CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro

METODOLOGÍA PARA DEFINIR EL POTENCIAL DE HIDROCARBUROS EN UN SHALE PLAY A PARTIR DE DATOS DE GEOQUÍMICA Y REGISTROS DE POZOS

ABSTRACT The office U.S. Energy Information Administration (EIA) has suggested significant volumes of hydrocarbon resources in unconventional Shale type reservoirs, which happens to be very interesting nowadays. The complexity of these reservoirs, along with the high level of risk during the exploration stage, and the lack of laboratory data, are challenging for an adequate estimation of hydrocarbon volumes in shale reservoirs. An innovative methodology to estimate prospective resources on a Shale reservoir is proposed in this paper, based on petrophysical and geochemical data from well logs, such as porosity, hydrocarbon saturation, TOC (total organic content), gas content, thermal rock maturity, clay fraction, thickness, rock density, etc, all of them using Monte Carlo simulation. Further, this paper proposes a new way of interpreting petrophysical data to obtain a clearer view of reservoir characterization, especially Brittleness, which is of great relevance to define the potential of fracturing and hydrocarbon production. The methodology was applied to the Tablazo Formation in the Middle Magdalena Valley Basin (MMVB) in Colombia. The results show a total best estimate of oil in place (OOIP) of 51 637 Bls/acre, gas adsorbed in place 39.72 Mcf/acre, and free gas in place of 177.18 Mcf/acre. Comparing these results with those obtained by applying other methodologies, the best estimates of oil in place is 146 933 Bls/ acre, gas adsorbed in situ 40.57 Mcf/acre, and free gas in place of 504.07 Mcf/acre. Data reported in the literature, on the same area, corroborate these results. To conclude, with this methodology a new approach is achieved for estimating prospective resources in Shale reservoirs with better results using the Monte Carlo simulation.

RESUMEN La complejidad de los yacimientos no convencionales tipo Shale, aunada con el alto nivel de riesgo en etapas exploratorias y la escasa información de Laboratorio, plantea un desafío para la adecuada estimación de los volúmenes de hidrocarburo que los yacimientos shale pueden ofrecer. Este trabajo propone una metodología innovadora para estimar los recursos prospectivos en un yacimiento tipo shale a partir de datos petrofísicos y geoquímicos extraídos de registros de pozo, tales como porosidad, saturación de hidrocarburos, TOC (contenido orgánico total), Contenido de Gas, madurez termal de la roca, fracción de arcilla, espesor, densidad de la roca, entre otros, aplicando simulación Monte Carlo. Adicionalmente, se plantea una nueva forma de interpretar los datos petrofísicos para obtener una visión más clara de la caracterización del yacimiento, especialmente del Brittleness que es de gran importancia para definir el potencial de fracturamiento y por lo tanto de producción que tiene la formación. La metodología se aplicó a la formación Tablazo en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM - Colombia). Los resultados de mejor estimado arrojan un aceite total en sitio (OOIP) de 51 637 Bls/acre, gas adsorbido en sitio de 39.72 Mcf/acre y gas libre en sitio de 177.18 Mcf/acre. Al comparar estos resultados con los obtenidos al aplicar otras metodologías y datos reportados en la literatura sobre la misma zona, corroboran los resultados obtenidos. En conclusión, con esta metodología, se logra un nuevo enfoque de estimación de recursos prospectivos en yacimientos Shale con resultados más ajustados al usar simulación Montecarlo.

EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE LA DIAGÉNESIS Y DE LA EVOLUCIÓN DE LA POROSIDAD DE YACIMIENTOS DE ARENAS COMPACTAS: UN CASO DE ESTUDIO DE LA FORMACIÓN YANCHANG EN LA CUENCA ORDOS DEL SUR, CHINA.

