1,721,039 research outputs found
Going Beyond Counting First Authors in Author Co-citation Analysis
Full text linkThe present study examines one of the fundamental aspects of author co-citation analysis (ACA) - the way co-citation
counts are defined. Co-citation counting provides the data on which all subsequent statistical analyses and mappings
are based, and we compare ACA results based on two different types of co-citation counting - the traditional type that
only counts the first one among a cited work's authors on the one hand and a non-traditional type that takes into
account the first 5 authors of a cited work on the other hand. Results indicate that the picture produced through this non-traditional author co-citation counting contains more coherent author groups and is therefore considerably clearer. However, this picture represents fewer specialties in the research field being studied than that produced through the traditional first-author co-citation counting when the same number of top-ranked authors is selected and analyzed. Reasons for these effects are discussed
Quantifying the effects of feeder chimneys on trapping mechanisms at the Sleipner CO2 storage site
No full textCO2 lagring fra Sleipner Øst feltet i akviferen Utsira Fm har foregått siden 1996. CO2- akkumulasjonen overvåkes nøye for å forhindre lekkasje, dette har blant annet foregått ved flere gjentatte seismiske undersøkelser. Fra disse gjentatte seismiske undersøkelsene har ni sterke seismiske refleksjoner blitt kvantifiser som CO2 som erstatter vannet i akviferen, og videre tolket som CO2 distribuert under ni lag med tynn skifer inni det ellers homogene reservoaret.
Videre, er det blitt observert vertikale soner av forstyrrende eller nedtonede amplituder tolket som feeder chimneys. I tillegg utvikler flere av CO2 lagene seg uavhengig fra de andre lagene, og uten tilknytning observerte feeder chimneys. Fra disse observasjonene er feeder chimneys indirekte tolket som en forklaring på den laterale og vertikale migrasjonen.
Hovedmålet med dette arbeidet er å forbedre den geologiske forståelsen av disse feeder chimneys, og de resulterende dynamiske strømningseffektene.
Dette prosjektet vil bruke de nylig publiserte Sleipner-dataene fra the CO2 storage data consortium. Datasettene inkluderer: flowmodelling dataset, seismiske data og brønndata. Prosjektet vil bruke Sleipner 2019 Benchmark Model, støttet av 4D seismiske data fra 1994 frem til 2010.
Kvantifisere effektene av de vertikale feeder chimneys vil være hovedfokuset. Dette vil bli gjort gjennom en Eclipse 300 modellering av CO2 akkumulasjonen, hvor egenskapene endres til å likne ulike typer geologi. Målet er å forbedre den geologiske forståelsen og forståelsen for CO2-migrasjon, både vertikalt og horisontalt, samt lekkasjedeteksjon
Large-scale CO2 Injection Analysis: understanding pressure variation in multiple compartments using analytical and computational analysis approaches
Full text linkInjecting carbon dioxide into deep saline aquifers and then storing it by physically and chemically trapping, is one viable strategy for reducing greenhouse gas emissions and mitigating global warming. To ensure the security of storage, it is vital to comprehend the long-term variations in pressure after the injection of CO2 and the pressure limits during injection.
The study area of this project is the Smeaheia area, located in the eastern margin of the Horda Platform, around 20~35 km offshore Western Norway. The Viking Group is the main storage group, where the Sognefjord Formation, the Fensfjord Formation and the Krossfjord Formation act as the major storage units and are the focus of this project.
The problem is investigated using a basin fluid delta-pressure approach and the "box method", with a focus on parameter estimation. To combine with the real cases, the subsurface compartments are also divided into different scenarios based on the faults map to apply the "box method". The "box method" is a way of defining the pressure limit and the compressibility limit on basis of the initial estimation of parameters. Then the pressure variation in each compartment is obtained using an analytical method and the injection result for each compartment is calculated as well. After randomly sampling the variables, a more accurate range for each parameter is generated, on basis of this, the pressure situation and the mass of injected CO2 are estimated in different time periods. Machine learning approaches can also be applied to the results in future study.
Furthermore, to figure out the deterministic factors, tornado plots are generated for the initial parameters and the PCA method is then applied to further analyse the results. The analysis indicates that both the geometric parameters and injectivity values can have a significant impact on the injection
Large-scale CO2 Injection Analysis: understanding pressure variation in multiple compartments using analytical and computational analysis approaches
No full textInjecting carbon dioxide into deep saline aquifers and then storing it by physically and chemically trapping, is one viable strategy for reducing greenhouse gas emissions and mitigating global warming. To ensure the security of storage, it is vital to comprehend the long-term variations in pressure after the injection of CO2 and the pressure limits during injection.
