Inyección de CO2 El dióxido de carbono (CO2) se ha usado como método de recuperación mejorada por más de cincuenta y cinco años. Datos experimentales y de campo han mostrado los procesos para trabajar, con incrementos de recobro siendo tan altos como 22 por ciento del petróleo original en sitio. (Brock y Bryan 1989). Existen esencialmente dos métodos de inyección de CO 2. En un tipo, el CO2 es inyectado en la periferia de un campo donde la producción ha ido decayendo largamente por medios de recobro primario y el petróleo y el CO 2 son barridos a lo largo de un frente hacia los pozos productores. En este proceso, el agua es usualmente inyectada alternativamente con el CO2 (Gas Alternado con Agua o WAG), con ello se evita tener dos problemas comunes asociados con la inyección continua de dióxido de carbono: Una saliente viscosa del CO 2 a través del yacimiento y/o rebasamiento por gravedad del petróleo. Ambos factores reducen la eficiencia de barrido del CO 2 a través de los canales de flujo del reservorio. El otro método de recobro es el proceso Huff and Puff (Inyección Alterna). Donde el CO2 es inyectado dentro del pozo y es cerrado por dos o cuatro semanas. Más tarde, el CO 2 y el petróleo son producidos de vuelta por el mismo pozo. El ciclo de producción e inyección es generalmente repetido dos a tres veces. La cantidad de incremento del petróleo recuperable de cada sucesivo tratamiento generalmente declina del realizado previamente, hasta que este ya no es viable económicamente para inyectar más CO2. El caso de estudio será sobre el campo Timbalier Bay, Lousiana donde dos proyectos Huff and Puff de CO 2 fueron conducidos en el Reservorio (BA) a 4900 pies identificada como una unidad de Arena. Introducción:
La base de cualquier proyecto de recobro mejorado se basa en mejorar propiedades de la roca y fluidos del yacimiento. El objetivo de cualquier proceso miscible es el de incrementar el factor de recobro mediante la reducción de la saturación residual de petróleo (Sro) al valor más bajo posible. Éste depende del Número Capilar (Nc), ver Gráfica 1. Al aumentar Nc entonces Sro disminuye, esto se logra gracias ya que al mezclarse misciblemente el CO 2 con el petróleo la tensión interfacial se reduce a prácticamente cero. La presión de mínima miscibilidad es vital y se halla por tres métodos (básicos): · Burbuja ascendente: se inyecta una burbuja de gas desde el fondo de una celda y se observa cualitativamente si ésta llega al tope. · Slim Tube: Se simula lo que se hace al inyectar gas al en el yacimiento. Estos experimentos de flujos usualmente constituyen la mejor técnica para determinar la miscibilidad (entre CO2 y Petróleo). El aparato típico consiste de 40 pies (ft) de un tubo de acero inoxidable de serpentín empacado con un tamiz o malla de arena. Para cada prueba, el empaque de arena es saturado con petróleo y llevado a la temperatura y presión deseada. El CO2 es inyectado a una
velocidad no mayor de 40 ft/día hasta que 70 por ciento (%) del volumen poroso es desplazado. Después de esto, la velocidad es doblada. El efluente del Slim Tube fluye a través de un tubo de vidrio de alta presión, ahí se ve si hay una o dos fases saliendo. Para determinar si la miscibilidad ha sido logrado se procede a realizar una gráfica.(Ver figura 2).El petróleo recuperado es aquel obtenido después de la inyección de 1,2 veces el volumen poroso. Un rompimiento pronunciado de la curva de recobro muestra que el desplazamiento inmiscible ha cambiado a uno miscible. Los recobros son usualmente del 90 al 95 % en la región miscible (Orr.1981). · Diagramas Ternarios: se realiza mediante ecuaciones de estado ajustadas. El diagrama ternario representa el comportamiento de fases de una mezcla de tres componentes. (Figura 3). Una segunda propiedad relacionada a los fluidos, es la eficiencia de barrido que es asociada a la razón de movilidades del petróleo y agua, ella se define: Si M> 1 Desfavorable Si M<> Para la estimulación de la producción, el proceso de inyección de CO 2 inmiscible o miscible sirve para incrementar el flujo de petróleo hacia el pozo, ya que la movilidad del petróleo se mejora. Metodología En el método WAG de recobro mejorado, el CO2 es inyectado a unas condiciones de presión y temperatura que hacen que éste sea miscible con el petróleo. Causando primero y principalmente, una disminución de la viscosidad del petróleo, permitiéndole fluir más fácilmente a través del reservorio (Holm y Josendal 1974; Archer Wall 