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La etapa de reionización cósmica es la última de varias transiciones de fase que atravesó el Universo durante su formación. Comprender esta etapa es uno de los objetivos más importantes en la Cosmologı́a actual. Uno de los problemas abiertos en esta lı́nea de investigación es determinar cuáles fueron las fuentes que contribuyeron a la ionización y calentamiento del medio intergaláctico. Las primeras estrellas y galaxias podrı́an haber sido actores importantes en la reionización local, mientras que, por otro lado, se ha propuesto también a las binarias de rayos X como fuentes que podrı́an haber tenido un rol importante a mayores distancias, dado que su emisión de alta energı́a presenta un mayor camino libre medio de ionización y calentamiento que los fotones menos energéticos (p. ej. fotones ultravioleta). A su vez, los cúmulos globulares son sitios donde la población de binarias puede verse afectada por la dinámica propia del cúmulo, puesto que las altas densidades de estrellas favorecen la tasa de encuentros cercanos, lo cual a su vez tiene efecto sobre las propiedades orbitales de las binarias. En esta Tesis exploramos el impacto de estos procesos dinámicos en la población resultante de binarias de rayos X de gran masa. En particular, investigamos si dichos encuentros pueden traducirse en un endurecimiento de los sistemas binarios primordiales, lo que conduce a una mayor probabilidad de que el sistema transite la fase de binaria de rayos X. A su vez, estos encuentros pueden debilitar a las binarias hasta el punto de desligarlas, constituyendo a la vez un sumidero de posibles binarias X. La competencia entre ambos procesos determina la evolución de la población de sistemas binarios, y por lo tanto de binarias de rayos X. Para estudiar estos procesos desarrollamos un conjunto de simulaciones de N cuerpos que representan la dinámica de cúmulos globulares tı́picos. Incorporamos un modelo sencillo de evolución estelar con el propósito de clasificar a las binarias de rayos X de gran masa. En particular, tomamos prescripciones de evolución estelar a baja metalicidad con el propósito de investigar el rol de las binarias X en cúmulos globulares del Universo temprano como fuentes de reionización. Nuestros resultados muestran que la población de binarias de rayos X de gran masa no se verı́a afectada significativamente por los efectos dinámicos, lo que implica que la emisión X de dichos cúmulos se debe esencialmente a las binarias primordiales. Más aún, nuestra investigación también indica que dichos resultados son independientes de la densidad del cúmulo. Por otra parte, la población de binarias de rayos X de gran masa no perdura más que aproximadamente 30 Ma. Esto implica que esta población podrı́a haber contribuido a la reionización temprana. El método utilizado en este trabajo abre la puerta a futuras investigaciones en esta lı́nea. En particular, un método similar puede utilizarse para explorar el caso de las binarias X de pequeña masa, que tienen escalas de tiempo de vida distintas a su contraparte de gran masa, y por ello pueden ser susceptibles a los efectos dinámicos., Facultad de Ciencias Astronómicas y Geofísicas

En este trabajo se presenta una herramienta de toma de decisionesmediante programación matemática mixta entera no lineal (MINLP) quepermite definir la mejor estrategia de operación de proyectos derecuperación de petróleo con dióxido de carbono (EOR-CO2). El enfoquesurge de la necesidad de contar con herramientas prácticas para decidiracerca de la conveniencia de profundizar en iniciativas avanzadas para laproducción de hidrocarburos, evitando incurrir en costosas simulacionesgeológicas en casos donde los indicios de rentabilidad no sean losuficientemente alentadores. De esta manera, el modelo propuesto buscaestablecer las mejores condiciones de operación para un proyecto EOR-CO2estimando el máximo Valor Actual Neto (VAN) esperable. El objetivo esseleccionar convenientemente los pozos productores e inyectores a operaren cada período, fijar la tasa de CO2 a inyectar en cada pozo, y diagramarel plan de mantenimiento de pozos y conversiones requeridas paramaximizar la productividad. Si bien el modelo formulado busca definirlineamientos para la explotación de campos maduros medianterepresentaciones confiables del comportamiento de los yacimientos, nopretende agotar en profundidad los aspectos técnicos vinculados a estosproyectos. El aporte fundamental de la herramienta es la determinación deuna estrategia de explotación de recursos mediante EOR-CO2 cuando elVAN esperado es positivo, y un criterio preciso para descartar casos en loscuales, aún en las mejores condiciones, la inversión no se justifique. Fil: Presser, Demian Javier. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - Santa Fe. Instituto de Desarrollo Tecnológico para la Industria Química. Universidad Nacional del Litoral. Instituto de Desarrollo Tecnológico para la Industria Química; Argentina Fil: Cafaro, Vanina. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - Santa Fe. Instituto de Desarrollo Tecnológico para la Industria Química. Universidad Nacional del Litoral. Instituto de Desarrollo Tecnológico para la Industria Química; Argentina Fil: Cafaro, Diego Carlos. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - Santa Fe. Instituto de Desarrollo Tecnológico para la Industria Química. Universidad Nacional del Litoral. Instituto de Desarrollo Tecnológico para la Industria Química; Argentina

