Sample records for FLUIDOS DE DEPOSITOS (reservoir fluids)
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Parámetros elásticos y acústicos Para la predicción de fluidos y litología en el lago de Maracaibo./ Elastic and acoustic parameters for the prediction of fluids and lithology in the lake of maracaibo.

NARANJO TORRES, JOSÉ ANTONIO; MONTERO, GERMÁN; NÚÑEZ, GERARDO
2007-06-01

Resumen en español Se ha demostrado que las propiedades de las rocas del yacimiento y de los fluidos contenidos en su interior están relacionadas con los parámetros geomecánicos de éstas. En esta investigación, la dependencia entre los parámetros elásticos y acústicos de las rocas se obtuvieron por medio de la velocidad de la onda compresional (V P), la velocidad de onda de cizalla (V S) y la densidad (r) obtenida a través de registros de pozo. Como resultado del análisis, se demu (mas) estra que los parámetros anteriormente mencionados tienen que ser tomados en conjunto y no por separado, para clasificar las litologías estudiadas. Sin embargo, dos de los parámetros estudiados pueden ser utilizados para indicar las diferencias entre litologías, a través de gráficos correlacionados pero no para discriminar el contenido de fluidos en las arenas. Resumen en inglés It has been demonstrated that the properties of reservoir rocks and the fluids contained in their interior are related to their geomechanical parameters. In this study, the relationship between the elastic and acoustic parameters of the rocks was obtained by means of the velocity of the compressional wave (V P), the velocity of the shear wave (V S) and the density (r) as result of well log analysis. As a result, it is shown that the previously mentioned parameters have to (mas) be taken as a whole and not separately in order to classify the studied lithology. However, two of the studied parameters can be used to indicate the differences between lithologies, through correlated graphics but not to discriminate the content of fluids in the sands.

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Internal features, mineralogy and geochemistry of ferromanganese nodules from the Gulf of Cadiz: The role of the Mediterranean Outflow Water undercurrent

González, F. J.; Somoza, L.; Lunar, Rosario; Martínez-Frías, Jesús; Martín Rubí, J. A.; Torres, T.; Ortiz, J. E.; Díaz del Río, Víctor
2010-03-01

Digital.CSIC (Spain)

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Hydrocarbon-derived ferromanganese nodules in carbonate-mud mounds from the Gulf of Cadiz: Mud-breccia sediments and clasts as nucleation sites

González, F. J.; Somoza, L.; Lunar, Rosario; Martínez-Frías, Jesús; Martín Rubí, J. A.; Torres, T.; Ortiz, J. E.; Díaz del Río, Víctor; Pinheiro, L. M.; Magalhães, V. H.
2009-06-01

Digital.CSIC (Spain)

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FLUIDOS DIVERGENTES COMO ALTERNATIVA DE RECOBRO MEJORADO EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS: UN ESTUDIO EXPERIMENTAL/ DIVERGENCES FLUIDS AS ALTERNATIVE TO IMPROVED RECOVERY OF NATURALLY FRACTURES RESERVOIRS: AN EXPERIMENTAL STUDY

