Examinando por Materia "FLUIDOS"

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  • Trabajo final de especialización
    Análisis comparativo entre un fluido de fractura tradicional y uno alternativo (HVFR)
    (2020) Layús, Marcelo Ignacio; Acosta, Gustavo
    "El presente trabajo integrador está enfocado en el análisis comparativo entre dos tipos de fluido de fractura distintos: el tradicional, que se utiliza en la gran mayoría de las fracturas, y uno alternativo, que se denomina HVFR (“High Viscosity Friction Reducer”)."
  • Artículo de Publicación Periódica
    Evaluación reológica de fluidos de perforación base agua con nanosílice
    (2018-07) Gallardo, Felipe Eusebio; Erdmann, Eleonora; Abalos, Roxana
    "La creciente demanda hidrocarburífera ha llevado al estudio y producción de reservorios no convencionales de tipo shale en Argentina y el mundo. Este tipo de formaciones sedimentarias de estructura laminar, están conformadas por partículas consolidadas del tamaño de las arcillas, poseen nanoporos y baja permeabilidad. Durante la perforación del shale con WBM se debe garantizar la estabilidad de las paredes del pozo controlando la inhibición de las arcillas presentes y el incremento de la presión poral ocasionado por el ingreso de fluido a la formación. Para este último propósito, en este trabajo, se seleccionó nanosílice de 12 nm, la cual obtura los poros del shale que tienen un tamaño promedio de 30 nm. Se busca de esta forma reducir el ingreso de fluido a la formación, la presión poral, la permeabilidad y minimizar la interacción roca-fluido."
  • Ponencia en Congreso
    Influence of temperature and interfacial tension on spontaneous imbibition process
    (1999-01) Chimienti, M. E.; Illiano, S. N.; Najurieta, H. L.
    “Spontaneous imbibition is a mechanism that can significantly contribute to the production rate and final oil recovery in fractured and stratified reservoirs. This mechanism is affected by rock and fluid properties and it has been reported by several authors to be strongly dependent on interfacial tension (IFT) and contact angle. Both magnitudes are influenced by system temperature. In this work a laboratory study is performed on the influence of IFT and temperature on production rate and oil recovery for a given rock-fluid system. All sequences were performed on rock and fluid samples from Argentine basins. Rock samples were of medium permeability (56.1 to 83.1 mD) and porosity ranging from 18.7 % to 22.9 %. The fluids used were formation water and medium viscosity oil (45 cp at standard conditions). The samples were carried to irreducible water saturation before performing the imbibition tests resembling the assumed reservoir condition. Initial tests were designed including representative water, oil and rock samples at several temperature levels. Another sequence of tests were performed with the addition of variable amounts of water dispersed surfactant. A noticeable influence of experimental conditions was found on the final results. As part of the tests, the same final temperature was reached through single and several steps observing the differences in overall performance.”
  • Tesis de doctorado
    Optimización de fluidos de perforación base agua para shales
    (2018) Gallardo, Felipe Eusebio; Erdmann, Eleonora
    "La creciente demanda hidrocarburífera ha llevado al estudio y producción de reservorios no convencionales de tipo shale en Argentina y el mundo. Estas formaciones son sedimentarias con estructura laminar, están constituidas por partículas consolidadas del tamaño de las arcillas, es decir menores a 1/256 mm, poseen nanoporos y permeabilidades extremadamente bajas del orden del nanoDarcy. Muchas de estas formaciones tienen la particularidad de contener elevado porcentaje de minerales arcillosos, de las cuales algunos pueden ser hidrofílicos como es el caso de la esmectita. El estudio de su textura, estructura, composición e interacción roca-fluido son vitales para garantizar la estabilidad de las paredes de pozos petroleros. Los fluidos de perforación tienen como función principal remover los recortes de roca generados por el trepano. Son clasificados de acuerdo a sus componentes de base: agua (WBM, water based mud) o aceite (OBM, oil based mud). Entre los aditivos principales encontramos polímeros, densificantes, sales, tensioactivos y lubricantes. Los OBMs han sido muy utilizados para perforar formaciones del tipo shale, ya que su interacción con las arcillas hidrofílicas de la roca es prácticamente despreciable. Sin embargo, la tendencia actual es diseñar WBMs amigables con el ambiente, que puedan competir con los OBMs en términos de baja toxicidad, cumplir los requisitos ambientales de cada región, generar mínimo daño a la formación productora, eficiencia y bajos costos asociados con la