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La búsqueda en las categorías "Yacimientos"  produjo 475 resultado(s)

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In-situ oil-in-water emulsion generation, using modified silica hydrophilic nanoparticles as emulsifier, has been proposed as an enhanced oil recovery process. The nanoparticles are injected as an aqueous dispersion; its hydrophilic character allows emulsifying the immobile heavy oil, and transports it out of the reservoir as a low viscosity fluid. Generating the emulsions in the reservoir was suggested because it offers numerous advantages. The first advantage is low injectivity pressures due to the low dispersion viscosity. Also, the size of nanoparticles (5 nm) yields a better emulsion stability. 12 nanoparticle dispersions were created using nanoparticle concentrations of 0.5, 2.0 and 5.0 wt%, deionized water or brine made with 0.5 wt% of Sodium Chloride. These dispersions were tested to investigate their ability to generate oil-in-water emulsions. Emulsion generation experiments included interfacial tension measurements, microscopy and emulsion viscosity measurements. Results obtained indicated that the nanoparticles lead to a reduction of the interfacial tension of the heavy oil and the dispersion. Six core flooding experiments were conducted to study the effect of the nanoparticle dispersion flooding on the final recovery under different settings. Two types of core plugs with permeabilities of 150 mD and 2,300 mD, and two heavy oils with viscosities of 600 cP and 3500 cP were combined to establish the original experiment conditions. Tertiary heavy oil recoveries ranged from 20% to 64 % of OOIP were obtained. The results throughout these experiments suggest that if the reservoir conditions (e.g. permeability, porosity and oil viscosity) are adequate, the nanoparticle dispersion flooding may be a reliable alternative to the thermal recovery processes.

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Downhole fluid analysis (DFA) has enabled the cost-effective measurement in-situ in oil wells of a variety of chemical properties of reservoir crude oils. An immediate benefit of DFA is the improvement of the sample quality of the reservoir fluid in the subsurface environment. In addition, this early feedback on the nature of the reservoir fluid aids in understanding key reservoir challenges. DFA also enables the accurate determination of fluid gradients in the reservoir in both vertical and lateral directions. These gradients can then be analyzed in a thermodynamic equation of state (EoS) context; the gas-liquid properties can be modelled with the cubic EoS and the asphaltene gradients equilibrium can be modelled with the Flory- Huggins-Zuo (FHZ) EoS with its reliance on the Yen-Mullins model of asphaltenes. Time dependent processes in geologic time can be modelled by adding appropriate dynamic terms to the EoS. Simple thermodynamic models can then be used to understand distributions of key fluid properties for reservoir crude oils and aid in simulating production. This thermodynamic analysis of the geodynamics of reservoir fluids fills a gap in the industry’s modelling of reservoir fluids. Traditional basin modelling predicts what fluids enter the reservoir. This new geodynamic modelling coupled with DFA measurements determines what transpired in geologic time with fluid distributions within the reservoir. The output of this fluid geodynamic modelling can then be used as input for traditional reservoir simulation for production. This new understanding of reservoir fluid geodynamics is made possible by new DFA measurements coupled with new FHZ EoS with the Yen-Mullins model.

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El yacimiento Ku-Cretácico está constituido predominantemente por dolomías y calizas fracturadas, este yacimiento inició a producir en marzo de 1981 aceite negro de 21 a 22 °API, a través de sus 35 años de explotación se ha recuperado aproximadamente el 53% de su volumen original, lo que lo cataloga como un yacimiento maduro, el objetivo de este trabajo es identificar los elementos que afectan la dinámica de flujo de cada pozo y del medio poroso a través del análisis integrado de: pruebas de presión, modelo geológico y análisis del comportamiento de presión del yacimiento en periodos cortos identificaron límites al flujo, tomando en cuenta estos límites se analizaron las mediciones históricas de los registros TMDL, CNT, incremento de la relación gas-aceite e irrupciones de agua de los pozos en función de tiempo y ubicación espacial de sus intervalos productores, definiéndose cuatro zonas en el yacimiento con diferentes posiciones y avance del CGA.

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En la técnica de recuperación de hidrocarburos mediante la inyección de nanofluidos se presentan fenómenos como adsorción, desorción, bloqueo, dispersión y transporte modificando estos las propiedades del sistema roca/fluido (mojabilidad, tensión interfacial, viscosidades, permeabilidades, entre otras) logrando así aumentar la recuperación de aceite. Por lo anterior e implementando dichos fenómenos y propiedades antes mencionadas, en este trabajo se presenta un modelo matemático basado en ecuaciones de transporte de masa y cantidad de movimiento para los fluidos presentes en el medio poroso y las nanopartículas. Las consideraciones hechas en el presente modelo son: fluido incompresible, medio poroso homogéneo e isotrópico, flujo bifásico, fases homogéneas, efectos de gravedad despreciables, presión capilar, isotérmico, unidimensional, nanopartículas presentes en la fase mojante, esféricas y homogéneas. Adicionalmente se toma en cuenta en el modelo los cambios de porosidad y permeabilidad.

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Varios campos del Activo de Producción Cinco Presidentes (APCP), por sus características de explotación, son susceptibles a la implementación de procesos de recuperación adicional. El Campo Ogarrio, en particular, presenta excelentes características petrofísicas y su volumen de petróleo remanente es considerable. El Campo Ogarrio tiene un factor de recuperación por agotamiento natural a Febrero de 2015 del 21.6% y el final estimado será de 27%. El resto, es potencial para proyectos de recuperación secundaria y/o mejorada. El objetivo del desarrollo de este trabajo fue obtener la mejor opción técnicoeconómica para incrementar la recuperación de petróleo en el Campo Ogarrio, mediante: el análisis de inyección de CO2, N2 y agua, en el dominio C3 de la Arena E-180 del Campo Ogarrio, Bloque A. Se documentó el escrutinio de procesos de recuperación mejorada (PRM), el desarrollo del modelo estático, la construcción del modelo dinámico y la elaboración de pronósticos de producción, empleando tres fluidos de inyección (CO2, N2 y agua) en un área del Campo Ogarrio y así como su análisis económico. Se realizó una metodología para identificar, cuantificar y evaluar las variables que intervienen en el modelo de simulación y determinar su influencia en los pronósticos de producción, mediante el empleo de un análisis de incertidumbre (Montecarlo y Evolución Estratégica), el cual servirá para el diseño de una prueba piloto de recuperación secundaria y/o mejorada, para consiguientemente diseñar un proyecto a escala de campo. Se recomienda inyectar agua para incrementar la presión y posteriormente analizar la opción de inyectar CO2 en forma cercana a la miscibilidad.

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