Recuperación mejorada de petróleo

format_list_bulleted Contenido keyboard_arrow_down
ImprimirCitar
Inyección bien utilizada para mejorar la recuperación del petróleo

La recuperación mejorada de petróleo (abreviada EOR), también llamada recuperación terciaria, es la extracción de petróleo crudo de un yacimiento petrolífero que no puede ser extraído de otra manera. Aunque las técnicas de recuperación primaria y secundaria se basan en la diferencia de presión entre la superficie y el pozo subterráneo, la recuperación mejorada de petróleo funciona alterando la composición química del petróleo mismo para facilitar su extracción. La EOR puede extraer entre el 30% y el 60% o más del petróleo de un yacimiento, en comparación con el 20% al 40% que utiliza la recuperación primaria y secundaria. Según el Departamento de Energía de EE. UU., el dióxido de carbono y el agua se inyectan junto con una de tres técnicas EOR: inyección térmica, inyección de gas e inyección química. Las técnicas de EOR especulativas más avanzadas a veces se denominan recuperación cuaternaria.

Métodos

Existen tres técnicas principales de EOR: inyección de gas, inyección térmica e inyección química. La inyección de gas, que utiliza gases como gas natural, nitrógeno o dióxido de carbono (CO2), representa casi el 60 por ciento de la producción de EOR en Estados Unidos. La inyección térmica, que implica la introducción de calor, representa el 40 por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos, y la mayor parte se produce en California. La inyección de productos químicos, que puede implicar el uso de moléculas de cadena larga llamadas polímeros para aumentar la eficacia de las inundaciones de agua, representa aproximadamente el uno por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos. En 2013, se introdujo en Estados Unidos desde Rusia una técnica llamada tecnología de pulso de plasma. Esta técnica puede dar como resultado otro 50 por ciento de mejora en la producción de pozos existentes.

Inyección de gas

La inyección de gas o inundación miscible es actualmente el enfoque más utilizado en la recuperación mejorada de petróleo. Inundación miscible es un término general para los procesos de inyección que introducen gases miscibles en el yacimiento. Un proceso de desplazamiento miscible mantiene la presión del yacimiento y mejora el desplazamiento del petróleo porque se reduce la tensión interfacial entre el petróleo y el gas. Esto se refiere a eliminar la interfaz entre los dos fluidos que interactúan. Esto permite una eficiencia de desplazamiento total. Los gases utilizados incluyen CO2, gas natural o nitrógeno. El fluido más comúnmente utilizado para el desplazamiento miscible es el dióxido de carbono porque reduce la viscosidad del petróleo y es menos costoso que el gas licuado de petróleo. El desplazamiento de petróleo mediante inyección de dióxido de carbono depende del comportamiento de fase de las mezclas de ese gas y el crudo, que dependen en gran medida de la temperatura, la presión y la composición del petróleo crudo del yacimiento.

Inyección térmica

La técnica de inundación de vapor

En este enfoque, se utilizan varios métodos para calentar el petróleo crudo en la formación para reducir su viscosidad y/o vaporizar parte del petróleo y así disminuir la relación de movilidad. El aumento de calor reduce la tensión superficial y aumenta la permeabilidad del aceite. El aceite calentado también puede vaporizarse y luego condensarse formando un aceite mejorado. Los métodos incluyen inyección cíclica de vapor, inundación de vapor y combustión. Estos métodos mejoran la eficiencia del barrido y la eficiencia del desplazamiento. La inyección de vapor se ha utilizado comercialmente desde la década de 1960 en los campos de California. En 2011, se iniciaron proyectos de recuperación mejorada de petróleo mediante energía solar térmica en California y Omán; este método es similar al EOR térmico pero utiliza un panel solar para producir vapor.

En julio de 2015, Petroleum Development Oman y GlassPoint Solar anunciaron que firmaron un acuerdo de 600 millones de dólares para construir un campo solar de 1 GWth en el campo petrolífero de Amal. El proyecto, llamado Miraah, será el campo solar más grande del mundo medido por su capacidad térmica máxima.

En noviembre de 2017, GlassPoint y Petroleum Development Oman (PDO) completaron la construcción del primer bloque de la planta solar Miraah de forma segura, según lo previsto y dentro del presupuesto, y entregaron vapor con éxito al campo petrolífero de Amal West.

También en noviembre de 2017, GlassPoint y Aera Energy anunciaron un proyecto conjunto para crear el campo EOR solar más grande de California en el campo petrolero South Belridge, cerca de Bakersfield, California. Se proyecta que la instalación produzca aproximadamente 12 millones de barriles de vapor por año a través de un generador de vapor solar térmico de 850 MW. También reducirá las emisiones de carbono de la instalación en 376.000 toneladas métricas por año.

Inundación de vapor

La inundación con vapor (ver dibujo) es una forma de introducir calor al yacimiento bombeando vapor al pozo con un patrón similar al de la inyección de agua. Finalmente, el vapor se condensa formando agua caliente; en la zona de vapor el aceite se evapora y en la zona de agua caliente el aceite se expande. Como resultado, el aceite se expande, la viscosidad disminuye y la permeabilidad aumenta. Para garantizar el éxito, el proceso tiene que ser cíclico. Este es el principal programa de recuperación mejorada de petróleo que se utiliza en la actualidad.

