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Las rocas presentes en los reservorios de hidrocarburos shale presentan porosidad en diversas escalas. Típicamente los poros están conectados por canales con radios inferiores a 10 nm. Caracterizar el flujo de hidrocarburos en las condiciones de reservorio en talescanales, es de vital importancia para cuantificar el potencial del reservorio. Es común en la industria petrolera utilizar modelos de flujo basados en la teoría del continuo. No obstante, el empleo de las expresiones tradicionales resulta inadecuado en el caso de procesos de transporte en la nanoescala, donde los efectos de la naturaleza discreta de la materia son manifiestos. En este marco, el presente trabajo encara este estudio mediante simulaciones de Dinámica Molecular, lo que constituye un enfoque inherentemente discreto. En particular, se investiga el flujo de metano en gargantas porales de carbono de diversas geometrías. Se comparan los resultados obtenidos con los esperables de acuerdo a la teoría del continuo con el fin de dilucidar las principales diferencias para ser consideradas en los modelos industriales.