1992). Segundo, la inyección de CO 2 (y agua) dentro de un campo incrementa el gradiente de presión entre los pozos inyectores y productores, ocasionando que el petróleo sea empujado hacia afuera más rápidamente (Archer y Wall 1992). En los procesos de inyección continua o cíclica de CO 2, éste es inyectado a condiciones donde él es miscible con el petróleo. Aunque inmiscible, una cantidad finita de CO2 todavía se disuelve dentro del petróleo, por lo tanto este proceso también reduce la viscosidad del crudo. Sin embargo, el mecanismo primario para la inyección de CO2 cíclico es fundamentado en un incremento del volumen o barrido del petróleo que causa que éste sea forzado a salir del poro. (Monger, 1991). Algunos de los modelos más recientes de Inyección de CO 2 dentro del subsuelo han implicado la suposición que el CO2 reacciona solo con el petróleo y que el agua del sistema de la roca no es afectado (Archer y Wall 1992). A
pesar, tasas de producción de una temprana inyección de CO 2 proyectan sufrimientos de corrosión y escamaciones de las bombas y otros equipos. (Patterson 1979). Fue entonces concluido que la inyección de CO2 ha causado disolución de minerales carbonatados en el subsuelo y la precipitación de calcita ocurrida a medida que la presión va decayendo durante la producción. El sistema agua-roca-petróleo- CO2 son claramente no inertes (Existe desarrollo de reacciones químicas). Fundamentos de la tecnología: Usualmente un proyecto de recobro mejorado de petróleo usando CO 2 es puesto dentro del lugar cuando la producción de petróleo ha decaído y las tasas de recobro estimados son condenadas de ser inaceptablemente bajas. El CO2 se usa como solvente que se mezcla completamente con el petróleo residual para superar las fuerzas capilares e incrementar la movilidad del petróleo. La eficiencia del desplazamiento es cerca del 100% donde el solvente contacta el petróleo y la miscibilidad ocurre. Un suficiente suplemento de un solvente particular tiene un impacto económico, en Canadá por ejemplo, por la abundancia del gas natural se usa éste como primera opción, mientras que en los Estados Unidos por las grandes reservas de CO2 en los estados del oeste, han sido aprovechadas para el recobro mejorado en los campos de la cuenca Permian al oeste de Texas. Los desplazamientos miscibles de recobro mejorado (EOR) pueden ser subdividas como: Tapón miscible, gas enriquecido y gas conducido a alta presión incluyendo el CO2. Para cada uno de estos procesos existen un rango de presiones o profundidades, temperaturas y gravedades del petróleo necesarias para alcanzar y mantener la miscibilidad. El CO2 tiene mucha menor viscosidad que el petróleo, por lo tanto la estratificación del yacimiento con desarrollo de permeabilidades verticales y horizontales contrastan fuertemente afectando la eficiencia del barrido. Una temprana irrupción, pasando por alto problemas de fingering viscous (adedamientos viscosos) han plagado muchos proyectos. En el proceso de tapón miscible, un tapón líquido de hidrocarburos o CO 2 por encima de la mitad del volumen de poros (PV) del yacimiento es inyectado y mezclado con el petróleo en contacto. Esto es seguido por medio de agua o gas que empuja el tapón a través del yacimiento. El dióxido de carbono es un caso especial de recobro miscible a alta presión. Este gas es altamente soluble en el crudo, expandiendo el petróleo y reduciendo su viscosidad, mientras simultáneamente extrae los hidrocarburos livianos por vaporización. El frente desplazante de gas, enriquecido por hidrocarburos vaporizados a través de múltiples contactos, forma un tapón miscible tan largo como la presión de mínima miscibilidad (MMP) es mantenida. Ya que el CO2 puede extraer componentes más pesados, este es miscible con
crudos teniendo pocos componentes de C 2 -C 6. El dióxido de carbono tiene un menor MMP que el gas natural, nitrógeno o gas de combustión y por lo tanto puede ser aplicado en pozos más someros (yacimientos que poseen una menor presión). El mayor problema con los flujos de gas miscibles para el EOR es la razón de movilidades adversas causadas por las bajas viscosidades típicas del gas inyectado en comparación con el petróleo, quizás por medio de uno o dos órdenes de magnitud. El resultado es un inestable frente entre el gas y el petróleo, el cual permite que se formen y propaguen a través del fluido desplazado adedamientos viscosos, dejando mucho de los hidrocarburos aislados. Actualmente, los medios