stringtranslate.com

Повышение нефтеотдачи

Нагнетательная скважина, используемая для повышения нефтеотдачи

Повышение нефтеотдачи (сокращенно EOR ), также называемое третичным восстановлением , представляет собой извлечение сырой нефти из нефтяного месторождения , которое не может быть извлечено иным способом. В то время как первичные и вторичные методы извлечения основаны на разнице давления между поверхностью и подземной скважиной, повышение нефтеотдачи функционирует за счет изменения физических или химических свойств самой нефти, чтобы облегчить ее извлечение. При использовании EOR можно извлечь от 30% до 60% или более нефти из резервуара [1] по сравнению с 20% до 40% при использовании только первичного и вторичного восстановления . [2] [3]

Существует четыре основных метода EOR: закачка углекислого газа (CO2 ) , закачка другого газа, термический EOR и химический EOR. Более продвинутые, спекулятивные методы EOR иногда называют четвертичным восстановлением . [4] [5] [6] [7] Закачка углекислого газа, известная как CO2 - EOR, является наиболее распространенным методом. В этом методе CO2 закачивается в истощенное нефтяное месторождение и в основном остается под землей.

CO 2 -EOR обычно выполняется с использованием CO 2 из естественных подземных месторождений. Иногда он также выполняется с использованием CO 2 , уловленного из дымового газа промышленных предприятий. Когда EOR выполняется с использованием CO 2 , уловленного из дымового газа, процесс может предотвратить утечку некоторых выбросов. Однако существуют разногласия относительно того, полезен ли весь процесс для климата. Операции EOR являются энергоемкими, что приводит к большему количеству выбросов, и дополнительные выбросы производятся при сжигании нефти.

EOR увеличивает стоимость добычи нефти, но может быть экономически привлекательным, если цена на нефть высока. Министерство энергетики США оценивает, что 20 миллиардов тонн уловленного CO2 могут произвести 67 миллиардов баррелей экономически извлекаемой нефти. В качестве средства стимулирования внутренней добычи нефти федеральный налоговый кодекс США начал включать стимулы для EOR в 1979 году.

Цель

Разработка и добыча сырой нефти может включать до трех отдельных фаз: первичную, вторичную и третичную (или улучшенную) добычу. Во время первичной добычи естественное давление резервуара или сила тяжести вытесняют нефть в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые выводят нефть на поверхность. [1] Но только около 10 процентов первоначальной нефти резервуара обычно добывается во время первичной добычи. [1] Вторичные методы добычи продлевают продуктивный срок службы месторождения, как правило, за счет закачки воды или газа для вытеснения нефти и ее вытеснения в ствол эксплуатационной скважины, что приводит к извлечению от 20 до 40 процентов первоначальной нефти. [1]

Производители пытались использовать несколько третичных методов или методов повышения нефтеотдачи (ПНП), которые в конечном итоге открывают перспективы добычи от 30 до 60 процентов или более от первоначального запаса нефти в пласте. [1]

Методы

Основными классами технологий повышения нефтеотдачи являются:

В 2017 году в мире было 374 проекта EOR. Из них 44% были CO 2 -EOR, 12% были другими методами EOR с закачкой газа, 32% были термическими EOR, 9% были химическими EOR и 2% были другими методами EOR. [8]

Впрыскивание CO2или другие газы

Добыча нефти на месторождении Weyburn-Midale с течением времени, как до, так и после внедрения методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении.

В настоящее время наиболее часто используемым подходом для повышения нефтеотдачи является закачка газа или смешивающееся заводнение. Смешивающееся заводнение — это общий термин для процессов закачки, которые вводят смешивающиеся газы в пласт. Процесс смешивающегося вытеснения поддерживает давление в пласте и улучшает вытеснение нефти, поскольку поверхностное натяжение между нефтью и газом снижается. Это относится к удалению границы раздела между двумя взаимодействующими жидкостями. Это обеспечивает общую эффективность вытеснения. [9] Используемые газы включают CO2 , природный газ или азот. Жидкость, наиболее часто используемая для смешивающегося вытеснения, — это диоксид углерода, поскольку он снижает вязкость нефти и является менее дорогостоящим, чем сжиженный нефтяной газ . [9] Вытеснение нефти закачкой диоксида углерода зависит от фазового поведения смесей этого газа и сырой нефти, которые сильно зависят от температуры пласта, давления и состава сырой нефти.