The study area of this project is the Smeaheia area, located in the eastern margin of the Horda Platform, around 20~35 km offshore Western Norway. The Viking Group is the main storage group, where the Sognefjord Formation, the Fensfjord Formation and the Krossfjord Formation act as the major storage units and are the focus of this project.
The problem is investigated using a basin fluid delta-pressure approach and the "box method", with a focus on parameter estimation. To combine with the real cases, the subsurface compartments are also divided into different scenarios based on the faults map to apply the "box method". The "box method" is a way of defining the pressure limit and the compressibility limit on basis of the initial estimation of parameters. Then the pressure variation in each compartment is obtained using an analytical method and the injection result for each compartment is calculated as well. After randomly sampling the variables, a more accurate range for each parameter is generated, on basis of this, the pressure situation and the mass of injected CO2 are estimated in different time periods. Machine learning approaches can also be applied to the results in future study.
Furthermore, to figure out the deterministic factors, tornado plots are generated for the initial parameters and the PCA method is then applied to further analyse the results. The analysis indicates that both the geometric parameters and injectivity values can have a significant impact on the injection
Impact of Permeability Variations and Well Placement on CO₂ Storage Efficiency in Saline Aquifers Utilizing 3D Visualization Techniques
Full text linkForskningsspørsmålet i denne studien fokuserte på hvordan CO2 kan lagres mer effektivt
under jorden og hvilke parametere som påvirker lagringseffektiviteten i salinakviferer.
Spesielt ble effekten av permeabilitet og plassering av brønner/injektorer på
CO2-lagringseffektiviteten undersøkt. Målet var å fastslå hvordan varierende permeabilitetsnivåer
bidrar til lagringseffektiviteten og om plasseringen av injeksjonsbrønner
påvirker denne effektiviteten. Selv om andre faktorer som påvirker lagringseffektiviteten
ble anerkjent, fokuserte denne studien utelukkende på effektene av permeabilitet og brønnplassering.
Metodikken involverte å modifisere en eksisterende reservoarmodell for å reflektere
endringer i permeabilitet og brønnplasseringer. Disse modifikasjonene ble visualisert ved
hjelp av Eclipse 300, noe som tillot observasjon av CO2-plumen og gassmetningen under
forskjellige scenarier. Ulike parametere ble målt ved bruk av ResInsight, og resultatene
ble tolket ved å erstatte målte parametere i lagringseffektivitetsformelen.
Undersøkelsen av effektene av permeabilitetsendringer og brønnplassering på CO2-
lagringseffektiviteten ga viktige innsikter. Det ble funnet at en liten reduksjon av svært
lave permeabiliteter reduserer lagringseffektiviteten ved lavere injeksjonshastigheter, mens
ved høyere hastigheter forblir effektiviteten stort sett uendret. Å homogenisere reservoarpermeabiliteten
ga varierte resultater: ved lavere hastigheter reduserte det lagringseffektiviteten
ved å eliminere potensielle CO2-feller, men ved høyere hastigheter forbedret
det effektiviteten ved å legge til rette for en jevn CO2-strøm. En 10% reduksjon i permeabilitet
senket konsekvent effektiviteten, spesielt ved økte injeksjonshastigheter. I tillegg
ble det funnet at brønnplassering betydelig påvirket lagringseffektiviteten, med nedadskråning
av brønnplasseringer som forbedret lagringen sammenlignet med oppadskråning,
sannsynligvis på grunn av forbedret CO2-migrasjon og akkumuleringsdynamikk. Disse
funnene understreker viktigheten av å optimalisere reservoarpermeabilitet og strategisk
brønnplassering for å maksimere CO2-lagringseffektiviteten tilpasset spesifikke injeksjonshastigheter.The research question addressed in this study focused on how CO2 can be stored more efficiently
underground and the parameters that affect its storage efficiency in saline aquifers.
Specifically, the effects of permeability and well/injector placement on CO2 storage efficiency
were examined. The objective was to determine how varying permeability levels
contribute to storage efficiency and whether the placement of injection wells impacts
this efficiency. While other factors influencing storage efficiency were acknowledged, this
study concentrated solely on the effects of permeability and well placement.
The methodology involved modifying an existing reservoir model to reflect changes
in permeability and well locations. These modifications were visualized using Eclipse
300, allowing for observing the CO2 plume and gas saturation under different scenarios.
Various parameters were measured using ResInsight, and the results were interpreted by
substituting measured parameters in the storage efficiency formula.