Los procesos de inyección de gas han sido extensamente aplicados como métodos de recobro mejorado (EOR) usando gas de producción, CO2, nitrógeno o una mezcla de estos dos últimos, tratando de emular el comportamiento descrito por el gas efluente de combustión. Este método ha mostrado resultados prometedores debido a su eficiencia de barrido en zonas de baja permeabilidad, soporte de presión, hinchamiento de crudo, entre otros. La alteración de la humectabilidad no ha sido considerada ampliamente como uno de los efectos positivos en la inyección de gas, ya que puede ser responsable de promover la reducción de la saturación residual de aceite. Durante esta investigación, se ha estudiado los cambios en la humectabilidad después de la inyección de distintos porcentajes en volumen de mezclas de gases CO2 – N2. Se llevaron a cabo pruebas de ángulo de contacto para medir la humectabilidad de la roca antes y después de someter los núcleos a la interacción con cada gas. El efecto del cambio de la humectabilidad por el contacto roca – gas fue evaluado como una función de la presión, tiempo de exposición y concentración de cada gas en el medio. Los núcleos fueron previamente sometidos a un proceso de daño para generar una condición de humectabilidad preferente hacia el aceite. Se evaluaron presiones de 500 y 800 psi, incrementando los tiempos de exposición entre 6 y 24 horas. Los resultados demostraron una alta injerencia del CO2 en comparación con el N2 con respecto al efecto sobre la humectabilidad. La presión y los tiempos de exposición resultan ser una variable dependiente de la concentración de CO2 en el medio. Variaciones del 30% porciento fueron encontrados en el escenario más favorable. Pruebas de imbibición sobre cinco núcleos tratados lograron validar la tendencia de alteración de la humectabilidad evidenciada con las pruebas de ángulos de contacto Abstract: Gas injection processes have been extensively applicated as an Enhance Oil Recovery method (EOR) using produced gas, CO2, nitrogen or a mixture of last two, known as flue gas. This method has shown promising results due to low-permeability zones sweep efficiencies, pressure support, and crude oil swelling, among others. Wettability alteration has not been considered extensively as one of the positive effects in injection gas methods, which could be responsible for promoting the reduction of residual saturation oil. During this research, it has been studied wettability alteration after the injection of flue gas in laboratory tests, measuring drop contact angles. The effect of wettability altering by flue gas-rock contact during injection processes was evaluated as a function of pressure and CO2 – N2 volume relation. Contact angle tests were conducted to determine the wettability behavior in artificial cores before and after the injection of flue gas. Cores were previously damaged to obtain an oil-wet surface. A high-pressure core-holder was used to perform flue gas injection, increasing compositions of N2, CO2 and a mixture of both at two different pressures of 500 and 800 psi. The results proved that the CO2 has a dominant effect in wettability alteration comparing with N2. Pressure and exposure time are dependents variables of the concentration of CO2. Wettability alterations in the order of 30 percent were obtained in the most favorable scenery. Imbibition tests on five cores demonstrated that the wettability alteration tendency evidenced by the contact angle tests were correct. Maestría

In this research develops a software for the selection of optimal enhanced recovery methods for each reservoir based on petrophysical and fluid properties; through the analysis of the estimated parameters by Taber, Martin, & Seright for the application of improved recovery methods, with which it was determined minimum, appropriate and optimum operating parameters for each method. The developed software based its operation on the criteria established by the work of Taber et al., in which are eight methods of enhanced oil recovery, whose selection depends on established ranges for 9 petrophysical and fluid parameters. These parameters after the completion of the analysis of the published study in the North Sea until 2005, were updated. The software validation results were done through the entry of the data of 18 fields and a comparative analysis with commercial software. From the analysis performed for develop of the software we concluded that: the injection of miscible and