primarios para atacar estos problemas es la técnica alternada de gas y agua. En este proceso, el agua y el CO2 son alternadas, El proceso WAG pretende el virtual decrecimiento de la movilidad del CO2, manteniendo la presión y salvando costos operativos por medio de la substitución de agua menos costosa. Idealmente, el gas provee miscibilidad y el agua mejora la eficiencia de barrido. Sin embargo, un estudio de WAG en 15 inyecciones de CO2 seguidas por medio de la inyección de Agua. Implica que la segregación gravitacional entre el agua y el gas es pensado de comprometer la efectividad del proceso WAG. Usos del Dióxido de Carbono: La muy alta solubilidad del dióxido de carbono en el petróleo y en menor grado en el agua permite: 1. Una larga reducción en la viscosidad del petróleo y un pequeño incremento en la viscosidad del agua. 2. Expansión del petróleo en un rango del 10 al 20 por ciento (%), dependiendo sobre su tipo de composición y presión de saturación. 3. Reducción en la densidad del petróleo. Esto disminuye el efecto de la segregación gravitacional durante la inyección de CO2 gaseoso. 4. Una reducción de la tensión interfacial. Con CO2 en el estado gaseoso a una presión suficientemente alta donde la miscibilidad con el petróleo pueda ser lograda. 5. Acción química sobre las rocas carbonáticas o lutíticas. Desventajas de la Inyección de CO2: La inyección de CO2 dentro de la zona de petróleo del yacimiento puede conducir a cambios de la solubilidad de asfaltenos en el petróleo. El aumento del gas, (Gas Oil- Rate “GOR” o RGP) mediante el incremento del contenido de metano de un sistema de petróleo rutinariamente causa la precipitación de asfaltenos. (Monger y Trujillo 1987). Experimentalmente se determinó que la cantidad de depósitos de asfaltenos en la superficie de los granos era una función de la cantidad de asfaltenos
disueltos en el petróleo inicialmente. La inyección de CO2 mezclado con petróleo conduce a la deposición de componentes de peso molecular más altos que la inyección de hidrocarburos solamente. El sitio de la deposición de asfaltenos es específico mineralógicamente con los minerales de arcilla y calcita a través de las capas orgánicas. Una de las consecuencias mayores de la inyección de CO2 dentro de las zonas de petróleo en las rocas, es que los granos se convierten recubiertos con cubiertas bituminosas. Esto puede servir para aislar los granos de minerales de los fluidos reactivos así como a su vez resulta en que la roca empiece a incrementar su mojabilidad al petróleo a medida que la inyección de CO2 procede. Existen numerosos aspectos acerca de la inyección de largas cantidades de CO2 dentro del subsuelo. Entre ellos se destaca que la inyección de CO2 dentro de un acuífero salino puede resultar en la precipitación de minerales. La razón para este proceso es que el agua salina típicamente contiene calcio acuoso, entonces el añadir CO2 puede conducir a la precipitación de calcita mediante la reacción del tipo: CO2 También el CO2 inyectado puede reaccionar más allá con los minerales de calcio en el subsuelo: CO2 + H2 O + CaAl2Si2O8 (Anortita) Al2 Si2 O5 (OH) 4 (Caolinita) +CaCO3 (Calcita) La caolinita generada es una partícula discreta de arcilla que reduce la porosidad y permeabilidad ligeramente. A pesar de éstos factores adversos, la disolución de CO2 dentro del agua del acuífero puede conducir a la formación de soluciones ácidas del tipo: CO2 (aq) +2H2O HCO3-+ H+(aq) CaCO3 + 2H+(aq) Ca 2+(aq) + HCO3Tales soluciones ácidas son capaces de causar la disolución de los minerales carbonáticos (o cualquier mineral). Los efectos de la inyección con salmuera más CO2 muestran que la disolución de cementos de carbonatos ocurren directamente como un resultado de la adición de CO2, mediciones de análisis de rocas, revelan que las rocas pueden derivar mayores permeabilidades después de la inyección de CO2 a través de pequeños cambios en la porosidad donde el petróleo residual observado es bajado. El desarrollo de un sistema dual de porosidad tiene potencialmente una gran significancia por la manera que el CO2 podría moverse en el yacimiento (Caso para las areniscas del Mar del Norte cementadas con carbonatos). Dependiendo sobre las condiciones de la inyección de CO2 se puede teóricamente conducir ya sea a la precipitación o disolución de minerales. Actualmente inyectar CO2 dentro del subsuelo no tiene una garantía de éxito o un modelo exacto que represente su comportamiento en la formación.