LOPERA CASTRO, SERGIO H.; RESTREPO, ALEJANDRO; OCAMPO FLÓREZ, ALONSO
2009-06-01

Resumen en español La Inyección de gas es usada ampliamente en campos de explotación de petróleo como un método de recobro mejorado. Sin embargo, este método puede resultar ineficiente si la formación productora favorece la canalización del gas debido a heterogeneidades. Fluidos divergentes, como las espumas, han sido inyectados a este tipo de yacimientos para aumentar la eficiencia de barrido, ya sea por reducción de la movilidad del gas o por bloqueo de su flujo a través de canal (mas) es preferenciales, que bien pueden ser fracturas o sistemas de fracturas naturales. Este estudio tiene como fin evaluar la eficiencia de una espuma para reducir la canalización del gas y aumentar el recobro de aceite al interior de medios porosos naturalmente fracturados. Se diseña una metodología en laboratorio que involucra la evaluación de la estabilidad de la espuma a alta temperatura, la compatibilidad de la solución espumante con los fluidos de formación, restringir la canalización del gas a través de la(s) fractura(s) y la obtención de parámetros para el óptimo desarrollo de las pruebas de desplazamiento a condiciones cercanas a las de yacimiento. Tomando el recobro de aceite como el parámetro con el cual se mide la eficiencia de los métodos, se encontró que el recobro adicional de aceite se incrementa en promedio en un 10%, cuando se cierran las fracturas con la solución espumante, en comparación con el cierre de fractura por aumento de la presión de sobrecarga. Se pudo verificar que la espuma actúa de manera eficiente como fluido divergente para bloquear fracturas y barrer fluidos que en general se encuentran en la matriz. Resumen en inglés Gas injection is widely used in fields of oil exploration as a method for enhanced recovery. However, this method may be inefficient when producer rock forming favors gas channeling due to heterogeneities. Divergent fluids such as foams have been injected into this type of reservoirs to increase efficiency of scanning, either by reducing gas mobility or by blocking its flow through preferential channels, which can be individual fractures or natural fractures systems. This (mas) study aims to evaluate the efficiency of foams in gas channeling reduction and increase of oil recovery in natural fractured porous medium. A methodology is designed for lab evaluation of foam stability at high temperature, as well as coupling of foam solution and formation fluids, restricting channeling of gas through the fracture(s) and obtaining parameters for optimal performance of tests adjusting to similar reservoir conditions. Using oil recovery as a parameter to measure efficiency of methods, we found that additional recovery is increased an average of 10% once fractures are closed with foam solution, in contrast to fracture closure by increasing of overload pressure. We could verify that foams act as an efficient fluid to block fractures which are common in the rock matrix. Use of divergent fluids allows the increase of crude oil in fractured reservoirs.

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EFECTO DE LOS PARÁMETROS GEOMECÁNICOS EN EL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS SENSIBLES A ESFUERZOS/ EFFECT OF THE GEOMECHANICAL PARAMETERS ON THE HYDRAULIC FRACTURING OF STRESS-SENSITIVE HYDROCARBON RESERVOIRS

NARANJO A., ABEL; SOTO J., CARLOS M.
2007-11-01

Resumen en español La teoría sobre el proceso de fracturamiento hidráulico indica que se requiere acoplar el comportamiento de la roca y el comportamiento del fluido para un modelamiento exitoso del tratamiento. En el presente trabajo se analizan los efectos de las propiedades geomecánicas en el fracturamiento hidráulico para yacimientos de hidrocarburos sensibles a esfuerzos. Se desarrolla un software para simular el fracturamiento hidráulico en tres dimensiones en diferencias finitas (mas) , que acopla el flujo de fluidos y la deformación geomecánica de la roca. El modelo considera dos dominios físicos diferentes, el yacimiento o dominio interno, donde ocurre flujo de fluidos y deformación geomecánica, y los alrededores o dominio externo, donde sólo ocurre deformación geomecánica. Los criterios de falla implementados son: El criterio de falla por tensión y el criterio de falla por cizalladura de Mohr-Coulomb. Para estudiar el efecto de los diferentes parámetros geomecánicos se utiliza el método de análisis factorial. Los resultados resaltan el efecto de la Razón de Poison y la interacción Razón de Poison - Compresibilidad Total por su influencia en la generación de la fractura hidráulica en el rango de datos utilizados. También se ilustran posibles efectos en la geometría de fractura en tres dimensiones, lo que no es posible con simuladores comerciales. Resumen en inglés In order to build a successful model of the hydraulic fracturing treatment, the theory suggests that it is necessary to couple the behavior of the rock with the behavior of the fluid. This article analyzes the effect of the Geomechanical properties on the hydraulic fracturing of stress-sensitive hydrocarbon reservoirs. A numerical simulator was developed to simulate the hydraulic fracturing in three dimensions using a finite differences approach, and coupling the flow of (mas) fluids and the Geomechanical deformation of the rock. The model considers two different physical domains, the reservoir or inner domain in which occurs flow of fluids and Geomechanical deformation and; the surroundings which are the outer domain where occurs only Geomechanical deformation. The faulting criteria that were implemented are: Criterion by tension and the Mohr Coulomb's shear criteria. In order to study the effect of the different Geomechanical parameters the factorial analysis method is used. The results highlight the effect of the Poisson ratio and the interaction between the Poisson ratio and the Total Compressibility, due to their influence in the hydraulic fracture for the range of the used data. The results also illustrate possible effects on the geometry of fracture in three dimensions, what is not possible with commercial simulators.

