Metano en capas de carbón: Energía limpia para el mundo Ahmed Al-Jubori Sean Johnston Calgary, Alberta, Canadá 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 Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Verano de 2009: 21, no. 2. Copyright © 2009 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Drazenko Boskovic, Calgary; Peter Clark, La Universidad de Alabama, Tuscaloosa; Rick Lewis, Oklahoma City, 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.

El metano de capas de carbón puede hallarse en casi todos los lugares en donde existe carbón. Considerado un estorbo peligroso en la industria minera, posee potencial como suministro de energía limpia y abundante que ayudará a reemplazar otras reservas de hidrocarburos en declinación. Los desarrollos registrados recientemente en las tecnologías y las metodologías están desempeñando un rol importante para el aprovechamiento de este recurso no convencional. Algunas de estas tecnologías son adaptaciones de las utilizadas en las operaciones convencionales de petróleo y gas, pero otras son aplicaciones nuevas diseñadas específicamente para abordar las propiedades únicas del carbón.

Cuando los seres humanos descubrieron rocas que podían proporcionar calor y alimentar el fuego para cocinar, el carbón era considerado quizás un regalo de los dioses. Es probable que la extracción del metano contenido en capas de carbón (CBM), de filones de carbón subterráneos,

no tenga la misma trascendencia para el hombre moderno, pero esta fuente de gas natural parece ciertamente un regalo para un mundo que necesita suministros de energía limpia. Dado que la industria del petróleo y el gas de nuestros días reconoce el valor de este recurso no convencional,

1. Coal Bed Methane, http://www.australianminesatlas.gov. au/aimr/commodity/coal_bed_methane.jsp (Se accedió el 22 de febrero de 2009). 2. Panorama Global de Oportunidades CMM, Programa de Extensión sobre el Metano Contenido en Capas de Carbón, Agencia de Protección Ambiental de EUA, septiembre de 2008, http://www.methanetomarkets.org/ resources/coalmines/docs/overviewfull.pdf (Se accedió el 1º de marzo de 2009). 3. Reservas comprobadas y producción del metano contenido en capas de carbón, Administración de Información Energética del Departamento de Energía de EUA, http://tonto.eia.doe.gov/dnav/ng/ng_enr_cbm_a_ EPG0_r52_Bcf_a.htm (Se accedió el 1º de marzo de 2009). 4. Para obtener más información sobre el metano contenido en capas de carbón, consulte: Ayoub J, Colson L, Hinkel J, Johnston D y Levine J: “Learning to Produce Coalbed Methane,” Oilfield Review 3, no. 1 (Enero de 1991): 27–40. 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: “Producción de gas natural a partir del carbón,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 8–33. 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 accedió el 13 de febrero de 2009).

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Oilfield Review

Rusia 1,730 Tpc

Alaska 1,037 Tpc Canadá 699 Tpc EUA menos Alaska 711 Tpc

Reino Unido 102 Tpc

China 1,307 Tpc Ucrania 42 Tpc

Kazakhstan 23 Tpc India 71 Tpc

Australia 1,037 Tpc

Actividades relacionadas con el CBM, pasadas o actuales

> 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, Canadá, el Reino Unido, India, Ucrania y Kazakhstan. De los 69 países que alojan la mayor parte de las reservas de carbón, el 61% ha registrado alguna forma de actividad relacionada con el CBM; investigación, pruebas o producción. (Departamento de Energía de EUA, referencia 3, y BP Statistical Review, referencia 5.)

la exploración y el desarrollo del CBM, alguna vez asociados exclusivamente con América del Norte, ahora se han implementado a escala global. En los últimos años, los proyectos asociados con el CBM proliferaron rápidamente. Australia no registró producción de CBM en 1995; sin embargo, en 2008 se extrajeron 4,000 MMm3 [141,000 MMpc] de sus extensivas reservas de carbón subterráneo.1 China exhibió un volumen de producción de CBM de más de 1.4 MM m3 [49,000 MMpc] en el año 2006.2 Estas cifras son pequeñas si se comparan con la producción de EUA en el año 2007; 61,000 MMm3 [2.15 Tpc]; es decir, más del 10% del suministro interno de gas natural de EUA.3 No obstante, toda esta producción es significativa porque proviene de un recurso energético poco utilizado antes de 1985. La aceptación de este recurso—no convencional—como suministro alternativo de gas natural, se manifiesta en el nivel de las inversiones de capital que se están efectuando a escala mundial. Impulsada en gran medida por incentivos de índole fiscal, la industria del gas natural de EUA comenzó a desarrollar los recursos CBM en la década de 1980.4 Desde entonces, se han introducido mejoras en las tecnologías y las metodologías de evaluación, perforación y producción de CBM que, en su mayoría, constituyen adaptaciones de las tecnologías y metodologías ya utilizadas para los yacimientos tradicionales de petróleo y gas. Otros desarrollos tuvieron lugar en respuesta a las características prospectivas únicas del carbón.

Volumen 21, no. 2

La evaluación del potencial de producción de CBM se basa fundamentalmente en el análisis de laboratorio de núcleos y la caracterización de yacimientos. La evaluación a nivel de campo ha evolucionado considerablemente desde los primeros días del desarrollo del CBM, en que los modelos eran adaptaciones de técnicas de la industria minera. Hoy en día, se conocen más profundamente los factores requeridos para producir económicamente gas natural de filones de carbón. Y a medida que se exploran cuencas nuevas, este conocimiento continúa evolucionando. Además, los datos obtenidos con herramientas desarrolladas expresamente para pozos someros y yacimientos de baja densidad están mejorando Oilfield las técnicas de modeReview lado de yacimientos. Spring 09 CBMno Fig. El modelado y la evaluación son1 las únicas ORSprng09-CBM áreas de avance en el desarrollo del CBM. Si bienFig. los 1 pozos laterales complejos con tramos horizontales múltiples eran desconocidos hace algunas décadas, incluso en relación con los pozos convencionales de petróleo y gas, ahora se están convirtiendo en práctica común en los programas de perforación de pozos CBM. Se han desarrollado técnicas de terminación de pozos que producen menos daño a los mecanismos de producción de los filones de carbón, tales como los daños ocasionados durante las operaciones de cementación. Los fluidos de estimulación de pozos han sido diseñados específicamente para mejorar la producción de CBM.

Este artículo incluye un breve panorama del estado actual de la producción de CBM y describe los desarrollos logrados recientemente en las operaciones de perforación, terminación, evaluación y producción de estos yacimientos no convencionales. Los operadores de numerosas regiones carboníferas están observando los resultados de estos avances, y este artículo presenta algunas aplicaciones ilustrativas de Australia, Canadá y EUA. El panorama global El mayor volumen de reservas probadas recuperables de carbón, según los últimos 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 depósitos someros de carbón de muchas áreas, tales como las áreas situadas en el Reino Unido y en algunas otras naciones europeas, han sido extensivamente explotados, los filones profundos de carbón que trascienden el alcance de las operaciones mineras presentan oportunidades de desarrollo. Aún con poco carbón explotable remanente, el Reino Unido sigue ocupando el sexto lugar en el mundo en términos de reservas estimadas de CBM (arriba). No obstante, las naciones con los depósitos de carbón más grandes están recibiendo la mayor parte de las inversiones de capital que, en el año 2008, se estimó en US$ 12,000 millones para la industria.