Inundación de incendios

La inundación por incendio funciona mejor cuando la saturación y la porosidad del petróleo son altas. La combustión genera el calor dentro del propio depósito. La inyección continua de aire u otra mezcla de gases con alto contenido de oxígeno mantendrá el frente de llama. A medida que el fuego arde, avanza a través del yacimiento hacia los pozos de producción. El calor del fuego reduce la viscosidad del petróleo y ayuda a vaporizar el agua del yacimiento en vapor. El vapor, el agua caliente, el gas de combustión y un banco de solvente destilado actúan para impulsar el petróleo frente al fuego hacia los pozos de producción.

Existen tres métodos de combustión: combustión directa seca, inversa y húmeda. Dry Forward usa un encendedor para prender fuego al aceite. A medida que avanza el incendio, el petróleo se aleja del fuego hacia el pozo productor. En sentido inverso, la inyección de aire y el encendido se producen en direcciones opuestas. En la combustión húmeda, el agua se inyecta justo detrás del frente y la roca caliente la convierte en vapor. Esto apaga el fuego y distribuye el calor de manera más uniforme.

Inyección química

La inyección de diversos productos químicos, generalmente como soluciones diluidas, se ha utilizado para ayudar a la movilidad y reducir la tensión superficial. La inyección de soluciones alcalinas o cáusticas en yacimientos con petróleo que contienen ácidos orgánicos naturales en el petróleo dará como resultado la producción de jabón que puede reducir la tensión interfacial lo suficiente como para aumentar la producción. La inyección de una solución diluida de un polímero soluble en agua para aumentar la viscosidad del agua inyectada puede aumentar la cantidad de petróleo recuperado en algunas formaciones. Se pueden inyectar soluciones diluidas de surfactantes como los sulfonatos de petróleo o biosurfactantes como los ramnolípidos para reducir la tensión interfacial o la presión capilar que impide que las gotas de petróleo se muevan a través de un yacimiento; esto se analiza en términos del número de enlace, relacionando las fuerzas capilares con las gravitacionales. . Las formulaciones especiales de aceite, agua y surfactantes, microemulsiones, pueden ser particularmente efectivas para reducir la tensión interfacial. La aplicación de estos métodos generalmente está limitada por el costo de los productos químicos y su adsorción y pérdida en la roca de la formación que contiene petróleo. En todos estos métodos, los productos químicos se inyectan en varios pozos y la producción se produce en otros pozos cercanos.

Inundación de polímero

La inundación de polímero consiste en mezclar moléculas de polímero de cadena larga con el agua inyectada para aumentar la viscosidad del agua. Este método mejora la eficiencia del barrido vertical y de área como consecuencia de mejorar la relación de movilidad agua/petróleo.

Los tensioactivos se pueden utilizar junto con polímeros y poligliceroles hiperramificados; Disminuyen la tensión interfacial entre el aceite y el agua. Esto reduce la saturación de aceite residual y mejora la eficiencia macroscópica del proceso.

A los tensioactivos primarios generalmente se les añaden cotensioactivos, potenciadores de actividad y codisolventes para mejorar la estabilidad de la formulación.

La inundación cáustica es la adición de hidróxido de sodio al agua de inyección. Lo hace reduciendo la tensión superficial, invirtiendo la humectabilidad de la roca, emulsionando el petróleo, movilizando el petróleo y ayudando a extraer el petróleo de la roca.

nanofluidos de baja salinidad

Los procesos EOR se pueden mejorar con nanopartículas de tres maneras: nanocatalizadores, nanofluidos y nanoemulsiones. Los nanofluidos son fluidos base que contienen nanopartículas en suspensiones coloidales. Los nanofluidos realizan muchas funciones en la EOR de los campos petroleros, incluida la presión de separación de los poros, la obstrucción de canales, la reducción de la tensión interfacial, la relación de movilidad, la alteración de la humectabilidad y la prevención de la precipitación de asfaltenos. Los nanofluidos facilitan la presión de separación para eliminar el petróleo atrapado en sedimentos mediante la agregación en la interfaz. Alternativamente, la alteración de la humectabilidad y la reducción de la tensión superficial interfacial son otros mecanismos alternativos de EOR.

Inyección microbiana

La inyección microbiana es parte de la recuperación mejorada de petróleo con microbios y rara vez se utiliza debido a su mayor costo y porque el desarrollo no es ampliamente aceptado. Estos microbios funcionan digiriendo parcialmente largas moléculas de hidrocarburos, generando biosurfactantes o emitiendo dióxido de carbono (que luego funciona como se describe en Inyección de gas anteriormente).

