Buenas tardes, me corresponde el artículo "A Techinque for Measurin Permeability Anisotropy and Recoverin PVT" mi equipo no puede encontrar qué es el análisis DFA, ¿Nos podría explicar en que consiste?
DFA (Downhole Fluids Analysis) Es la medición de la composición de los fluidos a condiciones de yacimiento, en tiempo real El DFA es un sistema que cuantifica la composición de los fluidos en el fondo del pozo (in situ) y las propiedades de los fluidos en tiempo real. Los datos que se obtienen de este son: - Composición de los hidrocarburos (C1, C2, C3-C5, y C6 +) - Relación gas aceite (GOR) - densidad del aceite vivo y viscosidad - contenido de CO2 - pH del agua (acuíferos, connata, inyección, o lodo a base de agua [WBM] filtrado) - color de fluido del yacimiento - detección de gas libre - fluorescencia de fondo de pozo (precipitación de rocío en yacimientos de gas y condensados retrógrados) - presión de la línea de flujo y la temperatura (régimen de la cámara de muestra, no de la sonda) - resistividad de agua del yacimiento - Contaminación del filtrado del lodo base aceite El análisis del líquido de fondo de pozo (DFA) ha sido utilizado con éxito para delinear los atributos del yacimiento, tales como compartamentalización y las propiedades de los fluidos producidos vertical y lateralmente. Las herramientas de DFA nueva generación no sólo miden las propiedades del fluido, como la RGA, la densidad, y composiciones CO2, C1, C2, C3-C5, y C6+ con más precisión, sino también el color (densidad óptica) que está relacionada con los componentes pesados (asfáltenos y resinas) en tiempo real a condiciones del fondo del pozo. Además, la medición del color es una de las medidas más robustas en DFA. Por lo tanto, el análisis de gradiente de color en las columnas de aceite se convierte en vital para discernir las complejidades del yacimiento por medio de la integración de la ciencia avanzada de los asfáltenos.
Esto lo tomé de la descripción de la herramienta de Schulmberger
Muchas gracias, nos acaba de surgir otra inquietud sobre la interpretación de las gráficas 4, 7 y 11, sinceramente no logramos interpretar adecuadamente, quisiéramos saber que tan minuciosamente se deben explicar durante la exposición, si debiera ser muy detallado podría ayudarnos a entenderlas para nosotros poder explicarlas correctamente. Quizás nos pueda dar una referencia de algún otro estudio parecido donde explique más detallado las gráficas ya que en la red es difícil encontrar este tipo de documentos o en su oportunidad una asesoría personal, una llamada o una videollamada. correos misaelzepeda@yahoo.com.mx villegas_los@hotmail.com Muchas gracias!
Buenas tardes, me corresponde el artículo
ResponderEliminar"A Techinque for Measurin Permeability Anisotropy and Recoverin PVT"
mi equipo no puede encontrar qué es el análisis DFA, ¿Nos podría explicar en que consiste?
DFA (Downhole Fluids Analysis)
ResponderEliminarEs la medición de la composición de los fluidos a condiciones de yacimiento, en tiempo real
El DFA es un sistema que cuantifica la composición de los fluidos en el fondo del pozo (in situ) y las propiedades de los fluidos en tiempo real. Los datos que se obtienen de este son:
- Composición de los hidrocarburos (C1, C2, C3-C5, y C6 +)
- Relación gas aceite (GOR)
- densidad del aceite vivo y viscosidad
- contenido de CO2
- pH del agua (acuíferos, connata, inyección, o lodo a base de agua [WBM] filtrado)
- color de fluido del yacimiento
- detección de gas libre
- fluorescencia de fondo de pozo (precipitación de rocío en yacimientos de gas y condensados retrógrados)
- presión de la línea de flujo y la temperatura (régimen de la cámara de muestra, no de la sonda)
- resistividad de agua del yacimiento
- Contaminación del filtrado del lodo base aceite
El análisis del líquido de fondo de pozo (DFA) ha sido utilizado con éxito para delinear los atributos del yacimiento, tales como compartamentalización y las propiedades de los fluidos producidos vertical y lateralmente. Las herramientas de DFA nueva generación no sólo miden las propiedades del fluido, como la RGA, la densidad, y composiciones CO2, C1, C2, C3-C5, y C6+ con más precisión, sino también el color (densidad óptica) que está relacionada con los componentes pesados (asfáltenos y resinas) en tiempo real a condiciones del fondo del pozo. Además, la medición del color es una de las medidas más robustas en DFA. Por lo tanto, el análisis de gradiente de color en las columnas de aceite se convierte en vital para discernir las complejidades del yacimiento por medio de la integración de la ciencia avanzada de los asfáltenos.
Esto lo tomé de la descripción de la herramienta de Schulmberger
Muchas gracias, nos acaba de surgir otra inquietud sobre la interpretación de las gráficas 4, 7 y 11, sinceramente no logramos interpretar adecuadamente, quisiéramos saber que tan minuciosamente se deben explicar durante la exposición, si debiera ser muy detallado podría ayudarnos a entenderlas para nosotros poder explicarlas correctamente. Quizás nos pueda dar una referencia de algún otro estudio parecido donde explique más detallado las gráficas ya que en la red es difícil encontrar este tipo de documentos o en su oportunidad una asesoría personal, una llamada o una videollamada.
ResponderEliminarcorreos
misaelzepeda@yahoo.com.mx
villegas_los@hotmail.com
Muchas gracias!
Maestra: No deje de publicar la serie 2 antes del examen ni del puente del 15 de septiembre. Saludos
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