immiscible gas can be used on wells whose depth exceeded 12000 ft for a high API crude and low viscosity; some parameters previously defined by Taber could be updated. The software developed at no time have intention to replace the stage of laboratory and field tests prior to the implementation of an enhanced recovery project. In Ecuador the application of EOR technologies is still a new topic and although there is commercial software for selection of methods (screening) so far had not generated a national tool. The results of this research will be a future module of a more comprehensive software for enhanced oil recovery currently works at the Central University of Ecuador. En la presente investigación se desarrolla un software para la selección de métodos de recuperación mejorada óptimo para cada yacimiento con base a propiedades petrofísicas y de fluidos; a través del análisis de los parámetros estimados por Taber, Martin, & Seright para la aplicación de métodos de recuperación mejorada, con el cual se pudo determinar parámetros mínimos, adecuados y óptimos de trabajo para cada uno de los métodos. El Software desarrollado basa su funcionamiento en los criterios establecidos en el trabajo de Taber et al., donde constan 8 métodos de recuperación mejorada de petróleo, cuya selección depende de rangos establecidos para 9 parámetros petrofísicos y de fluidos. Los mismos que posterior a la realización del análisis del estudio publicado del Mar del Norte hasta 2005, fueron actualizados. La validación de resultados del software se realizó a través del ingreso de datos de 18 campos y un análisis comparativo con un software comercial. De los análisis realizados para la realización del software se tiene que se puede utilizar la inyección de gases miscibles e inmiscibles en pozos cuya profundidad superó los 12000 ft para crudos de un alto API y una baja viscosidad; se pudo actualizar algunos parámetros anteriormente definidos por Taber. El software desarrollado en ningún momento pretende reemplazar la fase de pruebas de laboratorio y campo, previo a la implementación de un proyecto de recuperación mejorada. En Ecuador la aplicación de tecnologías EOR aún es un tema nuevo y a pesar de que existen softwares comerciales para selección de métodos (screening), hasta ahora no se había generado una herramienta nacional. Los resultados de esta investigación serán un futuro módulo de un software más completo de recuperación mejorada de petróleo que actualmente se trabaja en la Universidad Central del Ecuador.

The purpose of this work is to model and simulate the transport of wettability modifiers in heterogeneous porous media at the pore scale and their impact on multiphase flow properties (i.e. contact angle, relative permeability curves, capillary pressure), in order to scale-up and quantify the effect of wettability modifiers injection on the recovery factor at the macroscale. The multiphase RK Lattice-Boltzmann method for multi-phase flow was used to solve the Navier-Stokes and transport equations at the pore scale in 2D. Contact angle, surface and interfacial tension inherent to these systems are affected by the local chemical concentration, which alters the wettability of the system. Several simulations were carried out to adjust LBM parameters with before and after treatment experimental data. Then, the impact of wettability modifiers injection was predicted using a macroscopic model. Flow properties such as relative permeability curves and capillary pressure were computed for 2D Micro-CT porous media samples, and used as input data in a macroscopic model. The effectiveness of the treatment was found to be a function of the morphology of the system due to its heterogeneities. Thus, not only is the recovery factor dependent on the local concentration of the chemical injected into the porous media, but also on the complex geometry of the system and phase distribution within the pores. Moreover, relationships between chemical concentration and reservoir properties such as residual oil saturation and recovery factor were computed for a wide range of permeability-porosity values for a certain chemical causing wettability alteration. Several models have been developed at the macroscopic scale for designing and predicting the behavior of wettability modifiers injected into the bearing formations. However, the interactions between fluids and reservoir rocks are only deductible at the mesoscale and have direct and emphatic effect on the recovery factor. Therefore, the development of pore scale models becomes the state-of-the-art of the optimization and design of chemical EOR processes. Resumen: Debido a la alta demanda de hidrocarburos, las reservas de petróleo y gas natural se encuentran en un estado crítico, liderando a la industria petrolera a acudir a nuevas tecnologías aplicadas en campos maduros para mantener una producción sostenible en el tiempo. El factor de recobro es una de las variables claves en el éxito de la extracción de