/j.energy.2004.03.076.
Pełny tekst źródłaAzizi, Ehsan, i Yildiray Cinar. "Approximate Analytical Solutions for CO2 Injectivity Into Saline Formations". SPE Reservoir Evaluation & Engineering 16, nr 02 (8.05.2013): 123–33. http://dx.doi.org/10.2118/165575-pa.
Pełny tekst źródłaEdem, Donatus Ephraim, Muhammad Kabir Abba, Amir Nourian, Meisam Babaie i 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.
Pełny tekst źródłaPooladi-Darvish, Mehran, Samane Moghdam i 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.
Pełny tekst źródłaAzizi, Ehsan, i 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.
Pełny tekst źródłaJin, Min, Eric Mackay, Simon Mathias i 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.
Pełny tekst źródłaQiao, C., L. Li, R. T. Johns i 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.
Pełny tekst źródłaYang, Guodong, Yilian Li, Aleks Atrens, Ying Yu i 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.
Pełny tekst źródłaSun, Guangyuan, Zhuang Sun, Andrew Fager i 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.
Pełny tekst źródłaZhang, Keni, Yaqin Xu, Lulu Ling i 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.
Pełny tekst źródłaChristman, Peter G., i Sheldon B. Gorell. "Comparison of Laboratory- and Field-Observed CO2 Tertiary Injectivity". Journal of Petroleum Technology 42, nr 02 (1.02.1990): 226–33. http://dx.doi.org/10.2118/17335-pa.
Pełny tekst źródłaDai, Zhenxue, Ye Zhang, Philip Stauffer, Ting Xiao, Mingkan Zhang, William Ampomah, Changbing Yang i in. "Injectivity Evaluation for Offshore CO2 Sequestration in Marine Sediments". Energy Procedia 114 (lipiec 2017): 2921–32. http://dx.doi.org/10.1016/j.egypro.2017.03.1420.
Pełny tekst źródłaWang, Yuan, Jie Ren, Shaobin Hu i 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.
Pełny tekst źródłaIbrahim, Ahmed Farid, i 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.
Pełny tekst źródłaSyahrial, 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.
Pełny tekst źródłaMarques, Luiz Carlos do Carmo, i Daniel Monteiro Pimentel. "Pitfalls of CO2 Injection in Enhanced Oil Recovery". Applied Mechanics and Materials 830 (marzec 2016): 125–33. http://dx.doi.org/10.4028/www.scientific.net/amm.830.125.
Pełny tekst źródłaZhang, Zhen, Yuan Wang i Yang Liu. "State of Indoor Experiments on Supercritical CO2-Brine Displacement System". Advanced Materials Research 864-867 (grudzień 2013): 1208–12. http://dx.doi.org/10.4028/www.scientific.net/amr.864-867.1208.
Pełny tekst źródłaHoteit, Hussein, Marwan Fahs i Mohamad Reza Soltanian. "Assessment of CO2 Injectivity During Sequestration in Depleted Gas Reservoirs". Geosciences 9, nr 5 (5.05.2019): 199. http://dx.doi.org/10.3390/geosciences9050199.
Pełny tekst źródłaSokama-Neuyam, Yen A., Wilberforce N. Aggrey, Patrick Boakye, Kwame Sarkodie, Sampson Oduro-Kwarteng i Jann R. Ursin. "The effect of temperature on CO2 injectivity in sandstone reservoirs". Scientific African 15 (marzec 2022): e01066. http://dx.doi.org/10.1016/j.sciaf.2021.e01066.
Pełny tekst źródłaVilarrasa, Victor, Antonio P. Rinaldi i Jonny Rutqvist. "Long-term thermal effects on injectivity evolution during CO2 storage". International Journal of Greenhouse Gas Control 64 (wrzesień 2017): 314–22. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2017.07.019.
Pełny tekst źródłaRen, Guangwei, Bo Ren, Songyan Li i 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 (2.03.2021): 127–48. http://dx.doi.org/10.3390/suschem2010009.
Pełny tekst źródłaJeong, Gu Sun, Seil Ki, Dae Sung Lee i 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 (1.02.2021): 1543. http://dx.doi.org/10.3390/su13031543.
Pełny tekst źródłaGiwelli, A., MZ Kashim, MB Clennell, L. Esteban, R. Noble, C. White, S. Vialle i in. "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.
Pełny tekst źródłaChen, Zhongwei, Jishan Liu, Derek Elsworth, Luke D. Connell i 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 (luty 2010): 97–108. http://dx.doi.org/10.1016/j.coal.2009.11.009.