Se han utilizado tres enfoques para lograr la inyección microbiana. En el primer enfoque, se inyectan en el campo petrolífero cultivos bacterianos mezclados con una fuente de alimento (comúnmente se usa un carbohidrato como la melaza). En el segundo enfoque, utilizado desde 1985, se inyectan nutrientes en el suelo para nutrir los cuerpos microbianos existentes; Estos nutrientes hacen que las bacterias aumenten la producción de tensioactivos naturales que normalmente utilizan para metabolizar el petróleo crudo bajo tierra. Después de que se consumen los nutrientes inyectados, los microbios entran en un modo casi apagado, su exterior se vuelve hidrófilo y migran al área de interfaz petróleo-agua, donde hacen que se formen gotas de aceite a partir de la masa de aceite más grande, lo que hace que las gotas sean más probables. migrar a la boca del pozo. Este enfoque se ha utilizado en campos petrolíferos cerca de Four Corners y en el campo petrolífero de Beverly Hills en Beverly Hills, California.

El tercer enfoque se utiliza para abordar el problema de los componentes de cera de parafina del petróleo crudo, que tienden a precipitar a medida que el crudo fluye hacia la superficie, ya que la superficie de la Tierra es considerablemente más fría que los depósitos de petróleo (un (es habitual una caída de temperatura de 9–10–14 °C por mil pies de profundidad).

Superfluidos líquidos de dióxido de carbono

El dióxido de carbono (CO2) es particularmente eficaz en yacimientos a más de 2000 pies de profundidad, donde el CO2 estará en un estado supercrítico. En aplicaciones de alta presión con petróleos más ligeros, el CO2 es miscible con el petróleo, con el consiguiente hinchamiento del petróleo y reducción de la viscosidad, y posiblemente también con una reducción de la tensión superficial con la roca yacimiento. En el caso de yacimientos de baja presión o petróleos pesados, el CO2 formará un fluido inmiscible o solo se mezclará parcialmente con el petróleo. Puede ocurrir cierta hinchazón del aceite y su viscosidad aún puede reducirse significativamente.

En estas aplicaciones, entre la mitad y dos tercios del CO2 inyectado regresa con el petróleo producido y generalmente se reinyecta en el yacimiento para minimizar los costos operativos. El resto queda atrapado en el depósito de petróleo por diversos medios. El dióxido de carbono como disolvente tiene la ventaja de ser más económico que otros fluidos miscibles de manera similar, como el propano y el butano.

Water-alternating-gas (WAG)

La inyección de agua y gas alternativo (WAG) es otra técnica empleada en EOR. Además del dióxido de carbono, se utiliza agua. Aquí se utiliza una solución salina para no alterar las formaciones de carbonatos en los pozos petroleros. Se inyecta agua y dióxido de carbono en el pozo de petróleo para una mayor recuperación, ya que normalmente tienen baja miscibilidad con el petróleo. El uso de agua y dióxido de carbono también reduce la movilidad del dióxido de carbono, lo que hace que el gas sea más eficaz para desplazar el petróleo en el pozo. Según un estudio realizado por Kovscek, el uso de pequeñas cantidades de dióxido de carbono y agua permite una rápida recuperación del petróleo. Además, en un estudio realizado por Dang en 2014, el uso de agua con menor salinidad permite una mayor eliminación de petróleo y mayores interacciones geoquímicas.

Plasma-pulse

La tecnología de pulso de plasma es una técnica utilizada en los EE. UU. a partir de 2013. La tecnología se originó en la Federación Rusa en la Universidad Estatal de Minería de San Petersburgo con financiación y asistencia del Centro de Innovación Skolkovo. El equipo de desarrollo en Rusia y los equipos de implementación en Rusia, Europa y ahora Estados Unidos han probado esta tecnología en pozos verticales y casi el 90% de los pozos muestran efectos positivos.

La EOR de pozo petrolífero de pulso de plasma utiliza bajas emisiones de energía para crear el mismo efecto que muchas otras tecnologías pueden producir, excepto que no generan un impacto ecológico negativo. En casi todos los casos, el volumen de agua extraída con el petróleo en realidad se reduce desde el tratamiento previo al EOR en lugar de aumentar. Entre los clientes y usuarios actuales de la nueva tecnología se incluyen ConocoPhillips, ONGC, Gazprom, Rosneft y Lukoil.

Se basa en la misma tecnología que el propulsor ruso de plasma pulsado que se utilizó en dos naves espaciales y que actualmente se está desarrollando para su uso en pozos horizontales.

Costos y beneficios económicos

La adición de métodos de recuperación de petróleo aumenta el costo del petróleo: en el caso del CO2, normalmente entre 0,5 y 8,0 dólares estadounidenses por tonelada de CO2. El aumento de la extracción de petróleo, por otro lado, es un beneficio económico y los ingresos dependen de los precios vigentes del petróleo. La EOR en tierra ha pagado entre 10 y 16 dólares netos por tonelada de CO2 inyectada para precios del petróleo de 15 a 20 dólares por barril. Los precios predominantes dependen de muchos factores, pero pueden determinar la idoneidad económica de cualquier procedimiento, siendo económicamente viables más procedimientos y más costosos a precios más altos. Ejemplo: con precios del petróleo de alrededor de 90 dólares estadounidenses por barril, el beneficio económico es de unos 70 dólares estadounidenses por tonelada de CO2. El Departamento de Energía de Estados Unidos estima que 20 mil millones de toneladas de CO2 capturadas podrían producir 67 mil millones de barriles de petróleo económicamente recuperable.

