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La búsqueda en los organismos "Asociación de Ingenieros Petroleros de México"  produjo 113 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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A partir de la compilación de la información de pozos y de la interpretación geológica y sísmica, se estableció la Estratigrafía del Campo Tajín, identificando el sistema petrolero y las rocas almacenadoras con potencial económico, además de comprender el marco geológico regional y la componente estructural del campo, determinándose los diferentes tipos de entrampamiento estratigráfico – estructural que favorecen a la acumulación de hidrocarburos en los yacimientos de areniscas de la Formación Chicontepec, lográndose establecer una relación directa con la productividad, resaltándose zonas con condiciones propicias para continuar de manera optimizada el desarrollo del campo, jerarquizando las áreas de oportunidad, disminuyendo la incertidumbre a partir de la implementación de pozos convencionales y no convencionales que permitan maximizar la extracción de los hidrocarburos de manera eficaz y eficiente. Este análisis permitió discernir que la productividad de los pozos depende de varios factores como son el espesor de las areniscas (erosión), el entrampamiento, la posición estructural, las condiciones sedimentológicas y el tipo y efectividad de la terminación, así mismo se conceptualizó un modelo geológico para la Formación Chicontepec.

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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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En esta nueva etapa de PEP ahora como Empresa Productiva del Estado (EPS PEP), se propone impulsar y facilitar el intercambio de conocimiento técnico en función de procesos críticos con una herramienta tecnológica llamada (Portal del Saber, PS), esta plataforma es el espacio para la gestión de procesos de conocimiento, como son: intercambio de Mejores Prácticas (MP) y Lecciones Aprendidas (LA), gestión de seminarios técnicos y propiedad intelectual (PI), resguardo de pruebas tecnológicas y resultados de consorcios académicos, así como administrar el acceso a fuentes externas de información de petróleo y gas de reconocido prestigio internacional (figura 1). La herramienta tecnológica en comento (PS), es el resultado de la estrategia táctica del Modelo de Administración del Conocimiento de PEP (MACPEP) (ver figura 2), la cual permite documentar y resguardar el conocimiento técnico de forma homologada. Está conformada por los siguientes minisitios: Bóveda del Conocimiento (BC), glosario técnico PetroPEPdia, Comunidades de Aprendizaje (CA), Gestión de Propiedad Intelectual (GEPI-PEP), Redes de Especialistas (RE) y Seminarios Técnicos (ST). Con esta iniciativa, PEP busca impulsar el uso de la información para generar y resguardar el conocimiento técnico de la organización que facilite realizar sus actividades sustantivas. Actualmente, muchas de las empresas más destacadas en el sector energético han implementado iniciativas o sistemas para administrar el conocimiento derivado de la experiencia técnica inmersa en los individuos, los cuales conforman el talento técnico o capital intelectual. Este artículo describe el camino seguido por PEP para desarrollar su propia plataforma tecnológica, diseñada con base en estándares tecnológicos mundiales, incluyendo un buscador eficiente de información basado en una taxonomía empresarial y esquemas de seguridad de información, respaldos y tutoriales de uso. Cuenta con el correspondiente registro de derechos de autor y está en trámite el registro de la marca comercial.

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En el presente trabajo se dará a conocer el beneficio y las ventajas al diseñar pozos de gas seco, gas húmedo y gas y condensado empleando la metodología de envolvente operativa. Esta metodología es una herramienta que al ser implementada permite visualizar el diseño del pozo optimo que ayudara a conservar la energía del pozo y que esta perdure la vida productiva prevista sin que se presenten problemas erosivos o de colgamiento de líquidos. La envolvente operativa unifica tres aspectos fundamentales como lo es el potencial productivo del pozo, que es representado por una curva de presión en cabeza contra gasto de gas en base a las propiedades de afluencia del yacimiento y la capacidad de transporte de la instalación, otra de las condiciones necesarias para la metodología es la curva del gasto critico de erosión de tubería, obtenida a partir de la expresión recomendada por el API RP 14E garantizando un margen de seguridad que evita los problemas erosivos de las tuberías evitando fugas y así mismo el descontrol del pozo. Finalmente para asegurar que el pozo no se ahogue y exista la remoción de líquidos es necesario la curva de gasto critico de remoción de líquidos, obtenida a partir de la ecuación Flores-Avila, 2002 que contempla mejoras en comparación con la expresión tradicional propuesta por Turner, 1969. Las tres curvas generan un área que define las condiciones seguras de operación aprovechando al máximo la energía propia del yacimiento y así mismo preservando la vida fluyente del pozo.

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