stringtranslate.com

Повышение нефтеотдачи

Нагнетательная скважина, используемая для повышения нефтеотдачи

Повышение нефтеотдачи (сокращенно EOR ), также называемое третичным извлечением , представляет собой извлечение сырой нефти из нефтяного месторождения , которое не может быть извлечено иным способом. Хотя первичные и вторичные методы извлечения основаны на разнице давления между поверхностью и подземной скважиной, повышение нефтеотдачи функционирует за счет изменения химического состава самой нефти, чтобы облегчить ее извлечение. EOR может извлечь от 30% до 60% или более нефти из резервуара, [1] по сравнению с 20% до 40% при использовании первичного и вторичного извлечения . [2] [3] По данным Министерства энергетики США, углекислый газ и вода закачиваются вместе с одним из трех методов EOR: термическим закачиванием, закачиванием газа и химическим закачиванием. [1] Более продвинутые, спекулятивные методы EOR иногда называют четвертичным извлечением . [4] [5] [6] [7]

Методы

Существует три основных метода EOR: закачка газа, термическая закачка и химическая закачка. Закачка газа, которая использует такие газы, как природный газ , азот или углекислый газ (CO2 ) , составляет почти 60 процентов добычи EOR в Соединенных Штатах. [1] Термическая закачка, которая включает введение тепла , составляет 40 процентов добычи EOR в Соединенных Штатах, причем большая ее часть происходит в Калифорнии. [1] Химическая закачка, которая может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, составляет около одного процента добычи EOR в Соединенных Штатах. [1] В 2013 году в Соединенных Штатах из России была внедрена технология, называемая плазменно-импульсной технологией. Эта технология может привести к еще 50 процентам улучшения существующей добычи скважин. [8]

Впрыск газа

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.

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. [10] В 2011 году в Калифорнии и Омане были начаты проекты по повышению нефтеотдачи с использованием солнечной тепловой энергии ; этот метод похож на тепловой EOR, но для производства пара используется солнечная батарея.

В июле 2015 года Petroleum Development Oman и GlassPoint Solar объявили о подписании соглашения на сумму 600 миллионов долларов США о строительстве солнечного поля мощностью 1 ГВт на месторождении нефти Amal. Проект, названный Miraah , станет крупнейшим в мире солнечным полем, измеренным по пиковой тепловой мощности.

В ноябре 2017 года GlassPoint и Petroleum Development Oman (PDO) завершили строительство первого блока солнечной электростанции Miraah безопасно, в соответствии с графиком и бюджетом, и успешно поставили пар на нефтяное месторождение Amal West. [11]

Также в ноябре 2017 года GlassPoint и Aera Energy объявили о совместном проекте по созданию крупнейшего в Калифорнии солнечного поля EOR на нефтяном месторождении South Belridge , недалеко от Бейкерсфилда, Калифорния . Предполагается, что объект будет производить около 12 миллионов баррелей пара в год с помощью 850-мегаваттного теплового солнечного парогенератора. Это также сократит выбросы углерода с объекта на 376 000 метрических тонн в год. [12]

Нагнетание пара

Закачка пара (см. схему) — один из способов подачи тепла в пласт путем закачки пара в скважину по схеме, аналогичной закачке воды. [13] 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 обеспечить 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, газ сгорания и банк дистиллированного растворителя действуют, чтобы вытеснять нефть перед огнем к эксплуатационным скважинам. [14]

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 . [15] 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. [16] [17] 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. [15] [18] 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. [19] [20]

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»). [21]

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, [22] 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. [23] [ 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).