Использование CO2 для повышения нефтеотдачи впервые было исследовано и запатентовано в 1952 году. [10] Впервые этот процесс был опробован в коммерческих целях в 1977 году в округе Скарри , штат Техас . [11] С тех пор этот процесс стал широко использоваться в районе Пермского бассейна в США и в последнее время применяется во многих штатах. [12] Сейчас он все активнее применяется в Китае и во всем остальном мире. [13] [14] [15]

Большая часть CO 2 , закачиваемого в проекты CO 2 -EOR, поступает из природных подземных месторождений CO 2 . [16] Часть CO 2 , используемого в EOR, улавливается на промышленных объектах, таких как заводы по переработке природного газа , с использованием технологии улавливания углерода . [16]

Сверхкритический диоксид углерода

CO 2 особенно эффективен в резервуарах глубже 2000 футов, где CO 2 будет находиться в сверхкритическом состоянии. [17] В условиях высокого давления с более легкой нефтью CO 2 смешивается с нефтью, что приводит к ее набуханию и снижению вязкости, а также, возможно, к снижению поверхностного натяжения с породой резервуара. В случае резервуаров с низким давлением или тяжелой нефти CO 2 образует несмешивающуюся жидкость или лишь частично смешивается с нефтью. Может произойти некоторое набухание нефти, и вязкость нефти все равно может быть значительно снижена. [18] [19]

В этих приложениях от половины до двух третей закачанного CO 2 возвращается с добытой нефтью и обычно повторно закачивается в пласт для минимизации эксплуатационных расходов. Оставшаяся часть удерживается в нефтяном пласте различными способами. Диоксид углерода как растворитель имеет преимущество в том, что он более экономичен, чем другие смешивающиеся жидкости, такие как пропан и бутан . [20]

Вода-газ-переменная (WAG)

Впрыск воды и газа (WAG) — еще один метод, используемый в EOR. Вода используется в дополнение к углекислому газу. Здесь используется солевой раствор, чтобы карбонатные образования в нефтяных скважинах не нарушались. [21] [22] Вода и углекислый газ впрыскиваются в нефтяную скважину для большего извлечения, так как они обычно имеют низкую смешиваемость с нефтью. Использование как воды, так и углекислого газа также снижает подвижность углекислого газа, делая газ более эффективным при вытеснении нефти в скважине. [23] Согласно исследованию, проведенному Ковсчеком, использование небольших порций как углекислого газа, так и воды позволяет быстро извлекать нефть. [23] Кроме того, в исследовании, проведенном Дангом в 2014 году, использование воды с более низкой соленостью позволяет лучше извлекать нефть и лучше взаимодействовать с геохимическими процессами. [24]

Термическая инъекция

Метод закачки пара

При таком подходе используются различные методы нагрева сырой нефти в пласте для снижения ее вязкости и/или испарения части нефти и, таким образом, снижения коэффициента подвижности. Повышенное тепло снижает поверхностное натяжение и увеличивает проницаемость нефти. Нагретая нефть также может испаряться, а затем конденсироваться, образуя улучшенную нефть. Методы включают циклическую закачку пара , закачку пара и сжигание. Эти методы повышают эффективность охвата и эффективность вытеснения. Закачка пара используется в коммерческих целях с 1960-х годов на месторождениях Калифорнии. [25] При солнечной тепловой улучшенной добыче нефти для производства пара используется солнечная батарея. [26]

Нагнетание пара

Закачка пара (см. схему) является одним из способов подачи тепла в резервуар путем закачки пара в скважину по схеме, аналогичной закачке воды. [27] В конечном итоге пар конденсируется в горячую воду; в паровой зоне нефть испаряется, а в зоне горячей воды нефть расширяется. В результате нефть расширяется, вязкость падает, а проницаемость увеличивается. Чтобы гарантировать успех, процесс должен быть цикличным. Это основная программа повышения нефтеотдачи, используемая сегодня.

Пожарное затопление

Затопление огнем лучше всего работает, когда насыщенность нефтью и пористость высокие. Горение генерирует тепло внутри самого резервуара. Непрерывная закачка воздуха или другой газовой смеси с высоким содержанием кислорода будет поддерживать фронт пламени. По мере того, как огонь горит, он движется через резервуар к эксплуатационным скважинам. Тепло от огня снижает вязкость нефти и помогает испарять пластовую воду в пар. Пар, горячая вода, газообразные продукты сгорания и банк дистиллированного растворителя действуют, чтобы вытеснять нефть перед огнем к эксплуатационным скважинам. [28]

Существует три метода сжигания: сухое прямое, обратное и влажное сжигание. Сухое прямое сжигание использует воспламенитель для поджигания нефти. По мере распространения огня нефть выталкивается от огня к добывающей скважине. При обратном сжигании нагнетание воздуха и воспламенение происходят с противоположных направлений. При влажном сжигании вода нагнетается сразу за фронтом и превращается в пар горячей породой. Это гасит огонь и распределяет тепло более равномерно.