Investigating the effects of permeability changes and well placement on CO2 storage
efficiency yielded critical insights. It was found that reducing very low permeabilities
slightly decreases storage efficiency at lower injection rates, while at higher rates, the efficiency
remains largely unchanged. Homogenizing reservoir permeability produced varied
outcomes: at lower rates, it decreased storage efficiency by eliminating potential CO2
traps, but at higher rates, it improved efficiency by facilitating consistent CO2 flow.
A 10% reduction in permeability consistently lowered efficiency, especially at increased
injection rates. Additionally, well placement was found to significantly impact storage
efficiency, with downdip well placements enhancing storage compared to up-dip positions,
likely due to improved CO2 migration and accumulation dynamics. These findings underscore
the importance of optimizing reservoir permeability and strategic well placement
to maximize CO2 storage efficiency tailored to specific injection rates.
Factors Governing Pressure Behavior Under CO2 Injection in a Faulted Basin-Scale Model
Full text linkFullskala CO2-fangst og lagringsprosjekter vil kunne bidra som et effektivt klimatiltak ved å redusere konsentrasjonen av drivhusgasser i atmosfæren. Geologiske formasjoner med egnede lagringsbetingelser har enorme lagringspotensialer. En sentral utfordring er imidlertid regulering og kontroll av poretrykk. Trykkregulering under CO2 injeksjon blir justert med en enkel volumbegrensning kombinert med en likning for injisert volum over tid. Sluttproduktet blir en komplisert trykkreguleringsmetode basert på et antall ukjente parametere. Metoden er videre anvendt på prospektet Smeaheia, et strukturelt forkastet område som er lokalisert utenfor vestkysten av Norge. Klassifisering og tolkning av forkastninger er utført i Petrel, hvor tre separate senarioer for forkastningsblokkene er satt sammen. Senarioene er evaluert ved hjelp av overnevnt metode, der trykket i forkastningsblokkene påvirkes av en rekke faktorer. Faktorene som påvirker volumbegrensningene viser seg å være mindre sentrale. Dette gjelder kompressibilitet, totalt porevolum og trykkendring. Faktorene som direkte påvirker injektivitetslikningen viser seg å være mer sentrale. Dette er faktorer som initialtrykk, maksimalt trykk, injektivitetsindeks og skaleringsparameteren A. Parameterfordelinger og forholdene mellom disse er ansett meget usikre. Derfor presenteres også en introduksjon av uovervåket maskinlæring utført på data fra trykkreguleringen på Smeaheia. Resultatene herfra vil gi en pekepinn til nødvendig videreutvikling og en mer avansert analyse.Large-scale deployment of carbon capture and storage will be an important effort to mitigate the concentration of greenhouse gases in the atmosphere. Geological formations offer great resources to CO2 storage, where pressure management under injection is a key issue. A pressure management approach is put together by combining a simple box volume approach with a basin geo-pressure approach. The result is a complex equation of many unknown, uncertain parameters. The approach is applied to the Smeaheia storage prospect, a faulted region offshore the west coast of Norway. Review of fault seal analysis and fault interpretation in Petrel is carried out as to construct three contrasting scenarios of fault compartments in the prospect area. As the pressure management approach is applied to the compartments, several factors are found to influence the pressure behavior. Factors affecting the volumetric constraints from the box volume approach are found less important when injecting into the compartments, being compressibility, total pore volume, and pressure change. Factors directly affecting the compartment pressure through the injectivity equation of the basin geo-pressure approach are found more controlling, being initial pressure, maximum well pressure, the injectivity index, and the scaling parameter A. The parameter distributions and their relationships are contemplated uncertain, and an introductory application of unsupervised machine learning is meant to present opportunity of further developing a deeper analysis
Variations on the Author
Full text link“Variations on the Author” discusses two of Eduardo Coutinho’s recent films (Um Dia na Vida, from 2010, and Últimas Conversas, posthumously released in 2015) and their contribution to the general question of documentary authorship. The director’s filmography is characterized by a consistent yet self-effacing form of authorial self-inscription: Coutinho often features as an interviewer that rather than express opinions propels discourses; an interviewer that is good at listening. This mode of self-inscription characterizes him as an author who is not expressive but who is nonetheless markedly present on the screen. In Um Dia na Vida, however, Coutinho is completely absent form the image, while Últimas Conversas, on the contrary, includes a confessional prologue that moves the director from the margins to the center of his films. This article examines the ways in which these works stand out in the filmography of a director who offers new insights into the notion of cinematic authorship
Quantifying the effects of feeder chimneys on trapping mechanisms at the Sleipner CO2 storage site
Full text linkCO2 lagring fra Sleipner Øst feltet i akviferen Utsira Fm har foregått siden 1996. CO2- akkumulasjonen overvåkes nøye for å forhindre lekkasje, dette har blant annet foregått ved flere gjentatte seismiske undersøkelser. Fra disse gjentatte seismiske undersøkelsene har ni sterke seismiske refleksjoner blitt kvantifiser som CO2 som erstatter vannet i akviferen, og videre tolket som CO2 distribuert under ni lag med tynn skifer inni det ellers homogene reservoaret.