5

Contenido de gas adsorbido, pc/ton (seco, libre de ceniza)

1,200 1,000 800 600 400

Antracita Bituminoso medio volátil Bituminoso alto volátil A Bituminoso alto volátil B

200 0

0

200

400

600

800

1,000

Incremento de la generación de gas

Presión, lpca

Metano derivado termalmente Metano biogénico, nitrógeno y dióxido de carbono Lignito

Sub-bituminoso

Bituminoso

Antracita

Grafito

Incremento del rango del carbón

> Capacidad de almacenamiento, rango del carbón y generación de metano. La capacidad de almacenamiento de gas es una función del rango del carbón y la presión, y a medida que el carbón madura, la capacidad de absorción y adsorción (sorptive capacity) se incrementa (arriba). De los rangos del carbón, la antracita (verde) posee la mayor capacidad de almacenamiento, seguida de diversos grados de carbones bituminosos (rojo, naranja y amarillo). El metano es generado del carbón por la actividad microbiana (biogénesis) y por el calor (abajo). El metano es adsorbido en la superficie de los materiales orgánicos que forman el carbón. Los procesos biogenéticos cesan cuando estos materiales se transforman en carbón de rango más alto y son expuestos a mayor temperatura. Los procesos biogenéticos pueden reiterarse si el movimiento de los fluidosOilfield aporta Review nuevos microorganismos para que se alimenten del carbón. Spring 09

El gobierno de China, reconociendo el valor de este recurso, señaló al desarrollo del CBM como uno de los 16 grandes proyectos de su actual “Plan de Cinco Años.” Las metas de producción ascienden 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. La mayoría de los 48 estados del sur han sido explorados en busca de potencial de CBM pero los recursos de Alaska, estimados en más de 30 trillones de m3 [1,000 Tpc], no fueron investigados exhaustivamente.7

6

CBM Fig. 2 Fig. 2 de Australia ocupa elORSprng09-CBM segundo lugar después

EUA en cuanto a producción de CBM. Su producción comercial comenzó a mediados de la década de 1990, en pequeña escala, pero para el año 2008, se produjeron 4,000 MM m3 de CBM, lo que implicó un incremento del 39% con respecto al año anterior.8 La India posee volúmenes sustanciales de reservas de carbón, que en su mayor parte son adecuados para el desarrollo del CBM. Los depósitos profundos de carbón, a los que no se puede acceder mediante operaciones mineras convencionales, también ofrecen oportunidades para el desarrollo del CBM. En 1997, el gobierno de la

India formuló una política CBM y asignó numerosos bloques de exploración. La producción comercial de CBM comenzó en el año 2007.9 El gigante dormido en el tema del CBM es Rusia: dependiendo de la fuente, el volumen estimado del recurso oscila entre 17 y 80 trillones de m3 [600 y 2,825 Tpc]. Hasta comienzos de 2009, sólo se habían perforado algunos pozos para evaluar el potencial para la producción comercial. No obstante, esta situación probablemente cambie como resultado de las fuerzas políticas y de mercado. El gas natural producido en la mitad occidental del país se vende a Europa. Los recursos CBM concentrados en la porción central de Siberia podrían ser aprovechados para la industria pesada del sector central de Rusia, liberando más gas para su venta a Occidente. Existen ciertos desafíos inherentes a la producción de CBM en cualquier cuenca. Éstos abarcan aspectos de índole económica, geológica, logística y operacional. Una de las consideraciones principales es el tratamiento del agua producida. Desorción, carbonización y deshidratación Los yacimientos CBM se diferencian de los yacimientos convencionales en numerosos aspectos; sin embargo, las diferencias fundamentales radican en la producción de agua y el mecanismo de almacenamiento de gas. En la mayoría de los yacimientos de petróleo y gas, la capacidad de almacenamiento de hidrocarburos se relaciona con la porosidad porque el gas es retenido y almacenado en los sistemas de poros de la matriz. Si bien los carbones poseen una porosidad intrínseca moderada, pueden almacenar hasta seis veces más gas que un volumen equivalente de arenisca a una presión similar. La capacidad de almacenamiento de gas está determinada principalmente por el rango de un carbón. Los carbones de rango más alto—carbones bituminosos y antracita—poseen el mayor potencial para el almacenamiento de metano (izquierda).10 No obstante, para la ejecución de operaciones comerciales exitosas no se requiere una gran capacidad de almacenamiento de gas. El metano es generado en los carbones de bajo rango como consecuencia de la actividad microbiana y en los carbones de rango más alto durante la maduración térmica de sus compuestos orgánicos. Una vez generado, el metano es adsorbido o ligado por la acción de las fuerzas de atracción intermoleculares débiles—fuerzas de van der Waals—a los materiales orgánicos que conforman el carbón. La capacidad de almacenamiento del

Oilfield Review

Matriz del carbón Diaclasa interpuesta

Diaclasa frontal

Desorción a partir de las superficies internas del carbón

Difusión a través de la matriz y los microporos

Flujo de fluido hacía la red de fracturas naturales

> Adsorción y desorción. Durante la carbonización, la matriz se contrae, creando fracturas ortogonales denominadas diaclasas. Las diaclasas frontales tienden a ser continuas. Las diaclasas interpuestas forman ángulos rectos con respecto a las diaclasas frontales. En general, el agua llena los espacios intersticiales de la matriz del carbón. A medida que se produce agua y la presión de formación se reduce, se libera metano; el cual es adsorbido en las superficies de la matriz del carbón y se almacena en los microporos. Luego el gas se difunde a través de la matriz, migra hacia las diaclasas y las fracturas, y finalmente llega al pozo.

carbón está relacionada con la presión y el contenido de gas adsorbido, descrito comúnmente por la isoterma de adsorción de Langmuir medida a partir de muestras de carbón trituradas.11 Los volúmenes grandes de gas almacenado existen porque la superficie interna de la microporosidad donde el gas es adsorbido es muy grande (arriba). También se observan volúmenes pequeños de metano en los espacios intersticiales creados cuando el carbón se contrae después de la depositación. La contracción tiene lugar durante la carbonización; el proceso de transformación de la turba rica en materia orgánica en carbón a través de procesos biológicos y de la aplicación de calor y presión. Durante la carbonización, 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- puede mejorar la permeabilidad volumétrica, o conral son perpendiculares a las diaclasas secundarias trariamente, la actividad tectónica excesiva puede (diaclasas interpuestas). Las diaclasas frontales a conducir a una reducción de la permeabilidad. La producción de CBM normalmente implica menudo son continuas y proveen conectividad, mientras que las diaclasas interpuestas son no la eliminación del agua de la formación para continuas y a menudo terminan en las diaclasas reducir la presión del yacimiento. La reducción frontales. El alcance de la red de diaclasas puede de la presión permite la formación de gas libre, lo ser estimado mediante el análisis de núcleos con- que eleva la permeabilidad del carbón al gas y vencionales o mediante la interpretación de facilita la migración del gas hacia el pozo.12 La imágenes de la pared del pozo, tales como las imá- menor presión libera el metano adsorbido en la genes generadas con el generador de Imágenes superficie del carbón, que luego fluye hacia el Microeléctricas de Cobertura Total FMI. pozo a través del sistema de fracturas. La separación espacial y las geometrías de las El agua producida debe ser eliminada meOilfield Review diaclasas son significativas porque este sistema de diante su inyección en una zona más profunda o a Spring 09 fracturas naturales es el principal mecanismo de través de su descarga en la superficie después del CBM Fig. 3 ORSprng09-CBM permeabilidad. El fracturamiento posterior a Fig. la 3 tratamiento. El gas proveniente del filón de carbón depositación, causado por los esfuerzos tectónicos, se separa del agua y se eleva hacia la superficie a