Химическая инъекция

Впрыскивание различных химикатов, обычно в виде разбавленных растворов, использовалось для повышения подвижности и снижения поверхностного натяжения . [29] Впрыскивание щелочных или едких растворов в резервуары с нефтью, в которых естественным образом присутствуют органические кислоты , приведет к образованию мыла , которое может снизить поверхностное натяжение в достаточной степени для увеличения добычи. [30] [31] Впрыскивание разбавленного раствора водорастворимого полимера для повышения вязкости закачиваемой воды может увеличить количество извлекаемой нефти в некоторых пластах. Разбавленные растворы поверхностно-активных веществ, таких как нефтяные сульфонаты или биосурфактанты, такие как рамнолипиды, могут быть введены для снижения поверхностного натяжения или капиллярного давления , которое препятствует перемещению капель нефти через резервуар, это анализируется с точки зрения числа связей , связывающего капиллярные силы с гравитационными. Специальные составы масла, воды и поверхностно-активного вещества, микроэмульсии , могут быть особенно эффективны для снижения поверхностного натяжения. Применение этих методов обычно ограничивается стоимостью химикатов и их адсорбцией и потерями на породе нефтесодержащего пласта. Во всех этих методах химикаты закачиваются в несколько скважин, а добыча происходит в других близлежащих скважинах.

Полимерное заводнение

Полимерное заводнение заключается в смешивании длинноцепочечных полимерных молекул с закачиваемой водой с целью повышения вязкости воды. Этот метод улучшает вертикальную и площадную эффективность охвата в результате улучшения соотношения подвижности вода/нефть.

Поверхностно-активные вещества могут использоваться в сочетании с полимерами и гиперразветвленными полиглицеринами; они снижают поверхностное натяжение между нефтью и водой. [29] [32] Это снижает остаточную нефтенасыщенность и повышает макроскопическую эффективность процесса.

К основным поверхностно-активным веществам обычно добавляют вспомогательные поверхностно-активные вещества, усилители активности и вспомогательные растворители для повышения стабильности состава.

Каустическое заводнение — это добавление гидроксида натрия к закачиваемой воде. Это происходит за счет снижения поверхностного натяжения, изменения смачиваемости породы, эмульгирования нефти, мобилизации нефти и содействия извлечению нефти из породы.

Наножидкости с низкой соленостью

Процессы EOR можно улучшить с помощью наночастиц тремя способами: нанокатализаторы, наножидкости и наноэмульсии. Наножидкости — это базовые жидкости, которые содержат наночастицы в коллоидных суспензиях. Наножидкости выполняют множество функций в EOR нефтяных месторождений, включая давление расклинивания пор, закупорку каналов, снижение межфазного натяжения, коэффициент подвижности, изменение смачиваемости и предотвращение осаждения асфальтенов. Наножидкости облегчают давление расклинивания для удаления нефти, захваченной осадком, посредством агрегации на границе раздела. В качестве альтернативы, изменение смачиваемости и снижение межфазного поверхностного натяжения являются другими альтернативными механизмами EOR. [33] [34]

Другие методы повышения нефтеотдачи

Микробная инъекция

Микробная инъекция является частью микробной улучшенной нефтедобычи и используется редко из-за ее высокой стоимости и потому, что разработка не получила широкого признания. Эти микробы функционируют либо путем частичного переваривания длинных углеводородных молекул, либо путем генерации биосурфактантов , либо путем выделения углекислого газа (который затем функционирует так, как описано выше в разделе «Закачка газа»). [35]

Для достижения микробной инъекции использовались три подхода. В первом подходе бактериальные культуры, смешанные с источником пищи (обычно используется углевод, такой как патока ), впрыскиваются в нефтяное месторождение. Во втором подходе, используемом с 1985 года, [36] питательные вещества впрыскиваются в землю для питания существующих микробных тел; эти питательные вещества заставляют бактерии увеличивать выработку природных поверхностно-активных веществ, которые они обычно используют для метаболизма сырой нефти под землей. [37] [ нужен лучший источник ] После того, как введенные питательные вещества потребляются, микробы переходят в режим, близкий к отключению, их внешняя часть становится гидрофильной , и они мигрируют в область интерфейса нефть-вода, где они вызывают образование капель нефти из большей массы нефти, что повышает вероятность миграции капель к устью скважины. Этот подход использовался на нефтяных месторождениях вблизи Four Corners и на нефтяном месторождении Beverly Hills в Беверли-Хиллз, Калифорния .

Третий подход используется для решения проблемы парафиновых компонентов сырой нефти, которые имеют тенденцию выпадать в осадок по мере того, как сырая нефть течет к поверхности, поскольку поверхность Земли значительно холоднее нефтяных залежей (обычное падение температуры составляет 9–10–14 °C на тысячу футов глубины).