De 1986 a 2008, la cotización de la producción de petróleo derivada del EOR aumentó del 0,3% al 5%, gracias a una creciente demanda de petróleo y a una reducción de la oferta de petróleo.

EOR proyectos con CO2 de captura de carbono

Boundary Dam Power Station, Canada

El proyecto de la central eléctrica Boundary Dam de SaskPower modernizó su central eléctrica alimentada por carbón en 2014 con tecnología de captura y secuestro de carbono (CCS). La planta capturará 1 millón de toneladas de CO2 anualmente, que vendió a Cenovus Energy para mejorar la recuperación de petróleo en su Weyburn. Oil Field, antes de la venta de los activos de Cenovus en Saskatchewan en 2017 a Whitecap Resources. Se espera que el proyecto inyecte 18 millones de toneladas netas de CO2 y recupere 130 millones de barriles adicionales (21.000.000 m3) de petróleo, extendiendo la vida útil del campo petrolífero en 25 años. Se proyectan más de 26 millones de toneladas (netas de producción) de CO2 que se almacenarán en Weyburn, más otras 8,5 millones de toneladas (netas de producción) almacenadas en el Proyecto de Dióxido de Carbono Weyburn-Midale, lo que resulta en una reducción neta del CO2 atmosférico por el almacenamiento de CO2 en el yacimiento petrolífero. Esto equivale a sacar de circulación casi 7 millones de automóviles durante un año. Desde que comenzó la inyección de CO2 a finales de 2000, el proyecto EOR ha funcionado en gran medida según lo previsto. Actualmente, se están produciendo en el campo unos 1.600 m3 (10.063 barriles) por día de petróleo incremental.

Petra Nova, Estados Unidos

El proyecto Petra Nova utiliza la absorción de aminas poscombustión para capturar algunas de las emisiones de dióxido de carbono de una de las calderas de la central eléctrica de W.A Parish en Texas, y las transporta por oleoducto al campo petrolífero de West Ranch para su uso en procesos mejorados. recuperación de petroleo.

Kemper Project, United States (canceled)

La instalación de energía del condado de Kemper de Mississippi Power, o Proyecto Kemper, debía haber sido la primera planta de su tipo en los EE. UU. y se esperaba que estuviera en funcionamiento en 2015. Desde entonces, su componente de gasificación de carbón ha sido cancelado, y la planta se ha convertido en una central eléctrica convencional de ciclo combinado de gas natural sin captura de carbono. La filial de Southern Company trabajó con el Departamento de Energía de EE. UU. y otros socios con la intención de desarrollar métodos más limpios, menos costosos y más confiables para producir electricidad con carbón que también respalden la producción EOR. La tecnología de gasificación fue designada para alimentar la central eléctrica de ciclo combinado de gasificación integrada. Además, la ubicación única del Proyecto Kemper y su proximidad a las reservas de petróleo lo convirtieron en un candidato ideal para una recuperación mejorada de petróleo.

Weyburn-Midale, Canadá

Weyburn-Midale Producción de aceite con el tiempo, tanto antes como después de la introducción de EOR al campo.

En 2000, el campo petrolífero Weyburn-Midale de Saskatchewan comenzó a emplear EOR como método de extracción de petróleo. En 2008, el yacimiento petrolífero se convirtió en el mayor sitio de almacenamiento de dióxido de carbono del mundo. El dióxido de carbono llega a través de 320 kilómetros de tubería desde la instalación de gasificación de Dakota. Se estima que el proyecto EOR almacenará alrededor de 20 millones de toneladas de dióxido de carbono, generará alrededor de 130 millones de barriles de petróleo y extenderá la vida útil del campo en más de dos décadas. El sitio también es notable porque albergó un estudio sobre los efectos de EOR en la actividad sísmica cercana.

CO2 EOR en los Estados Unidos

Estados Unidos ha estado utilizando CO2 EOR durante varias décadas. Durante más de 30 años, los campos petroleros de la Cuenca Pérmica han implementado CO2 EOR utilizando CO2 de Nuevo México y Colorado. El Departamento de Energía (DOE) ha estimado que el uso total de la energía de 'próxima generación' El CO2-EOR en Estados Unidos podría generar 240 mil millones de barriles adicionales (38 km3) de recursos petroleros recuperables. El desarrollo de este potencial dependería de la disponibilidad de CO2 comercial en grandes volúmenes, lo que podría ser posible mediante el uso generalizado de la captura y el almacenamiento de carbono. A modo de comparación, el total de recursos petroleros internos estadounidenses no explotados que aún están bajo tierra suman más de 1 billón de barriles (160 km3), la mayor parte de los cuales siguen siendo irrecuperables. El DOE estima que si se aprovechara plenamente el potencial de EOR, las tesorerías estatales y locales obtendrían 280 mil millones de dólares en ingresos provenientes de futuras regalías, impuestos de despido e impuestos estatales sobre la renta sobre la producción de petróleo, además de otros beneficios económicos.