ABSTRACT Evaluation of the pore evolution is key to gaining a better understanding of oil migration and accumulation in tight oil exploration for tight sandstone; to study the diagenesis and porosity evolution of tight sandstone reservoirs, we analysed the 8th member of the Yanchang Formation by core observation, thin section observation, cathodoluminescence, scanning electron microscopy, and logging data analysis. The following conclusions can be drawn (1) In the typical tight sandstone reservoir, numerous secondary pores developed at burial depths in the range of 1300 m to 1400 m, and approximately 1500 m to 1600 m. (2) Compaction was the most influential factor of reservoir density and decreased the average pore size by 24.8%. Carbonate cementation decreased the porosity by 8.2%. The most important diagenetic process for increasing the reservoir porosity was dissolution, which increased the pore size by 5.1%. In addition, chlorite played an active role in inhibiting secondary quartz growth and preserving primary pores. (3) The early gas invasion can inhibit diagenesis, and the organic acids produced by the later oil can increase dissolution, so that the high oil saturation phenomenon becomes more obvious.

RESUMEN La evaluación de la evolución de los poros es clave para obtener una mejor comprensión de la migración y acumulación de petróleo en la exploración de petróleo para arenas compactas; Para estudiar la diagénesis y la evolución de la porosidad de los reservorios de arenas compactas, se anlizó el octavo componente de la Formación Yanchang a través de la observación de núcleos, la observación de secciones delgadas, análisis de catodoluminiscencia, microscopía electrónica de barrido y análisis de registro de datos. Del presente studio se pueden extraer las siguientes conclusiones (1) En los reservorios característicos de arenas compactas, se desarrollaron numerosos poros secundarios a profundidades de enterriamiento en el rango de 1300 a 1400 m, y de aproximadamente 1500 m a 1600 m. (2) La compactación fue el factor más influyente en la densidad del yacimiento y disminuyó el tamaño promedio de los poros en un 24.8%. La cementación por carbonato disminuyó la porosidad en un 8,2%. Mientras que el proceso diagenético más importante para aumentar la porosidad del yacimiento fue la disolución, que aumentó el tamaño de los poros en un 5,1%. Además, la clorita desempeñó un papel activo en la inhibición del crecimiento secundario del cuarzo y en la conservación de los poros primarios. (3) La invasión temprana de gas puede inhibir la diagénesis, y los ácidos orgánicos producidos posteriormente por el petróleo pueden aumentar la disolución, por lo que el fenómeno de alta saturación de petróleo se hace más significativo.

MODELAMIENTO COMBINADO EMPLEANDO INTELIGENCIA ARTIFICIAL PARA EL PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN EN UN CAMPO DE PETRÓLEO

ABSTRACT This paper presents the results about the use of a methodology that combines two artificial intelligence (AI) models to predict oil, water and gas production in a Colombian oil field. By combining fuzzy logic (FL) and artificial neural networks (ANN), a novelty data mining procedure is implemented, including a data imputation strategy. The FL tool determines the most useful variables or parameters to include in each well production model. ANN and FIS (fuzzy inference systems) predictive models identification is developed after the data mining process. The FIS models are able to predict specific behaviors, while ANN models are able to forecast average behavior. The combined use of both tools with few iterative steps, allows for improved forecasting of well behavior until reaching a specified accuracy level. The proposed data imputation procedure is the key element to correct false items or to complete void positions in the operational data used to identify models for a typical oil production field. At the end, two models are obtained for each well product, conforming an interesting tool given the best accurate prediction of fluid phase production.