Плазменный импульс

В 2013 году в США из России была внедрена технология, называемая плазменно-импульсной. Эта технология может привести к еще 50 процентам улучшения существующей добычи скважин. [38]

Экономические затраты и выгоды

Добавление методов добычи нефти увеличивает стоимость нефти — в случае CO 2 обычно от 0,5 до 8,0 долларов США за тонну CO 2 . С другой стороны, увеличение добычи нефти является экономической выгодой с доходом, зависящим от преобладающих цен на нефть . [39] Береговые методы добычи нефти принесли чистую прибыль в диапазоне от 10 до 16 долларов США за тонну закачанного CO 2 при ценах на нефть от 15 до 20 долларов США за баррель . Преобладающие цены зависят от многих факторов, но могут определять экономическую целесообразность любой процедуры, при этом большее количество процедур и более дорогие процедуры являются экономически жизнеспособными при более высоких ценах. [40] Пример: при ценах на нефть около 90 долларов США за баррель экономическая выгода составляет около 70 долларов США за тонну CO 2 . Министерство энергетики США оценивает, что 20 миллиардов тонн уловленного CO 2 могут произвести 67 миллиардов баррелей экономически извлекаемой нефти. [41]

С 1986 по 2008 год добыча нефти, полученная в результате применения МУН, увеличилась с 0,3% до 5% благодаря растущему спросу на нефть и сокращению поставок нефти. [42]

Воздействие на окружающую среду

Скважины для повышения нефтеотдачи обычно выкачивают большие объемы добываемой воды на поверхность. Эта вода содержит рассол и может также содержать токсичные тяжелые металлы и радиоактивные вещества . [43] Это может быть очень вредно для источников питьевой воды и окружающей среды в целом, если не контролировать должным образом. Скважины для утилизации используются для предотвращения поверхностного загрязнения почвы и воды путем закачивания добываемой воды глубоко под землю. [44] [45]

Выбросы парниковых газов

Углекислый газ может быть извлечен из дымового газа промышленного объекта, например, завода по переработке природного газа или угольной электростанции. Если извлеченный CO2 используется для EOR, этот процесс называется улавливанием углерода-EOR (CC-EOR) и является формой улавливания и хранения углерода .

Существуют разногласия относительно того, полезно ли для климата улавливание углерода с последующей улучшенной добычей нефти. Процесс EOR является энергоемким из-за необходимости многократного отделения и повторного закачивания CO 2 для минимизации потерь. Если потери CO 2 сохраняются на уровне 1%, энергия, необходимая для операций EOR, приводит к выбросам CO 2 примерно в 0,23 тонны на тонну поглощенного CO 2. [46]

Кроме того, когда нефть, добытая с использованием EOR, впоследствии сжигается, выделяется CO2 . Если эти выбросы включены в расчеты, улавливание углерода с помощью EOR обычно приводит к увеличению общих выбросов по сравнению с отсутствием улавливания углерода вообще. [47] Если выбросы от сжигания добытой нефти исключаются из расчетов, улавливание углерода с помощью EOR приводит к снижению выбросов. В качестве аргументов в пользу исключения этих выбросов предполагается, что нефть, добытая с помощью EOR, вытесняет нефть, добытую традиционным способом, а не увеличивает мировое потребление нефти. [47] Обзор 2020 года показал, что научные статьи примерно поровну разделились по вопросу о том, увеличило или уменьшило ли улавливание углерода с помощью EOR выбросы. [47]

Модель спроса и предложения на нефть Международного энергетического агентства показывает, что 80% нефти, добываемой в процессе повышения нефтеотдачи, вытеснит другую нефть на рынке. [46] Используя эту модель, было подсчитано, что на каждую тонну поглощенного CO2 сжигание нефти, добываемой традиционным методом повышения нефтеотдачи, приводит к 0,13 тоннам выбросов CO2 ( в дополнение к 0,24 тоннам CO2 , выбрасываемым в ходе самого процесса повышения нефтеотдачи). [46]

Когда CO 2 , используемый в ПНП, поступает из подземных месторождений CO 2 , что обычно и происходит, ПНП не обеспечивает никаких климатических преимуществ. [16]

Государственные программы и постановления

Соединенные Штаты

В США нормативные акты могут как способствовать, так и замедлять разработку методов повышения нефтеотдачи пластов для улавливания и утилизации углерода, а также для общей добычи нефти.

