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7/28/2019 METANO EN CARBON, CBM, COAL BED METHANE OILFIELD REVIEW schlumberger
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4 Oileld Review
Metano en capas de carbn:Energa limpia para el mundo
El metano de capas de carbn puede hallarse en casi todos los lugares en donde
existe carbn. Considerado un estorbo peligroso en la industria minera, posee potencial
como suministro de energa limpia y abundante que ayudar a reemplazar otras
reservas de hidrocarburos en declinacin. Los desarrollos registrados recientemente
en las tecnologas y las metodologas estn desempeando un rol importante para
el aprovechamiento de este recurso no convencional. Algunas de estas tecnologas
son adaptaciones de las utilizadas en las operaciones convencionales de petrleo y
gas, pero otras son aplicaciones nuevas diseadas especfcamente para abordar las
propiedades nicas del carbn.
Ahmed Al-JuboriSean Johnston
Calgary, Alberta, Canad
Chuck Boyer
Stephen W. Lambert
Pittsburgh, Pensilvania, EUA
Oscar A. Bustos
Sugar Land, Texas, EUA
Jack C. Pashin
Geological Survey of Alabama
Tuscaloosa, Alabama, EUA
Andy Wray
Denver, Colorado, EUA
Traduccin del artculo publicado en ingls en Oileld ReviewVerano de 2009: 21, no. 2. Copyright 2009 Schlumberger.
Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Drazenko Boskovic, Calgary; Peter Clark, LaUniversidad de Alabama, Tuscaloosa; Rick Lewis, OklahomaCity, Oklahoma, EUA; y a Kevin England, Doug Pipchuk,Prachur Sah, Steven Segal y Felix Soepyan, Sugar Land.
CBMA, CemNET, ClearFRAC, CoalFRAC, ECLIPSE, ECS, FMI,LiteCRETE, Litho-Density, Multi Express, OSC, PeriScope,Petrel, PowerDrive y ThorFRAC son marcas de Schlumberger.
Z-Pinnate es una marca de CDX Gas LLC.
Cuando los seres humanos descubrieron rocas
que podan proporcionar calor y alimentar el
fuego para cocinar, el carbn era considerado
quizs un regalo de los dioses. Es probable que la
extraccin del metano contenido en capas de car-
bn (CBM), de lones de carbn subterrneos,
no tenga la misma trascendencia para el hombre
moderno, pero esta fuente de gas natural parece
ciertamente un regalo para un mundo que nece-
sita suministros de energa limpia. Dado que la
industria del petrleo y el gas de nuestros das
reconoce el valor de este recurso no convencional,
1. Coal Bed Methane, http://www.australianminesatlas.gov.
au/aimr/commodity/coal_bed_methane.jsp (Se accediel 22 de febrero de 2009).
2. Panorama Global de Oportunidades CMM, Programade Extensin sobre el Metano Contenido en Capas deCarbn, Agencia de Proteccin Ambiental de EUA,septiembre de 2008, http://www.methanetomarkets.org/resources/coalmines/docs/overviewfull.pdf (Se accediel 1 de marzo de 2009).
3. Reservas comprobadas y produccin del metanocontenido en capas de carbn, Administracin deInformacin Energtica del Departamento de Energa deEUA, http://tonto.eia.doe.gov/dnav/ng/ng_enr_cbm_a_EPG0_r52_Bcf_a.htm (Se accedi el 1 de marzo de 2009).
4. Para obtener ms informacin sobre el metano contenidoen capas de carbn, consulte: Ayoub J, Colson L, HinkelJ, Johnston D y Levine J: Learning to Produce CoalbedMethane, Oileld Review3, no. 1 (Enero de 1991): 2740.
Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A, Boyer C,
Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G, Colson L,Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B y Schoderbek D:Produccin de gas natural a partir del carbn, OileldReview15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 833.
5. BP Statistical Review of World Energy, junio de 2008,http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2008/STAGING/local_assets/downloads/pdf/statistical_review_of_world_energy_full_review_2008.pdf (Se accedi el 13 de febrero de 2009).
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la exploracin y el desarrollo del CBM, alguna vez
asociados exclusivamente con Amrica del Norte,
ahora se han implementado a escala global.
En los ltimos aos, los proyectos asociados
con el CBM prolieraron rpidamente. Australia no
registr produccin de CBM en 1995; sin embargo,
en 2008 se extrajeron 4,000 MMm3 [141,000 MMpc]
de sus extensivas reservas de carbn subterrneo.1
China exhibi un volumen de produccin de CBM
de ms de 1.4 MM m3 [49,000 MMpc] en el ao
2006.2 Estas ciras son pequeas si se comparan con
la produccin de EUA en el ao 2007; 61,000 MMm3
[2.15 Tpc]; es decir, ms del 10% del suministro
interno de gas natural de EUA.3 No obstante, toda
esta produccin es signicativa porque proviene
de un recurso energtico poco utilizado antes de
1985. La aceptacin de este recursono convencio-
nalcomo suministro alternativo de gas natural, se
maniesta en el nivel de las inversiones de capital
que se estn eectuando a escala mundial.
Impulsada en gran medida por incentivos de
ndole scal, la industria del gas natural de EUAcomenz a desarrollar los recursos CBM en la
dcada de 1980.4 Desde entonces, se han introdu-
cido mejoras en las tecnologas y las metodologas
de evaluacin, peroracin y produccin de CBM
que, en su mayora, constituyen adaptaciones de
las tecnologas y metodologas ya utilizadas para
los yacimientos tradicionales de petrleo y gas.
Otros desarrollos tuvieron lugar en respuesta a las
caractersticas prospectivas nicas del carbn.
La evaluacin del potencial de produccin de
CBM se basa undamentalmente en el anlisis de
laboratorio de ncleos y la caracterizacin de
yacimientos. La evaluacin a nivel de campo ha
evolucionado considerablemente desde los prime-
ros das del desarrollo del CBM, en que los modelos
eran adaptaciones de tcnicas de la industria
minera. Hoy en da, se conocen ms proundamente
los actores requeridos para producir econmica-
mente gas natural de lones de carbn. Y a medida
que se exploran cuencas nuevas, este conoci-
miento contina evolucionando. Adems, los datos
obtenidos con herramientas desarrolladas expre-
samente para pozos someros y yacimientos de baja
densidad estn mejorando las tcnicas de mode-
lado de yacimientos.
El modelado y la evaluacin no son las nicas
reas de avance en el desarrollo del CBM. Si bien los
pozos laterales complejos con tramos horizontales
mltiples eran desconocidos hace algunas dcadas,
incluso en relacin con los pozos convencionales de
petrleo y gas, ahora se estn convirtiendo en prc-tica comn en los programas de peroracin de
pozos CBM. Se han desarrollado tcnicas de termi-
nacin de pozos que producen menos dao a los
mecanismos de produccin de los lones de carbn,
tales como los daos ocasionados durante las opera-
ciones de cementacin. Los fuidos de estimulacin
de pozos han sido diseados especcamente para
mejorar la produccin de CBM.
Este artculo incluye un breve panorama de
estado actual de la produccin de CBM y describe
los desarrollos logrados recientemente en la
operaciones de peroracin, terminacin, evaluacin
y produccin de estos yacimientos no conven
cionales. Los operadores de numerosas regiones
carboneras estn observando los resultados de
estos avances, y este artculo presenta algunas apli
caciones ilustrativas de Australia, Canad y EUA
El panorama global
El mayor volumen de reservas probadas recupera
bles de carbn, segn los ltimos datos publicados
se encuentra en EUA (28.6%), seguido por Rusia
(18.5%), China (13.5%), Australia (9.0%) e India
(6.7%).5 Si bien los depsitos someros de carbn
de muchas reas, tales como las reas situada
en el Reino Unido y en algunas otras naciones
europeas, han sido extensivamente explotados
los lones proundos de carbn que trascienden
el alcance de las operaciones mineras presentan
oportunidades de desarrollo. An con poco carbn explotable remanente, el Reino Unido sigue
ocupando el sexto lugar en el mundo en trminos
de reservas estimadas de CBM (arriba). No obs
tante, las naciones con los depsitos de carbn
ms grandes estn recibiendo la mayor parte de
las inversiones de capital que, en el ao 2008, se
estim en US$ 12,000 millones para la industria.