Descripción del proceso: La inyección de dióxido de carbono es llevado mediante cantidades largas de inyección de CO2 (15 % o más del volumen poroso de hidrocarburos) dentro del yacimiento. Aún siendo el CO2 no miscible con el crudo éste es capaz de extraer los componentes livianos a intermedios del petróleo y si la presión es lo suficientemente alta, desarrolla miscibilidad para desplazar el crudo del reservorio y aumentar el factor de recobro considerablemente. Mecanismos que operan: v Generación de Miscibilidad v Barrido del crudo v Disminución de la viscosidad del petróleo v Reducción de la tensión interfacial entre el petróleo y la fase de CO2petróleo en la región miscible cercana. Ventana de Aplicación: Criterio para proyectar Recobros Mejorados por CO2 miscibles en yacimientos de Petróleo. De acuerdo a Abdus y Thaker (1994): Profundidad: Debe ser lo suficientemente profundo (mayor a los 2000 pies) para permitir una adecuada presión que debe estar estimada en base a la producción óptima (presión mínima de miscibilidad), ésta se encuentra en el rango por encima de 1200 psi para un crudo de alta gravedad API (mayor a 30) a bajas temperaturas, hasta 4500 psi para los crudos pesados a mayores temperaturas. (Valores sugeridos por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) menor a 9800 y mayor de 2000 ft). Gravedad API: Debe ser mayor de 26°API (preferiblemente mayor de 30). Según DOE mayor de 27 hasta 30°API Viscosidad del crudo: Debe ser menor de 15 centipoise (preferiblemente menor de 10 cp).Valores del DOE menor o igual de 10 a 12cp. Composición del crudo: Altos porcentajes de hidrocarburos intermedios (C2 C20) especialmente C5 –C12. Saturación de crudo: Debe ser mayor del 30 por ciento del volumen poroso. Tipo de Formación: Areniscas o Carbonatos con un mínimo de fracturas y altas permeabilidades. Espesor neto: Relativamente delgado.
Permeabilidad promedio: no crítico si suficientes tasas de inyección pueden ser mantenidos. (Según DOE mayor de 1 a 5 md) Datos adicionales suministrados por el DOE: Presión: mayor de 1200 a 1500;[psia]. Temperatura: menor de 250 °F, pero no crítica. Saturación de petróleo residual después de la inyección de agua, fracción del espacio poroso: mayor de 0.25 a 0.30. Limitaciones: 1.- Muy bajas viscosidades de CO2 resultan en un pobre control de la movilidad. 2.-Disponibilidad de CO2. 3.-Temprano rompimiento del CO2. 4.-Corrosión en los pozos productores. 5.-Necesidad de separar el CO2 del hidrocarburo vendible 6.- Represurización de CO2 para su reciclaje. 7.- Un alto requerimiento de CO2 por incremento de barriles producidos. Adicionalmente se van a resaltar los criterios óptimos para los procesos de CO2 miscibles de una simulación (Tabla 1) y un Criterio para la inyección alterna de CO2. (Tabla 2. Crudos desde livianos a pesados) Factores Favorables para las operaciones de inyección de CO2 por ciclos alternos: 1.- Altas saturaciones de petróleo 2.- Yacimientos Profundos 3.-Máximo de 3 ciclos 4.-Altas tasas y volúmenes de inyección 5.-Intervalos de remojo de dos a cuatro semanas 6.-Soporte de presión moderada para la producción. Caso de Estudio
Proceso de Inyección Alterna de CO 2 en un yacimiento dentro del campo Timbalier Bay con empuje de Agua de Fondo. El reservorio (BA) se encuentra ubicado a 4900 pies y fue depositado durante el período del plioceno tardío. La arena es relativamente suave estructuralmente (inclinación menor a 1°) en el área de Timbalier Bay. La formación es no volumétrica con un crudo de gravedad API de 26° (densidad de 0.898 g/cm3) y de recobro de petróleo primario del 18%. El campo Timbalier Bay fue escogido para probar el proceso de inyección por las tuberías de CO2 y facilidades que pudiesen reducir las inversiones. El yacimiento BA fue seleccionado para el Huff and Puff por su alta saturación de petróleo residual y su relativamente baja gravedad API. Dos proyectos para la inyección de CO 2 fueron realizados en el pozo #271 y #272. Previo a la inyección