  6. Honglin L, Guizhong L, Bo W, Yibing W y Yanxiang L: “High Coal Rank Exploration Potential of Coalbed Methane and Its Distribution in China,” artículo 0705, presentado en el Simposio Internacional sobre Metano en Capas de Carbón, Tuscaloosa, Alabama, 23 al 24 de mayo de 2007.   7. Flores RM, Stricker GD y Kinney SA: “Alaska Coal Resources and Coalbed Methane Potential,” U.S. Geological Survey Bulletin 2198, http://pubs.usgs.gov/ bul/b2198/B2198-508.pdf (Se accedió el 15 de abril de 2009).

  8. Australian Petroleum Production & Exploration Association Limited Annual Production Statistics (Estadísticas de Producción Anual de Australian Petroleum Production & Exploration Association Limited) www.appea.com.au/content/pdfs_docs_xls/annual_ production_statistics.xls (Se accedió el 21 de abril de 2009).   9. Great Eastern Energy Corporation Ltd., http://www. geecl.com/overview-and-milestone.htm (Se accedió el 10 de marzo de 2009). 10. Para obtener más información sobre el rango del carbón y sus aplicaciones en la producción de CBM, consulte: Ayoub et al y Anderson et al, referencia 4.

Volumen 21, no. 2

11. Irving Langmuir desarrolló un modelo para pronosticar la fracción de superficie sólida cubierta por un adsorbato, como una función de su presión de gas. Las isotermas de Langmuir, obtenidas empíricamente a partir de muestras de núcleos, relacionan la presión con la capacidad de almacenamiento. 12. Trevits A y Finfinger GL: “Case Studies of Long-Term Methane Extraction from Coal,” artículo presentado en la Sociedad de Ingenieros de Minas de la Reunión de Otoño de AIME, Albuquerque, Nuevo México, EUA, 16 al 18 de octubre de 1985.

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perforar y explotar un yacimiento CBM, los operadores recurren a menudo a las técnicas de modelado de capas de carbón. Agua para eliminación en la superficie o mediante reinyección

Gas a la línea de conducción

Filón de carbón

Filón de carbón

Filón de carbón

> Pozo CBM. Un pozo CBM vertical típico es terminado a través de múltiples filones de carbón. La tubería de producción se baja por debajo del intervalo de carbón más profundo. Después del tratamiento de estimulación por fracturamiento, el agua fluye desde el filón de carbón, se desplaza en forma descendente por el espacio anular, y es bombeada a través de la tubería de producción. El metano—liberado de la matriz—fluye hacia el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción, se eleva hacia la superficie donde es transportado por tubería hasta una estación de compresión, y se combina con la producción de otros pozos. El agua producida se reinyecta en una formación más profunda o bien es tratada y eliminada en la superficie.

A menudo se perforan pozos horizontales en través del espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento filones de carbón antes de las operaciones mineras para reducir el nivel de metano. En un enfoque (arriba). Los pozos CBM se caracterizan en general por similar, la perforación de pozos horizontales las bajas tasas de producción. Con el objetivo de genera conductos altamente efectivos para la proaumentar al máximo el área de drenaje, muchos ducción de CBM. Algunas áreas, tales como la pozos CBM se estimulan mediante tratamientos de Cuenca San Juan en EUA, pueden producir gas sin fracturamiento hidráulico para conectar las diacla- tratamientos de estimulación en volúmenes y con Oilfield Review sas y las fracturas naturales con el pozo. Algunas Spring 09 tasas comparables a la producción de yacimientos cuencas de CBM poseen una alta permeabilidad CBM Fig. 4 de areniscas convencionales. En otras cuencas ORSprng09-CBM Fig. 4 de carbón, se están construyendo natural, de más de 100 mD, y no requieren trata- productoras pozos multilaterales en filones de carbón para mientos de estimulación. Existen excepciones con respecto al modelo maximizar la producción. Un ejemplo extremo de de deshidratación. Algunos pozos producen gas construcciones de pozos multilaterales lo constide inmediato, sin el prolongado proceso de des- tuye el Sistema de Perforación y Terminación de hidratación. Los campos maduros pueden ser Pozos Horizontales Z-Pinnate desarrollado por “deshidratados” en forma parcial o incluso total CDX Gas LLC (próxima página, arriba). Los métodos de desarrollo dependen de las como resultado de las operaciones de producción previas. Esto es similar al caso de los pozos termi- características del carbón y de la geología del nados en filones de carbón donde el agua ha sido yacimiento. Para determinar la mejor manera de removida durante las operaciones mineras.

8

Modelado del yacimiento Existen estándares establecidos para la evaluación de yacimientos no convencionales, tales como los yacimientos CBM y lutitas gasíferas, y se necesitan numerosos datos para su evaluación correcta. Estos datos incluyen el contenido de gas, la capacidad de absorción y adsorción de gas, la permeabilidad, la presión del yacimiento, la geometría del yacimiento y la química del carbón. Los datos empíricos se obtienen de muestras convencionales de núcleos y rocas. Después de la calibración con los datos de núcleos, las mediciones obtenidas con herramientas tales como la herramienta de espectroscopía ECS y la herramienta Litho-Density proveen información 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 módulos desarrollados específicamente para evaluar los yacimientos CBM. Los volúmenes de carbón se computan primero a partir del espesor de los filones y de su extensión areal. Luego se estima el gas en sitio con el software, mediante la extrapolación de los datos de núcleos y de registros. Dado que los filones de carbón son considerablemente variables, es difícil efectuar cálculos precisos de los volúmenes de reservas mediante la extrapolación de las condiciones de yacimiento utilizando puntos de referencia ampliamente espaciados. Pero con una suficiente cantidad de datos, estos programas pueden ayudar a computar el potencial de producción y emitir recomendaciones de optimización para lograr el máximo grado de drenaje. En Australia, una compañía operadora de yacimientos CBM debió enfrentar el desafío de proveer la carga de alimentación para una planta de gas natural licuado (GNL) durante un período de 12 años. El volumen de gas requerido por la planta era una cantidad conocida. El área a analizar para determinar el potencial de suministro cubría ciertas partes de una concesión de 32,375 km2 [8 millones de acres] y los pozos productores se encontraban ubicados en las proximidades. La compañía operadora necesitaba conocer el número de pozos necesarios para producir el volumen de gas requerido y además quería contar con un programa optimizado de perforación y producción.