>Reservas de CBM y actividad asociada. Las principales reservas de CBM (azul oscuro) se encuentran en Rusia, EUA
(Alaska solamente posee un volumen estimado de 1,037 Tpc), China, Australia, Canad, el Reino Unido, India, Ucrania yKazakhstan. De los 69 pases que alojan la mayor parte de las reservas de carbn, el 61% ha registrado alguna forma deactividad relacionada con el CBM; investigacin, pruebas o produccin. (Departamento de Energa de EUA, referencia 3,y BP Statistical Review, referencia 5.)
Actividades relacionadas conel CBM, pasadas o actuales
Alaska1,037 Tpc
Canad699 Tpc
EUA menos Alaska711 Tpc
Reino Unido102 Tpc
Ucrania42 Tpc
Rusia1,730 Tpc
Kazakhstan
23 Tpc
India71 Tpc
Australia1,037 Tpc
China1,307 Tpc
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Metano derivadotermalmente
Metano biognico,nitrgeno y
dixido de carbono
Incrementodela
generacindegas
Incremento del rango del carbn
Lignito Sub-bituminoso Bituminoso Antracita Grafito
1,000
C
ontenidodegasadsorbido,
pc/ton
(seco,
libredeceniza)
1,200
800
600
400
200
00 200 400 600 800 1,000
Presin, lpca
Antracita
Bituminoso medio voltil
Bituminoso alto voltil A
Bituminoso alto voltil B
El gobierno de China, reconociendo el valor deeste recurso, seal al desarrollo del CBM comouno de los 16 grandes proyectos de su actual Plande Cinco Aos. Las metas de produccin ascien-den a 10,000 MMm3 [353,000 MMpc] para 2010,30,000 MMm3 [1.059 Tpc] para 2015, y 50,000 MMm3[1.765 Tpc] para 2020.6
EUA posee una industria CBM madura basada
en las 10 cuencas productoras principales. Lamayora de los 48 estados del sur han sido explo-rados en busca de potencial de CBM pero losrecursos de Alaska, estimados en ms de 30 tri-llones de m3 [1,000 Tpc], no fueron investigadosexhaustivamente.7
Australia ocupa el segundo lugar despus deEUA en cuanto a produccin de CBM. Su produc-cin comercial comenz a mediados de la dcadade 1990, en pequea escala, pero para el ao2008, se produjeron 4,000 MM m3 de CBM, lo queimplic un incremento del 39% con respecto alao anterior.8
La India posee volmenes sustanciales de
reservas de carbn, que en su mayor parte sonadecuados para el desarrollo del CBM. Los dep-sitos profundos de carbn, a los que no se puedeacceder mediante operaciones mineras conven-cionales, tambin ofrecen oportunidades para eldesarrollo del CBM. En 1997, el gobierno de la
India formul una poltica CBM y asign numerososbloques de exploracin. La produccin comercialde CBM comenz en el ao 2007.9
El gigante dormido en el tema del CBM es Rusia:dependiendo de la fuente, el volumen estimado delrecurso oscila entre 17 y 80 trillones de m3 [600 y2,825 Tpc]. Hasta comienzos de 2009, slo sehaban perforado algunos pozos para evaluar elpotencial para la produccin comercial. No obs-
tante, esta situacin probablemente cambie comoresultado de las fuerzas polticas y de mercado. Elgas natural producido en la mitad occidental delpas se vende a Europa. Los recursos CBM concen-trados en la porcin central de Siberia podran seraprovechados para la industria pesada del sectorcentral de Rusia, liberando ms gas para su ventaa Occidente.
Existen ciertos desafos inherentes a la produc-cin de CBM en cualquier cuenca. stos abarcanaspectos de ndole econmica, geolgica, logstica
y operacional. Una de las consideraciones princi-pales es el tratamiento del agua producida.
Desorcin, carbonizacin y deshidratacin
Los yacimientos CBM se diferencian de los yaci-mientos convencionales en numerosos aspectos; sinembargo, las diferencias fundamentales radican enla produccin de agua y el mecanismo de almacena-miento de gas. En la mayora de los yacimientos depetrleo y gas, la capacidad de almacenamiento dehidrocarburos se relaciona con la porosidad por-que el gas es retenido y almacenado en los sistemasde poros de la matriz. Si bien los carbones poseenuna porosidad intrnseca moderada, pueden alma-cenar hasta seis veces ms gas que un volumenequivalente de arenisca a una presin similar. Lacapacidad de almacenamiento de gas est deter-minada principalmente por el rango de un carbn.Los carbones de rango ms altocarbones bitu-minosos y antracitaposeen el mayor potencialpara el almacenamiento de metano (izquierda).10No obstante, para la ejecucin de operacionescomerciales exitosas no se requiere una gran capa-cidad de almacenamiento de gas.
El metano es generado en los carbones de bajorango como consecuencia de la actividad micro-biana y en los carbones de rango ms alto durante
la maduracin trmica de sus compuestos orgni-cos. Una vez generado, el metano es adsorbido oligado por la accin de las fuerzas de atraccinintermoleculares dbilesfuerzas de van der
Waalsa los materiales orgnicos que conformanel carbn. La capacidad de almacenamiento del
>Capacidad de almacenamiento, rango del carbn y generacin de metano.La capacidad de almacenamiento de gas es una funcin del rango delcarbn y la presin, y a medida que el carbn madura, la capacidad deabsorcin y adsorcin (sorptive capacity) se incrementa (arriba). De losrangos del carbn, la antracita (verde) posee la mayor capacidad dealmacenamiento, seguida de diversos grados de carbones bituminosos(rojo, naranja y amarillo). El metano es generado del carbn por la actividadmicrobiana (biognesis) y por el calor (abajo). El metano es adsorbido en lasupercie de los materiales orgnicos que forman el carbn. Los procesos
biogenticos cesan cuando estos materiales se transforman en carbnde rango ms alto y son expuestos a mayor temperatura. Los procesosbiogenticos pueden reiterarse si el movimiento de los uidos aporta nuevosmicroorganismos para que se alimenten del carbn.
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carbn est relacionada con la presin y el conte-
nido de gas adsorbido, descrito comnmente por la
isoterma de adsorcin de Langmuir medida a partir
de muestras de carbn trituradas.11 Los volmenes
grandes de gas almacenado existen porque la
supercie interna de la microporosidad donde el
gas es adsorbido es muy grande (arriba).
Tambin se observan volmenes pequeos de
metano en los espacios intersticiales creados
cuando el carbn se contrae despus de la depo-
sitacin. La contraccin tiene lugar durante la
carbonizacin; el proceso de transformacin de
la turba rica en materia orgnica en carbn a tra-
vs de procesos biolgicos y de la aplicacin de
calor y presin. Durante la carbonizacin, el agua
es eliminada, el volumen de la matriz se reduce
y se forman fracturas ortogonales o diaclasas. Las
diaclasas primarias (diaclasas frontales) en gene-
ral son perpendiculares a las diaclasas secundarias
(diaclasas interpuestas). Las diaclasas frontales a
menudo son continuas y proveen conectividad,
mientras que las diaclasas interpuestas son no
continuas y a menudo terminan en las diaclasas
frontales. El alcance de la red de diaclasas puede
ser estimado mediante el anlisis de ncleos con-
vencionales o mediante la interpretacin de
imgenes de la pared del pozo, tales como las im-
genes generadas con el generador de Imgenes
Microelctricas de Cobertura Total FMI.