de CO 2, ambos pozos producían con un mecanismo artificial de levantamiento (gas lifting) con cortes de agua del 99%. Después de la inyección de CO2, la producción de cada pozo incrementó a 200 Barriles de petróleo por día (BOPD). Generalmente el proceso de inyección alterna de CO2, administrado apropiadamente, da un rápido pago con un bajo capital de inversión. Estos son factores importantes cuando los precios del petróleo son difíciles de pronosticar. Caracterización del yacimiento: Ésta arena cubre un área de 422 acres y ha sido perforada por medio de 36 pozos. La zona de hidrocarburo original era delgada desde 0 a 30 pies y estaba demarcada por un acuífero. El hidrocarburo original en sitio fue de 4.4 billones de pies cúbicos (BCF) de gas y 5.2 millones de barriles normales de crudo (MMSTB). (Ver Tabla 3. Este yacimiento empieza a producir el 6 de junio 1955 y subsecuentemente ha estado produciendo por medio de 14 pozos. A partir del primero de enero de 1986, al momento del planteamiento de los proyectos de CO 2 la arena tenía un acumulado de 4.165 BCF de gas, 1.08 MMSTB de crudo y 6.6 Millones de barriles de agua (MMBW). El recobro del yacimiento era de 91 % del gas original en sitio de la capa de gas y 18 % del petróleo original en sitio. La baja tasa de petróleo es debido al pobre desarrollo de la arena tope en el norte de la sección del yacimiento, disminución de la capa de gas, pobre eficiencia de barrido y pobres eficiencias de completación. Como resultado, los intentos de estimar los hidrocarburos en sitio por medio del balance de materiales fueron no satisfactorios. Depleción de la capa de Gas: La presión original fue de 2390 psia. Los tres primeros pozos en este reservorio fueron perforados por debajo del contacto gas-petróleo y produjeron a unas altas tasas de gas-petróleo (RGP). Por los primeros seis años la RGP varió entre 10000 y 20000 pies por Barriles [ft/BN]. La presión cayó aproximadamente a 2235 psia en menos de un año y posteriormente se ha mantenido bastante constante.
Después de la disminución de la capa de gas, el banco de petróleo migró dentro y saturó la zona de gas producida. Esto es confirmado por medio de registros sobre los dos pozos #271 y #272(Ver Figura 4), perforados en 1977 en los dos altos estructurales. En ambos, el perfil midió 10’ a 15’ de crudo sobre agua. Algo del petróleo líquido que se movió dentro de la capa de gas vaciada es ahora no recuperable (residual) lo cual resulta en una baja eficiencia de recobro primario. Eficiencia pobre de barrido: La conificación de agua resulta en una baja eficiencia de barrido y es común en yacimientos con bandas delgadas de crudo de alta permeabilidad asociados a acuíferos. La viscosidad estimada de este crudo de 26°API a la presión y temperatura del yacimiento es de 2.8 cp proveyendo una no favorable razón de movilidades de aproximadamente 6. La tasa de producción crítica por encima de la cual la conificación del agua ocurrirá fue calculada. La conificación del agua sucedió porque el yacimiento fue producido sobre la tasa crítica. Aunque la conificación ocurrió, los recobros fueron maximizados para este tipo de reservorio. Pero la conificación de agua igualmente disminuyó la eficiencia de barrido y por lo tanto la recuperación primaria. Procedimiento de la Inyección alterna de CO2: La respuesta del incremento de petróleo esperado de 600 barriles normales (STB) por pozo fue estimado. Además un volumen de inyección de CO2 de 500 toneladas y un intervalo de remojo de dos semanas fueron mayormente reportados. Esta información fue usada como una guía para desarrollar el procedimiento general para ambos pozos: · Registros de Caliper y temperatura fueron corridos · Muestras de petróleo, agua y gas fueron reunidos para el programa de inhibición de corrosión. · Datos de presión de build-up (restauración de presión) fueron reunidos. · El anular entre el revestidor y la tubería fueron tratados con químicos que inhiben la corrosión. · Cada pozo fue probado por varios días para establecer niveles bases de tasas de producción. · 600 toneladas de CO2 fueron inyectadas en cada pozo. · Los pozos fueron cerrados para permitir que el CO2 contactara el petróleo. · Los pozos fueron abiertos después de diferentes periodos de cierre. La diferencia en los intervalos de remojo para los dos pozos fueron porque tanto