В качестве средства стимулирования внутренней добычи нефти федеральный налоговый кодекс США начал включать стимулы для EOR в 1979 году, когда сырая нефть все еще находилась под федеральным контролем цен. 15-процентный налоговый кредит был кодифицирован с Федеральным налоговым стимулом США EOR в 1986 году, и добыча нефти с помощью EOR с использованием CO 2 впоследствии быстро росла. [48]

В США Закон об инвестициях в инфраструктуру и рабочих местах 2021 года выделяет более 3 миллиардов долларов на различные демонстрационные проекты CCS. Аналогичная сумма выделяется для региональных центров CCS, которые фокусируются на более широком улавливании, транспортировке и хранении или использовании уловленного CO2 . Еще сотни миллионов ежегодно выделяются на гарантии по кредитам, поддерживающие транспортную инфраструктуру CO2. [ 49]

Закон о снижении инфляции 2022 года (IRA) обновляет закон о налоговых льготах, чтобы поощрять использование улавливания и хранения углерода. Налоговые льготы в соответствии с законом предусматривают до 85 долларов США за тонну за улавливание и хранение CO2 в соляных геологических формациях или до 60 долларов США за тонну за CO2, используемый для повышения нефтеотдачи. [50] Налоговая служба полагается на документацию корпорации для обоснования заявлений о том, сколько CO2 секвестрируется , и не проводит независимых расследований. [51] В 2020 году федеральное расследование показало, что заявители на налоговый кредит 45Q не смогли документально подтвердить успешное геологическое хранение почти на 900 миллионов долларов из 1 миллиарда долларов, на которые они претендовали. [52]

Одним из основных правил, регулирующих EOR, является Закон о безопасной питьевой воде 1974 года (SDWA), который предоставляет большую часть регулирующих полномочий в отношении EOR и аналогичных операций по добыче нефти Агентству по охране окружающей среды . [53] Агентство, в свою очередь, делегировало часть этих полномочий своей собственной Программе контроля за подземными закачками, [53] а большую часть остальной части этих регулирующих полномочий — правительствам штатов и племен, что делает большую часть регулирования EOR локальным делом в соответствии с минимальными требованиями SDWA. [53] [54] Затем Агентство по охране окружающей среды собирает информацию от этих местных органов власти и отдельных скважин, чтобы убедиться, что они следуют общим федеральным нормам, таким как Закон о чистом воздухе , который диктует правила отчетности по любым операциям по секвестрации углекислого газа. [53] [ 55] Помимо проблем, связанных с атмосферой, большинство этих федеральных правил направлены на то, чтобы закачка углекислого газа не наносила серьезного ущерба водным путям Америки. [56] В целом, локальность регулирования EOR может усложнить проекты EOR, поскольку разные стандарты в разных регионах могут замедлить строительство и заставить разные подходы использовать одну и ту же технологию. [57]

Агентство по охране окружающей среды выпустило правила контроля за подземной инжекцией (UIC) для защиты источников питьевой воды. [58] Скважины с улучшенной добычей нефти регулируются Агентством по охране окружающей среды как скважины «Класса II». Правила требуют, чтобы операторы скважин повторно закачивали рассол, используемый для добычи, глубоко под землей в утилизационные скважины класса II. [44]