RESUMEN Este artículo presenta los resultados en el uso de una metodología que combina dos modelos de Inteligencia Artificial (IA) para predecir la producción de crudo, agua y gas en un campo petrolero colombiano. Al combinar lógica borrosa (LB) y las redes neuronales artificiales (RNA), se implementa un nuevo procedimiento de minería de datos, que incluye una estrategia de imputación de datos. La herramienta de LB determina las variables o parámetros más útiles para incluir en cada modelo de producción de pozo. Mientras que después los modelos predictivos de RNA y sistemas de inferencia borrosa (SIB) desarrollan la minería de datos. Los modelos SID son capaces de predecir comportamientos específicos, mientras que los modelos RNA son capaces de predecir el comportamiento promedio. El uso combinado de ambas herramientas con pocos pasos iterativos, permite una mejor previsión del comportamiento del pozo hasta alcanzar un nivel de precisión específico. El procedimiento de imputación de datos propuesto es el elemento clave para corregir elementos falsos o para completar posiciones vacías en los datos operacionales empleados para identificar modelos para un campo de producción de petróleo característico. Finalmente se obtuvieron dos modelos para cada producto de pozo, conformando una herramienta interesante dada la mejor predicción precisa de la producción en fase fluida.

METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL FACTOR PRE-EXPONENCIAL EMPLEANDO EL PRINCIPIO ISOCONVERSIONAL PARA LA SIMULACIÓN NUMÉRICA DEL PROCESO DE INYECCIÓN DE AIRE

ABSTRACT The main challenge to predict at field scale the performance of an air injection process is to understand the oil oxidation process and to have a kinetic model of reactions enabling the prediction of process behavior in a reservoir numerical simulator, under different operating conditions. Recently, the Isoconversional Principle has been implemented for studying the kinetics of reactions associated with oil oxidation during air injection, based on Ramped Temperature Oxidation tests (RTO). In different published papers, the isoconversional analysis has been used to study the oxidation characteristics of different rock-fluid systems, identify groups of dominant reactions during the crude oil oxidation process, and estimate the effective activation energy for each of the identified reactions. However, in none of them has a procedure been established for estimating the pre-exponential factor, as this is not a direct measure of isoconversional methods. In this article, a mathematical procedure is proposed for estimating the pre-exponential factor based on the application of Friedman's isoconversional method, intended for characterizing the kinetics of the reactions associated with the In Situ Combustion process. This procedure was validated with experimental information and a kinetic model proposed in the literature to model the oxidation behavior of heavy oil.

RESUMEN El principal desafío para predecir el desempeño en campo de un proceso de inyección de aire es lograr entender el proceso de oxidación del crudo y contar con un modelo cinético de reacciones que permita predecir el comportamiento del proceso en un simulador numérico de yacimientos, bajo diferentes condiciones operacionales. Recientemente, se ha incorporado una técnica denominada Principio Isoconversional para el estudio de la cinética de las reacciones asociadas a la oxidación del petróleo durante la inyección de aire, partiendo de la información suministrada por pruebas de oxidación con rampa de temperatura (RTO - Ramped Temperature Oxidation). En diferentes trabajos publicados, se ha utilizado el análisis isoconversional para estudiar las características oxidativas de diferentes sistemas roca - fluido, identificar grupos de reacciones dominantes durante el proceso oxidativo del crudo y estimar la energía de activación efectiva para cada una de las reacciones identificadas. Sin embargo, en ninguno de ellos se ha establecido un procedimiento que permita estimar el factor pre-exponencial, debido a que este no es una medida directa de los métodos isoconversionales. En este artículo se presenta un procedimiento matemático para la aproximación del factor pre-exponencial a partir de la aplicación del método isoconversional de Friedman, orientado a la caracterización de la cinética de las reacciones asociadas al proceso de Combustión In Situ, este procedimiento fue validado con información experimental y un modelo cinético propuesto en la literatura para modelar el comportamiento oxidativo de un crudo pesado.