Жидкий диоксид углерода сверхтекучий

Углекислый газ (CO 2 ) особенно эффективен в резервуарах глубже 2000 футов, где CO 2 будет находиться в сверхкритическом состоянии. [24] 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. [25] [26]

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 . [27]

Вода-газ-переменная (WAG)

Впрыск воды и газа с чередованием (WAG) — еще один метод, используемый в EOR. Вода используется в дополнение к углекислому газу. Здесь используется солевой раствор, чтобы не нарушать карбонатные образования в нефтяных скважинах. [28] [29] 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. [30] Согласно исследованию, проведенному Ковсчеком, использование небольших порций как углекислого газа, так и воды позволяет быстро извлекать нефть. [30] 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. [31]

Плазменный импульс

Технология плазменного импульса — это метод, используемый в США с 2013 года. [ требуется ссылка ] Технология была разработана в Российской Федерации в Санкт-Петербургском государственном горном университете при финансировании и содействии инновационного центра «Сколково» . [32] Группа разработчиков в России и группы внедрения по всей России, Европе, а теперь и в США протестировали эту технологию на вертикальных скважинах, и почти 90% скважин показали положительный эффект. [ требуется ссылка ]

Технология плазменно-импульсной добычи нефти с помощью EOR использует низкие выбросы энергии для создания того же эффекта, который могут дать многие другие технологии, за исключением отсутствия негативного воздействия на окружающую среду. [ требуется ссылка ] Почти в каждом случае объем воды, вытягиваемой вместе с нефтью, фактически уменьшается по сравнению с предварительной обработкой EOR, а не увеличивается. [ требуется ссылка ] Текущими клиентами и пользователями новой технологии являются ConocoPhillips , ONGC , Газпром , Роснефть и Лукойл . [ требуется ссылка ]

Он основан на той же технологии, что и российский импульсный плазменный двигатель , который использовался на двух космических кораблях и в настоящее время совершенствуется для использования в горизонтальных скважинах. [ необходима цитата ]

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 . [33] 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. [34] 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. [35]

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. [36]

Проекты EOR с CO2от улавливания углерода

Электростанция Boundary Dam, Канада

Проект SaskPower Boundary Dam Power Station модернизировал угольную электростанцию ​​в 2014 году с помощью технологии улавливания и секвестрации углерода (CCS). Завод будет ежегодно улавливать 1 миллион тонн CO2 , который он продавал Cenovus Energy для повышения нефтеотдачи на своем нефтяном месторождении Weyburn [37] до продажи активов Cenovus в Саскачеване в 2017 году Whitecap Resources. [38] Ожидается, что проект позволит закачать 18 миллионов тонн CO2 и извлечь дополнительно 130 миллионов баррелей (21 000 000 м3 ) нефти, что продлит срок службы нефтяного месторождения на 25 лет. [39] Прогнозируется, что в Вейберне будет храниться более 26 миллионов тонн (чистой добычи) CO 2 , плюс еще 8,5 миллионов тонн (чистой добычи) в проекте по диоксиду углерода Вейберн-Мидейл , что приведет к чистому сокращению атмосферного CO 2 за счет хранения CO 2 на нефтяном месторождении. Это эквивалентно удалению почти 7 миллионов автомобилей с дорог на год. [40] С тех пор, как в конце 2000 года началась закачка CO 2 , проект EOR в основном функционировал так, как и прогнозировалось. В настоящее время на месторождении добывается около 1600 м 3 (10 063 баррелей) в день дополнительной нефти.

Петра Нова, США

Проект Petra Nova использует технологию абсорбции амином после сжигания для улавливания части выбросов углекислого газа из одного из котлов электростанции WA Parish в Техасе и транспортировки его по трубопроводу на нефтяное месторождение West Ranch для использования в целях повышения нефтеотдачи пластов.

Проект Кемпера, США (отменён)

Энергетический объект округа Кемпер компании Mississippi Power , или проект Кемпер , должен был стать первым в своем роде заводом в США, который, как ожидалось, должен был быть запущен в эксплуатацию в 2015 году. [41] Его компонент газификации угля с тех пор был отменен, и завод был преобразован в обычную электростанцию ​​комбинированного цикла на природном газе без улавливания углерода. Дочерняя компания Southern Company работала с Министерством энергетики США и другими партнерами с намерением разработать более чистые, менее дорогие и более надежные методы производства электроэнергии с использованием угля, которые также поддерживали бы производство EOR. Технология газификации была предназначена для использования в качестве топлива для электростанции комбинированного цикла с интегрированной газификацией . [35] Кроме того, уникальное расположение проекта Кемпер и его близость к нефтяным месторождениям сделали его идеальным кандидатом для повышения нефтеотдачи. [42]