La separacin espacial y las geometras de las
diaclasas son signicativas porque este sistema de
fracturas naturales es el principal mecanismo de
permeabilidad. El fracturamiento posterior a la
depositacin, causado por los esfuerzos tectnicos,
puede mejorar la permeabilidad volumtrica, o con
trariamente, la actividad tectnica excesiva puede
conducir a una reduccin de la permeabilidad.
La produccin de CBM normalmente implica
la eliminacin del agua de la formacin para
reducir la presin del yacimiento. La reduccin
de la presin permite la formacin de gas libre, lo
que eleva la permeabilidad del carbn al gas y
facilita la migracin del gas hacia el pozo.12 La
menor presin libera el metano adsorbido en la
supercie del carbn, que luego uye hacia e
pozo a travs del sistema de fracturas.
El agua producida debe ser eliminada me
diante su inyeccin en una zona ms profunda o a
travs de su descarga en la supercie despus de
tratamiento. El gas proveniente del ln de carbn
se separa del agua y se eleva hacia la supercie a
6. Honglin L, Guizhong L, Bo W, Yibing W y YanxiangL: High Coal Rank Exploration Potential of CoalbedMethane and Its Distribution in China, artculo 0705,
presentado en el Simposio Internacional sobre Metanoen Capas de Carbn, Tuscaloosa, Alabama, 23 al 24 demayo de 2007.
7. Flores RM, Stricker GD y Kinney SA: Alaska CoalResources and Coalbed Methane Potential, U.S.Geological Survey Bulletin 2198, http://pubs.usgs.gov/bul/b2198/B2198-508.pdf (Se accedi el 15 de abrilde 2009).
Desorcin a partir de lassuperficies internas del carbn
Matriz del carbn
Diaclasa frontal
Diaclasa interpuesta
Flujo de fluido haca lared de fracturas naturales
Difusin a travs de lamatriz y los microporos
>Adsorcin y desorcin. Durante la carbonizacin, la matriz se contrae, creando fracturas ortogonales denominadasdiaclasas. Las diaclasas frontales tienden a ser continuas. Las diaclasas interpuestas forman ngulos rectos con respecto alas diaclasas frontales. En general, el agua llena los espacios intersticiales de la matriz del carbn. A medida que se produceagua y la presin de formacin se reduce, se libera metano; el cual es adsorbido en las supercies de la matriz del carbn yse almacena en los microporos. Luego el gas se difunde a travs de la matriz, migra hacia las diaclasas y las fracturas, ynalmente llega al pozo.
8. Australian Petroleum Production & ExplorationAssociation Limited Annual Production Statistics(Estadsticas de Produccin Anual de Australian
Petroleum Production & Exploration Association Limited)www.appea.com.au/content/pdfs_docs_xls/annual_production_statistics.xls (Se accedi el 21 de abrilde 2009).
9. Great Eastern Energy Corporation Ltd., http://www.geecl.com/overview-and-milestone.htm (Se accediel 10 de marzo de 2009).
10. Para obtener ms informacin sobre el rango del carbny sus aplicaciones en la produccin de CBM, consulte:Ayoub et al y Anderson et al, referencia 4.
11. Irving Langmuir desarroll un modelo para pronosticar lafraccin de supercie slida cubierta por un adsorbato,como una funcin de su presin de gas. Las isotermas de
Langmuir, obtenidas empricamente a partir de muestrasde ncleos, relacionan la presin con la capacidad dealmacenamiento.
12. Trevits A y Finnger GL: Case Studies of Long-TermMethane Extraction from Coal, artculo presentado enla Sociedad de Ingenieros de Minas de la Reunin deOtoo de AIME, Albuquerque, Nuevo Mxico, EUA, 16al 18 de octubre de 1985.
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travs del espacio anular existente entre la tube-
ra de produccin y la tubera de revestimiento
(arriba).
Los pozos CBM se caracterizan en general por
las bajas tasas de produccin. Con el objetivo de
aumentar al mximo el rea de drenaje, muchos
pozos CBM se estimulan mediante tratamientos de
fracturamiento hidrulico para conectar las diacla-
sas y las fracturas naturales con el pozo. Algunas
cuencas de CBM poseen una alta permeabilidad
natural, de ms de 100 mD, y no requieren trata-
mientos de estimulacin.
Existen excepciones con respecto al modelo
de deshidratacin. Algunos pozos producen gas
de inmediato, sin el prolongado proceso de des-hidratacin. Los campos maduros pueden ser
deshidratados en forma parcial o incluso total
como resultado de las operaciones de produccin
previas. Esto es similar al caso de los pozos termi-
nados en lones de carbn donde el agua ha sido
removida durante las operaciones mineras.
A menudo se perforan pozos horizontales en
lones de carbn antes de las operaciones mineras
para reducir el nivel de metano. En un enfoque
similar, la perforacin de pozos horizontales
genera conductos altamente efectivos para la pro-
duccin de CBM. Algunas reas, tales como la
Cuenca San Juan en EUA, pueden producir gas sin
tratamientos de estimulacin en volmenes y con
tasas comparables a la produccin de yacimientos
de areniscas convencionales. En otras cuencas
productoras de carbn, se estn construyendo
pozos multilaterales en lones de carbn para
maximizar la produccin. Un ejemplo extremo de
construcciones de pozos multilaterales lo consti-
tuye el Sistema de Perforacin y Terminacin dePozos Horizontales Z-Pinnate desarrollado por
CDX Gas LLC (prxima pgina, arriba).
Los mtodos de desarrollo dependen de las
caractersticas del carbn y de la geologa del
yacimiento. Para determinar la mejor manera de
perforar y explotar un yacimiento CBM, los ope-
radores recurren a menudo a las tcnicas de
modelado de capas de carbn.
Modelado del yacimiento
Existen estndares establecidos para la evalua-
cin de yacimientos no convencionales, tales
como los yacimientos CBM y lutitas gasferas, y se
necesitan numerosos datos para su evaluacin
correcta. Estos datos incluyen el contenido degas, la capacidad de absorcin y adsorcin de gas,
la permeabilidad, la presin del yacimiento, la
geometra del yacimiento y la qumica del car-
bn. Los datos empricos se obtienen de muestras
convencionales de ncleos y rocas. Despus de la
calibracin con los datos de ncleos, las medicio-
nes obtenidas con herramientas tales como la
herramienta de espectroscopa ECS y la herra-
mienta Litho-Density proveen informacin para
el modelado del yacimiento.
Los programas de modelado del subsuelo, tales
como los paquetes de software Petrel y ECLIPSE
de Schlumberger, a menudo incluyen mdulos
desarrollados especcamente para evaluar los
yacimientos CBM. Los volmenes de carbn se
computan primero a partir del espesor de los lo-
nes y de su extensin areal. Luego se estima el gas
en sitio con el software, mediante la extrapolacin
de los datos de ncleos y de registros. Dado que los
lones de carbn son considerablemente varia-
bles, es difcil efectuar clculos precisos de los
volmenes de reservas mediante la extrapolacin
de las condiciones de yacimiento utilizando pun-
tos de referencia ampliamente espaciados. Pero
con una suciente cantidad de datos, estos pro-
gramas pueden ayudar a computar el potencial de
produccin y emitir recomendaciones de optimi-
zacin para lograr el mximo grado de drenaje.
En Australia, una compaa operadora de
yacimientos CBM debi enfrentar el desafo de
proveer la carga de alimentacin para una planta
de gas natural licuado (GNL) durante un perodo
de 12 aos. El volumen de gas requerido por la
planta era una cantidad conocida. El rea a analizar
para determinar el potencial de suministro cubra
ciertas partes de una concesin de 32,375 km2
[8 millones de acres] y los pozos productores se
encontraban ubicados en las proximidades. La com-paa operadora necesitaba conocer el nmero de
pozos necesarios para producir el volumen de gas
requerido y adems quera contar con un programa
optimizado de perforacin y produccin.
