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En la producción de petróleo, lo pozos comienzan a producir por un fenómeno llamado ?Producción Primaria?. Cuando este proceso se detiene porque la presión de fondo no es suficiente, ni siquiera con el uso de bombas, aproximadamente el 70% del petróleo queda aun en el subsuelo. Para poder recuperarlo hay que usar un sistema llamado ?Recuperación Secundaria? que consiste en usar uno de los pozos (o bien perforar uno) como pozo inyector e inyectar agua con él. De esta manera se recupera la presión de fondo y el pozo producirá durante algunos años más.Se considera que estos pozos son rentables hasta que producen aproximadamente un 95-98% de agua y el resto petróleo (dependiendo del precio del crudo). Cuando se supera ese porcentaje, entre el 50% y el 75% del petróleo aun queda en el subsuelo. Extraer el agua tiene costos pero no beneficios: para evitar estos costos se ha intentado disminuir el corte de agua manteniendo la producción bruta, lo que resulta en un mayor porcentaje de petróleo mediante técnicas EOR que han sido probadas en nuestro país con una alta performance, como por ejemplo la utilización de microgeles (CDG).En este trabajo se presenta una metodología de evaluación previa a una EOR con nanopartículas o microgeles, basada en técnicas de análisis de flujo multifásicos en medios porosos. Para esto se han desarrollado dispositivos de microfluídica con una porosidad especifica, a modo de simular los fenómenos que se producen en los reservorios y estudiar de esta manera las propiedades de las nanopartículas o microgeles para su uso en EOR. Esta metodología proporciona un nuevo enfoque para conocer mejor los mecanismos de acción de ambos en el reservorio.

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