Вейберн-Мидейл, Канада

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

В 2000 году на нефтяном месторождении Вейберн-Мидейл в Саскачеване начали применять метод повышения нефтеотдачи пластов (EOR) в качестве метода добычи нефти. [43] В 2008 году месторождение стало крупнейшим в мире местом хранения углекислого газа. [44] Углекислый газ поступает по 320-километровому трубопроводу с объекта газификации Дакота . Предполагается, что проект повышения нефтеотдачи пластов (EOR) позволит хранить около 20 миллионов тонн углекислого газа, производить около 130 миллионов баррелей нефти и продлит срок службы месторождения более чем на два десятилетия. [45] Это место также примечательно тем, что на нем проводилось исследование влияния EOR на близлежащую сейсмическую активность. [43]

СО2EOR в Соединенных Штатах

Соединенные Штаты используют CO 2 EOR уже несколько десятилетий. Более 30 лет нефтяные месторождения в Пермском бассейне внедряют CO 2 EOR с использованием CO 2 из природных источников из Нью-Мексико и Колорадо. [46] Министерство энергетики (DOE) подсчитало, что полное использование CO 2 -EOR «следующего поколения» в Соединенных Штатах может генерировать дополнительно 240 миллиардов баррелей (38 км 3 ) извлекаемых нефтяных ресурсов. Разработка этого потенциала будет зависеть от доступности коммерческого CO 2 в больших объемах, что может быть возможно благодаря широкому использованию улавливания и хранения углерода. Для сравнения, общие неразработанные внутренние нефтяные ресурсы США, все еще находящиеся в земле, составляют более 1 триллиона баррелей (160 км 3 ), большая часть из которых остается неизвлекаемой. По оценкам Министерства энергетики США, если бы потенциал ПНП был полностью реализован, государственные и местные казначейства получили бы 280 миллиардов долларов доходов от будущих роялти , налогов на добычу полезных ископаемых и подоходных налогов штата с добычи нефти, помимо других экономических выгод.

В США нормативные акты могут как способствовать, так и замедлять разработку EOR для использования в улавливании и утилизации углерода, а также в общей добыче нефти. Одним из основных нормативных актов, 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 . [47] Агентство, в свою очередь, делегировало часть этих полномочий своей собственной Программе контроля за подземными закачками, [47] а большую часть остальной части этих регулирующих полномочий правительствам штатов и племен, сделав большую часть регулирования EOR локальным делом в соответствии с минимальными требованиями SDWA. [47] [48] Затем Агентство по охране окружающей среды собирает информацию от этих местных органов власти и отдельных скважин, чтобы гарантировать, что они следуют общему федеральному регулированию, такому как Закон о чистом воздухе , который диктует руководящие принципы отчетности для любых операций по секвестрации углекислого газа. [47] [49] Помимо проблем с атмосферой, большинство этих федеральных нормативных актов направлены на то, чтобы закачка углекислого газа не наносила серьезного ущерба водным путям Америки. [50] 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. [51]

В феврале 2018 года Конгресс принял, а Президент подписал расширение налоговых льгот на улавливание углерода, определенных в разделе 45Q Налогового кодекса IRS. Ранее эти льготы были ограничены 10 долларами США за тонну и имели общий лимит в 75 миллионов тонн. В рамках расширения проекты по улавливанию и использованию углерода, такие как EOR, будут иметь право на налоговый кредит в размере 35 долларов США за тонну, а проекты по секвестрации получат кредит в размере 50 долларов США за тонну. [52] Расширенный налоговый кредит будет доступен в течение 12 лет любому заводу, построенному к 2024 году, без ограничения объема. В случае успеха эти льготы «могут помочь улавливать от 200 миллионов до 2,2 миллиарда метрических тонн углекислого газа» [53] и снизить затраты на улавливание и секвестрацию углерода с нынешних предполагаемых 60 долларов США за тонну в Petra Nova до всего лишь 10 долларов США за тонну.