Oilfield Review

Ubicación de la perforación

Filones de carbón pequeños

Filones de carbón pequeños Capa de carbón

> Perforación extrema. La técnica de perforación Z-Pinnate constituye un ejemplo del empleo de múltiples tramos laterales para entrar en contacto con el máximo volumen de formación. Mientras un solo pozo CBM vertical probablemente drene sólo 0.324 km2 [80 acres], se sabe que esta red extensiva puede drenar hasta 7.284 km2 [1,800 acres] desde un solo pozo principal. El mayor contacto se traduce en mayores tasas de recuperación. (Imagen, cortesía de CDX Gas LLC.)

Zonas Manto superficial Filón de carbón 1 Filón de carbón 2 Filón de carbón 3 Filón de carbón 4 Filón de carbón 5 Filón de carbón 6

Oilfield Review Spring 09 CBM Fig. 5 ORSprng09-CBM Fig. 5

> Modelo de múltiples filones de carbón en Australia. El software de modelado Petrel provee una imagen 3D de los horizontes de producción. Las salidas del modelo incluyen estimaciones del volumen de carbón total en sitio correspondiente a los múltiples filones de carbón. El área mostrada cubre varios millones de acres.

Volumen 21, no. 2

Los ingenieros del segmento de Servicios de Datos y Consultoría (DCS) del Centro de Excelencia para el Metano de Capas de Carbón de Schlumberger en Pittsburgh, Pensilvania, abordaron el desafío de analizar el yacimiento y determinar un plan de desarrollo. El conocimiento exhaustivo de la continuidad relativa (espesor y alcance) y de la heterogeneidad (variabilidad de la capacidad de almacenamiento, la porosidad y la permeabilidad) de los filones de carbón a través de un área de estudio es crucial. El espesor de los filones y su extensión areal proporcionan los volúmenes de carbón en unidades de tonelaje por acre. Los programas de modelado permiten estimar el gas en sitio sobre la base del volumen de carbón y la capacidad de almacenamiento derivados del análisis de núcleos efectuados en laboratorio o de datos derivados de los registros. Una vez hecho esto, es posible determinar el potencial de producción de gas. Los analistas crearon un modelo 3D del área utilizando el programa Petrel, que abarca desde la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica del yacimiento, para comprender y visualizar la geometría del subsuelo (izquierda, extremo inferior). El modelo Petrel permitió estimar el espesor y las profundidades del carbón sobre la base de datos provenientes de los pozos productores y de los agujeros de donde se extrajeron los núcleos. Los ingenieros transfirieron el modelo Petrel al simulador de yacimientos ECLIPSE. La historia de producción y las curvas tipo, provenientes de más de 500 puntos de control, permitieron establecer el potencial del yacimiento. De este modo surgieron tres perfiles distintos que reflejaron el nivel de desempeño bajo, intermedio y alto de los pozos del área de estudio. Con una rutina de simulación 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 filones y la presión de formación fueron seleccionados como las variables para el proceso de simulación. Mediante un ajuste histórico se establecieron los rangos de porosidad y permeabilidad. Las distribuciones de espesores y presión se obtuvieron con el modelo Petrel. Las distribuciones de presión fueron calculadas utilizando el gradiente de presión establecido. Para crear los flujos de producción de cada pozo se utilizó un conjunto aleatorio de datos de entrada en base a los rangos establecidos. Los pronósticos de producción se generaron utilizando 12,000 de esos flujos.

9

Incremento del gasto (tasa de flujo, velocidad de flujo, caudal, rata) de gas

Objetivo de producción Producción, incluyendo los pozos existentes Producción, excluyendo los pozos existentes

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

900

10

800

9 8

Número acumulado de pozos

700

7

Pozos

600

6

500

5 400

4

300

3

Equipos de perforación

200

2

100 0

Conteo de equipos de perforación

Año

1 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 110

Meses en desarrollo

> Potencial de producción y optimización de la perforación. Los ingenieros utilizaron el software ECLIPSE para modelar un campo de CBM australiano, que necesitaba producir un flujo de gas predeterminado (negro) para suministrar la carga de alimentación a una planta de GNL (arriba). Se desarrollaron dos escenarios: uno basado exclusivamente en la producción de los pozos nuevos (rojo) y otro que combinó la producción de los pozos productores existentes con la producción proveniente de los pozos nuevos (azul). El software además ayudó a desarrollar un plan de perforación para alcanzar y mantener la tasa de producción objetivo (abajo).

Luego, los ingenieros de DCS encararon el Review tema del número de pozosOilfield necesarios para el proSpringde09desarrollo de yecto. Se diseñó un modelo CBM Fig. 7 campos petroleros con un programa de operacioORSprng09-CBM Fig. 7 nes que optimizó la utilización de los equipos y ubicó los pozos en las regiones más productivas. Con estas restricciones, el modelo pronosticó que serían necesarios unos 800 pozos para suministrar el gas para la planta de GNL (arriba). Históricamente, los pozos CBM producen un volumen considerable de agua durante la producción inicial; sin embargo, ese volumen se reduce gradualmente a medida que decrece la saturación de agua y se incrementa la permeabilidad al gas. En base a los datos ajustados históricamente, el modelo permitió pronosticar la producción de agua y la producción de gas. Los analistas utilizan

10

las tasas de producción con el fin de determinar el equipo de superficie necesario para manipular la producción de agua durante los 12 años del proyecto. Una vez concluido el aspecto virtual del estudio, la estructura existente puede modificarse y refinarse a medida que se perforan pozos y se obtienen datos de producción. Si la producción varía posteriormente debido a los cambios producidos en las condiciones de yacimiento, el programa de perforación y terminación de pozos puede ser ajustado para satisfacer los objetivos. Perforación en el filón Los proyectos CBM generalmente adoptan procedimientos de perforación, terminación y estimulación de pozos tecnológicamente simples y económicos.