el pozo #271 y #272 compartían una línea de flujo común para las facilidades de producción de CO2 y solo un pozo podía ser probado a la vez. · Si el pozo producía a una alta tasa de producción de CO2 sin ningún fluido por 24 horas, el pozo era cerrado de nuevo, para evitar el vaciamiento del CO2 y la prematura caída de energía, además de permitir un mayor contacto del CO2 con el petróleo. Resultados: Se ha concluido que un proceso inmiscible se incrementa el recobro de petróleo por la expansión del crudo por el CO2 (Tabla 4. Valores promedios en general). Adicionalmente, se encontró que los tratamientos de inhibidores de corrosión de CO2 fueron efectivos. La estimulación del CO2 permitió un incremento de las tasas de petróleo producido en ambos proyectos. Las eficiencias del pozo #271 fueron cercanas al ideal con un incremento de petróleo de prácticamente el doble del estimado. En comparación las eficiencias del recobro en el pozo #272 fueron menores a las ideales con solo la mitad del incremento supuesto. Se atribuye a un mejor desarrollo de la arena hidrocarburífera en el primer pozo y que el pozo #271 fue cerrado por un mayor tiempo 51 días, mientras que el #272 sólo por 28 días. (Ver Tabla 5 y 6. Historia de Producción Figura 7). El proceso de desplazamiento es prácticamente llevado por debajo de la presión mínima de miscibilidad. Una prueba de Slim Stube (Tubo Delgado) conducida para estimar la MMP usando una muestra de gas y crudo recombinado confirmaría esto. Conclusiones 1.-No existen métodos adecuados para predecir correctamente el incremento de la producción de petróleo. 2.- El proceso de inyección alterna de CO2 incrementó el recobro de éste yacimiento con un acuífero asociado que había alcanzado muy altos cortes de agua de la conificación. 3.-El proceso de Huff and Puff fue inmiscible y el incremento del petróleo producido fue de 11047 y 3264 barriles respectivamente en el pozo #271 y #272 a través de la expansión del petróleo y reducción de la viscosidad que afecto el flujo fraccional. 4.-Un intervalo de cierre de 51 días versus uno de 28 días puede aumentar el incremento de petróleo recuperable en la arena.
5.- Un volumen de inyección de CO 2 de 738 toneladas contra uno de 602 toneladas es favorable para una mejor estimulación y posible recobro. 6.-El proceso de Inyección alterna de CO2 puede ser económico en el campo Timbalier Bay inclusive a precios menores que 20$/BN y costos de CO 2 de 40 $/tonelada. Referencias 1. CARCOANA, A. “Applied Enhanced Recovery”, Prentice Hall (1992). 2. DONALDSON, E.C., CHILINGARIAN, G.V., YEN, T.F.: “Enhanced Oil Recovery, II Processes and Operations”, Elsevier, E.E.U.U. (1989). 3. SATTER, A., THAKER, G. “Integrated Petroleum Reservoir Management. A Team Approach”, PennWell Books, E.E.U.U. (1994). 4. Singh-Mohammed, Singhal, A. K and Sim) “Screening Criteria for Carbon Dioxide Huff ‘n’ Puff Operations”, SPE 100044, presented at the 2006 SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery (2006). 5. SIMPSON, M.R. “The CO2 Huff ‘n’ Puff Process in a Bottomwater Drive Reservoir”, Chevron USA. INC.SPE 16720 6. Baines S.J. and Worden R.H. “Geological Storage of Carbon Dioxide”. Geological Society. Special Publication 233. 7. Department of Earth Ciences, University of Liverpool and HIS Energy Group, 5333 Westheimer Road, Suite 100, Houston, Texas 77056, USA “Geological sequestration of CO2 in the subsurface: lessons from CO2 injection enhanced oil recovery projects in oilfields.” 8. HARTMANN DAN AND BEAUMONT EDWARD.“Predicting Reservoir System Quality and Performance”. 9.
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