los fluidos en el medio poroso, y este a su vez es influenciado por diversos fenómenos que se llevan a cabo a escalas microscópicas y mesoscópicas. Procesos capilares, heterogeneidades del yacimiento, propiedades de los fluidos y fenómenos superficiales e inter-faciales del sistema roca-fase oleica-fase acuosa son algunos de los factores que influyen en gran medida en el recobro de petróleo y gas natural. Es por esto que se han implementado diversos procesos de recobro mejorado que incluyen tratamientos de recobro térmico y tecnologías para el favorecimiento de la movilidad de los fluidos de formación. Entre estas se encuentra la inyección de modificadores de humectabilidad, con miras a la reducción de la tensión superficial de la fase oleica con la formación. Estos agentes químicos actúan directamente sobre la superficie de la roca, modificando el ángulo de contacto y la afinidad de los fluidos a la matriz, y así, incrementar la cantidad de hidrocarburos recuperados. Sin embargo, estos procesos acarrean altos costos operacionales, por lo que el diseño óptimo de este tipo de tratamientos se vuelve ineludible. Con el fin de predecir del comportamiento del flujo multifásico y el transporte de dichos agentes en el medio poroso para su diseño óptimo se han desarrollado modelos en base a las ecuaciones que rigen los fenómenos de transporte, estos requieren retroalimentarse de complejos montajes experimentales para la obtención de parámetros trascendentes del modelo (i.e. curvas de permeabilidad relativa anteriores y posteriores a la inyección, perdurabilidad del tratamiento) debido a que no existe un modelo fenomenológico que dé cuenta de dichos parámetros, sólo apreciables a escala de poro. En cuanto a pilotos y aplicaciones en capo, la inyección de modificadores de humectabilidad para aumentar el factor de recobro de la formación ha sido ampliamente usada en la industria. Ladutko et al. (2013) reportan los resultados de un caso de campo donde se inyecta un modificador de permeabilidad en tratamientos de estimulación de fracturas en Siberia Occidental, donde la producción de aceite se aumenta alrededor de un 30% y el corte de agua disminuye en la mayoría de los casos de estudio. Otro piloto en campo se dio en un sistema de areniscas y gas condensado en Colombia, Restrepo et al. (2013) aplicaron satisfactoriamente un piloto con resultados prometedores para esta tecnología. Se inyectó un fluoro polímero que modifica el ángulo de contacto de los fluidos de formación. Fueron observados incrementos en la producción de petróleo en los pozos del 50% aproximadamente. Sin embargo, a escala de campo el tratamiento tuvo poca perdurabilidad. Esto se atribuye a que se desconocen los fenómenos de superficie asociados a la humectabilidad original de la formación, el perfil de saturación del agua cercano al pozo y las propiedades químicas de interacción con la roca. Estos pilotos y aplicaciones en campo van acompañados de estudios experimentales a nivel de laboratorio. Aunque las pruebas de laboratorio ocupan un lugar imprescindible en el diseño de la inyección de dichos tratamientos, estos se vuelven costosos y económicamente inviables debido al desconocimiento de los fenómenos que ocurren a nivel molecular y a escala de poro. La metodología experimental en procesos de recobro mejorado es de vital importancia para el diseño óptimo de un tratamiento. Por esto, diferentes trabajos han sido realizados en pro del desarrollo de metodologías experimentales que permitan la evaluación de dichos tratamientos a escala de núcleo. Najafabadi, et al. (2013) diseñaron un experimento para entender mejor los mecanismos de interacción de los surfactantes y el Alkali en el sistema fluidos-roca en formaciones naturalmente fracturadas. Para este fin se eligieron nueve núcleos fracturados. El agente Alkali inyectado fue usado como modificador de humectabilidad y la solución del surfactante fue usada para reducir la tensión interfacial de los fluidos y aumentar el recobro de petróleo. Además, se simularon las pruebas de laboratorio en una herramienta de simulación y se compararon los resultados obtenidos mediante el modelo y los datos experimentales de recobro acumulado. Fahimpour et al. (2013) plantearon una metodología teórico-experimental para la inyección de modificadores de humectabilidad en yacimientos de gas condensado. Diversos tipos de químicos fueron usados para alterar la humectabilidad de varias superficies de rocas carbonatadas. Entre los resultados más sobresalientes se encuentra la determinación de fluoroquímicos aniónicos son efectivos para la modificación de la humectabilidad de rocas carbonatadas. Incrementando la concentración del químico inyectado, usualmente la afinidad por el aceite disminuye y la afinidad del agua aumenta, o bien, permanece constante. Finalmente, existe un daño de formación debido al deterioro de la permeabilidad por exceso de químico depositado en la superficie del mineral en rocas de baja permeabilidad. Trabajos similares