>Pozo CBM. Un pozo CBM vertical tpico es terminado a travs de mltipleslones de carbn. La tubera de produccin se baja por debajo del intervalode carbn ms profundo. Despus del tratamiento de estimulacin porfracturamiento, el agua uye desde el ln de carbn, se desplaza enforma descendente por el espacio anular, y es bombeada a travs de latubera de produccin. El metanoliberado de la matrizuye hacia elespacio anular existente entre la tubera de revestimiento y la tubera deproduccin, se eleva hacia la supercie donde es transportado por tuberahasta una estacin de compresin, y se combina con la produccin de otrospozos. El agua producida se reinyecta en una formacin ms profunda obien es tratada y eliminada en la supercie.
Filn de carbn
Filn de carbn
Filn de carbn
Gas a la lnea de conduccin
Agua para eliminacin en lasuperficie o mediante reinyeccin
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Los ingenieros del segmento de Servicios de
Datos y Consultora (DCS) del Centro de Excelencia
para el Metano de Capas de Carbn de Schlumberge
en Pittsburgh, Pensilvania, abordaron el desafo
de analizar el yacimiento y determinar un plan de
desarrollo. El conocimiento exhaustivo de la con
tinuidad relativa (espesor y alcance) y de la
heterogeneidad (variabilidad de la capacidad de
almacenamiento, la porosidad y la permeabili
dad) de los lones de carbn a travs de un reade estudio es crucial. El espesor de los lones y su
extensin areal proporcionan los volmenes de
carbn en unidades de tonelaje por acre. Los pro
gramas de modelado permiten estimar el gas en
sitio sobre la base del volumen de carbn y la
capacidad de almacenamiento derivados del an
lisis de ncleos efectuados en laboratorio o de
datos derivados de los registros. Una vez hecho
esto, es posible determinar el potencial de pro
duccin de gas.
Los analistas crearon un modelo 3D del rea
utilizando el programa Petrel, que abarca desde
la interpretacin ssmica hasta la simulacin
dinmica del yacimiento, para comprender y
visualizar la geometra del subsuelo (izquierda
extremo inferior). El modelo Petrel permiti esti
mar el espesor y las profundidades del carbn
sobre la base de datos provenientes de los pozos
productores y de los agujeros de donde se extraje
ron los ncleos.
Los ingenieros transrieron el modelo Petre
al simulador de yacimientos ECLIPSE. La histo
ria de produccin y las curvas tipo, provenientes
de ms de 500 puntos de control, permitieron
establecer el potencial del yacimiento. De este
modo surgieron tres perles distintos que reeja
ron el nivel de desempeo bajo, intermedio y alto
de los pozos del rea de estudio.
Con una rutina de simulacin de Monte Carlo
se estimaron diversos resultados sobre la base de
un rango de valores de entrada. La porosidad, la
permeabilidad, el espesor de los lones y la pre
sin de formacin fueron seleccionados como la
variables para el proceso de simulacin. Mediante
un ajuste histrico se establecieron los rangos de
porosidad y permeabilidad. Las distribuciones de
espesores y presin se obtuvieron con el modelo
Petrel. Las distribuciones de presin fueron calculadas utilizando el gradiente de presin establecido
Para crear los ujos de produccin de cada pozo
se utiliz un conjunto aleatorio de datos de
entrada en base a los rangos establecidos. Los
pronsticos de produccin se generaron utili
zando 12,000 de esos ujos.
>
Perforacin extrema. La tcnica de perforacin Z-Pinnate constituye un ejemplo del empleo demltiples tramos laterales para entrar en contacto con el mximo volumen de formacin. Mientras unsolo pozo CBM vertical probablemente drene slo 0.324 km2 [80 acres], se sabe que esta red extensivapuede drenar hasta 7.284 km2 [1,800 acres] desde un solo pozo principal. El mayor contacto se traduceen mayores tasas de recuperacin. (Imagen, cortesa de CDX Gas LLC.)
Filonesde carbnpequeos
Filonesde carbnpequeos
Capa decarbn
Ubicacinde la perforacin
>Modelo de mltiples lones de carbn en Australia. El software de modelado Petrel provee unaimagen 3D de los horizontes de produccin. Las salidas del modelo incluyen estimaciones del volumende carbn total en sitio correspondiente a los mltiples lones de carbn. El rea mostrada cubrevarios millones de acres.
Filn de carbn 1
Filn de carbn 2
Filn de carbn 3
Filn de carbn 4
Filn de carbn 5
Filn de carbn 6
Manto superficial
Zonas
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10 Oileld Review
Luego, los ingenieros de DCS encararon el
tema del nmero de pozos necesarios para el pro-
yecto. Se dise un modelo de desarrollo de
campos petroleros con un programa de operacio-
nes que optimiz la utilizacin de los equipos y
ubic los pozos en las regiones ms productivas.
Con estas restricciones, el modelo pronostic que
seran necesarios unos 800 pozos para suminis-trar el gas para la planta de GNL (arriba).
Histricamente, los pozos CBM producen un
volumen considerable de agua durante la produc-
cin inicial; sin embargo, ese volumen se reduce
gradualmente a medida que decrece la satura-
cin de agua y se incrementa la permeabilidad al
gas. En base a los datos ajustados histricamente,
el modelo permiti pronosticar la produccin de
agua y la produccin de gas. Los analistas utilizan
las tasas de produccin con el n de determinar
el equipo de supercie necesario para manipular
la produccin de agua durante los 12 aos del
proyecto.
Una vez concluido el aspecto virtual del estudio,
la estructura existente puede modicarse y re-
narse a medida que se perforan pozos y se obtienen
datos de produccin. Si la produccin vara poste-riormente debido a los cambios producidos en las
condiciones de yacimiento, el programa de perfo-
racin y terminacin de pozos puede ser ajustado
para satisfacer los objetivos.
Peroracin en el fln
Los proyectos CBM generalmente adoptan procedi-
mientos de perforacin, terminacin y estimulacin
de pozos tecnolgicamente simples y econmicos.
Los pozos verticales son comunes porque puede
resultar complicado perforar a travs de lones
de carbn inestables. Los pozos horizontales de
largo alcance, cuando son posibles, permiten
maximizar el contacto con el yacimiento y, utili-
zando pozos multilaterales, se han reportado
tasas de recuperacin que varan entre el 70 y el
90% al cabo de 24 a 48 meses de produccin.13
Las operaciones de perforacin de pozos hori-
zontales requieren herramientas especiales, talescomo el sistema rotativo direccional PowerDrive,
para mantener la barrena dentro de los connes
del yacimiento. Para una orientacin correcta en
los tipos de rocas convencionales, los perforado-
res de pozos direccionales utilizan habitualmente
mediciones LWD para obtener el registro de rayos
gamma azimutal (GR). Este mtodo no es muy
efectivo en los pozos CBM porque las zonas obje-
tivo a menudo son delgadas y la respuesta de la
herramienta de rayos gamma a las formaciones
lmites es similar a la respuesta exhibida en el ln
de carbn. Incluso donde existe una diferencia
detectable, la escasa profundidad de investigacin
de la medicin de rayos gamma slo le informa al
operador que la barrena se encuentra dentro o
fuera de la zona. No proporciona la posicin rela-
tiva de la barrena con respecto a las capas lmites
ni provee informacin para ayudar a guiar la
barrena hasta el intervalo de perforacin siguiente.
Las herramientas direccionales de resistivi-
dad profunda, tales como el servicio PeriScope
que mapea los lmites entre capas, permiten supe-
rar las limitaciones de los registros GR azimutales.
