Influencia de la inyección de CO2 sobre la recuperación de metano en yacimientos de roca generadora mediante el estudio del fenómeno de adsorción

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dc.contributor.advisorOrtiz Cancino, Olga Patricia
dc.contributor.authorAcevedo Acosta, Valentina
dc.contributor.evaluatorMuñoz Navarro, Samuel Fernando
dc.contributor.evaluatorCárdenas Montes, José Carlos
dc.date.accessioned2023-11-17T13:30:51Z
dc.date.available2023-11-17T13:30:51Z
dc.date.created2023-11-14
dc.date.issued2023-11-14
dc.description.abstractEn los últimos años, la inyección de CO2 se ha considerado como un método alternativo para recuperar el metano que se encuentra adsorbido en las rocas generadoras y almacenar CO2. Con el fin de evaluar la influencia de la inyección de CO2 sobre la recuperación de metano en yacimientos de roca generadora se realizó un estudio experimental del fenómeno de adsorción. Para ello, se emplearon muestras de roca generadora de la cuenca del Valle Medio del Magdalena en Colombia y se utilizó el método manométrico, que permite medir las isotermas de adsorción de CO2 y metano a ciertas condiciones de temperatura y presión. Se realizó el ajuste de los datos experimentales de adsorción a diferentes modelos disponibles en la literatura, determinando que el modelo que mejor representa el fenómeno de adsorción en las muestras estudiadas es el Modelo de Sips. Mediante los resultado experimentales obtenidos se analiza la influencia de la composición mineralógica, la materia orgánica, la madurez térmica y el tipo de kerógeno en la capacidad de adsorción de CO2 en la roca. Se concluye que el contenido de materia orgánica es uno de los parámetros que más influyen en la capacidad de adsorción de CO2, presentando una correlación positiva moderada, la cual es más significativa a bajas presiones. Además, para determinar la factibilidad del uso de la inyección de CO2 como método de recuperación de metano se calculó el parámetro de selectividad, obteniéndose resultados mayores a 1, lo que demuestra la mayor afinidad de adsorción del CO2 en los nanoporos de la roca.
dc.description.abstractenglishIn recent years, CO2 injection is considered an alternative method for recovering shale gas and storing CO2 permanently into the geological trap. To better understand this field, we carried out an experimental study using shale samples from the Middle Magdalena Valley Basin in Colombia to investigate the adsorption mechanism of CO2 on shales. It was decided to perform the experiments using the manometric method to measure the excess sorption isotherms of CO2 at 50°C and pressures up to 3.5 Mpa. The adjustment of the experimental adsorption data to different models available in the literature was carried out, determining that the model that best represents the adsorption phenomenon in the samples studied is the Sips Model. The effect of mineral composition, total organic carbon (TOC) content, and thermal maturity on CO2 adsorption capacity has been discussed. The results indicate that the effect of clay minerals is not very significant in the adsorption of CO2. The high content of TOC can cause this; therefore, TOC has a major contribution to the adsorption uptake. In addition, a conclusive effect of maturity could not be determined due to the limitation of the number of samples in the present study. Furthermore, to determine the feasibility of using CO2 injection as a methane recovery method, the selectivity parameter was calculated, obtaining results greater than 1, which demonstrates the greater adsorption affinity of CO2 in the nanopores of the rock.
dc.description.degreelevelMaestría
dc.description.degreenameMagíster en Ingeniería de Hidrocarburos
dc.format.mimetypeapplication/pdf
dc.identifier.instnameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.reponameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.repourlhttps://noesis.uis.edu.co
dc.identifier.urihttps://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/15457
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ingeníerias Fisicoquímicas
dc.publisher.programMaestría en Ingeniería de Hidrocarburos
dc.publisher.schoolEscuela de Ingeniería de Petróleos
dc.rightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.coarhttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2
dc.rights.creativecommonsAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.licenseAtribución-NoComercial-SinDerivadas 2.5 Colombia (CC BY-NC-ND 2.5 CO)
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/
dc.subjectAdsorción
dc.subjectRoca generadora
dc.subjectMétodo de recobro
dc.subjectInyección de gas
dc.subjectCO2
dc.subject.keywordAdsorption
dc.subject.keywordShale Gas
dc.subject.keywordEnhanced Gas Recovery
dc.subject.keywordGas Injection
dc.subject.keywordCO2
dc.titleInfluencia de la inyección de CO2 sobre la recuperación de metano en yacimientos de roca generadora mediante el estudio del fenómeno de adsorción
dc.title.englishInfluence of CO2 Injection on Methane Recovery in Source Rock Reservoirs through the Study of the Adsorption Phenomenon
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/resource_type/c_bdcc
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Maestría
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