Ajuste de un modelo matemático para la estimación de la permeabilidad en rocas de facies finas de tipo shale gas

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dc.contributor.advisorStashenko, Elena E.
dc.contributor.advisorMartínez Morales, Jairo René
dc.contributor.advisorMarquez Romero, Robert Emilio
dc.contributor.authorSerrano Rivera, Rossy Jacqueline
dc.date.accessioned2024-03-03T23:26:33Z
dc.date.available2017
dc.date.available2024-03-03T23:26:33Z
dc.date.created2017
dc.date.issued2017
dc.description.abstractEn reservorios de gas no convencionales, los fenómenos de difusión y desorción de gas en los depósitos de Shale gas son importantes para la estimación de la permeabilidad de las rocas, debido a sus condiciones de porosidad heterogénea y discontinua, la cual esta correlacionada con los coeficientes de difusión y desorción de gas. El objetivo de esta investigación fue ajustar un modelo matemático para estimar la permeabilidad en rocas de facies finas tipo Shale gas a partir de datos reales de desorción y difusión de gas. Inicialmente, se seleccionó un modelo de base que fue modificado y ajustado para incluir un coeficiente de desorción estimado a partir de datos experimentales de desorción de gas, que relaciona la fracción de gas que desorbe la roca a lo largo del tiempo. Para realizar los cálculos, se utilizó la programación en Excel® y Scilab®, donde el rango de permeabilidad estimado con el modelo fue de: 0.25 a 8000 nano Darcy, para todas las profundidades (28 en total 15 inicialmente para probar el modelo y 13 después para verificar el modelo) que están dentro del rango de permeabilidad estimada experimentalmente a lo largo del pozo estimada con el equipo SMP-200 que fue de: 0.00039 a 810000 nano Darcy. Los valores de permeabilidad obtenidos con el modelo ajustado estuvieron dentro del rango de los datos reportados en la literatura y los obtenidos experimentalmente, siendo más consistentes que los estimados experimentalmente. Además, la permeabilidad estimada con el modelo representa las condiciones de la roca, ya que fue posible correlacionar la permeabilidad con algunas variables geoquímicas en la composición de la roca y el gas. Estos han sido reportados previamente por diferentes autores.
dc.description.abstractenglishIn unconventional gas reservoirs, gas diffusion and desorption phenomena in the shale gas deposits important for the estimation of the permeability of the rocks, due to their heterogeneous and discontinuous porosity conditions, which is correlated with the coefficients gas diffusion and desorption. The objective of this research is to fit a mathematical model to estimate the permeability in Shale gas type facies rocks from actual gas desorption and diffusion data. Initially, a base model was selected that was modified and adjusted to include an estimated desorption coefficient from experimental gas destruction data, which relates the gas fraction that disaggregate the rock over time. Different parameters were applied to fit the mathematical model as, Knudsen diffusivity, the diffusivity of molecular pores, desorption coefficient of gas, gas viscosity and other characteristics of the gas. To perform the calculations, we used the programming in Excel® and Scilab®, where the permeability range estimated with the model was: 0.25 to 8000 nano Darcy, for all depths (28 in total, 15 initially to test the model and then 13 to check the model) that they are within the range of permeability estimated experimentally along the well with the SMP-200 equipment which was: 0.00039 to 810000 nano Darcy. The permeability values obtained with the adjusted model were within the range of data reported in the literature and those obtained experimentally, being yet more consistent than those estimated experimentally. In addition, the permeability estimated with the model represents the conditions of the rock, since it was possible to correlate the permeability with some geochemical variables in the composition of the rock and the gas. These have been previously reported by different authors. 2
dc.description.degreelevelMaestría
dc.description.degreenameMagíster en Ingeniería Química
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/20.500.14071/36995
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ingenierías Fisicoquímicas
dc.publisher.programMaestría en Ingeniería Química
dc.publisher.schoolEscuela de Ingeniería Química
dc.rightshttp://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.creativecommonsAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.licenseAttribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0
dc.subjectDesorción De Gas
dc.subjectDifusión De Gas
dc.subjectPermeabilidad
dc.subjectShale Gas.
dc.subject.keywordGas Desorption
dc.subject.keywordGas Diffusion
dc.subject.keywordPermeability
dc.subject.keywordShale Gas.
dc.titleAjuste de un modelo matemático para la estimación de la permeabilidad en rocas de facies finas de tipo shale gas
dc.title.englishMathematical adjustment model for estimating permeability rocks in thin-type facies shale gas 2.
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/resource_type/c_bdcc
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Maestria
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