000			02168nmc a2200181 4500
005			20260520170413.0
008			260224s xxu
100	1		_aGarbino, Agustín Guillermo _960147
100	1		_aUrio, Matías Alejandro _960148
111	2		_aCongreso de Producción y Desarrollo de Reservas (7mo. : 2019 nov. 5 al 8 : Mar del Plata, Argentina) _959344
245	0	0	_aEXPERIMENTAL INVESTIGATION OF APPARENT SHALE PERMEABILITY WITH CONSIDERATION OF GAS SLIPPAGE AND STRESS-DEPENDENCE EFFECTS
270			_a20/09/2022 ; 20/09/2022
300			_a13 p.
520			_aSe realizaron mediciones de permeabilidad en muestras de rocas de shale gas correspondientes a la formación Eagle Ford, Texas, USA. Mediante el uso de un moderno permeabilímetro, cuyo funcionamiento se basa en el avance de un pulso de presión enviado a través del espacio poral del testigo, se busca entender la permeabilidad de este shale y su variación frente a diferentes presiones de confinamiento y presiones porales. El empleo de helio y metano como fluido de ensayo, en vez de líquidos, acortó el tiempo de cada medición y nos permitió analizar las diferencias debidas a los efectos de adsorción del gas y al "efecto támiz" de la fina estructura poral frente a moléculas de mayor tamaño como las presentes en el gas de reservorio. Además, las muestras fueron sometidas a una serie de mediciones en las cuales se mantuvo constante el estrés efectivo y se incrementó gradualmente la presión de confinamiento y la presión poral con el fin de cuantificar el aparente aumento de permeabilidad debido al efecto Klinkenberg. Nuestros resultados muestran que la habitual suposición de que el efecto de gas slippage puede ser despreciado a presiones mayores a 7 MPa no siempre es válida. A su vez, se aplican métodos recientes para identificar la desviación del flujo Darcy hacia regímenes de flujo difuso con el objetivo de obtener mediciones más precisas de la permeabilidad de la roca.
856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/7CongresoProdDesarrolloReservas2019/Papers/1798.pdf
942			_cCONGTP _2ddc
999			_c195170 _d195170