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 . [54] 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. [55] [56]

В Соединенных Штатах деятельность нагнетательных скважин регулируется Агентством по охране окружающей среды США (EPA) и правительствами штатов в соответствии с Законом о безопасной питьевой воде . [57] EPA выпустило правила контроля за подземной закачкой (UIC) для защиты источников питьевой воды. [58] Скважины с улучшенной добычей нефти регулируются EPA как скважины «класса II». Правила требуют, чтобы операторы скважин повторно закачивали рассол, используемый для добычи, глубоко под землей в утилизационные скважины класса II. [55]

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 Тиратсоо (1975). Введение в геологию нефти . Scientific Press. ISBN 9780901360076.
  5. ^ Уолш, Марк; Ларри В. Лейк (2003). Обобщенный подход к первичной добыче углеводородов . Elsevier.
  6. ^ Организация экономического сотрудничества и развития. Технологии 21 века . 1998. Издательство ОЭСР. С. 39. ISBN 9789264160521.
  7. ^ Смит, Чарльз (1966). Механика вторичной добычи нефти . Reinhold Pub. Corp.
  8. ^ "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 .
  9. ^ ab "Результаты поиска – Глоссарий Schlumberger Oilfield". www.glossary.oilfield.slb.com .
  10. ^ 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.
  11. ^ «Petroleum Development Oman и GlassPoint объявляют о начале поставок пара с солнечной электростанции Miraah». Ноябрь 2017 г.
  12. ^ "Объявление GlassPoint Belridge Solar". 30 ноября 2017 г.
  13. ^ 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.
  14. ^ "Результаты поиска – Глоссарий Schlumberger Oilfield". www.glossary.oilfield.slb.com .
  15. ^ 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. doi : 10.1039/D1SM01267C . hdl : 10754/673679 . ISSN  1744-6848. PMID  34761789. S2CID  243794641.
  16. ^ 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 .
  17. ^ 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.
  18. ^ 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.
  19. ^ 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.
  20. ^ 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. S2CID  210996949. 
  21. ^ Тулло, Александр Х. (9 февраля 2009 г.). «Маленькие разведчики». Chemical & Engineering News . 87 (6): 20–21. doi :10.1021/cen-v087n006.p020.
  22. ^ Нельсон, С.Дж.; Лаунт, П.Д. (18 марта 1991 г.). «Производительность десорбционной скважины увеличилась с помощью обработки MEOR». Oil & Gas Journal . 89 (11): 115–118.
  23. ^ Titan Oil Recovery, Inc., Беверли-Хиллз, Калифорния. «Вдохновляя нефтяные месторождения». Доступ 15 октября 2012 г.
  24. ^ Чоудхари, Нилеш; Нараянан Наир, Арун Кумар; Че Руслан, Мохд Фуад Анвари; Сан, Шую (24 декабря 2019 г.). «Объемные и межфазные свойства декана в присутствии диоксида углерода, метана и их смеси». Scientific Reports . 9 (1): 19784. Bibcode :2019NatSR...919784C. doi : 10.1038/s41598-019-56378-y . ISSN  2045-2322. PMC 6930215 . PMID  31875027. 
  25. ^ "CO2 для использования в повышении нефтеотдачи (EOR)". Global CCS Institute. Архивировано из оригинала 2014-01-01 . Получено 2012-02-25 .
  26. ^ 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.
  27. ^ 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.
  28. ^ 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.
  29. ^ 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.
  30. ^ ab Kovscek, AR; Cakici, MD (1 июля 2005 г.). «Геологическое хранение углекислого газа и повышение нефтеотдачи. II. Совместная оптимизация хранения и восстановления». Energy Conversion and Management . 46 (11–12): 1941–1956. doi :10.1016/j.enconman.2004.09.009.
  31. ^ 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.
  32. ^ Макаров, Александр (14 апреля 2016 г.). «Разработка экологически безопасной технологии повышения нефте- и газоотдачи горизонтальных нефтяных и газовых (сланцевых) скважин с использованием метода плазменно-импульсного возбуждения». sk.ru . Фонд «Сколково» . Получено 11 июля 2016 г.