EVALUACIÓN DE UNA FORMULACIÓN DE SURFACTANTE-POLÍMERO PARA LAS CONDICIONES DE UN CAMPO COLOMBIANO

ABSTRACT The surfactant-polymer (SP) process is one of the Chemical Enhanced Oil Recovery (CEOR) methods used in the industry. It has been continuously studied; however, it is still a challenge for the petroleum industry due to the difficulty to design the solution to be injected and forecast process performance. This paper is intended to contribute to the design of fluids used in an SP process based on some previously known properties and conditions. Hence, reservoir and fluid properties of a Colombian Field were used as reference parameters to select the polymer and surfactant. Then, the effects of salts, temperature, and surfactant on tailor-made polymer solutions were determined through a rheological study. Ostwald-de Waele and Carreau-Yasuda models adjusted the measured viscosity data against shear rate, while Arrhenius equation fitted viscosity values at 7,8 s-1 against temperature. The surfactant performance was analyzed using phase behavior tests, and the Chun Huh equations determined the interfacial tension (IFT) values. The Bancroft's rule was used as a qualitative verification tool of the kind of micro- emulsion formed. From rheology, we concluded that the viscous modulus is predominant for all polymer solutions, and the fluid thickness is reduced due to the presence of divalent cations and raise on temperature, salts or surfactant concentration. On the other hand, the observed phase behavior corresponded to a transition Winsor II to I without finding any Winsor III micro-emulsion. Therefore, some criteria were proposed to select the optimal conditions. For the desired conditions, the reduction of IFT reached values ranging in magnitudes of 10-3 to 10-4 [mN/m]. These values are usually associated with an improved oil recovery factor.

RESUMEN El proceso de inyección de surfactante-polímero (SP) es uno de los conocidos métodos de recuperación mejorada con químicos (CEOR). Este método ha sido continuamente estudiado; sin embargo, aún constituye un desafío en la industria del petróleo debido a la dificultad de diseñar la solución a ser inyectada y predecir su comportamiento. Este trabajo pretende contribuir en el diseño de los fluidos a ser usados en un proceso de SP basándose en algunas propiedades y condiciones previamente conocidas. Para ello, las propiedades del yacimiento y del fluido de un campo colombiano se utilizaron como parámetros de referencia para seleccionar el polímero y el surfactante. Luego, se determinaron los efectos de las sales, temperatura y el surfactante en soluciones de polímero hechas a medida mediante un estudio reológico. Los modelos de Ostwald-de Waele y Carreau-Yasuda ajustaron los valores de viscosidad medidos en función de la velocidad de corte, mientras que la ecuación de Arrhenius ajustó los valores de viscosidad a 7.8 s-1 en función de la temperatura. El desempeño del surfactante se analizó mediante pruebas de comportamiento de fase, y por medio de las ecuaciones de Chun Huh se determinaron los valores de tensión interfacial (IFT). La regla de Bancroft se usó como una herramienta de verificación cualitativa del tipo de microemulsión formada. A partir de la reología, llegamos a la conclusión de que el módulo viscoso es predominante para todas las soluciones de polímeros, y el aumento de viscosidad del fluido se reduce debido a la presencia de cationes divalentes e incrementos en la temperatura, salinidad o concentración de surfactante. Por otra parte, el comportamiento de fases observado correspondió a una transición de Winsor II a I sin encontrar una región de Winsor III. Por lo tanto, se propusieron algunos criterios para seleccionar las condiciones óptimas. Para las condiciones deseadas, la reducción de IFT alcanzó valores que varían en magnitudes de 10-3 a 10-4 [mN/m]. Estos valores son generalmente asociados con un incremento en el factor de recuperación de petróleo.

EVALUACIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE ENCAMISADO DE POLIETILENO DE ALTA DENSIDAD: ALTERNATIV DE SOLUCIÓN A LA PROBLEMÁTICA DE CORROSIÓN-DESGASTE LÍNEAS DE FLUJO