En EE. UU., las regulaciones pueden ayudar y ralentizar el desarrollo de EOR para su uso en la captura y extracción de carbono. utilización, así como la producción general de petróleo. Una de las principales regulaciones que rigen la EOR es la Ley de Agua Potable Segura de 1974 (SDWA), que otorga a la EPA la mayor parte del poder regulatorio sobre la EOR y operaciones similares de recuperación de petróleo. La agencia, a su vez, delegó parte de este poder a su propio Programa de Control de Inyección Subterránea, y gran parte del resto de esta autoridad regulatoria a los gobiernos estatales y tribales, haciendo que gran parte de la regulación EOR sea un asunto localizado bajo los requisitos mínimos de la SDWA. Luego, la EPA recopila información de estos gobiernos locales y pozos individuales para garantizar que sigan la regulación federal general, como la Ley de Aire Limpio, que dicta pautas de presentación de informes para cualquier operación de secuestro de dióxido de carbono. Más allá de las preocupaciones atmosféricas, la mayoría de estas pautas federales tienen como objetivo garantizar que la inyección de dióxido de carbono no cause daños importantes a las vías fluviales de Estados Unidos. En general, la localidad de la regulación EOR puede hacer que los proyectos EOR sean más difíciles, ya que diferentes estándares en diferentes regiones pueden ralentizar la construcción y forzar enfoques separados para utilizar la misma tecnología.

En febrero de 2018, el Congreso aprobó y el Presidente firmó una ampliación de los créditos fiscales por captura de carbono definidos en la sección 45Q de la ley del IRS. Código de Rentas Internas. Anteriormente, estos créditos estaban limitados a 10 dólares por tonelada y a un tope de 75 millones de toneladas. Según la expansión, los proyectos de captura y utilización de carbono como EOR serán elegibles para un crédito fiscal de $35/tonelada, y los proyectos de secuestro recibirán un crédito de $50/tonelada. El crédito fiscal ampliado estaría disponible durante 12 años para cualquier planta construida hasta 2024, sin límite de volumen. Si tienen éxito, estos créditos "podrían ayudar a secuestrar entre 200 millones y 2,2 mil millones de toneladas métricas de dióxido de carbono" y reducir los costos de captura y secuestro de carbono de los actualmente estimados $60/tonelada en Petra Nova a tan solo $10/tonelada.

Impactos ambientales

Los pozos de recuperación mejorada de petróleo generalmente bombean grandes cantidades de agua producida a la superficie. Esta agua contiene salmuera y también puede contener metales pesados tóxicos y sustancias radiactivas. Esto puede ser muy perjudicial para las fuentes de agua potable y el medio ambiente en general si no se controla adecuadamente. Los pozos de eliminación se utilizan para prevenir la contaminación superficial del suelo y el agua mediante la inyección del agua producida a gran profundidad.

En los Estados Unidos, la actividad de los pozos de inyección está regulada por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) y los gobiernos estatales según la Ley de Agua Potable Segura. La EPA ha emitido regulaciones de Control de Inyección Subterránea (UIC) para proteger las fuentes de agua potable. Los pozos de recuperación mejorada de petróleo están regulados como pozos "Clase II" pozos por la EPA. Las regulaciones exigen que los operadores de pozos reinyecten la salmuera utilizada para la recuperación a gran profundidad en los pozos de eliminación de Clase II.

Véase también

  • Rehabilitación del gas
  • drenaje de gravedad asistido por vapor
  • Inyección de agua (producción de petróleo)
  • Wikiversidad: Mejora de la recuperación del aceite