La herramienta PeriScope genera imgenes
radiales a una distancia de 4.6 m [15 pies] dentro
las regiones adyacentes del pozo y delante de la
barrena. Las imgenes obtenidas con la herra-
mienta proveen la posicin de las herramientas
de perforacin con respecto al ln de carbn y a
los lmites de capas. Para direccionar el sistema
de perforacin, se utilizan los datos direccionales
PeriScope sin procesar y el mapeo de la distancia
al lmite provisto por la inversin ssmica en
tiempo real. La interpretacin de los datos en
tiempo real requiere un grado considerable de
experiencia y conocimiento de la respuesta de la
formacin.
EnCana Corporation planic la perforacinde un pozo horizontal de alcance extendido en el
ln de carbn Manville, en Alberta, Canad. El
objetivo comprenda dos lones de carbn para-
lelos (Mikwan A y B), de 5 a 7 m [16 a 23 pies] de
espesor, separados por una veta arcillosa de 0.6 m
[2 pies]. En esta rea, el enfoque convencional
consiste en perforar verticalmente a travs del
carbn y luego extender un tramo lateral desde el
pozo principal tanto como sea posible.
>Potencial de produccin y optimizacin de la perforacin. Los ingenieros utilizaron el softwareECLIPSE para modelar un campo de CBM australiano, que necesitaba producir un ujo de gaspredeterminado (negro) para suministrar la carga de alimentacin a una planta de GNL (arriba).
Se desarrollaron dos escenarios: uno basado exclusivamente en la produccin de los pozos nuevos(rojo) y otro que combin la produccin de los pozos productores existentes con la produccinproveniente de los pozos nuevos (azul). El software adems ayud a desarrollar un plan deperforacin para alcanzar y mantener la tasa de produccin objetivo (abajo).
Produccin, excluyendolos pozos existentes
Produccin, incluyendo
los pozos existentes
Objetivo de produccin
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0100 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
Meses en desarrollo
Equipos de perforacin
Pozos
Conteodeequiposde
perforacin
Nmeroacumulado
depozos
Increm
entodelgasto(tasadeflujo,
velocidaddeflujo,
caudal,rata)degas
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Ao
7/28/2019 METANO EN CARBON, CBM, COAL BED METHANE OILFIELD REVIEW schlumberger
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Volumen 21, no. 2 11
Permanecer en la zona es crucial para el xito
de los pozos CBM, incluso ms crucial que para
los yacimientos convencionales. Debido a la hete-
rogeneidad, la complejidad estructural y la falta
de conectividad dentro de los yacimientos de
muchos lones de carbn tales como los carbones
Manville, es posible que se pasen por alto los
mejores intervalos. Los procedimientos de geona-
vegacin convencionales demostraron ser poco
conables en cuanto a la permanencia en la zona,
registrando ndices de xito habitualmente por
debajo del 50% y en ocasiones de tan slo 30%.
Si bien los sistemas PowerDrive y PeriScope no
haban sido utilizados en conjunto para la perfora-
cin de pozos CBM, EnCana decidi probar la
combinacin.14 El plan de perforacin del pozo
requera el asentamiento en el tope del ln de
carbn Mikwan B para luego proceder a geonave-
gar a travs de las secciones Mikwan B y Mikwan A,
utilizando el sistema PowerDrive. Estos planes
iniciales de perforacin de pozos se basaban en
la hiptesis de que los dos lones eran relativa-
mente planos y uniformes. El modelado previo a
las operaciones indic que exista suciente con-
traste de resistividad entre los lones de carbn
y las capas de lutita lmites. Esto permitira utili-
zar los datos direccionales de resistividad para la
toma de decisiones de geonavegacin.
El soporte de interpretacin para las opera-
ciones de campo fue provisto por un centro de
operaciones de perforacin interactivas OSC de
Schlumberger, situado en la ocina de EnCana en
Calgary (vase Soporte tcnico remoto a la loca-
lizacin del pozo,pgina 54). Desde el comienzo,
este soporte result crucial porque el plan de
perforacin tena que ser ajustado. Los lones de
carbn se encontraban a mayor profundidad de lo
que se haba previsto, y en lugar de planos y uni-
formes eran de espesor variable y ondulantes. Apartir de los registros con desplazamiento de la
fuente obtenidos en agujero descubierto, se cre
un modelo estructural Petrel asumiendo la pre-
sencia de capas uniformes. Con los datos
PeriScope se ajust el modelo para dar cuenta de
las variaciones observadas en la geometra de la
formacin (arriba).
Despus de encontrar el ln de carbn
Mikwan B, se continu con la operacin de perfo
racin hasta que los datos PeriScope indicaron
que la barrena se encontraba cerca de la base de
ln. Se utiliz el sistema PowerDrive para direc
cionar la barrena hacia arriba y luego perforar
aproximadamente 400 m [1,312 pies], en sentido
horizontal, a travs de la capa de carbn superior
A continuacin, la barrena se orient hacia abajo
Atraves la capa de lutita que separaba los do
lones y luego ingres en el ln Mikwan A
donde sigui el contorno del borde inferior de
ln. Monitoreando las operaciones en forma
remota, con el soporte del centro OSC, EnCana
tom las decisiones con respecto a la orientacin
de la barrena utilizando datos en tiempo real.
En los anlisis nales, EnCana alcanz un
ndice de xito de perforacin del 91% y los inge
nieros especialistas en perforacin direcciona
pudieron guiar la barrena hacia las porciones demejor calidadlos puntos ptimosdel ln de
carbn. La trayectoria original del pozo habra
pasado por alto gran parte del ln superior, y
dado que no contemplaba el echado (buzamiento)
ascendente de la formacin, habra salido de
borde inferior del ln Mikwan A sin completar
la longitud objetivo.
Lutita
A
B
C
DProfundidadverticalverdadera,
m
700 800 900 1,000 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600
X,405
X,410
X,415
X,420
X,425
X,430
Distancia horizontal verdadera, m
MikwanA
MikwanBTrayectoria planificada para el pozo
Trayecto real del pozo
>Permanencia en el ln. EnCana prob una combinacin del sistema de perforacin PowerDrive con la herramientaPeriScope LWD para perforar un rea prospectiva en el ln de carbn Manville. Previo a la perforacin, se propuso unatrayectoria para el pozo (turquesa) y se gener un modelo estructural Petrel a partir de registros con desplazamiento dela fuente, asumiendo la presencia de capas paralelas. El procesamiento para la inversin de los datos PeriScope permiti
identicar los lmites superior (puntos azules) e inferior (puntos rojos). La trayectoria del pozo (verde plido) fue corregidapara ingresar y mantenerse en los lones de carbn. La barrena ingres en el ln Mikwan B y continu hasta aproximarsea la base del ln (A), donde fue orientada hacia arriba, direccionndola (B) aproximadamente 400 m [1,312 pies]. A conti-nuacin, la barrena fue orientada hacia abajo (C), atravesando una barrera de lutita e ingresando en el ln Mikwan A.Luego fue dirigida a lo largo del borde inferior del ln Mikwan A (D), recorriendo una distancia de varios cientos de metros.
13. El carbn del futuro (Perspectivas de suministro decarbn termal para el perodo 20302050), Centro deInvestigaciones Conjuntas de la Comisin Europea,Informe EUR 22644 EN (Febrero de 2007), http://ie.jrc.ec.europa.eu/publications/scientic_publications/2007/EUR22644EN.pdf (Se accedi el 6 de abril de 2009).
14. Christiaansen E, Bourgeois D, MacDonald C, LongmuirK, Natras T y McIlreath I: Proactive Geosteering withDirectional Deep Resistivity and Rotary Steerable Toolin Thin Coalbed Methane (CBM) Reservoirs, artculoAADE-07-NTCE-13, presentado en la Conferencia yExhibicin Tcnica Nacional de la AADE, Houston,10 al 12 de abril de 2007.