ABSTRACT Failure mechanisms of CO2 corrosion and abrasive wear by production sand have reduced the service life of flowlines and collector lines in Casabe's mature field located in the middle Magdalena River Valley Basin of Colombia's Antioquia department, which has required a timely and effective solution. In this work, laboratory tests set to conditions of Casabe's production fluid were performed to assess abrasive wear and CO2 corrosion resistance on pipeline sections of both HDPE (High Density Polyethylene) and carbon steel API 5L grade X65. The results obtained showed that resistance of HDPE to abrasive wear and CO2 corrosion of HDPE is significant, being three times higher as compared with carbon steel. Additionally, material properties of HDPE remained constant in contrast to performance of carbon steel over time tests. This result is due to the toughness and chemical resistance of HDPE. Based on these results, a field trial was implemented to pilot-scale for evaluating the performance of HDPE liner in a collector line with a service life between 6 to 9 months, which collect fluids of different flowlines from producing wells. After 12 months in service, the field trial of the liner assessed through visual inspection and DSC tests revealed that HDPE liner exposed at multiphasic fluid conditions with production sand remained stable without evidence of swelling, blistering, softening or changes in its geometry associated with liquid hydrocarbon absorption in its physical structure. This was also evidenced in the results of melting temperature and crystallinity obtained from DSC tests before and after exposure to field conditions. Moreover, pilot tests with HDPE lining after six years of service still operate successfully.

RESUMEN Los mecanismos de daño de corrosión por CO2 y desgaste abrasivo por arena han reducido la vida en servicio de las líneas de flujo y líneas colectoras en el campo Casabe localizado en la Cuenca del Valle del Rio Magdalena, en el Departamento de Antioquia en Colombia, requiriendo de una solución efectiva y oportuna. En este trabajo pruebas de laboratorio ajustadas a las condiciones del fluido de producción del campo Casabe fueron realizadas para evaluar la resistencia al desgaste abrasivo y corrosión por CO2 sobre secciones de tubería de PEAD (Polietileno de Alta Densidad) y de acero al carbono API 5L grado X65. Los resultados obtenidos en este trabajo, mostraron que la resistencia del PEAD al desgaste abrasivo y corrosión por CO2 es significativa, siendo, tres veces más alta comparada con el acero al carbono. Adicionalmente, las propiedades del PEAD permanecieron constantes al contrario del desempeño del acero al carbono durante el tiempo de prueba. Este resultado es probablemente debido a la mayor tenacidad y resistencia química del PEAD. Con base en estos resultados, se implementó una prueba a escala piloto para evaluar el comportamiento del encamisado de PEAD en una línea colectora con una vida en servicio entre 6 y 9 meses, la cual recoge los fluidos de diferentes líneas de flujo de los pozos productores. Después de 12 meses, en servicio en la prueba piloto del encamisado evaluado mediante inspección visual y pruebas DSC (Differential Scanning Calorimetry) se demuestra que el encamisado de PEAD expuesto en las condiciones del fluido multifásico con arena de producción permanece estable, sin evidencia de ampollamiento, hinchamiento, ablandamiento o cambios en su geometría por la absorción del hidrocarburo en su estructura física. Esto fue también evidenciado en los resultados de temperatura de fusión y cristalinidad obtenidos en los ensayos de DSC antes y después de exposición en las condiciones de campo. Además, el piloto de encamisado de PEAD después de seis años de servicio continúa operando exitosamente.

UNA NUEVA BASE DE DATOS PARA FACTORES DE EMISIÓN DE FUENTES MÓVILES EN COLOMBIA: UN CASO DE ESTUDIO PARA BOGOTÁ

ABSTRACT Mobile sources contribute directly or indirectly with most of the atmospheric emissions in Colombian cities. Quantification of mobile source emissions rely on emission factors (EF) and vehicle activity. However, EF for vehicles in the country have not evolved at the same time as fleet renovation and fuel composition changes in the last few years. In fact, estimated EF before 2010 may not reflect the reduction of sulfur content in diesel and the renovation and deterioration of passenger vehicles; therefore, emission levels may be over or under estimated. To account for these changes, we have implemented the MOVES model in Bogota and obtained a new database of on-road vehicle emission factors. For this purpose, local information of activity rates, speed profiles, vehicle population distribution and age, meteorology and fuel composition was used. Emissions were estimated with these new set of EF and compared with previous inventories. We observed large reductions in SO2 (-87%), CO (-65%) and VOC (-62%) emissions from mobiles sources and lower reductions in NOx (-20%). Other pollutants such as PM25 (+15%) and CO2 (+28%) reported increases. This paper includes a new database of on-road vehicle emission factors for Bogota, which can be applied in other Colombian cities in the absence of local data.