Смотрите также

Ссылки

  1. ^ abcde "Повышенная нефтеотдача". www.doe.gov . Министерство энергетики США.
  2. ^ Научно-исследовательский институт электроэнергетики, Пало-Альто, Калифорния (1999). «Исследование повышения нефтеотдачи пластов». Архивировано 20 января 2017 г. в заключительном отчете Wayback Machine , № TR-113836.
  3. ^ Clean Air Task Force (2009). "About EOR" Архивировано 13 марта 2012 г. на Wayback Machine
  4. ^ Хобсон, Джордж Дуглас; Эрик Нешан Тирацу (1975). Введение в нефтяную геологию . Научная пресса. ISBN 9780901360076.
  5. ^ Уолш, Марк; Ларри В. Лейк (2003). Обобщенный подход к первичной добыче углеводородов . Elsevier.
  6. ^ Организация экономического сотрудничества и развития (1998). Технологии 21 века . 1998. Издательство ОЭСР. С. 39. ISBN 9789264160521.
  7. ^ Смит, Чарльз (1966). Механика вторичной добычи нефти . Reinhold Pub. Corp.
  8. ^ abcdef "Что случилось с улучшенной нефтеотдачей? – Анализ". МЭА . 28 ноября 2018 г. Получено 16 октября 2024 г.Текст скопирован из этого источника, который доступен по лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International.
  9. ^ ab "Результаты поиска – Глоссарий Schlumberger Oilfield". www.glossary.oilfield.slb.com .
  10. ^ US 2,623,596  «Способ получения нефти с помощью диоксида углерода»
  11. ^ Краткое изложение технологии повышения нефтеотдачи пластов с помощью углекислого газа (CO 2 EOR) в нагнетательных скважинах (отчет). Американский институт нефти. 2007.
  12. ^ Спейт, Джеймс Г. (2019). «Глава 2 — Нетермические методы восстановления». Восстановление и модернизация тяжелой нефти . Gulf Professional Publishing. стр. 49–112. doi :10.1016/b978-0-12-813025-4.00002-7. ISBN 978-0-12-813025-4.
  13. ^ Верма, Махендра (2015). Основы добычи нефти с использованием углекислого газа (CO2-EOR): вспомогательный документ по методологии оценки добычи углеводородов с использованием CO2-EOR, связанной с секвестрацией углерода (Отчет). Отчет в открытом виде. doi : 10.3133/ofr20151071 .
  14. ^ Хилл, Брюс; Ли, Сяочунь; Вэй, Нин (2020). «CO2-EOR в Китае: сравнительный обзор». Международный журнал по контролю за выбросами парниковых газов . 103 : 103173. Bibcode : 2020IJGGC.10303173H. doi : 10.1016/j.ijggc.2020.103173 . S2CID  228835796.
  15. ^ Чэнь, HQ; Ху, YL; Тянь, CB (2012). «Достижения в области вытеснения нефти CO2 и исследований по секвестрации CO2». Химия нефтяных месторождений . 29 (1): 116–127.
  16. ^ abc "Может ли CO2-EOR действительно обеспечить нефть с отрицательным выбросом углерода? – Анализ". МЭА . 11 апреля 2019 г. Получено 16 октября 2024 г.Текст скопирован из этого источника, который доступен по лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International.
  17. ^ Чоудхари, Нилеш; Нараянан Наир, Арун Кумар; Че Руслан, Мохд Фуад Анвари; Вс, Шую (24 декабря 2019 г.). «Объемные и межфазные свойства декана в присутствии углекислого газа, метана и их смеси». Научные отчеты . 9 (1): 19784. Бибкод : 2019NatSR...919784C. дои : 10.1038/s41598-019-56378-y . ISSN  2045-2322. ПМК 6930215 . ПМИД  31875027. 
  18. ^ "CO2 для использования в повышении нефтеотдачи (EOR)". Global CCS Institute. Архивировано из оригинала 2014-01-01 . Получено 2012-02-25 .
  19. ^ Чоудхари, Нилеш; Че Руслан, Мохд Фуад Анвари; Нараянан Наир, Арун Кумар; Сан, Шую (13 января 2021 г.). «Объемные и межфазные свойства алканов в присутствии диоксида углерода, метана и их смеси». Industrial & Engineering Chemistry Research . 60 (1): 729–738. doi :10.1021/acs.iecr.0c04843. ISSN  0888-5885. S2CID  242759157.
  20. ^ Повышение нефтеотдачи с помощью углекислого газа (PDF) . www.netl.doe.gov (Отчет). Министерство энергетики США, Национальная лаборатория энергетических технологий. Архивировано из оригинала (PDF) 2013-05-09.
  21. ^ Zekri, Abdulrazag Yusef; Nasr, Mohamed Sanousi; AlShobakyh, Abdullah (1 января 2011 г.). "Оценка нефтеотдачи методом закачки воды с чередованием газа (WAG) — системы с масляной и водосмачиваемой структурой". Конференция SPE по повышению нефтеотдачи, 19–21 июля, Куала-Лумпур, Малайзия . Общество инженеров-нефтяников. doi : 10.2118/143438-MS. ISBN 9781613991350.
  22. ^ Чоудхари, Нилеш; Анвари Че Руслан, Мохд Фуад; Нараянан Наир, Арун Кумар; Цяо, Руи; Сан, Шую (27 июля 2021 г.). «Объемные и межфазные свойства системы декан + рассол в присутствии диоксида углерода, метана и их смеси». Industrial & Engineering Chemistry Research . 60 (30): 11525–11534. doi : 10.1021/acs.iecr.1c01607. hdl : 10754/660905 . ISSN  0888-5885. S2CID  237706393.