7/28/2019 METANO EN CARBON, CBM, COAL BED METHANE OILFIELD REVIEW schlumberger
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12 Oileld Review
Operaciones de cementacin en carbones
El sistema de diaclasas de un carbn requiere
consideraciones especiales a la hora de planicar
las operaciones de cementacin (arriba). En pro-
fundidades someras, las lechadas de cemento
convencionales invaden las profundidades de la
red de diaclasas y fracturas naturales e impiden
la produccin futura de agua y gas. Debido a su
baja resistencia mecnica, los carbones pueden
fracturarse bajo la presin del cemento. Por estas
razones, la densidad de la lechada de cemento
utilizada en los pozos CBM en general es mucho
ms baja que la de los cementos estndar.
No obstante, la simple reduccin de la densi-
dad de la lechada no garantiza la efectividad de
una operacin de cementacin. El cemento debe
formar un sello para el aislamiento zonal y poseer
una resistencia a la compresin adecuada para
mantener la integridad durante los tratamientos
de estimulacin por fracturamiento. A veces se
implementan operaciones de cementacin de dos
etapaslechadas iniciales livianas seguidas de
lechadas de cola ms pesadaspero as y todo se
obtienen resultados indeseados. Los extendedo-
res de cemento utilizados para alivianar el peso
de la lechada pueden reducir la resistencia a lacompresin por debajo de niveles aceptables, y
las lechadas de cola con alta resistencia a la
compresin a menudo rompen la formacin. La
prdida de cemento a travs de las zonas produc-
tivas produce daos y deja sin proteccin los
lones de carbn ms someros. Cuando no se
establecen los retornos del cemento a la super-
cie, debido a las prdidas que se producen en los
lones de carbn, es probable que queden expues-
tas areniscas de agua dulce.
Las lechadas de cementacin han sido dise-
adas para encarar algunos de los problemas
generados por las operaciones tradicionales de
dos etapas. El sistema LiteCRETE, que combina
la baja densidad de la lechada con una alta resis-
tencia a la compresin inicial, es efectivo en las
aplicaciones CBM. Pero hasta estas lechadas
livianas experimentan prdidas en la red de
fracturas del carbn: cuanto mejor es la red de
fracturas, mayores son las prdidas. Para com-
pensar la presencia de fracturas y obturarlas, los
operadores agregan materiales para prevenir las
prdidas de circulacin a los uidos del colchn
de prelavado; sin embargo, existe poco control
con respecto al emplazamiento de la lechada.
Las bras CemNET son diseadas como alter-
nativa con respecto a los materiales convencionales
de prevencin de prdidas de circulacin. Su
tamao es optimizado para obturar las fracturas
abiertas y las diaclasas y conforman una red de tipo
reticular a travs de las zonas de prdida de circu-
lacin (izquierda). Inertes, y por consiguiente no
reactivas con los uidos de formacin, causan
poco o ningn dao a la formacin. El aditivo
CemNET no reduce la resistencia a la compre-
sin del cemento ni incrementa el tiempo de
espesamiento.
Una aplicacin reciente de los sistemasLiteCRETE y CemNET, en un proyecto CBM, con-
tribuy signicativamente al mejoramiento de la
tasa de xito de las operaciones.15 El ndice de
xito, denido como topes de cemento bombea-
dos o retornos mantenidos, fue del 80% a lo largo
de todo un ao de perforacin. El ndice de xito
del ao previo haba sido del 40%. El operador
redujo el exceso de cemento del 25 al 15%. A lo
largo de un perodo de dos aos, los pesos de las
>Fibras CemNET. El cemento presente en las diaclasas del carbn impide la produccin de agua ygas en el pozo y puede afectar negativamente los tratamientos de estimulacin por fracturamiento(izquierda). Las bras CemNET (inserto) forman una barrera de tipo rejilla en la regin vecina al pozopara detener el ujo de cemento hacia las diaclasas (derecha). Las bras no reducen la resistencia ala compresin del cemento despus de fraguado y pueden ser agregadas al colchn de prelavado o ala lechada de cemento. El agregado de bras CemNET directamente a la lechada facilita la colocacincorrecta en los lones de carbn, donde el potencial para la prdida de uido es mayor.
Flujo de cemento a travs de las diaclasas en carbn Barrera CemNET
>Sistema de diaclasas. Como se muestra en este aoramiento de supercie, las diaclasas forman unared de fracturas naturales en los carbones. Durante las operaciones de cementacin, el ujo de lalechada de cemento hacia esta red de fracturas incide en la calidad del aislamiento zonal e impide laproduccin futura de agua y gas.
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Volumen 21, no. 2 13
>Resultados del tratamiento CoalFRAC. La produccin promedio despusde los tratamientos de estimulacin CoalFRAC (azul), efectuados en lospozos CBM de la Cuenca Black Warrior, se compara con la de pozosvecinos similares estimulados con otros sistemas de espuma de nitrgeno(rojo). Las tasas fueron idnticas durante los dos primeros meses, pero conel tiempo, los pozos estimulados con uidos CoalFRAC mantuvieron tasasms altas. Debido al largo tiempo de produccin observado normalmente en
los pozos CBM, las mejoras incrementales producidas en las tasas generanun impacto signicativo sobre la recuperacin total.
Tasa
promediodegas,
Mpc/d
100
80
60
40
20
0
10
30
50
70
90
Meses en produccin
0 10 20 30 40
Pozos tratados confluido CoalFRAC
Pozos vecinos tratadoscon otros fluidos
el gel no se rompe, taponando irreversiblementelas diaclasas. Los sistemas de agua oleosa requieren tasas de bombeo muy altas porque el uidoposee capacidades decientes de transporte deapuntalantes. Los sistemas energizados dan buenos resultados y reducen el potencial de daocausado por las interacciones entre el carbn y losuidos de fracturamiento. No obstante, el peligrode dao de formacin persiste incluso con los sis
temas energizados. Por ejemplo, los surfactanteutilizados con estos sistemas pueden incidir negativamente en la mojabilidad natural del carbn yreducir la tasa de deshidratacin.
Para encarar estos problemas, Schlumbergerdise los uidos CoalFRAC, sin slidos y sin polmeros; una modicacin de los uidos deestimulacin ClearFRAC. Una de las ventajas clavede los uidos CoalFRAC con respecto a otros uidos es el empleo de aditivos que satisfacen lasnormas ambientales de calidad del agua. sta euna caracterstica importante porque las capas decarbn a menudo se localizan cerca de yacimien
tos de agua dulce.Los uidos CoalFRAC se utilizan con ms fre
cuencia con los sistemas de espuma nitricada. Laminimizacin de los uidos en fase lquida utilizados en los tratamientos de estimulacin reduce e
volumen de lquidos introducidos en la formacinque luego deben ser recuperados para iniciar ladesorcin del metano del carbn. El nitrgeno esqumicamente no reactivo, econmicamente efectivo y fcilmente disponible. Constituye un medioexcelente para iniciar y propagar la fracturahidrulica, controlar las prdidas de uido ytransportar los apuntalantes. Mediante la energizacin del yacimiento, el nitrgeno acelera lalimpieza de los uidos de fracturamiento y contribuye en la fase de deshidratacin.
Despus de un perodo de deshidratacininicial, los pozos de la Cuenca Black Warriordemostraron la efectividad del uido CoalFRACEn una comparacin de pozos similares situadoen las inmediaciones, los pozos tratados con esistema CoalFRAC produjeron con una tasa 38%ms alta que los pozos vecinos tratados con otrouidos (arriba, a la izquierda).
15. Sayers AC, Boyer CM, Frenzel TJ y Rodgers RA:
Technologies Key to Deep CBM Success, The AmericaOil & Gas Reporter47, no. 3 (Marzo de 2004): 7985.
16. Olsen TN, Brenize G y Frenzel T: ImprovementProcesses for Coalbed Natural Gas Completion andStimulation, artculo SPE 84122, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.
lechadas se redujeron de manera incremental enun total de 1.6 lbm/gal [192 kg/m3]. La ejecucinde las operaciones de cementacin en una solaetapa tambin redujo signicativamente los cos-tos. El xito de las operaciones de cementacin yaislamiento zonal contribuy al mejoramiento delos ndices de xito de los tratamientos de esti-mulacin, pasando del 20% con el cementoconvencional al 70% con los sistemas LiteCRETE
y CemNET.