  33. ^ 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 .
  34. ^ "Повышенная нефтеотдача". www.dioneoil.com . NoDoC, Хранилище данных по проектированию затрат для управления затратами нефтегазовых проектов.
  35. ^ ab Hebert, Marc (13 января 2015 г.). «Новые технологии для повышения нефтеотдачи пластов предлагают многогранные решения для энергетических, экологических и экономических проблем». Oil&Gas Financial Journal. Архивировано из оригинала 2016-10-13 . Получено 2015-01-27 .
  36. ^ 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. doi : 10.1016/j.egypro.2013.06.719 . ISSN  1876-6102. OCLC  5570078737.
  37. ^ "Интегрированный проект CCS на пограничной плотине". ZeroCO2.
  38. ^ "Cenovus продает контрольный пакет акций в нефтяном проекте Weyburn". CBC News . 13 ноября 2017 г. Получено 29 января 2018 г.
  39. ^ Браун, Кен; Джазрави, Валид; Моберг, Р.; Уилсон, М. (15–17 мая 2001 г.). Роль улучшенной нефтеотдачи в секвестрации углерода. Проект мониторинга Вейберна, исследование случая (PDF) . Труды Первой национальной конференции по секвестрации углерода. www.netl.doe.gov . Министерство энергетики США, Национальная лаборатория энергетических технологий. Архивировано из оригинала (PDF) 26.04.2012.
  40. ^ "Weyburn-Midale CO2 Project". Архивировано из оригинала 2010-02-08 . Получено 2010-08-07 .
  41. ^ "Улавливание CO2 в проекте IGCC округа Кемпер" (PDF) . www.netl.doe.gov . Министерство энергетики США, Национальная лаборатория энергетических технологий. Архивировано из оригинала (PDF) 2016-03-03.
  42. ^ "Kemper FAQ". kemperproject.org . Проект Kemper. Архивировано из оригинала 2014-04-13 . Получено 2015-01-28 .
  43. ^ ab Gao, Rebecca Shuang; Sun, Alexander Y.; Nicot, Jean-Philippe (2016). «Идентификация репрезентативного набора данных для долгосрочного мониторинга на участке повышения нефтеотдачи с помощью закачки CO2 в Вейберне, Саскачеван, Канада». Международный журнал по контролю выбросов парниковых газов . 54 : 454–465. doi : 10.1016/j.ijggc.2016.05.028 .
  44. ^ Кейси, Аллан (январь–февраль 2008 г.). «Углеродное кладбище». Canadian Geographic Magazine .
  45. ^ "Технологии улавливания и секвестрации углерода @ MIT". sequestration.mit.edu . Получено 12.04.2018 .
  46. ^ Логан, Джеффри и Венеция, Джон (2007). «Повышенная нефтеотдача с помощью CO2». Архивировано 28 апреля 2012 г. на Wayback Machine. Выдержка из аналитической записки WRI «Оценка энергетических возможностей США: пузырьковая диаграмма WRI». Институт мировых ресурсов, Вашингтон, округ Колумбия.
  47. ^ abcd «Усиление регулирования улучшенной нефтеотдачи для приведения ее в соответствие с целью геологического связывания углекислого газа» (PDF) . NRDC . Ноябрь 2017 г.
  48. ^ "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.
  49. ^ «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.
  50. ^ Де Фигейредо, Марк (февраль 2005 г.). «Управление подземным впрыскиванием углекислого газа» (PDF) . Лаборатория энергетики и окружающей среды Массачусетского технологического института .
  51. ^ Альварадо, В.; Манрике, Э. (2010). Повышение нефтеотдачи: планирование и стратегии разработки месторождений . Берлингтон, Массачусетс: Gulf Professional Pub./Elsevier. ISBN 9781856178556. OCLC  647764718.
  52. ^ "Налоговый кредит может ускорить технологию улавливания и секвестрации углерода". Forbes . Архивировано из оригинала 2022-12-07.
  53. ^ Трамп подписал знаменательный законопроект, который может создать следующие крупные технологии для борьбы с изменением климата [1]
  54. ^ 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 .
  55. ^ 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.
  56. ^ 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.
  57. ^ "Общая информация о нагнетательных скважинах". EPA. 8 октября 2015 г.
  58. ^ «Правила контроля за подземными инъекциями». Агентство по охране окружающей среды. 5 октября 2015 г.

Внешние ссылки