Referencias

  1. ^ a b c d e "Recuperación de aceite mejorado". www.doe.gov. Departamento de Energía de EE.UU.
  2. ^ Electric Power Research Institute, Palo Alto, CA (1999). "Enhanced Oil Recovery Scoping Study." Archivado 2017-01-20 en el informe final de Wayback Machine, No. TR-113836.
  3. ^ Clean Air Task Force (2009). "Acerca de EOR" Archivado el 13 de marzo de 2012, en la máquina Wayback
  4. ^ Hobson, George Douglas; Eric Neshan Tiratsoo (1975). Introducción a la geología del petróleo. Scientific Press. ISBN 9780901360076.
  5. ^ Walsh, Mark; Larry W. Lake (2003). A generalized approach to primary hydrocarbon recovery. Elsevier.
  6. ^ Organización de Cooperación y Desarrollo Económicos. Tecnologías del siglo XXI. OCDE Publishing. pp. 39. ISBN 9789264160521.
  7. ^ Smith, Charles (1966). Mecánica de recuperación secundaria de aceite. Reinhold Pub.
  8. ^ "Novas Energy USA Open Offices in Houston, Texas para introducir su tecnología de recuperación de petróleo mejorada en los Estados Unidos". Archivado desde el original en 2017-12-26. Retrieved 2013-07-30.
  9. ^ a b "Resultados de búsqueda: Glosario Schlumberger Oilfield". www.glossary.oilfield.slb.com.
  10. ^ Elias, Ramon (2013). "Orcutt Oil Field Thermal DiatomiteCase Study: Cyclic Steam Injection in the Careaga Lease, Santa Barbara County, California". SPE Western Regional " AAPG Pacific Section Meeting 2013 Joint Technical Conferencia. Monterey, California: Sociedad de Ingenieros de Petróleo. doi:10.2118/165321-MS. ISBN 9781613992647.
  11. ^ "Petroleum Development Oman and GlassPoint Announce Commencement of Steam Delivery From Miraah Solar Plant". Noviembre de 2017.
  12. ^ "GlassPoint Belridge Solar Announcement". 30 de noviembre de 2017.
  13. ^ Temizel, Cenk; Canbaz, Celal Hakan; Tran, Minh; Abdelfatah, Elsayed; Jia, Bao; Putra, Dike; Irani, Mazda; Alkouh, Ahmad (10 de diciembre de 2018). "Una revisión completa de los depósitos de petróleo pesado, las últimas técnicas, descubrimientos, tecnologías y aplicaciones en la industria del petróleo y el gas". SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/193646-MS. S2CID 135013997.
  14. ^ "Resultados de búsqueda: Glosario Schlumberger Oilfield". www.glossary.oilfield.slb.com.
  15. ^ a b Choudhary, Nilesh; Nair, Arun Kumar Narayanan; Sun, Shuyu (diciembre 1, 2021). "Comportamiento interfacial del sistema decane + brine + surfactante en presencia de dióxido de carbono, metano y su mezcla". Materia suave. 17 (46): 10545-10554. doi:10.1039/D1SM01267C. hdl:10754/673679. ISSN 1744-6848. PMID 34761789. S2CID 243794641.
  16. ^ Hakiki, F.; Maharsi, D.A.; Marhaendrajana, T. (2016). "La simulación de núcleos y el análisis de incertidumbres producido por el estudio de laboratorio". Journal of Engineering and Technological Sciences. 47 (6): 706-725. doi:10.5614/j.eng.technol.sci.2015.47.6.9.
  17. ^ Hakiki, Farizal. "A Critical Review of Microbial Enhanced Oil Recovery Using Artificial Sandstone Core: A Mathematical Model". Proceeding of The 38th IPA Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, May 2014. IPA14-SE-119.
  18. ^ Ferreira, da Silva; Francisco, Bandeira; Cunha, Coutinho-Neto; Homem-de-Mello, Moraes de Almeida; Orestes, Nascimento (1 de diciembre de 2021). "Hyperbranched polyglycerol derivatives as cetyltrimethylammonium bromide nanocarriers on enhanced oil recorevery processes". Journal of Applied Polymer Science. 139 (9): e51725. doi:10.1002/app.51725. S2CID 244179351.
  19. ^ Kakati, A.; Kumar, G.; Sangwai, J.S. (2020). "Low Salinity Polymer Flooding: Efecto sobre Rheology, Injectivity, Retención y Eficiencia de Recuperación de Petróleo". Energy Fuels. 34 (5): 5715–5732. doi:10.1021/acs.energyfuels.0c00393. S2CID 219080243.
  20. ^ Kakati, A.; Kumar, G.; Sangwai, J.S. (2020). "Oil Recovery Efficiency and Mechanism of Low Salinity-Enhanced Oil Recovery for Light Crude Oil with a Low Acid Number". ACS Omega. 5 (3): 1506-1518. doi:10.1021/acsomega.9b03229. PMC 6990623. S2CID 210996949.
  21. ^ Tullo, Alexander H. (9 de febrero de 2009). "Tiny Prospectors". Ingeniería química Noticias. 87 (6): 20–21. doi:10.1021/cen-v087n006.p020.
  22. ^ Nelson, S.J.; Launt, P.D. (18 de marzo de 1991). "La buena producción aumenta con el tratamiento MEOR". Oil & Gas Journal. 89 (11): 115–118.
  23. ^ Titan Oil Recovery, Inc., Beverly Hills, CA. "Bringing New Life to Oil Fields". Acceso 2012-10-15.