Videre, er det blitt observert vertikale soner av forstyrrende eller nedtonede amplituder tolket som feeder chimneys. I tillegg utvikler flere av CO2 lagene seg uavhengig fra de andre lagene, og uten tilknytning observerte feeder chimneys. Fra disse observasjonene er feeder chimneys indirekte tolket som en forklaring på den laterale og vertikale migrasjonen.
Hovedmålet med dette arbeidet er å forbedre den geologiske forståelsen av disse feeder chimneys, og de resulterende dynamiske strømningseffektene.
Dette prosjektet vil bruke de nylig publiserte Sleipner-dataene fra the CO2 storage data consortium. Datasettene inkluderer: flowmodelling dataset, seismiske data og brønndata. Prosjektet vil bruke Sleipner 2019 Benchmark Model, støttet av 4D seismiske data fra 1994 frem til 2010.
Kvantifisere effektene av de vertikale feeder chimneys vil være hovedfokuset. Dette vil bli gjort gjennom en Eclipse 300 modellering av CO2 akkumulasjonen, hvor egenskapene endres til å likne ulike typer geologi. Målet er å forbedre den geologiske forståelsen og forståelsen for CO2-migrasjon, både vertikalt og horisontalt, samt lekkasjedeteksjon.CO2 injection at Sleipner into the shallow marine sand of Utsira Fm began in 1996, and is still ongoing. The plume has been monitored with nine time lapse seismic reflection surveys. From the repeated seismic surveys nine strong seismic reflections has been quan- tified as a result of CO2 replacing brine, and further been interpreted as CO2 distributed beneath nine layers of thin shale within the otherwise homogeneous reservoir.
However, vertical features of disturbed or dimmed amplitudes interpreted as feeder chimneys are also observed. Additionally, several CO2 plume layers develop separately from the other layers, without any associated feeder chimneys. From these observations, feeder chimneys have been interpreted indirectly as an explanation for the lateral and ver- tical migration. The main goal of this work is to improve the geological interpretation of these features from flow modelling using Eclipse 300.
The project will use the newly published Sleipner data from the CO2 storage data consortium. The datasets available include; Seismic data, injection well datasets and flow modelling datasets. The project will use the Sleipner 2019 Benchmark Model, supported by the 4D seismic data up to 2010. Quantifying the effects of the vertical feeders will be the main focus along with geological interpretation and analysis of the dynamic flow effects of the vertical feeders at the Sleipner CO2 storage site. This will improve understanding of CO2 migration, both vertically and laterally, and leakage detection
Factors Governing Pressure Behavior Under CO2 Injection in a Faulted Basin-Scale Model
No full textFullskala CO2-fangst og lagringsprosjekter vil kunne bidra som et effektivt klimatiltak ved å redusere konsentrasjonen av drivhusgasser i atmosfæren. Geologiske formasjoner med egnede lagringsbetingelser har enorme lagringspotensialer. En sentral utfordring er imidlertid regulering og kontroll av poretrykk. Trykkregulering under CO2 injeksjon blir justert med en enkel volumbegrensning kombinert med en likning for injisert volum over tid. Sluttproduktet blir en komplisert trykkreguleringsmetode basert på et antall ukjente parametere. Metoden er videre anvendt på prospektet Smeaheia, et strukturelt forkastet område som er lokalisert utenfor vestkysten av Norge. Klassifisering og tolkning av forkastninger er utført i Petrel, hvor tre separate senarioer for forkastningsblokkene er satt sammen. Senarioene er evaluert ved hjelp av overnevnt metode, der trykket i forkastningsblokkene påvirkes av en rekke faktorer. Faktorene som påvirker volumbegrensningene viser seg å være mindre sentrale. Dette gjelder kompressibilitet, totalt porevolum og trykkendring. Faktorene som direkte påvirker injektivitetslikningen viser seg å være mer sentrale. Dette er faktorer som initialtrykk, maksimalt trykk, injektivitetsindeks og skaleringsparameteren A. Parameterfordelinger og forholdene mellom disse er ansett meget usikre. Derfor presenteres også en introduksjon av uovervåket maskinlæring utført på data fra trykkreguleringen på Smeaheia. Resultatene herfra vil gi en pekepinn til nødvendig videreutvikling og en mer avansert analyse
- …