Los pozos verticales son comunes porque puede resultar complicado perforar a través de filones de carbón inestables. Los pozos horizontales de largo alcance, cuando son posibles, permiten maximizar el contacto con el yacimiento y, utilizando pozos multilaterales, se han reportado tasas de recuperación que varían entre el 70 y el 90% al cabo de 24 a 48 meses de producción.13 Las operaciones de perforación de pozos horizontales requieren herramientas especiales, tales como el sistema rotativo direccional PowerDrive, para mantener la barrena dentro de los confines del yacimiento. Para una orientación correcta en los tipos de rocas convencionales, los perforadores de pozos direccionales utilizan habitualmente mediciones LWD para obtener el registro de rayos gamma azimutal (GR). Este método no es muy efectivo en los pozos CBM porque las zonas objetivo a menudo son delgadas y la respuesta de la herramienta de rayos gamma a las formaciones límites es similar a la respuesta exhibida en el filón de carbón. Incluso donde existe una diferencia detectable, la escasa profundidad de investigación de la medición de rayos gamma sólo le informa al operador que la barrena se encuentra dentro o fuera de la zona. No proporciona la posición relativa de la barrena con respecto a las capas límites ni provee información para ayudar a guiar la barrena hasta el intervalo de perforación siguiente. Las herramientas direccionales de resistividad profunda, tales como el servicio PeriScope que mapea los límites entre capas, permiten superar las limitaciones de los registros GR azimutales. La herramienta PeriScope genera imágenes radiales a una distancia de 4.6 m [15 pies] dentro las regiones adyacentes del pozo y delante de la barrena. Las imágenes obtenidas con la herramienta proveen la posición de las herramientas de perforación con respecto al filón de carbón y a los límites de capas. Para direccionar el sistema de perforación, se utilizan los datos direccionales PeriScope sin procesar y el mapeo de la distancia al límite provisto por la inversión sísmica en tiempo real. La interpretación de los datos en tiempo real requiere un grado considerable de experiencia y conocimiento de la respuesta de la formación. EnCana Corporation planificó la perforación de un pozo horizontal de alcance extendido en el filón de carbón Manville, en Alberta, Canadá. El objetivo comprendía dos filones de carbón paralelos (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 área, el enfoque convencional consiste en perforar verticalmente a través del carbón y luego extender un tramo lateral desde el pozo principal tanto como sea posible.

Oilfield Review

Profundidad vertical verdadera, m

X,405

X,410

Trayectoria planificada para el pozo

Trayecto real del pozo Lutita

X,415

B X,420

C

Mikwan B Mikwan A

A D

X,425

X,430 700

800

900

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

Distancia horizontal verdadera, m

> Permanencia en el filón. EnCana probó una combinación del sistema de perforación PowerDrive con la herramienta PeriScope LWD para perforar un área prospectiva en el filón de carbón Manville. Previo a la perforación, se propuso una trayectoria para el pozo (turquesa) y se generó un modelo estructural Petrel a partir de registros con desplazamiento de la fuente, asumiendo la presencia de capas paralelas. El procesamiento para la inversión de los datos PeriScope permitió identificar los límites superior (puntos azules) e inferior (puntos rojos). La trayectoria del pozo (verde pálido) fue corregida para ingresar y mantenerse en los filones de carbón. La barrena ingresó en el filón Mikwan B y continuó hasta aproximarse a la base del filón (A), donde fue orientada hacia arriba, direccionándola (B) aproximadamente 400 m [1,312 pies]. A continuación, la barrena fue orientada hacia abajo (C), atravesando una barrera de lutita e ingresando en el filón Mikwan A. Luego fue dirigida a lo largo del borde inferior del filón Mikwan A (D), recorriendo una distancia de varios cientos de metros.

Permanecer en la zona es crucial para el éxito de los pozos CBM, incluso más crucial que para los yacimientos convencionales. Debido a la heterogeneidad, la complejidad estructural y la falta de conectividad dentro de los yacimientos de muchos filones de carbón tales como los carbones Manville, es posible que se pasen por alto los mejores intervalos. Los procedimientos de geonavegación convencionales demostraron ser poco confiables en cuanto a la permanencia en la zona, registrando índices de éxito habitualmente por debajo del 50% y en ocasiones de tan sólo 30%. Si bien los sistemas PowerDrive y PeriScope no habían sido utilizados en conjunto para la perforación de pozos CBM, EnCana decidió probar la combinación.14 El plan de perforación del pozo requería el asentamiento en el tope del filón de carbón Mikwan B para luego proceder a geonavegar a través de las secciones Mikwan B y Mikwan A, 13. El carbón del futuro (Perspectivas de suministro de carbón termal para el período 2030–2050), Centro de Investigaciones Conjuntas de la Comisión Europea, Informe EUR 22644 EN (Febrero de 2007), http://ie.jrc. ec.europa.eu/publications/scientific_publications/2007/ EUR22644EN.pdf (Se accedió el 6 de abril de 2009). 14. Christiaansen E, Bourgeois D, MacDonald C, Longmuir K, Natras T y McIlreath I: ”Proactive Geosteering with Directional Deep Resistivity and Rotary Steerable Tool in Thin Coalbed Methane (CBM) Reservoirs,” artículo AADE-07-NTCE-13, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la AADE, Houston, 10 al 12 de abril de 2007.

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utilizando el sistema PowerDrive. Estos planes iniciales de perforación de pozos se basaban en la hipótesis de que los dos filones eran relativamente planos y uniformes. El modelado previo a las operaciones indicó que existía suficiente contraste de resistividad entre los filones de carbón y las capas de lutita límites. Esto permitiría utilizar los datos direccionales de resistividad para la toma de decisiones de geonavegación. El soporte de interpretación para las operaciones de campo fue provisto por un centro de operaciones de perforación interactivas OSC de Oilfield Reviewde EnCana en Schlumberger, situado en la oficina Spring 09 remoto a la locaCalgary (véase “Soporte técnico CBM Fig. 8 lización del pozo,” página 54). Desde el comienzo, ORSprng09-CBM Fig. 8 este soporte resultó crucial porque el plan de perforación tenía que ser ajustado. Los filones de carbón se encontraban a mayor profundidad de lo que se había previsto, y en lugar de planos y uniformes eran de espesor variable y ondulantes. A partir de los registros con desplazamiento de la fuente obtenidos en agujero descubierto, se creó un modelo estructural Petrel asumiendo la presencia de capas uniformes. Con los datos PeriScope se ajustó el modelo para dar cuenta de las variaciones observadas en la geometría de la formación (arriba).

Después de encontrar el filón de carbón Mikwan B, se continuó con la operación de perforación hasta que los datos PeriScope indicaron que la barrena se encontraba cerca de la base del filón. Se utilizó el sistema PowerDrive para direccionar la barrena hacia arriba y luego perforar aproximadamente 400 m [1,312 pies], en sentido horizontal, a través de la capa de carbón superior. A continuación, la barrena se orientó hacia abajo. Atravesó la capa de lutita que separaba los dos filones y luego ingresó en el filón Mikwan A, donde siguió el contorno del borde inferior del filón. Monitoreando las operaciones en forma remota, con el soporte del centro OSC, EnCana tomó las decisiones con respecto a la orientación de la barrena utilizando datos en tiempo real. En los análisis finales, EnCana alcanzó un índice de éxito de perforación del 91% y los ingenieros especialistas en perforación direccional pudieron guiar la barrena hacia las porciones de mejor calidad—los puntos óptimos—del filón de carbón. La trayectoria original del pozo habría pasado por alto gran parte del filón superior, y dado que no contemplaba el echado (buzamiento) ascendente de la formación, habría salido del borde inferior del filón Mikwan A sin completar la longitud objetivo.

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> Sistema de diaclasas. Como se muestra en este afloramiento de superficie, las diaclasas forman una red de fracturas naturales en los carbones. Durante las operaciones de cementación, el flujo de la lechada de cemento hacia esta red de fracturas incide en la calidad del aislamiento zonal e impide la producción futura de agua y gas.