Tratamientos de estimulacin por
fracturamiento para los yacimientos CBM
Los tratamientos de estimulacin por fractura-miento son ampliamente utilizados para accedera las reservas de CBM. La conexin de la red defracturas naturales con el pozo proporciona unconducto a travs del cual se produce agua y gas.Los tratamientos apuntalados de fracturamientohidrulico de las capas de carbn han resultadoexitosos en lo que respecta a la estimulacin dela produccin, pero los pozos en general demos-
traron un desempeo inferior al de los pozos queproducen de yacimientos de arenisca estimula-dos por fracturamiento.16
El carbn posee caractersticas fsicas queson diferentes a las de las rocas convencionales.Su relacin de Poisson ms alta se traduce en
gradientes de fractura tambin ms altos, amenudo superiores a los de las capas adyacentes.La consistencia blanda del carbn diculta lapropagacin de las fracturas. Los sistemas de dia-clasas generan redes de fracturas complejas. Encarbones intensamente fracturados, con unmdulo de Young bajo, se crean redes complejas.Por consiguiente, an con las altas presiones detratamiento, se logran longitudes de fracturaslimitadas. Las prdidas de uido asociadas conlos sistemas a base de gel pueden producir hin-chamiento y daos a los carbones.
El alto grado de heterogeneidad de los carbo-nes que se hallan en una cuenca puede producirresultados inconsistentes. La variabilidad delcarbn entre una cuenca y otra tambin afectalos resultados nales de los tratamientos de esti-mulacin. El mtodo de prueba y error no sueleser econmicamente efectivo para la optimizacinde un programa de estimulacin; sin embargo, a
veces constituye la nica alternativa.Para el desarrollo de los proyectos CBM, los
tratamientos de estimulacin por fracturamientose dividen en tres categoras principales: sistemasde gel a base de polmeros, sistemas de aguaoleosa y sistemas espumados o energizados (nitr-geno o dixido de carbono). Los sistemas de gelreticulado pueden producir daos de formacin si
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14 Oileld Review
Los uidos de fracturamiento tradicionales
pueden modicar la mojabilidad de la matriz del
carbn, afectando negativamente la deshidrata-
cin. El aditivo CBMA fue diseado especcamente
para mejorar la deshidratacin. Este aditivo no
slo mantiene la mojabilidad de la supercie del
carbn, sino que adems reduce la migracin de
nos (derecha). Los nos pueden reducir la pro-
duccin de uidos, taponar los pozos y daar el
equipamiento de produccin.
Nuevo para la evaluacin de formaciones
La evaluacin de los yacimientos y pozos CBM
diere de la de los pozos productores de petrleo
y gas convencionales. La bsqueda de reservas
convencionales conlleva la identicacin de las
rocas generadoras infrayacentes a las rocas yaci-
miento permeables, que poseen un volumen de
almacenamiento suciente (porosidad) para con-
tener cantidades comerciales de hidrocarburos.
Un sello retiene los hidrocarburos en la roca yaci-
miento permeable. Por el contrario, los carbones
constituyen la roca generadora, la trampa y el
medio de almacenamiento, por lo que debe adop-
tarse un enfoque diferente para evaluarlos como
yacimientos de gas.
Los carbones se caracterizan por su baja den-
sidad, habitualmente de 1.25 g/cm3, comparada
con la densidad de la matriz de la arenisca que es
de 2.65 g/cm3. Adems poseen un alto ndice de
hidrgeno debido a su matriz de hidrocarburos
slidos y al agua presente en las estructuras de
las diaclasas y en los espacios porosos. Los carbo-
nes bituminosos pueden exhibir lecturas de
registros de porosidad-neutrn de hasta 80% y en
general superan el 65%.
La mayor parte de las herramientas de adqui-
sicin de registros con cable son desarrolladas
para la evaluacin de yacimientos convenciona-
les. Algunas herramientas de adquisicin de
registros estn caracterizadas para la baja densi-
dad y el alto ndice de hidrgeno tpico de los
carbones, lo que diculta la evaluacin si se utili-
zan herramientas estndar. Por ejemplo, si bien
las herramientas de densidad poseen menos preci-
sin en las rocas de alta densidad porque las tasas
de conteo son bajas en estos ambientes, se han
concentrado ms esfuerzos en la caracterizacinde la medicin en formaciones de baja porosidad
que en las rocas de alta porosidad. Adems la
medicin del factor de absorcin fotoelctrica, Pe,
obtenida con la herramienta Litho-Density, utili-
zada para la determinacin de la litologa, posee
un lmite inferior de 1.0 pero el valor de Pe para el
carbn puede ser inferior a 0.2.17
Las mediciones del registro de porosidad-
neutrn tampoco estn optimizadas para los
pozos CBM. Muchos pozos CBM son perforados
con aire, utilizando una barrena rotativa de per-
cusin. Las herramientas neutrnicas termales
no funcionan en pozos llenos de aire. Aunque
haya uido en el pozo, la fsica de la medicin en
ambientes con una alta porosidad o un alto ndice
de hidrgeno da como resultado datos con mayor
variabilidad estadstica. Las mediciones de los
registros de porosidad-neutrn en los carbones,
que habitualmente oscilan entre 65 y 80%, son
menos precisas que las obtenidas en los yaci-
mientos convencionales.
La falta de una caracterizacin adecuada, la
precisin subptima obtenida en los ambientes de
alta porosidad y los pozos perforados con aire no
suelen ser asuntos que preocupen demasiado a los
petrofsicos; salvo a la hora de evaluar yacimien-
tos CBM. Schlumberger introdujo recientemente
la plataforma Multi Express para mltiples baja-
das en pozos de dimetro reducido; un conjunto
de herramientas de adquisicin de registros ade-
cuadas con nes especcos y caracterizadas
para la evaluacin de carbones. La capacidad
extendida de esta serie de herramientas incluye
la caracterizacin de la respuesta de densidad en
el carbn, una medicin del factor Pe ms repre-
sentativa de los carbones y una medicin del
registro de porosidad-neutrn epitermal que sea
vlida en pozos llenos de aire.
Las herramientas han sido corridas en diversas
cuencas de EUA, incluyendo las cuencas Black
Warrior, de los Apalaches y San Juan, y en las regio-
nes carbonferas del oeste de Canad. Dado que
las mediciones son caracterizadas para ambientes
no tradicionales, la precisin de los datos a ingre-
sar en los programas de evaluacin de yacimientos
CBM es mejor que la que ofrecen las herramientas
convencionales.
17. El factor de absorcin fotoelctrica, Pe, es unapropiedad de la matriz de roca. Resulta til para ladeterminacin de la mineraloga y como indicadorde la calidad del carbn.
18. Arthur JD, Langhus BG y Vonfeldt C: Current andEvolving Issues Pertaining to Produced Water and theOngoing Development of Coal Bed Methane, artculo
0814, presentado en el Simposio Internacional sobreGas de Capas de Carbn y Lutitas, Tuscaloosa, Alabama,21 al 22 de mayo de 2008.
19. Byrer CW, Litynski JT y Plasynski SI: U.S. DOE RegionalCarbon Sequestration Partnerships Effort, artculo 0722,presentado en el Simposio Internacional sobre Gas deCapas de Carbn y Lutitas, Tuscaloosa, Alabama, 23 al24 de mayo de 2007.