  23. ^ ab Kovscek, AR; Cakici, MD (1 июля 2005 г.). «Геологическое хранение углекислого газа и повышение нефтеотдачи. II. Кооптимизация хранения и восстановления». Energy Conversion and Management . 46 (11–12): 1941–1956. Bibcode : 2005ECM....46.1941K. doi : 10.1016/j.enconman.2004.09.009.
  24. ^ Dang, Cuong TQ; Nghiem, Long X.; Chen, Zhangxin; Nguyen, Ngoc TB; Nguyen, Quoc P. (12 апреля 2014 г.). "CO2 Low Salinity Water Alternating Gas: A New Promising Approach for Enhanced Oil Recovery". Симпозиум SPE Improved Oil Recovery, 12–16 апреля, Талса, Оклахома, США . Общество инженеров-нефтяников. doi : 10.2118/169071-MS. ISBN 9781613993095.
  25. ^ Элиас, Рамон (2013). "Исследование случая термического диатомита на месторождении Orcutt Oil Field: циклическая закачка пара на участке Careaga, округ Санта-Барбара, Калифорния". Совместная техническая конференция SPE Western Regional & AAPG Pacific Section Meeting 2013. Монтерей, Калифорния: Общество инженеров-нефтяников. doi : 10.2118/165321-MS. ISBN 9781613992647.
  26. ↑ Грум, Никола (18 апреля 2011 г.). «Анализ: Нефтяные компании переходят на солнечную энергию, чтобы получить доступ к труднодоступным ресурсам». reuters.com .
  27. ^ Темизель, Дженк; Канбаз, Джелал Хакан; Тран, Минь; Абдельфатах, Эльсаид; Цзя, Бао; Путра, Дайк; Ирани, Мазда; Алькух, Ахмад (10 декабря 2018 г.). «Комплексный обзор резервуаров тяжелой нефти, новейших технологий, открытий, технологий и приложений в нефтегазовой промышленности». Международная конференция и выставка SPE по тяжелой нефти . Общество инженеров-нефтяников. doi : 10.2118/193646-MS. S2CID  135013997.
  28. ^ "Результаты поиска – Глоссарий Schlumberger Oilfield". www.glossary.oilfield.slb.com .
  29. ^ ab Choudhary, Nilesh; Nair, Arun Kumar Narayanan; Sun, Shuyu (1 декабря 2021 г.). «Межфазное поведение системы декан + рассол + поверхностно-активное вещество в присутствии диоксида углерода, метана и их смеси». Soft Matter . 17 (46): 10545–10554. Bibcode :2021SMat...1710545C. doi : 10.1039/D1SM01267C . hdl : 10754/673679 . ISSN  1744-6848. PMID  34761789. S2CID  243794641.
  30. ^ Хакики, Ф.; Махарси, Д.А.; Мархаендраджана, Т. (2016). «Моделирование заводнения керна поверхностно-активным веществом и полимером и анализ неопределенности, полученные в результате лабораторного исследования». Журнал инженерных и технологических наук . 47 (6): 706–725. doi : 10.5614/j.eng.technol.sci.2015.47.6.9 .
  31. ^ Хакики, Фаризал. «Критический обзор микробиологического повышения нефтеотдачи с использованием искусственного песчаного керна: математическая модель». Труды 38-й конференции и выставки IPA, Джакарта, Индонезия, май 2014 г. IPA14-SE-119.
  32. ^ Феррейра, да Силва; Франциско, Бандейра; Кунья, Коутиньо-Нето; Омем-де-Мелло, Мораес де Алмейда; Орест, Насименто (1 декабря 2021 г.). «Сверхразветвленные производные полиглицерина как наноносители бромида цетилтриметиламмония в процессах повышения нефтеотдачи». Журнал прикладной науки о полимерах . 139 (9): e51725. дои : 10.1002/app.51725. S2CID  244179351.
  33. ^ Какати, А.; Кумар, Г.; Сангвай, Дж. С. (2020). «Полимерное заводнение с низкой соленостью: влияние на реологию полимера, приемистость, удержание и эффективность извлечения нефти». Energy Fuels . 34 (5): 5715–5732. doi :10.1021/acs.energyfuels.0c00393. S2CID  219080243.
  34. ^ Какати, А.; Кумар, Г.; Сангвай, Дж. С. (2020). «Эффективность извлечения нефти и механизм извлечения нефти с низкой соленостью для легкой сырой нефти с низким кислотным числом».  ACS Omega . 5 (3): 1506–1518. doi : 10.1021/acsomega.9b03229 . PMC 6990623. PMID 32010824. S2CID  210996949. 
  35. ^ Тулло, Александр Х. (9 февраля 2009 г.). «Маленькие разведчики». Chemical & Engineering News . 87 (6): 20–21. doi :10.1021/cen-v087n006.p020.
  36. ^ Нельсон, С.Дж.; Лаунт, П.Д. (18 марта 1991 г.). «Производительность дегазационной скважины увеличилась с помощью обработки MEOR». Oil & Gas Journal . 89 (11): 115–118.
  37. ^ Titan Oil Recovery, Inc., Беверли-Хиллз, Калифорния. «Вдохновляя нефтяные месторождения». Доступ 15 октября 2012 г.
  38. ^ "Novas Energy USA открывает офисы в Хьюстоне, штат Техас, чтобы представить свою фирменную технологию повышения нефтеотдачи в Соединенных Штатах". Архивировано из оригинала 2017-12-26 . Получено 2013-07-30 .