RESUMEN Las fuentes móviles emiten directa o indirectamente la mayor cantidad de contaminantes a la atmósfera en Colombia. La construcción de inventarios de emisiones de fuentes móviles requiere de factores de emisión (FE) e información de actividad vehicular. Sin embargo, los FE en el país no han sido ajustados adecuadamente a las nuevas condiciones de calidad de combustible y renovación del parque vehicular que ha ocurrido en los últimos años. En efecto, los FE estimados con anterioridad al año 2010 no reflejan la reducción del azufre en el combustible diésel ni la renovación o deterioro del parque vehicular. Con el fin de tener en cuenta éstos cambios se ha implementado en Bogotá el modelo MOVES, con el cual se ha obtenido una nueva base de datos de factores de emisión. El modelo requiere información local sobre actividad vehicular, distribución y edad del parque, perfiles de velocidad, meteorología y características del combustible. Los FE estimados con MOVES fueron comparados con los existentes a nivel local y se construyó un nuevo inventario. Se observa una reducción considerable en las emisiones de SO2 (-87%), CO (-65%) y VOC (-62%) y una reducción menor en las emisiones de NOx (-20%). En el caso de PM25 (+15%) y CO2 (+28%) se registró un leve aumento. Este manuscrito pone a disposición del lector una nueva base de datos de FE para fuentes móviles en Bogotá, que podrían aplicarse en otras ciudades colombianas en ausencia de información local.

INDICE DE SENSIBILIDAD AMBIENTAL (ESI-R) PARA DERRAMES DE HIDROCARBUROS EN LOS RÍOS COLOMBIANOS: APLICACIÓN PARA EL RÍO MAGDALENA

ABSTRACT The Environmental Sensitivity Index (ESI) mapping has been used globally for oil spill planning and response purposes in coastal areas since its development in the 1970s. However, application to riverine habitats has been limited. Following US National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA) formats and adapting them in working sessions held by a multidisciplinary team and in special sessions with experts and consultants in Colombia, this paper describes the development and application of the sensitivity index to develop maps for the conditions of the middle Magdalena River in Colombia. The index developed (ESI-R) is useful for application in other major rivers in Colombia and areas with similar characteristics. The use of the index to develop maps for smaller rivers and streams is likely to require further development.

RESUMEN Los mapas basados en los índices de sensibilidad ambiental (ESI) han sido utilizados para la planeación y respuesta a derrames de hidrocarburos en áreas costeras desde los años 70. Sin embargo, su aplicación para ambientes fluviales ha sido limitada. Este artículo describe el desarrollo y aplicación de mapas de sensibilidad ambiental para las condiciones de la cuenca media del Río Magdalena, basándose en los formatos adoptados por la NOAA (US National Oceanic and Atmospheric Administration) y desarrollados en talleres del equipo de trabajo y en sesiones de consultas con expertos para su adaptación específica para el caso colombiano. El desarrollo del índice (ESI-R) es aplicable a otros ríos mayores en Colombia y áreas con características similares. Su uso en ríos pequeños y quebradas seguramente requerirá desarrollos posteriores.