>Soluciones especcas. Los surfactantes utilizados en los uidos deestimulacin convencionales modican las propiedades de los uidos deformacin y pueden degradar el proceso de deshidratacin, lo cual escrtico para iniciar la produccin de CBM. El aditivo CBMA, desarrollado porSchlumberger especcamente para los yacimientos CBM, contribuye en elproceso de deshidratacin y ayuda a controlar la presencia de nos durantela produccin. Las simulaciones de laboratorio demuestran la eciencia del
proceso de deshidratacin de los sistemas de uidos de fracturamiento quecontienen el aditivo CBMA (verde) y los uidos de fracturamiento habituales,sin el aditivo CBMA (rojo).
5
Drenaje
de
agua
Tiempo, min
0 10 20 30 40
Fluidos de estimulacincon aditivo CBMA
Fluidos de estimulacinsin aditivos
15 25 35 45 50
7/28/2019 METANO EN CARBON, CBM, COAL BED METHANE OILFIELD REVIEW schlumberger
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V l 21 2 15
La herramienta neutrnica, desarrollada para
la plataforma Multi Express, permite obtener
mediciones del registro de porosidad-neutrn ter-
mal o epitermal. Una medicin epitermal provee
datos en pozos llenos de aire pero no es vlida en
pozos llenos de agua. Con esta nueva herramienta,
el pozo es registrado inicialmente en el modo poro-
sidad-neutrn termal. El ingeniero puede volver a
presentar los datos utilizando un interruptor con-
trolado por un software para aplicar el algoritmocorrecto cuando el pozo est lleno de aire en vez
de agua. No se requieren pasadas mltiples porque
el algoritmo no afecta la adquisicin de datos.
Otra caracterstica de la plataforma Multi
Express es una herramienta integrada de audio-
temperatura. En las cuencas parcial o totalmente
deshidratadas, el gas es liberado de inmediato
de los lones de carbn en el momento en que
penetra la barrena. Esto enfra el pozo frente al
intervalo en produccin. La herramienta termo-
mtrica identica estas zonas, que pueden
albergar el mejor potencial para la produccin
inmediata de gas. La seccin acstica detecta el
ruido que produce el gas a medida que es libe-
rado del ln de carbn e ingresa en el pozo.
Encarando los aspectos ambientales
En su forma pura, el metano es el hidrocarburo
que menos residuos genera al arder y, como tal, el
CBM constituye una fuente de energa alternativa
limpia. No obstante, existe preocupacin acerca
del impacto ambiental del desarrollo del CBM.
El manejo del agua producida es actualmente el
aspecto ms costoso del desarrollo del CBM en la
Cuenca Powder River del noroeste de EUA.18En la
mayor parte de las cuencas, la produccin de agua
es un subproducto necesario de la produccin de
CBM. La calidad del agua producida, que oscila
entre sucientemente limpia para ser bebida y con
niveles inaceptables de slidos disueltos para ser
descargada en la supercie, depende en gran
medida de la geologa de la formacin carbonfera.
Adems el agua producida posee bajo contenido
de oxgeno disuelto de manera que, an con un
nivel bajo de slidos disueltos, debe airearse
antes de ser vertida en los ros. El riego con agua
producida puede ser riesgoso si no se maneja
correctamente, porque los slidos disueltos pue-den daar el suelo. El agua producida con alto
contenido de slidos debe ser inyectada en los
acuferos salinos ms profundos, lejos de las fuen-
tes de agua dulce potable.
La presencia de perturbaciones en la super-
cie, tales como caminos, localizaciones de pozos,
lneas de conduccin e instalaciones de produc-
cin, impacta las regiones en las que se est
desarrollando el CBM. Los pozos multilaterales,
perforados desde un solo pozo principal, consti-
tuyen una alternativa que minimiza el impacto.
Los efectos subterrneos de las prcticas
habituales de terminacin de pozos CBM tam-
bin deben tenerse en cuenta. Para un yacimientode gas convencional, un tratamiento de estimula-
cin por fracturamiento que se vaya de la zona en
general slo impactar la calidad de la produc-
cin. Debido a la profundidad somera de muchas
cuencas de CBM, existe la posibilidad de que un
tratamiento de estimulacin pase de la zona y
afecte los acuferos de agua dulce. Un conoci-
miento exhaustivo de las propiedades de las
rocas puede ayudar a minimizar la posibilidad de
que esto ocurra. No obstante, existen uidos
ambientalmente aceptables para los tratamien-
tos de estimulacin por fracturamiento de los
pozos CBM someros.
Con prcticas de gestin adecuadas se pueden
minimizar los efectos ambientales de la produccin
de CBM y mejorar el aspecto verde de su desarrollo.
Las tecnologas de perforacin innovadoras redu-
cen el dao a la supercie. La mayor comprensin
de las propiedades de las rocas yacimiento mejora
las prcticas de estimulacin. Todas estas opciones,
sumadas al manejo responsable del agua producida,
reducirn el impacto del desarrollo del CBM sobre
los ecosistemas existentes.
El futuro del CBM
Aproximadamente 70 pases poseen regiones car-
bonferas y ms de 40 de estos pases han puesto
en marcha algn tipo de actividad relacionada con
el CBM. Unos 20 pases, ya sea en el pasado o en la
actualidad, han desarrollado programas de perfo-
racin activos. En este artculo se han cubierto
diversas aplicaciones innovadoras que ayudan a
mejorar los aspectos econmicos del desarrollo
del CBM en todo el mundo pero existen otras en
proceso de desarrollo.
Algunos ejemplos incluyen el monitoreo de los
tratamientos de fracturamiento en tiempo real, los
nuevos sistemas de suministro de uidos de fractu-ramiento de pozos CBM, los cementos especiales y
los nuevos mtodos de disparos. El monitoreo de
los tratamientos de fracturamiento permite efec-
tuar cambios operacionales en tiempo real para
optimizar la tasa y el suministro de los uidos de
fracturamiento. La tcnica ThorFRAC, un servicio
de estimulacin extrema en condiciones de sobre
balance con tubera exible, fue desarrollada
especcamente para las operaciones relaciona
das con el CBM. Esta tcnica suministra nitrgeno
con presiones y tasas altas y prdidas por friccin
bajas. El empleo de tubera exible le agrega e
ciencia operacional. Los cementos solubles en
cido ofrecen la opcin de terminar un pozodisolver el cemento a travs de las zonas de inte
rs y estimular el pozo sin las restricciones de
ujo inducidas por el cemento. Se han desarro
llado cargas de disparos adecuadas con nes
especcos que exhiben un mejor desempeo en
los lones de carbn que las cargas huecas (pre
moldeadas) diseadas para los yacimientos
convencionales. Estas tecnologas estn siendo
probadas actualmente o ya se estn utilizando.
En el futuro, la industria del CBM quiz
adopte una direccin completamente nueva, con
virtindose en un actor esencial de las operacione
de almacenamiento de carbono. Numerosos pro
yectos de recuperacin mejorada de metano en
capas de carbn (ECBM) han investigado lones
de carbn inexplotables y campos de CBM agota
dos, como candidatos para el secuestro de CO2. Lo
materiales orgnicos que componen los carbone
generalmente poseen mayor anidad por el CO
que por el metano. En un proceso similar al utili
zado para la recuperacin secundaria de petrleo
el CO2 se bombea en un ln de carbn y es adsor
bido por el carbn mientras se desplaza y libera
metano. Los proyectos ECBM ofrecen la oportuni
dad de remover los gases de efecto invernadero de
la atmsfera e incrementar simultneamente los
suministros de gas natural. Los estudios pertinen
tes han pasado de la fase de recoleccin y anlisi
de datos a la implementacin, y los resultados son
alentadores.19
EUA mostr el camino en los primeros das
del desarrollo del CBM. Australia, China y otros
pases se estn poniendo a la par rpidamente. E
CBM es un recurso global, en condiciones de con
vertirse en uno de los contribuidores principale
de energa abundante y limpia. Las nuevas tecno
logas y tcnicas no han logrado todava revertir
el concepto del CBM como recurso no convencional pero han contribuido a que la produccin
de gas del carbn se haya convertido en una rea
lidad global. TS
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