Pełny tekst źródłaJPT staff, _. "Techbits: Coalbed-Methane Recovery and CO2 Sequestration Raise Economic, Injectivity Concerns". Journal of Petroleum Technology 57, nr 03 (1.03.2005): 26–71. http://dx.doi.org/10.2118/0305-0026-jpt.
Pełny tekst źródłaQu, H. Y., J. S. Liu, Z. J. Pan i L. Connell. "Impact of thermal processes on CO2 injectivity into a coal seam". IOP Conference Series: Materials Science and Engineering 10 (1.06.2010): 012090. http://dx.doi.org/10.1088/1757-899x/10/1/012090.
Pełny tekst źródłaKumar, Hemant, Derek Elsworth, Jishan Liu, Denis Pone i Jonathan P. Mathews. "Optimizing enhanced coalbed methane recovery for unhindered production and CO2 injectivity". International Journal of Greenhouse Gas Control 11 (listopad 2012): 86–97. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2012.07.028.
Pełny tekst źródłaVulin, Domagoj, Bruno Saftić i Marija Macenić. "Estimate of dynamic change of fluid saturation during CO2 injection — Case study of a regional aquifer in Croatia". Interpretation 6, nr 1 (1.02.2018): SB51—SB64. http://dx.doi.org/10.1190/int-2017-0077.1.
Pełny tekst źródłaLiu, Hejuan, Qi Li, Yang Gou, Liwei Zhang, Wentao Feng, Jianxing Liao, Zhengwen Zhu, Hongwei Wang i 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.
Pełny tekst źródłaPasarai, Usman, Utomo Pratama Iskandar, Sugihardjo Sugihardjo i 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.
Pełny tekst źródłaWang, Wendong, Fankun Meng, Yuliang Su, Lei Hou, Xueyu Geng, Yongmao Hao i 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.
Pełny tekst źródłaAghajanloo, Mahnaz, Lifei Yan, Steffen Berg, Denis Voskov i Rouhi Farajzadeh. "Impact of CO2 hydrates on injectivity during CO2 storage in depleted gas fields: A literature review". Gas Science and Engineering 123 (marzec 2024): 205250. http://dx.doi.org/10.1016/j.jgsce.2024.205250.
Pełny tekst źródłaSilva, Danielle Alves Ribeiro da, Juan Alberto Mateo Hernandez i 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.
Pełny tekst źródłaSeyyedi, Mojtaba, Ausama Giwelli, Cameron White, Lionel Esteban, Michael Verrall i 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.
Pełny tekst źródłaDing, Yanxu, Yang Zhao, Xin Wen, Yueliang Liu, Ming Feng i 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.
Pełny tekst źródłaFauziah, Cut Aja, Ahmed Al-Yaseri, Emad Al-Khdheeawi, Nilesh Kumar Jha, Hussein Rasool Abid, Stefan Iglauer, Christopher Lagat i Ahmed Barifcani. "Effect of CO2 Flooding on the Wettability Evolution of Sand-Stone". Energies 14, nr 17 (5.09.2021): 5542. http://dx.doi.org/10.3390/en14175542.
Pełny tekst źródłaCienfuegos-Suárez, Pablo, Efrén García-Ordiales i Jorge Enrique Soto-Yen. "New Equipment for Complementary Petrophysical Characterization of Rocks for Deep Geological Storage". Proceedings 2, nr 23 (11.11.2018): 1494. http://dx.doi.org/10.3390/proceedings2231494.
Pełny tekst źródłaKelly, Helena L., i Simon A. Mathias. "Capillary processes increase salt precipitation during CO2 injection in saline formations". Journal of Fluid Mechanics 852 (7.08.2018): 398–421. http://dx.doi.org/10.1017/jfm.2018.540.
Pełny tekst źródłaSmith, Nial, Paul Boone, Adegbenro Oguntimehin, Gijs van Essen, Rong Guo, Michael A. Reynolds, Luke Friesen, Maria-Constanza Cano i Simon O'Brien. "Quest CCS facility: Halite damage and injectivity remediation in CO2 injection wells". International Journal of Greenhouse Gas Control 119 (wrzesień 2022): 103718. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2022.103718.
Pełny tekst źródłaMd Yusof, Muhammad Aslam, Muhammad Azfar Mohamed, Nur Asyraf Md Akhir, Mohamad Arif Ibrahim i Mutia Kharunisa Mardhatillah. "Combined Impact of Salt Precipitation and Fines Migration on CO2 Injectivity Impairment". International Journal of Greenhouse Gas Control 110 (wrzesień 2021): 103422. http://dx.doi.org/10.1016/j.ijggc.2021.103422.
Pełny tekst źródła