disposición final de los recortes generados y los fluidos. Esto llevó al estudio de nuevas formulaciones y a la incorporación de materiales tales como los nanométricos. Estos materiales tienen la ventaja de poseer una gran área superficial y pueden ser diseñados para optimizar los fluidos necesitándose muy bajas concentraciones. Durante la perforación del shale con WBM, es fundamental garantizar la estabilidad de las paredes del pozo controlando la inhibición de las arcillas presentes y el incremento de la presión poral ocasionado por el ingreso de fluido a la formación. Para este último propósito, en este trabajo, se estudiaron muestras de pozo de la Formación Vaca Muerta en Neuquén Argentina de una profundidad entre 2400 a 2700 metros y WBMs. El estudio de porosidad con mercurio reveló que la roca tiene aproximadamente un 33 % de poros con diámetros comprendidos entre 12 a 100 nanómetros. Para reducir el ingreso de fluido a la formación, presión poral, permeabilidad y minimizar la interacción roca-fluido, se seleccionó nanosílice de 12 nm, comercialmente disponible, como aditivo obturador de las gargantas porales. Además, se consideró en la formulación del WBM aditivos micrométricos capaces de sellar las microfisuras que fueron estudiadas en los cortes delgados realizados a las muestras de roca. Para completar el estudio del medio poroso se hicieron análisis de difracción de rayos x y de microscopia electrónica de barrido (SEM). El primer estudio mostró contenido inferior al 15 % de minerales arcillosos y porcentajes aun menores de esmectita. En cuanto al SEM se pudo apreciar la existencia de nanofósiles, entre ellos cocolitos y minerales como la pirita. Se estudió la reología de los WBM diseñados a diferentes temperaturas y envejecidos con distintas proporciones de nanopartículas, comparando con el comportamiento reológico de un OBM para determinar la concentración óptima de nanosílice, que fue de 0,5 % p/p. Siguiendo las normas API 13B1-2 y API 13I se realizaron pruebas de control de filtrado e inhibición de los fluidos. La concentración establecida del nanomaterial luego fue evaluada en celdas de transmisión de presión para analizar la reducción de permeabilidad en las muestras de roca de la Formación Vaca Muerta. Durante la circulación del WBM la permeabilidad calculada por el software FPORO fue de 1010 nD mientras que durante la circulación del WBM con nanosílice la permeabilidad fue de 552 nD. Se pudo observar que la nanosílice redujo la permeabilidad del shale estudiado y su efecto es permanente, por estos motivos podría ser considerada como aditivo en fluidos para operaciones de perforación de la formación Vaca Muerta en Neuquén, Argentina."
  • Tesis de maestría
    Thermohydraulic investigation on the use of carbon dioxide as coolant for a solid breeding blanket for DEMO
    (2017) Caspari, Felix; Boccaccini, Lorenzo V.; Hernández González, Francisco A.; Smoglie, Cecilia
    "The Helium Cooled Pebble Bed (HCPB) Breeding Blanket (BB) is one of the 4 BB concepts being investigated in the EU for their possible implementation in a demonstration nuclear fusion reactor (DEMO). The choice of He as fuid coolant for the BB is motivated by a virtually complete transparency to neutrons, leaving unafected the T production capabilities of the blanket, as well as chemical inertness, molecular stability under high temperatures and neutron irradiation and a superior heat conductivity and capacity, leading to the best cooling performance in terms of heat transfer capabilities among other gas cooling choices. However, this cooling performance figure is hindered by the very low density of the gas, which leads to large pressure drops and high pumping power, thus afecting the overall plant efficiency, as well as to chronic leakages and large coolant inventories. These disadvantages, together with the still immature technology readiness of the respective turbomachinery, the price of this coolant, as well as its recognized limited resources pose concerns about the use of He as coolant for a BB in DEMO. On the other side, carbon dioxide has been the fuid coolant choice since the 50's in the nuclear fission industry for gas cooled reactors (MAGNOX, AGR). Despite its lower heat capacity and thermal conductivity (about 22% and 17% of that of helium respectively), its larger density (11 times larger molecular weight for CO2) can lead to an advantageous performance on heat dissipation rate per unit of pumping power. This feature, coupled with its relative transparency to neutrons, the molecular stability at the operating temperatures of the BB and the industrial scale ready turbomachinery makes CO2 an attractive alternative to He. The feasibility of a CO2-cooled breeding blanket is assessed in this work from the point of view of the thermohydraulic performance."