  24. ^ Choudhary, Nilesh; Narayanan Nair, Arun Kumar; Che Ruslan, Mohd Fuad Anwari; Sun, Shuyu (24 de diciembre de 2019). "Bulk and interfacial properties of decane in the presence of carbon dioxide, methane, and their mixture". Scientific Reports. 9 (1): 19784. Código:2019 NatSR...919784C. doi:10.1038/s41598-019-56378-y. ISSN 2045-2322. PMC 6930215. PMID 31875027.
  25. ^ "CO2 para su uso en la recuperación de aceite mejorada (EOR)". Global CCS Institute. Archivado desde el original el 01/12/2014. Retrieved 2012-02-25.
  26. ^ Choudhary, Nilesh; Che Ruslan, Mohd Fuad Anwari; Narayanan Nair, Arun Kumar; Sun, Shuyu (enero 13, 2021). "Bulk and Interfacial Properties of Alkanes in the Presence of Carbon Dioxide, Methane, and Their Mixture". Ingeniería industrial Investigación sobre química. 60 (1): 729–738. doi:10.1021/acs.iecr.0c04843. ISSN 0888-5885. S2CID 242759157.
  27. ^ Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery (PDF). www.netl.doe.gov (Informe). Departamento de Energía de Estados Unidos, Laboratorio Nacional de Tecnología de la Energía. Archivado desde el original (PDF) el 2013-05-09.
  28. ^ Zekri, Abdulrazag Yusef; Nasr, Mohamed Sanousi; AlShobakyh, Abdullah (enero 1, 2011). "Evaluación de la recuperación de petróleo por gas suplementario de agua (WAG) Injection - Oil-Wet & Water-Wet Systems". SPE Enhanced Oil Recovery Conference, 19–21 July, Kuala Lumpur, Malaysia. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/143438-MS. ISBN 9781613991350.
  29. ^ Choudhary, Nilesh; Anwari Che Ruslan, Mohd Fuad; Narayanan Nair, Arun Kumar; Qiao, Rui; Sun, Shuyu (27 de julio de 2021). "Bulk and Interfacial Properties of the Decane + Brine System in the Presence of Carbon Dioxide, Methane, and Their Mixture". Ingeniería industrial Investigación sobre química. 60 (30): 11525–11534. doi:10.1021/acs.iecr.1c01607. Hdl:10754/660905. ISSN 0888-5885. S2CID 237706393.
  30. ^ a b Kovscek, A. R.; Cakici, M. D. (Julio 1, 2005). "El almacenamiento geológico del dióxido de carbono y la recuperación del petróleo mejorada. II. Cooptimización del almacenamiento y la recuperación". Energy Conversion and Management. 46 (11–12): 1941–1956. doi:10.1016/j.enconman.2004.09.009.
  31. ^ Dang, Cuong T. Q.; Nghiem, Long X.; Chen, Zhangxin; Nguyen, Ngoc T. B.; Nguyen, Quoc P. (12 de abril de 2014). "CO2 Low Salinity Water Alternating Gas: A New Promising Approach for Enhanced Oil Recovery". SPE mejoró el Simposio de Recuperación de Petróleo, 12-16 abril, Tulsa, Oklahoma, EE.UU.. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/169071-MS. ISBN 9781613993095.
  32. ^ Makarov, Aleksandr (14 de abril de 2016). "Desarrollo de tecnología de recuperación de petróleo y gas ambientalmente apropiada para pozos horizontales de petróleo y gas (shale) utilizando el método de excitación del impulso plasmático". sk.ru. Skolkovo Foundation. Retrieved 2016-07-11.
  33. ^ Austell, J Michael (2005). "CO2 para mayores necesidades de recuperación de petróleo – incentivos fiscales mejorados". Exploración " Producción: The Oil & Gas Review. Archivado desde el original el 2012-02-07. Retrieved 2007-09-28.
  34. ^ "Recuperación Mejorada". www.dioneoil.com. NoDoC, Ingeniería de Costos Data Warehouse for Cost Management of Oil & Gas Projects.
  35. ^ a b Hebert, Marc (13 de enero de 2015). "Nuevas tecnologías para EOR ofrecen soluciones multifacéticas a los desafíos energéticos, ambientales y económicos". Oilnt Financial Journal. Archivado desde el original en 2016-10-13. Retrieved 2015-01-27.
  36. ^ Tsaia, I-Tsung; Alia, Meshayel; El Waddi, Sanaâ; Adnan Zarzourb, aOthman (2013). "Carbon Capture Regulation for The Steel and Aluminum Industries in the UAE: An Empirical Analysis". Energy Procedia. 37: 7732–7740. doi:10.1016/j.egypro.2013.06.719. ISSN 1876-6102. OCLC 5570078737.
  37. ^ "Boundary Dam integrated CCS project". ZeroCO2.
  38. ^ "Cenovus vendiendo apuesta mayoritaria en el proyecto de aceite de Weyburn". CBC Noticias. Noviembre 13, 2017. Retrieved 2018-01-29.
  39. ^ Brown, Ken; Jazrawi, Waleed; Moberg, R.; Wilson, M. (15-17 de mayo de 2001). Role of Enhanced Oil Recovery in Carbon Sequestration. The Weyburn Monitoring Project, a case study (PDF). Proceedings from the First National Conference on Carbon Sequestration. www.netl.doe.gov. Departamento de Energía de Estados Unidos, Laboratorio Nacional de Tecnología de la Energía. Archivado desde el original (PDF) el 2012-04-26.
  40. ^ "Proyecto Weyburn-Midale CO2". Archivado desde el original el 2010-02-08. Retrieved 2010-08-07.