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Catalytic test device and method for the use thereof in material test

Corma Canós, Avelino; Hernández, J.; Serra Alfaro, José Manuel
2001-08-16

Digital.CSIC (Spain)

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Alteración, mineralización de Cu y bitumen en el prospecto Barda González, Neuquén/ Alteration, Cu mineralization and bitumen in the Barda González prospect, Neuquén

Pons, Josefina M.; Franchini, Marta; Giusiano, Adolfo; Impiccini, Agnes; Godeas, Marta
2009-06-01

Resumen en español Barda González es un prospecto de Cu hospedado en las rocas sedimentarias cretácicas de la Formación Portezuelo (Grupo Neuquén) y localizado en la zona de fallas de la dorsal de Huincul, próximo a los yacimientos hidrocarburíferos Barda González, Bajo Barda González y Puesto Espinosa. La mineralización de Cu se extiende en un frente de 600 m por 2.000 m de largo en sentido nornoreste, siguiendo los niveles de areniscas gruesas y conglomerádicas que demarcan pale (mas) ocanales fluviales. Estas rocas están decoloradas, alteradas y muy permeables por la ausencia de óxidos e hidróxidos de hierro, la disolución total a parcial de los cementos, los feldespatos y líticos volcánicos y la alteración de estos últimos a argilominerales (illita> caolinita). Los minerales de cobre están diseminados, en tubos o nódulos siempre en contacto con bitumen. Consisten en restos de calcosina, covellina, trazas de calcopirita y una variedad de minerales de cobre supergénicos (malaquita, con crisocola, brochantita, azurita, tenorita, turquesa, atacamita, volbortita). También hay pirita diseminada y trazas de psilomelano. En las muestras con las mayores concentraciones de Cu (16%) se detectaron anomalías de Mo (810 ppm), U (9,43 ppm), Th (40,6 ppm) y V (127-221 ppm). La geoquímica del bitumen indica que se trata de un residuo dejado por la migración de hidrocarburos generados a partir de rocas de origen marino del Jurásico (Formaciones Los Molles o Vaca Muerta). Las aguas de formación ricas en cloruros que migraron junto con los hidrocarburos, pudieron transportar el cobre y el azufre en solución. La migración de estos fluidos desde las rocas fuentes hacia los reservorios a través de las fallas y estratos permeables, habría desempeñado un rol muy importante en la extracción del cobre a partir del lavado de los óxidos e hidróxidos de hierro de los estratos rojos continentales infrayacentes. En su transporte y en contacto con los niveles permeables de la Formación Portezuelo, estos fluidos habrían generado la consecuente alteración de la roca hospedante, el aumento de la porosidad y permeabilidad de las areniscas y la precipitación de los sulfuros de cobre en la interfaz aguas/hidrocarburos. Resumen en inglés Barda González is a stratiform sedimentary copper prospect hosted in the Cretaceous rocks of the Portezuelo Formation (Neuquén Group) and located in the Dorsal de Huincul fault zone, near the Barda González, Bajo Barda González and Puesto Espinosa oil fields. The Cu mineralization occurs in coarse sandstone and conglomerate layers along fluvial paleochannels 600 m wide by 2000 m long with a NNE strike. These rocks are bleached, altered and very permeable. They lack ir (mas) on oxides and hydroxides and show total to partial dissolution of their cement and their feldspar and volcanic lithics that are also altered to clay minerals (illite>kaolinite). The copper minerals are disseminated, in tubes or nodules always in contact with bitumen. They consit of chalcocite, covelline, trace of chalcopyrite and a variety of supergene minerals (malachite with chrysocolla, brochantite, azurite, turquoise, atacamite, volborthite). There are also disseminated pyrite and traces of psilomelane. Mineralized sandstone samples with the highest Cu concentration (16%) have Mo (810 ppm), U (9.43 ppm), Th (40 ppm) and V (127-221 ppm) anomalies. The geochemistry of bitumen indicates that it is a residue of hydrocarbon migration generated from a Jurassic marine rocks (Los Molles or Vaca Muerta Formations). Upwelling chlorine-rich brines that accompanied the hydrocarbon migrations could have stripped Cu from the thick red bed sequence and S from the evaporites within the basin; S could have been also transported by hydrocarbons. The migration of these fluids from the source rocks to the reservoir through the faults and permeable layers would have played an important role in copper extraction from leaching iron oxides and hydroxides of the red beds, its transport and alteration of the sandstone (Portezuelo Formation) with the resulting increase of permeatibility and the copper-iron sulfides precipitation in the water/hydrocarbon interface.

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