Operaciones de cementación en carbones El sistema de diaclasas de un carbón requiere consideraciones especiales a la hora de planificar las operaciones de cementación (arriba). En profundidades someras, las lechadas de cemento convencionales invaden las profundidades de la red de diaclasas y fracturas naturales e impiden la producción futura de agua y gas. Debido a su

baja resistencia mecánica, los carbones pueden fracturarse bajo la presión del cemento. Por estas razones, la densidad de la lechada de cemento utilizada en los pozos CBM en general es mucho más baja que la de los cementos estándar. No obstante, la simple reducción de la densidad de la lechada no garantiza la efectividad de una operación de cementación. El cemento debe

Flujo de cemento a través de las diaclasas en carbón

Barrera CemNET

> Fibras CemNET. El cemento presente en las diaclasas del carbón impide la producción de agua y gas en el pozo y puede afectar negativamente los tratamientos de estimulación por fracturamiento (izquierda). Las fibras CemNET (inserto) forman una barrera de tipo rejilla en la región vecina al pozo para detener el flujo de cemento hacia las diaclasas (derecha). Las fibras no reducen la resistencia a la compresión del cemento después de fraguado y pueden ser agregadas al colchón de prelavado o a la lechada de cemento. El agregado de fibras CemNET directamente a la lechada facilita la colocación correcta en los filones de carbón, donde el potencial para la pérdida de fluido es mayor.

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formar un sello para el aislamiento zonal y poseer una resistencia a la compresión adecuada para mantener la integridad durante los tratamientos de estimulación por fracturamiento. A veces se implementan operaciones de cementación de dos etapas—lechadas iniciales livianas seguidas de lechadas de cola más pesadas—pero así y todo se obtienen resultados indeseados. Los extendedores de cemento utilizados para alivianar el peso de la lechada pueden reducir la resistencia a la compresión por debajo de niveles aceptables, y las lechadas de cola con alta resistencia a la compresión a menudo rompen la formación. La pérdida de cemento a través de las zonas productivas produce daños y deja sin protección los filones de carbón más someros. Cuando no se establecen los retornos del cemento a la superficie, debido a las pérdidas que se producen en los filones de carbón, es probable que queden expuestas areniscas de agua dulce. Las lechadas de cementación han sido diseñadas 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 resistencia a la compresión inicial, es efectivo en las aplicaciones CBM. Pero hasta estas lechadas livianas experimentan pérdidas en la red de fracturas del carbón: cuanto mejor es la red de fracturas, mayores son las pérdidas. Para compensar la presencia de fracturas y obturarlas, los operadores agregan materiales para prevenir las pérdidas de circulación a los fluidos del colchón de prelavado; sin embargo, existe poco control con respecto al emplazamiento de la lechada. Las fibras CemNET son diseñadas como alternativa con respecto a los materiales convencionales de prevención de pérdidas de circulación. Su tamaño es optimizado para obturar las fracturas abiertas y las diaclasas y conforman una red de tipo reticular a través de las zonas de pérdida de circulación (izquierda). Inertes, y por consiguiente no reactivas con los fluidos de formación, causan poco o ningún daño a la formación. El aditivo CemNET no reduce la resistencia a la compresión del cemento ni incrementa el tiempo de espesamiento. Una aplicación reciente de los sistemas LiteCRETE y CemNET, en un proyecto CBM, contribuyó significativamente al mejoramiento de la tasa de éxito de las operaciones.15 El índice de éxito, definido como topes de cemento bombeados o retornos mantenidos, fue del 80% a lo largo de todo un año de perforación. El índice de éxito del año previo había sido del 40%. El operador redujo el exceso de cemento del 25 al 15%. A lo largo de un período de dos años, los pesos de las

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100 90

Pozos tratados con fluido CoalFRAC

Tasa promedio de gas, Mpc/d

80 70

Pozos vecinos tratados con otros fluidos

60 50 40 30 20 10 0

0

10

20

30

40

Meses en producción

> Resultados del tratamiento CoalFRAC. La producción promedio después de los tratamientos de estimulación CoalFRAC (azul), efectuados en los pozos CBM de la Cuenca Black Warrior, se compara con la de pozos vecinos similares estimulados con otros sistemas de espuma de nitrógeno (rojo). Las tasas fueron idénticas durante los dos primeros meses, pero con el tiempo, los pozos estimulados con fluidos CoalFRAC mantuvieron tasas más altas. Debido al largo tiempo de producción observado normalmente en los pozos CBM, las mejoras incrementales producidas en las tasas generan un impacto significativo sobre la recuperación total.

gradientes de fractura también más altos, a menudo superiores a los de las capas adyacentes. La consistencia blanda del carbón dificulta la propagación de las fracturas. Los sistemas de diaclasas generan redes de fracturas complejas. En carbones intensamente fracturados, con un módulo de Young bajo, se crean redes complejas. Por consiguiente, aún con las altas presiones de tratamiento, se logran longitudes de fracturas limitadas. Las pérdidas de fluido asociadas con los sistemas a base de gel pueden producir hinchamiento y daños a los carbones. Tratamientos de estimulación por Oilfield El alto grado de heterogeneidad de los carbofracturamiento para los yacimientos CBMReview 09 nes que se hallan en una cuenca puede producir Los tratamientos de estimulación Spring por fracturaCBM Fig. 12 miento son ampliamente utilizados para acceder resultados inconsistentes. La variabilidad del ORSprng09-CBM Fig. 12 a las reservas de CBM. La conexión de la red de carbón entre una cuenca y otra también afecta fracturas naturales con el pozo proporciona un los resultados finales de los tratamientos de esticonducto a través del cual se produce agua y gas. mulación. El método de prueba y error no suele Los tratamientos apuntalados de fracturamiento ser económicamente efectivo para la optimización hidráulico de las capas de carbón han resultado de un programa de estimulación; sin embargo, a exitosos en lo que respecta a la estimulación de veces constituye la única alternativa. Para el desarrollo de los proyectos CBM, los la producción, pero los pozos en general demostraron un desempeño inferior al de los pozos que tratamientos de estimulación por fracturamiento producen de yacimientos de arenisca estimula- se dividen en tres categorías principales: sistemas de gel a base de polímeros, sistemas de agua dos por fracturamiento.16 El carbón posee características físicas que oleosa y sistemas espumados o energizados (nitróson diferentes a las de las rocas convencionales. geno o dióxido de carbono). Los sistemas de gel Su relación de Poisson más alta se traduce en reticulado pueden producir daños de formación si

lechadas se redujeron de manera incremental en un total de 1.6 lbm/gal [192 kg/m3]. La ejecución de las operaciones de cementación en una sola etapa también redujo significativamente los costos. El éxito de las operaciones de cementación y aislamiento zonal contribuyó al mejoramiento de los índices de éxito de los tratamientos de estimulación, pasando del 20% con el cemento convencional al 70% con los sistemas LiteCRETE y CemNET.