  41. ^ "CO2 Capture at the Kemper County IGCC Project" (PDF). www.netl.doe.gov. Departamento de Energía de Estados Unidos, Laboratorio Nacional de Tecnología de la Energía. Archivado desde el original (PDF) on 2016-03.
  42. ^ "Kemper FAQ". kemperproject.org. Proyecto Kemper. Archivado desde el original el 13 de julio de 2014. Retrieved 2015-01-28.
  43. ^ a b Gao, Rebecca Shuang; Sun, Alexander Y.; Nicot, Jean-Philippe (2016). "Identificación de un conjunto de datos representativo para el monitoreo a largo plazo en el sitio Weyburn CO 2 -injection, Saskatchewan, Canadá". International Journal of Greenhouse Gas Control. 54: 454-465. doi:10.1016/j.ijggc.2016.05.028.
  44. ^ Casey, Allan (enero a febrero de 2008). "Cementerio de Carbon". Canadian Geographic Magazine.
  45. ^ "Carbon Capture and Sequestration Technologies @ MIT". sequestration.mit.edu. Retrieved 2018-04-12.
  46. ^ Logan, Jeffrey y Venezia, John (2007)."Recuperación de aceite mejorada de CO2". Archivado 2012-04-28 en el Wayback Machine Extracto de una nota de política de WRI, "Peleando U.S. Opciones de energía: El Carrito de Bubble WRI." World Resources Institute, Washington, DC.
  47. ^ a b c d "Fortalecer el Reglamento de Recuperación de Aceites Mejorados para alinearlo con su Objetivo de Secuestro de Dióxido de Carbono Geológico" (PDF). NRDC. Noviembre de 2017.
  48. ^ "Regulatory Authorities for CCS/CO2-EOR — Center for Climate and Energy Solutions". Center for Climate and Energy Solutions. 15 de mayo de 2017. Retrieved 2018-04-10.
  49. ^ "Compliance Reporting requirements for Injection Well Owners and Operators, and State Regulatory Programs". U.S. EPA. 16 de junio de 2015. Retrieved 2018-04-10.
  50. ^ de Figueiredo, Mark (febrero de 2005). "El control de inyección subterráneo de dióxido de carbono" (PDF). MIT Laboratorio de Energía y Medio Ambiente.
  51. ^ Alvarado, V.; Manrique, E. (2010). Mejora de la recuperación del petróleo: estrategias de planificación y desarrollo sobre el terreno. Burlington, MA: Gulf Professional Pub./Elsevier. ISBN 9781856178556. OCLC 647764718.
  52. ^ "Tax Credit May Rev Up Carbon Capture and Sequestration Technology". Forbes. Archivado desde el original el 2022-12-07.
  53. ^ Trump firmó un proyecto de ley histórico que podría crear las próximas grandes tecnologías para luchar contra el cambio climático [1]
  54. ^ Igunnu, Ebenezer T.; Chen, George Z. (4 de julio de 2012). "Produced water treatment technologies". Int. J. Low-Carbon Technol. 2014 (9): 157. doi:10.1093/ijlct/cts049.
  55. ^ a b "Aceite de Clase II y pozos de inyección relacionados". Control de inyección subterráneo. Washington, D.C.: US Environmental Protection Agency (EPA). 8 de octubre de 2015.
  56. ^ Gleason, Robert A.; Tangen, Brian A. (2014). Brine Contamination to Aquatic Resources from Oil and Gas Development in the Williston Basin, United States. Reston, VA: Encuesta Geológica de los Estados Unidos. Retrieved 2014-06-15.
  57. ^ "Información general sobre los pozos de inyección". EPA. 8 de octubre de 2015.
  58. ^ "Reglamento de control de inyección subterráneo". EPA. 5 de octubre de 2015.
  • IPCC Special Report on Carbon dioxide Capture and Storage Archived 2007-11-04 at the Wayback Machine. Capítulo 5, Almacenamiento geológico subterráneo. Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), 2005.
  • Recursos petrolíferos domésticos no desarrollados Proporcionar Fundación para el aumento de la oferta petrolera estadounidense pdf // Departamento de Energía de EE.UU., análisis del potencial de EOR. Mejoras del cambio de juego podrían aumentar dramáticamente la recuperación de recursos del petróleo doméstico. Un análisis de Advanced Resources International, Arlington, VA, para la Oficina de Energía del Departamento de Energía de EE.UU. Advanced Resources International, febrero de 2006. Véase también comunicado de prensa
  • Enhanced Oil Recovery Institute – University of Wyoming
  • Tecnología de licencias: Emulsiones estabilizadas de partículas de dióxido de carbono " Agua para procesos de recuperación de aceite mejorados " Portal de Tecnología de Massachusetts
  • Glosario de Oilfield: Mejor recuperación de aceite Archivo 2012-05-31 en la máquina Wayback – Schlumberger, Ltd.
  • Center for Petroleum and Geosystems Engineering – University of Texas at Austin
  • [2] Inundación de polímeros, mejora del sudor de reserva, Nuevo México Tech
Más resultados...
Te puede interesar
Tamaño del texto:
undoredo
format_boldformat_italicformat_underlinedstrikethrough_ssuperscriptsubscriptlink
save
cancelcheck_circle