se han realizado a nivel de laboratorio evaluando distintos tipos de tratamientos químicos que tengan un efecto positivo en la producción de hidrocarburos (Vásquez and Miranda, 2013; Zhang and Austad, 2005). A escala de poro se han realizado estudios del cambio de la humectabilidad en propiedades de flujo como curvas de permeabilidad relativa y presión capilar (Grader et al., 2013; Gunde et al., 2013). Sin embargo, dichos estudios no involucran el transporte de agentes químicos que afectan directamente la tensión superficial del sistema rocafluidos. Se han realizado aproximaciones entre la simulación molecular y el modelamiento a escala de poro (Ahlrichs and Dünweg, 1998; Gong et al., 2013). A través de la tensión interfacial y superficial se escala el modelo molecular dinámico y se ajustan los parámetros de fuerzas superficiales del modelo de Lattice-Boltzmann. A nivel molecular se presenta el modelamiento realizado por Zhou and Li (2011) donde se enmarca la simulación dinámica molecular aplicada al desarrollo de químicos para alterar la mojabilidad de una roca y volverla humectable al gas. Se analizaron las simulaciones realizadas para diferentes químicos y sus ángulos de contacto con la superficie rocosa y se compararon con resultados experimentales. A pesar que la simulación a nivel molecular es precisa y reproduce fehacientemente las interacciones superficiales, este tipo de simulación acarrea consigo un alto costo computacional, además, existe el reto de escalar sus resultados a nivel de núcleos, pozo o sector. La simulación de la inyección de modificadores de humectabilidad a escala de poro no sólo establece un vínculo entre la simulación molecular y los modelos continuos en la macroescala, sino también, permite la predicción de parámetros de flujo que facilitan el diseño óptimo de montajes experimentales y pilotos en campo para dichos procesos de recobro mejorado. Es por esto, que es necesaria una metodología multiescala, que involucre el diseño de tratamientos químicos a nivel molecular, determinación de propiedades de flujo y transporte a escala de poro que den cuenta de la fenomenología que ocurre a este nivel de detalle. Y finalmente, el escalamiento de dichos parámetros para su ajuste con pruebas experimentales y modelos de simulación a escala de núcleo, pozo y sector. Esto permitiría una mejor evaluación, diseño y predicción de tratamientos químicos que involucren fenómenos superficiales en las formaciones productoras de hidrocarburos Maestría

Este trabajo presenta una estrategia adaptativa-predictiva para el control de la producción total al final de un horizonte de producción, en un yacimiento con múltiples pozos inyectores y productores. Esta estrategia incluye en cada instante de muestreo aspectos tales como: i) identificación y actualización continua de un modelo ARMAX no lineal basado en una red neuronal (modelo RN-ARMAX) para cada pozo productor, ii) linealización de cada modelo RN-ARMAX en el punto de operación actual del yacimiento, iii) construcción de un modelo MIMO lineal de innovación de Kalman a partir de los modelos ARMAX lineales, iv) cálculo de las tasas de inyección utilizando un esquema de control predictivo y v) aplicación de las tasas de inyección al yacimiento. En un proceso de recuperación por inyección de agua, la estrategia propuesta compara favorablemente con una estrategia empírica de tasa de inyección constante y una estrategia de control PID descentralizado, para dos modelos de yacimientos con distintos niveles de heterogeneidad y diferentes arreglos de pozos productores e inyectores, bajo medidas de desempeño tales como tiempo de alcance, error cuadrático medio en la producción de cada pozo, error relativo sobre la producción total deseada y volúmenes de agua inyectada y producida. This paper presents a predictive-adaptive strategy for the control of the total production at the end of a production horizon, in a reservoir with multiple injecting and producing wells. This strategy includes, at each sampling instant, aspects such as: i) identification and continuous update of a neural network-based ARMAX model (NN-ARMAX) for each producing well, (ii) linearization of each NN-ARMAX model at the current operating point of the reservoir, (iii) construction of a linear MIMO Kalman innovation model from the linear ARMAX models, iv) calculation of the injection rates using a predictive control scheme and v) implementation of the injection rates in the reservoir. In a waterflooding recovery process, the proposed strategy compares favorably against an empiric strategy of constant injection rate and a decentralized PID control strategy, for two reservoirs models with different levels of heterogeneity and different arrays of injecting and producing wells, under different performance measures such as time to reach the production set-point for each well, mean square error on the production for each well, relative error in the total production and volumes of injected and produced water.