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el gel no se rompe, taponando irreversiblemente las diaclasas. Los sistemas de agua oleosa requieren tasas de bombeo muy altas porque el fluido posee capacidades deficientes de transporte de apuntalantes. Los sistemas energizados dan buenos resultados y reducen el potencial de daño causado por las interacciones entre el carbón y los fluidos de fracturamiento. No obstante, el peligro de daño de formación persiste incluso con los sistemas energizados. Por ejemplo, los surfactantes utilizados con estos sistemas pueden incidir negativamente en la mojabilidad natural del carbón y reducir la tasa de deshidratación. Para encarar estos problemas, Schlumberger diseñó los fluidos CoalFRAC, sin sólidos y sin polímeros; una modificación de los fluidos de estimulación ClearFRAC. Una de las ventajas clave de los fluidos CoalFRAC con respecto a otros fluidos es el empleo de aditivos que satisfacen las normas ambientales de calidad del agua. Ésta es una característica importante porque las capas de carbón a menudo se localizan cerca de yacimientos de agua dulce. Los fluidos CoalFRAC se utilizan con más frecuencia con los sistemas de espuma nitrificada. La minimización de los fluidos en fase líquida utilizados en los tratamientos de estimulación reduce el volumen de líquidos introducidos en la formación, que luego deben ser recuperados para iniciar la desorción del metano del carbón. El nitrógeno es químicamente no reactivo, económicamente efectivo y fácilmente disponible. Constituye un medio excelente para iniciar y propagar la fractura hidráulica, controlar las pérdidas de fluido y transportar los apuntalantes. Mediante la energización del yacimiento, el nitrógeno acelera la limpieza de los fluidos de fracturamiento y contribuye en la fase de deshidratación. Después de un período de deshidratación inicial, los pozos de la Cuenca Black Warrior demostraron la efectividad del fluido CoalFRAC. En una comparación de pozos similares situados en las inmediaciones, los pozos tratados con el sistema CoalFRAC produjeron con una tasa 38% más alta que los pozos vecinos tratados con otros fluidos (arriba, a la izquierda). 15. Sayers AC, Boyer CM, Frenzel TJ y Rodgers RA: “Technologies Key to Deep CBM Success,” The American Oil & Gas Reporter 47, no. 3 (Marzo de 2004): 79–85. 16. Olsen TN, Brenize G y Frenzel T: “Improvement Processes for Coalbed Natural Gas Completion and Stimulation,” artículo SPE 84122, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

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Nuevo para la evaluación de formaciones La evaluación de los yacimientos y pozos CBM difiere de la de los pozos productores de petróleo y gas convencionales. La búsqueda de reservas convencionales conlleva la identificación de las rocas generadoras infrayacentes a las rocas yacimiento permeables, que poseen un volumen de almacenamiento suficiente (porosidad) para contener cantidades comerciales de hidrocarburos. Un sello retiene los hidrocarburos en la roca yacimiento permeable. Por el contrario, los carbones constituyen la roca generadora, la trampa y el medio de almacenamiento, por lo que debe adoptarse un enfoque diferente para evaluarlos como yacimientos de gas. Los carbones se caracterizan por su baja densidad, habitualmente de 1.25 g/cm3, comparada con la densidad de la matriz de la arenisca que es de 2.65 g/cm3. Además poseen un alto índice de hidrógeno debido a su matriz de hidrocarburos sólidos y al agua presente en las estructuras de las diaclasas y en los espacios porosos. Los carbones bituminosos pueden exhibir lecturas de registros de porosidad-neutrón de hasta 80% y en general superan el 65%. La mayor parte de las herramientas de adquisición de registros con cable son desarrolladas para la evaluación de yacimientos convencionales. Algunas herramientas de adquisición de registros están caracterizadas para la baja densidad y el alto índice de hidrógeno típico de los carbones, lo que dificulta la evaluación si se utilizan herramientas estándar. Por ejemplo, si bien las herramientas de densidad poseen menos precisión en las rocas de alta densidad porque las tasas de conteo son bajas en estos ambientes, se han concentrado más esfuerzos en la caracterización de la medición en formaciones de baja porosidad que en las rocas de alta porosidad. Además la medición del factor de absorción fotoeléctrica, Pe, obtenida con la herramienta Litho-Density, utilizada para la determinación de la litología, posee

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Fluidos de estimulación con aditivo CBMA

Drenaje de agua

Los fluidos de fracturamiento tradicionales pueden modificar la mojabilidad de la matriz del carbón, afectando negativamente la deshidratación. El aditivo CBMA fue diseñado específicamente para mejorar la deshidratación. Este aditivo no sólo mantiene la mojabilidad de la superficie del carbón, sino que además reduce la migración de finos (derecha). Los finos pueden reducir la producción de fluidos, taponar los pozos y dañar el equipamiento de producción.

Fluidos de estimulación sin aditivos

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5

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Tiempo, min

> Soluciones específicas. Los surfactantes utilizados en los fluidos de estimulación convencionales modifican las propiedades de los fluidos de formación y pueden degradar el proceso de deshidratación, lo cual es crítico para iniciar la producción de CBM. El aditivo CBMA, desarrollado por Schlumberger específicamente para los yacimientos CBM, contribuye en el proceso de deshidratación y ayuda a controlar la presencia de finos durante la producción. Las simulaciones de laboratorio demuestran la eficiencia del proceso de deshidratación de los sistemas de fluidos de fracturamiento que contienen el aditivo CBMA (verde) y los fluidos de fracturamiento habituales, sin el aditivo CBMA (rojo).

un límite inferior de 1.0 pero el valor de Pe para el tos CBM. Schlumberger introdujo recientemente la plataforma Multi Express para múltiples bajacarbón puede ser inferior a 0.2.17 Las mediciones del registro de porosidad- das en pozos de diámetro reducido; un conjunto neutrón tampoco están optimizadas para los de herramientas de adquisición de registros adepozos CBM. Muchos pozos CBM son perforados cuadas con fines específicos y caracterizadas con aire, utilizando una barrena rotativa de per- para la evaluación de carbones. La capacidad cusión. Las herramientas neutrónicas termales extendida de esta serie de herramientas incluye no funcionan en pozos llenos de aire. Aunque la caracterización de la respuesta de densidad en haya fluido en el pozo, la física de la medición en el carbón, una medición del factor Pe más repreambientes con una alta porosidad o un alto índice sentativa de los carbones y una medición del de hidrógeno da como resultado datos con mayor registro de porosidad-neutrón epitermal que sea OilfielddeReview variabilidad estadística. Las mediciones los válida en pozos llenos de aire. Spring 09 registros de porosidad-neutrón en los carbones, Las herramientas han sido corridas en diversas CBM Fig. 13 que habitualmente oscilan entre 65 y 80%, son cuencas ORSprng09-CBM Fig. 13 de EUA, incluyendo las cuencas Black menos precisas que las obtenidas en los yaci- Warrior, de los Apalaches y San Juan, y en las regiomientos convencionales. nes carboníferas del oeste de Canadá. Dado que La falta de una caracterización adecuada, la las mediciones son caracterizadas para ambientes precisión subóptima obtenida en los ambientes de no tradicionales, la precisión de los datos a ingrealta porosidad y los pozos perforados con aire no sar en los programas de evaluación de yacimientos suelen ser asuntos que preocupen demasiado a los CBM es mejor que la que ofrecen las herramientas petrofísicos; salvo a la hora de evaluar yacimien- convencionales. 17. El factor de absorción fotoeléctrica, Pe, es una propiedad de la matriz de roca. Resulta útil para la determinación de la mineralogía y como indicador de la calidad del carbón. 18. Arthur JD, Langhus BG y Vonfeldt C: “Current and Evolving Issues Pertaining to Produced Water and the Ongoing Development of Coal Bed Methane,” artículo

0814, presentado en el Simposio Internacional sobre Gas de Capas de Carbón y Lutitas, Tuscaloosa, Alabama, 21 al 22 de mayo de 2008. 19. Byrer CW, Litynski JT y Plasynski SI: “U.S. DOE Regional Carbon Sequestration Partnerships Effort,” artículo 0722, presentado en el Simposio Internacional sobre Gas de Capas de Carbón y Lutitas, Tuscaloosa, Alabama, 23 al 24 de mayo de 2007.