  39. ^ Austell, J Michael (2005). "CO2 для повышения нефтеотдачи – улучшенные фискальные стимулы". Exploration & Production: The Oil & Gas Review . Архивировано из оригинала 2012-02-07 . Получено 2007-09-28 .
  40. ^ "Повышенная нефтеотдача". www.dioneoil.com . NoDoC, хранилище данных по проектированию затрат для управления затратами нефтегазовых проектов.
  41. ^ Хеберт, Марк (13 января 2015 г.). «Новые технологии для повышения нефтеотдачи пластов предлагают многогранные решения энергетических, экологических и экономических проблем». Oil&Gas Financial Journal. Архивировано из оригинала 13 октября 2016 г. Получено 27 января 2015 г.
  42. ^ Tsaia, I-Tsung; Al Alia, Meshayel; El Waddi, Sanaâ; Adnan Zarzourb, aOthman (2013). «Регулирование улавливания углерода для сталелитейной и алюминиевой промышленности в ОАЭ: эмпирический анализ». Energy Procedia . 37 : 7732–7740. Bibcode : 2013EnPro..37.7732T. doi : 10.1016/j.egypro.2013.06.719 . ISSN  1876-6102. OCLC  5570078737.
  43. ^ Игунну, Эбенезер Т.; Чен, Джордж З. (4 июля 2012 г.). «Технологии очистки пластовой воды». Int. J. Low-Carbon Technol . 2014 (9): 157. doi : 10.1093/ijlct/cts049 .
  44. ^ ab "Скважины для нагнетания нефти и газа класса II". Подземный контроль нагнетания . Вашингтон, округ Колумбия: Агентство по охране окружающей среды США (EPA). 8 октября 2015 г.
  45. ^ Глисон, Роберт А.; Танген, Брайан А. (2014). Загрязнение водных ресурсов рассолом при разработке месторождений нефти и газа в бассейне Уиллистон, США. Рестон, Вирджиния: Геологическая служба США . Получено 15 июня 2014 г.
  46. ^ abc "Insights Series 2015 - Хранение CO2 посредством повышения нефтеотдачи - Анализ". IEA . 3 ноября 2015 г. стр. 29–33 . Получено 25 октября 2024 г.
  47. ^ abc Sekera, июнь; Lichtenberger, Andreas (6 октября 2020 г.). «Оценка улавливания углерода: государственная политика, наука и общественная потребность: обзор литературы по удалению промышленного углерода». Biophysical Economics and Sustainability . 5 (3): 14. Bibcode :2020BpES....5...14S. doi : 10.1007/s41247-020-00080-5 .Текст скопирован из этого источника, который доступен по лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International.
  48. ^ Национальная лаборатория энергетических технологий (март 2010 г.). «Усиленная добыча нефти с помощью углекислого газа: неиспользованные внутренние поставки энергии и долгосрочное решение для хранения углерода» (PDF) . США, Министерство энергетики . стр. 17.
  49. ^ «Закон об инфраструктуре Байдена: последствия для энергетики и устойчивого развития | Mintz». www.mintz.com . 5 января 2022 г. . Получено 21 сентября 2023 г. .
  50. ^ "Положения об улавливании углерода в Законе о сокращении инфляции 2022 года". Целевая группа по чистому воздуху . Получено 21 сентября 2023 г.
  51. ^ Вестервельт, Эми (29 июля 2024 г.). «Нефтяные компании продали общественности фальшивое решение проблемы климата — и обманули налогоплательщиков на миллиарды». Vox . Получено 30 июля 2024 г.
  52. ^ Sekera, June; Lichtenberger, Andreas (6 октября 2020 г.). «Оценка улавливания углерода: государственная политика, наука и общественная потребность: обзор литературы по удалению промышленного углерода». Biophysical Economics and Sustainability . 5 (3): 14. Bibcode : 2020BpES....5...14S. doi : 10.1007/s41247-020-00080-5 .Текст скопирован из этого источника, который доступен по лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International.
  53. ^ abcd «Усиление регулирования улучшенной нефтеотдачи для приведения ее в соответствие с целью геологического связывания углекислого газа» (PDF) . NRDC . Ноябрь 2017 г.
  54. ^ "Regulatory Authorities for CCS/CO2-EOR — Center for Climate and Energy Solutions". Центр по климатическим и энергетическим решениям . 15 мая 2017 г. Получено 10 апреля 2018 г.
  55. ^ «Требования к отчетности о соответствии для владельцев и операторов нагнетательных скважин и государственных программ регулирования». Агентство по охране окружающей среды США . 16 июня 2015 г. Получено 10 апреля 2018 г.
  56. ^ Де Фигейредо, Марк (февраль 2005 г.). «Управление подземным впрыскиванием углекислого газа» (PDF) . Лаборатория энергетики и окружающей среды Массачусетского технологического института .
  57. ^ Альварадо, В.; Манрике, Э. (2010). Повышение нефтеотдачи: планирование и стратегии разработки месторождений . Берлингтон, Массачусетс: Gulf Professional Pub./Elsevier. ISBN 9781856178556. OCLC  647764718.
  58. ^ «Правила контроля за подземными инъекциями». EPA. 5 октября 2015 г.

Внешние ссылки