Resultados de la búsqueda

La búsqueda en las categorías "Recuperación Secundaria y Mejorada"  produjo 89 resultado(s)

Mostrar menos detalle

Buscar palabras clave en...

y

Categorías

Organismo

Idioma

Ordenar resultados por...

Calificación:

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.

Calificación:

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.

Calificación:

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.

Calificación:

El Proyecto Samaria Somero se encuentra ubicado en el Activo de Producción Samaria Luna de la Subdirección de Campos Terrestres, a 17km de Villahermosa Tabasco. Este se enfoca en la explotación de las arenas del campo Samaria con profundidades de 700 a 3000 m, las cuales contienen crudos Pesados y Extrapesado. El aceite pesado se encuentra a profundidades de 1000m hasta 3000m y el aceite extrapesado a profundidades de 700m hasta 1000m, en este último tipo de yacimiento por ser productor de aceite con viscosidades de 365cp a 43,047cp a condiciones de yacimiento el aceite no fluye de manera natural, es necesario un sistema artificial de producción como son el BM o BCP, e incluso, para mejorar el factor de recuperación se requiere la aplicación de procesos térmicos, el calor disminuye la viscosidad y con ello se mejora la eficiencia del desplazamiento y de la extracción como resultado de una razón de movilidad más favorable.

Calificación:

La técnica de inyección de agua de baja salinidad es un proceso que permite incrementar el factor de recuperación cuando la salinidad del agua inyectada se reduce por abajo de 10,000 ppm. Pruebas en laboratorio de desplazamiento forzado demuestran que se puede recuperar hasta 29 % más de aceite en tapones de areniscas Berea y de un pozo de la región sur-este. El análisis de los efluentes evidencia la ocurrencia de varios de los mecanismos considerados como favorecedores del efecto de baja salinidad como: intercambio iónico, incremento del pH, disminución de la tensión interfacial salmuera-aceite y liberación de finos.

Mostrando 1-5 resultados de 89