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La herramienta neutrónica, desarrollada para la plataforma Multi Express, permite obtener mediciones del registro de porosidad-neutrón termal o epitermal. Una medición epitermal provee datos en pozos llenos de aire pero no es válida en pozos llenos de agua. Con esta nueva herramienta, el pozo es registrado inicialmente en el modo porosidad-neutrón termal. El ingeniero puede volver a presentar los datos utilizando un interruptor controlado por un software para aplicar el algoritmo correcto cuando el pozo está lleno de aire en vez de agua. No se requieren pasadas múltiples porque el algoritmo no afecta la adquisición de datos. Otra característica de la plataforma Multi Express es una herramienta integrada de audiotemperatura. En las cuencas parcial o totalmente “deshidratadas,” el gas es liberado de inmediato de los filones de carbón en el momento en que penetra la barrena. Esto enfría el pozo frente al intervalo en producción. La herramienta termométrica identifica estas zonas, que pueden albergar el mejor potencial para la producción inmediata de gas. La sección acústica detecta el ruido que produce el gas a medida que es liberado del filón de carbón 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 energía alternativa limpia. No obstante, existe preocupación acerca del impacto ambiental del desarrollo del CBM. El manejo del agua producida es actualmente el aspecto más costoso del desarrollo del CBM en la Cuenca Powder River del noroeste de EUA.18 En la mayor parte de las cuencas, la producción de agua es un subproducto necesario de la producción de CBM. La calidad del agua producida, que oscila entre suficientemente limpia para ser bebida y con niveles inaceptables de sólidos disueltos para ser descargada en la superficie, depende en gran medida de la geología de la formación carbonífera. Además el agua producida posee bajo contenido de oxígeno disuelto de manera que, aún con un nivel bajo de sólidos disueltos, debe airearse antes de ser vertida en los ríos. El riego con agua producida puede ser riesgoso si no se maneja correctamente, porque los sólidos disueltos pueden dañar el suelo. El agua producida con alto contenido de sólidos debe ser inyectada en los acuíferos salinos más profundos, lejos de las fuentes de agua dulce potable.

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La presencia de perturbaciones en la superficie, tales como caminos, localizaciones de pozos, líneas de conducción e instalaciones de producción, impacta las regiones en las que se está desarrollando el CBM. Los pozos multilaterales, perforados desde un solo pozo principal, constituyen una alternativa que minimiza el impacto. Los efectos subterráneos de las prácticas habituales de terminación de pozos CBM también deben tenerse en cuenta. Para un yacimiento de gas convencional, un tratamiento de estimulación por fracturamiento que se vaya de la zona en general sólo impactará la calidad de la producción. Debido a la profundidad somera de muchas cuencas de CBM, existe la posibilidad de que un tratamiento de estimulación pase de la zona y afecte los acuíferos de agua dulce. Un conocimiento exhaustivo de las propiedades de las rocas puede ayudar a minimizar la posibilidad de que esto ocurra. No obstante, existen fluidos ambientalmente aceptables para los tratamientos de estimulación por fracturamiento de los pozos CBM someros. Con prácticas de gestión adecuadas se pueden minimizar los efectos ambientales de la producción de CBM y mejorar el aspecto verde de su desarrollo. Las tecnologías de perforación innovadoras reducen el daño a la superficie. La mayor comprensión de las propiedades de las rocas yacimiento mejora las prácticas de estimulación. Todas estas opciones, sumadas al manejo responsable del agua producida, reducirán el impacto del desarrollo del CBM sobre los ecosistemas existentes. El futuro del CBM Aproximadamente 70 países poseen regiones carboníferas y más de 40 de estos países han puesto en marcha algún tipo de actividad relacionada con el CBM. Unos 20 países, ya sea en el pasado o en la actualidad, han desarrollado programas de perforación activos. En este artículo se han cubierto diversas aplicaciones innovadoras que ayudan a mejorar los aspectos económicos 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 fluidos de fracturamiento de pozos CBM, los cementos especiales y los nuevos métodos de disparos. El monitoreo de los tratamientos de fracturamiento permite efectuar cambios operacionales en tiempo real para

optimizar la tasa y el suministro de los fluidos de fracturamiento. La técnica ThorFRAC, un servicio de estimulación extrema en condiciones de sobrebalance con tubería flexible, fue desarrollada específicamente para las operaciones relacionadas con el CBM. Esta técnica suministra nitrógeno con presiones y tasas altas y pérdidas por fricción bajas. El empleo de tubería flexible le agrega eficiencia operacional. Los cementos solubles en ácido ofrecen la opción de terminar un pozo, disolver el cemento a través de las zonas de interés y estimular el pozo sin las restricciones de flujo inducidas por el cemento. Se han desarrollado cargas de disparos adecuadas con fines específicos que exhiben un mejor desempeño en los filones de carbón que las cargas huecas (premoldeadas) diseñadas para los yacimientos convencionales. Estas tecnologías están siendo probadas actualmente o ya se están utilizando. En el futuro, la industria del CBM quizás adopte una dirección completamente nueva, convirtiéndose en un actor esencial de las operaciones de almacenamiento de carbono. Numerosos proyectos de recuperación mejorada de metano en capas de carbón (ECBM) han investigado filones de carbón inexplotables y campos de CBM agotados, como candidatos para el secuestro de CO2. Los materiales orgánicos que componen los carbones generalmente poseen mayor afinidad por el CO2 que por el metano. En un proceso similar al utilizado para la recuperación secundaria de petróleo, el CO2 se bombea en un filón de carbón y es adsorbido por el carbón mientras se desplaza y libera metano. Los proyectos ECBM ofrecen la oportunidad de remover los gases de efecto invernadero de la atmósfera e incrementar simultáneamente los suministros de gas natural. Los estudios pertinentes han pasado de la fase de recolección y análisis de datos a la implementación, y los resultados son alentadores.19 EUA mostró el camino en los primeros días del desarrollo del CBM. Australia, China y otros países se están poniendo a la par rápidamente. El CBM es un recurso global, en condiciones de convertirse en uno de los contribuidores principales de energía abundante y limpia. Las nuevas tecnologías y técnicas no han logrado todavía revertir el concepto del CBM como “recurso no convencional” pero han contribuido a que la producción de gas del carbón se haya convertido en una realidad global. —TS

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