USO DE ZEOLITA NATURAL ECUATORIANA Y MODIFICADA CON ACIDO-SURFACTANTE PARA LA REMEDIACION DE SUELOS CONTAMINADOS CON PETROLEO

ABSTRACT Oil spills have been one of the greatest environmental problems worldwide. The contamination of soils due to oil spills generates an oil migration down the soil until reaching groundwater. The research focused on remediation of oil-contaminated soils by Ecuadorian natural and acid-surfactant modified zeolites of the Cayo Formation. The natural and modified zeolites were characterized by wavelength dispersive X-ray fluorescence, X-ray powder diffraction, environmental scanning electron microscopy, attenuated total reflectance Fourier transform infrared spectroscopy, and solid-state magic-angle spinning nuclear magnetic resonance spectroscopy. The natural and modified zeolites were added to an artificially oil-contaminated soil to immobilize and limit the uptake of contaminants by rape through changing soil physical and chemical properties in the pot experiment under greenhouse conditions. Several oil contaminated soil-zeolite mixes were tested in replicated laboratory analyses in terms of their ability to absorb oil. Results indicated that the addition of natural and modified zeolites could increase or decrease soil pH and absorption capacity, with high potential in removing oil from soil. Statistical analysis of the experimental data was performed by the variance test analysis. The absorption process had an efficiency of 46% under well-optimized experimental conditions, with an absorbent dose of 30-M, pH = 3.8 and 15 days of contact time.

RESUMEN Los derrames de petróleo han sido uno de los mayores problemas ambientales a nivel mundial. La contaminación de los suelos debido a derrames de petróleo genera una migración de petróleo hacia abajo a través del suelo hasta llegar al agua subterránea. Se investigó la remediación de suelos contaminados con petróleo con zeolitas ecuatorianas naturales y modificadas con ácido y surfactante de la Formación Cayo. Las zeolitas naturales y modificadas se caracterizaron por fluorescencia de rayos X por energía dispersiva, difracción de rayos X de polvo, microscopía electrónica de barrido ambiental, espectroscopia infrarroja de transformada de Fourier - reflectancia total atenuada y espectroscopía de resonancia magnética nuclear de estado sólido bajo giro en ángulo mágico. Las zeolitas naturales y modificadas fueron añadidas a un suelo artificialmente contaminado con petróleo para inmovilizar y limitar la absorción de contaminantes a partir de la captura a través del cambio físico y químico de las propiedades del suelo en macetas experimentales bajo condiciones de invernadero. Diferentes mezclas de suelo contaminado con petróleo-zeolita se probaron en análisis de laboratorio replicados en términos de su capacidad para absorber petróleo. Los resultados indicaron que la adición de zeolitas naturales y modificadas podría aumentar o disminuir el pH y la capacidad de absorción del suelo, teniendo un potencial considerable en la eliminación de petróleo del suelo. El análisis estadístico de los datos experimentales se realizó mediante el análisis de la prueba de varianza. El proceso de absorción tuvo una eficiencia del 46% bajo condiciones experimentales bien optimizadas con una dosis absorbente de 30 M, pH = 3.8 y 15 días de tiempo de contacto.

DEGRADACIÓN FOTOCATALÍTICA DE HIDROCARBUROS PRESENTES EN AGUA, USANDO TiO₂ MODIFICADO CON Fe (III).

ABSTRACT This research work focused on the degradation of total hydrocarbons in synthetic water mixtures and in samples obtained from the inflow of a skimmer (production water) by means of heterogeneous photocatalysis. Titanium dioxide (TiO2) was used, modified with iron oxide (III) as photocatalyst, supported on polymethyl methacrylate plates, arranged in two reactors with volumetric capacities of 15.0 ml and 1.0 l. The degradation process was studied using two analysis methods: Photometric detection and gravimetric partition. Degradation percentages of 91.2% and 98% were obtained in field samples and synthetic mixtures respectively, with 4 h times; this allows for assessment of this technique's impact on the treatment of produced water in the oil industry, seeking for an alternative to the methods for treating water contaminated with hydrocarbons.