El uso de surfactantes como método químico para la recuperación mejorada de crudo (EOR) es ampliamente aplicado en la industria del petróleo [1][2][3][4], debido principalmente a la capacidad de estas sustancias para disminuir la tensión interfacial y mejorar la relación de movilidad entre el agua y el crudo; en especial al final de la inyección de agua, donde el residual de aceite se encuentra en forma de glóbulos inmóviles entrampados o retenidos al interior del medio poroso debido principalmente a fuerzas capilares que son gobernadas por la viscosidad y la tensión interfacial de los fluidos. Recientemente es considerada la aplicación combinada de surfactantes con nanopartículas para el EOR [5][6][7], debido a que este tipo de nanomateriales mejoran la efectividad de los surfactantes en la reducción de la tensión interfacial (IFT) entre el crudo y el agua a través de la formación espontánea de emulsiones. A su vez, las nanopartículas poseen la capacidad de alterar la humectabilidad del medio poroso modificando así las características de flujo, liberando el crudo que se encuentra atrapado aumentado el porcentaje de recobro de crudo contenido en la formación. En este proyecto se presenta una evaluación de la efectividad de un nanofluido o nanofluido conformado por un surfactante natural y nanopartículas, como método para el recobro mejorado de crudo EOR. En este sentido, se realizó una serie de pruebas sistemáticas basadas en la tensión Interfacial (IFT) y tensión superficial (SFT) y análisis de flujo de fluidos en un prototipo de dispositivo espectrofotométrico de captura de tiempos y tramitancia. Además de un software de digitalización de imágenes que permiten determinar los tiempos de barrido y el porcentaje de crudo recuperado. Abstract: The use of surfactants as chemical method for enhanced oil recovery (EOR) is widely applied in the oil industry [1][2][3][4] , primarily due to the ability of these substances to decrease interfacial tension and to improve the mobility ratio between water and crude; especially at the end of water injection, wherein the residual oil is in the form of cells still trapped or retained within the porous medium mainly due to capillary forces are governed by the viscosity and surface tension of fluids. Recently is considered the combined application of surfactants nanoparticles for EOR [5][6][7] , because this type of nanomaterial improve the effectiveness and surfactants in reducing the interfacial tension (IFT) between the oil and water through spontaneous formation of emulsions. In turn, the nanoparticles possess the ability to alter the wettability of the porous medium thus modifying the flow characteristics, releasing the trapped oil that increased the percentage of recovery of crude oil contained in the formation. In this project an assessment of the effectiveness of a nano-surfactant or nanofluido consists of natural surfactant and nanoparticles as a method for enhanced oil recovery EOR. In this regard, a number of systematic evidence-based interfacial tension (IFT) and surface tension (SFT) and analysis of fluid flow in a prototype device captures spectrophotometric time and transmittance is performed. In addition to a digital imaging software for determining the sweep time and the percentage of oil recovered from an exact way never before reported in the literature. Maestría

Trabajo Final Integrador Fil: García Verdous, Agustín Patricio

Trabajo Final Integrador Fil: García Verdous, Agustín Patricio