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Laboratorio de Núcleos PDF Imprimir Correo


Cuenta con recursos para realizar muestras de campo, manejo y utilización de núcleos. Adicionalmente realizan análisis convencionales y especiales de núcleos consolidados y no consolidados. El análisis convencional abarca desde la limpieza de las muestras hasta su descripción litológica, e incluye además la determinación de porosidad, permeabilidad al aire, densidad de granos y saturación de fluidos. En los análisis especiales se determinan permeabilidades relativas gas-petróleo y agua-petróleo, sensibilidad, humectabilidad, presión capilar, capacidad de intercambio de cationes y otros.

Adicionalmente puede realizar otras pruebas especiales a requerimientos específicos. Entre los análisis realizados por este laboratorio se encuentran:

 

  1. Toma, manejo y preservación de núcleos consolidados.

  2. Toma de muestras tipo tapón en núcleos consolidados.

  3. Toma de muestras tipo tapón en núcleos no consolidados.

  4. Limpieza de muestras.

  5. Perfil de rayos gamma para núcleos consolidados y no consolidados.

  6. Descripción litológica de muestras.

  7. Análisis completo de núcleos de pared. Porosidad al helio.

  8. Porosidad al helio muestra horizontal o vertical en núcleos consolidados y no consolidados. Muestras tipo tapón.

  9. Porosidad al helio a diferentes presiones de sobrecarga por cada presión adicional, para núcleos consolidados y no consolidados. Muestras tipo tapón.

  10. Permeabilidad  núcleos de pared.

  11. Permeabilidad al aire a diferentes presiones de sobrecarga por cada presión adicional para núcleos consolidados y no consolidados.

  12. Permeabilidad al aire  en núcleos consolidados y no consolidados. Muestra tipo tapón.

  13. Densidad de granos a núcleos de pared medida con picnómetro.

  14. Densidad de granos y porosidad en muestras de canal.

  15. Densidad de granos a núcleos de pared, calculada cuando se realiza en conjunto con otras pruebas.

  16. Saturación de fluidos. Método Dean Stark para núcleos no consolidados. Muestra tipo tapón.

  17. Saturación de fluidos a núcleos de pared (método Dean Stark).

  18. Saturación de fluidos. Método de la retorta. Núcleos consolidados.

  19. Fotografía original a color de núcleos.

  20. Granulometría de granos finos por el método de la centrifugación.

  21. Granulometría de granos gruesos.

  22. Fracturas, descripción detallada y sistemática de fracturas, fallas diaclasas microfracturas estilotitas, vugas, mineralización, diagénesis visual, orientación de fracturas, frecuencia, magnitud y carácter, saturación de hidrocarburos: gráfico en una escala vertical de 1:50; gráfico de azimut e igual área.  

  23. Litología detallada. litología, fósiles, porosidad y permeabilidad aparente (primaria y diagenética).

  24. Capacidad de intercambio de cationes.

  25. Análisis fluorescencia por rayos X.

  26. Presión capilar (método centrifuga) curva completa, sistema aire-agua (tapones 1” y 1.5” de diámetros).

  27. Presión capilar (método centrifuga) curva completa, sistema aire-petróleo (tapones 1” y 1.5” de diámetro).

  28. Presión capilar (método centrifuga) curva completa, sistema agua-petróleo (imbibición).

  29. Presión capilar (método centrifuga) curva completa, sistema agua-petróleo (drenaje).

  30. Presión capilar (método celda del plato poroso), sistema aire-agua (35 L.P.C. MÁX.) seis (6) puntos.

  31. Medidas eléctricas de resistividad, factor de formación, temperatura ambiente, sin presión de sobrecarga, incluye calculo de factor de cementación “m”.

  32. Medidas eléctricas de resistividad, factor de formación, temperatura ambiente, cada presión de sobrecarga, incluye cálculo de factor de cementación “m”.

  33. Medidas eléctricas de resistividad, factor de formación, temperatura ambiente, cada presión de sobrecarga adicional incluye cálculo de factor de cementación “m”.

  34. Índice de resistividad, junto con la prueba de presión capilar aire-agua (método celda de plato poroso), con seis (6) puntos de saturación, con presión de sobrecarga, incluye cálculo del exponente de saturación “n”.

  35. Índice de resistividad, en conjunto con la prueba de presión capilar aire-agua (método celda de plato poroso), con seis (6) puntos de saturación, sin presión de sobrecarga, incluye cálculo del exponente de saturación “n”.

  36. Índice de resistividad, independientemente de la prueba de presión capilar, sin presión de sobrecarga, seis (6) puntos, incluye cálculo del exponente de saturación “n”.

  37. Índice de resistividad, independientemente de la prueba de presión capilar, con presión de sobrecarga, seis (6) puntos, incluye cálculo del exponente de saturación “n”.

  38. Preparación de agua de formación.

  39. Permeabilidad efectiva al petróleo a la saturación inicial de agua a temperatura ambiente.

  40. Permeabilidad efectiva al petróleo a una saturación inicial de agua establecida.

  41. Permeabilidad al líquido en función del volumen pasado (sensitividad) líquido inicial.

  42. Permeabilidad al líquido en función del volumen pasado (sensitividad) líquido adicional. 

  43. Medidas de permeabilidad al líquido (temperatura ambiente), permeabilidad específica al agua o al petróleo.

  44. Medidas de permeabilidad al líquido (temperatura ambiente), permeabilidad específica al agua o al petróleo a diferentes presiones de sobrecarga por cada presión adicional.

  45. Permeabilidad relativa, condiciones de estado no estable, temperatura ambiente, sistema agua-petróleo, muestra fresca.

  46. Permeabilidad relativa, sistema gas-agua, saturación inicial de agua incrementándose.

  47. Permeabilidad relativa, condiciones de estado no estable, temperatura ambiente, sistema agua-petróleo, muestra restaurada.

  48. Permeabilidad relativa, condiciones de estado no estable, temperatura ambiente, sistema gas-petróleo, muestra fresca o restaurada a temperatura de yacimiento.

  49. Permeabilidad relativa, condiciones de estado no estable, temperatura ambiente, sistema gas-petróleo, en sistemas compuestos por tres muestras (paquete) a presión y temperatura ambiente.

  50. Permeabilidad relativa, condiciones de estado no estable, temperatura ambiente, sistema gas-petróleo, en sistemas compuestos por tres muestras (paquete) a presión y temperatura de yacimiento.

  51. Permeabilidad relativa, sistema gas-petróleo, sin saturación inicial de agua.

  52. Permeabilidad relativa, sistema gas-petróleo, con saturación inicial de agua.

  53. Permeabilidad relativa, sistema gas-agua, con saturación inicial de agua incrementándose.

  54. Inundación de agua a condiciones ambientales (viscosidad del petróleo-agua a condiciones de yacimiento), inundación básica (sin datos incrementales), muestra fresca.

  55. Inundación de agua a condiciones ambientales (viscosidad del petróleo-agua a condiciones de yacimiento).

  56. Susceptibilidad a la inundación artificial de agua, muestra restaurada.

  57. Susceptibilidad a la inundación artificial de agua, muestra fresca.

  58. Humectabilidad (método dinámico amott) temperatura ambiente, muestra fresca.

  59. Humectabilidad (método dinámico amott) temperatura ambiente, muestra restaurada.

  60. Humectabilidad, imbibición de petróleo y agua, muestra nativa.

 




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