RESUMEN En esta investigación se llevó a cabo la degradación de hidrocarburos totales en mezclas sintéticas de agua y en muestras obtenidas del flujo de entrada de un skimmer (agua de producción), por medio de fotocatálisis heterogénea. Se usó dióxido de titanio (TiO2) modificado con óxido de hierro (III) como fotocatalizador, soportado en láminas de polimetilmetacrilato, dispuestas en dos reactores con capacidades volumétricas de 15,0 ml y 1,0 l. El proceso de degradación fue estudiado mediante dos métodos de análisis: Detección fotométrica y partición gravimétrica. Se obtuvieron porcentajes de degradación de 91.2% y 98% en muestras de campo y mezclas sintéticas respectivamente, en tiempos de 4 h; los cuales permiten evaluar el impacto de esta técnica en el tratamiento de agua de producción de la industria petrolera, buscando ser una alternativa a los métodos de tratamiento de aguas contaminadas con hidrocarburos.

MIGRACIÓN EN TIEMPO REVERSO EN COORDENADAS EUCLIDEANAS Y RIEMANNIANAS

ABSTRACT Reverse time migration in zones with rugged topography is a method that presents some challenging issues. We present an analysis of reverse time migration in transformed domains, in particular for a technique that goes from an Euclidian to a Riemannian scenario, as suggested by some authors in previous literature. Computational results show that there is not significant improvement in the final image when the Riemannian approach is used as compared with images obtained with an Euclidean metric.

RESUMEN La migración en tiempo reverso en zonas con topografía accidentada es un método que presenta algunos problemas desafiantes. Presentamos un análisis de la migración en tiempo reverso en dominios transformados, en particular para una técnica que va de un escenario euclidiano a uno Riemanniano, como lo sugieren algunos autores en la literatura previa. Los resultados computacionales muestran que no hay una mejora significativa en la imagen final cuando se utiliza el enfoque Riemanniano en comparación con las imágenes obtenidas con una métrica euclidiana

SOLUCIÓN DE UN MODELO DE PROPAGACIÓN DE ONDAS P Y S, USANDO COMPUTACIÓN DE ALTO RENDIMIENTO

ABSTRACT The propagation of seismic waves is affected by the type of transmission media. Therefore, it is necessary to solve a differential equation system in partial derivatives allowing for identification of waves propagating into an elastic media. This paper summarizes a research using a partial differential equation system representing the wave equation using the finite differences method to obtain the elastic media response, using an staggered grid. To prevent reflections in the computational regions, absorbent boundaries were used with the PML method. The implementation of the numerical scheme was made on two computational architectures (CPU and GPU) that share the same type of memory distribution. Finally, different code versions were created to take advantage of the architecture in the GPU memory, performing a detailed analysis of variables such as usage of bandwidth of the GPU internal memory, added to a version that is not limited by the internal memory in the graphic processing unit, but rather by the memory of the whole computational system.

RESUMEN La propagación de las ondas sísmicas se ven afectadas por el tipo de medio donde se transmiten. Por lo tanto se requiere solucionar un sistema de ecuaciones diferenciales en derivada parcial que permitan identificar las ondas que se propagan en el medio elástico, Este documento resume una investigación donde se usó un sistema de ecuaciones diferenciales parciales que representan la ecuación de onda utilizando el método de diferencias finitas para obtener la respuesta del medio elástico, usando una malla intercalada. Para evitar las reflexiones en las fronteras computaciones se utilizaron fronteras absorbentes con el método PML. La implementación del esquema numérico se realizó en dos arquitecturas de cómputo (CPU y GPU) que comparten el mismo tipo de distribución de memoria. Finalmente, se crearon diferentes versiones del código para aprovechar la arquitectura en la memoria de la GPU, se realiza una análisis detallado de variables como utilización y ancho de banda de la memoria interna de la GPU, además de una versión la cual no se ve limitada por la cantidad de memoria interna en la unidad de procesamiento grafico sino por la cantidad de memoria que tiene todo el sistema de cómputo.