4 Oilfield Review

Metano en capas de carbón: Energía limpia para el mundo

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.

Ahmed Al-JuboriSean JohnstonCalgary, Alberta, Canadá

Chuck BoyerStephen W. LambertPittsburgh, Pensilvania, EUA

Oscar A. Bustos Sugar Land, Texas, EUA

Jack C. PashinGeological Survey of AlabamaTuscaloosa, Alabama, EUA

Andy WrayDenver, 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.

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 car-bón (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 nece-sita suministros de energía limpia. Dado que la industria del petróleo y el gas de nuestros días reconoce el valor de este recurso no convencional,

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. OpenerORSprng09-CBM Fig. Opener

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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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 convencio-nal—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 introdu-cido 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.

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 prime-ros 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 económica-mente gas natural de filones de carbón. Y a medida que se exploran cuencas nuevas, este conoci-miento continúa evolucionando. Además, los datos obtenidos con herramientas desarrolladas expre-samente para pozos someros y yacimientos de baja densidad están mejorando las técnicas de mode-lado de yacimientos.

El modelado y la evaluación no son las únicas áreas de avance en el desarrollo del CBM. Si bien los 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 prác-tica común en los programas de perforación de pozos CBM. Se han desarrollado técnicas de termi-nación de pozos que producen menos daño a los mecanismos de producción de los filones de carbón, tales como los daños ocasionados durante las opera-ciones 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 conven-cionales. Los operadores de numerosas regiones carboníferas están observando los resultados de estos avances, y este artículo presenta algunas apli-caciones ilustrativas de Australia, Canadá y EUA.

El panorama globalEl mayor volumen de reservas probadas recupera-bles 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 car-bón explotable remanente, el Reino Unido sigue ocupando el sexto lugar en el mundo en términos de reservas estimadas de CBM (arriba). No obs-tante, 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.

> 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.)

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 1ORSprng09-CBM Fig. 1

Actividades relacionadas con el CBM, pasadas o actuales

Alaska1,037 Tpc

Canadá699 Tpc

EUA menos Alaska711 Tpc

Reino Unido102 Tpc Ucrania

42 Tpc

Rusia1,730 Tpc

Kazakhstan23 Tpc

India71 Tpc

Australia1,037 Tpc

China1,307 Tpc

6 Oilfield Review

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 2ORSprng09-CBM Fig. 2

Metano derivadotermalmente

Metano biogénico,nitrógeno y

dióxido de carbono

Incr

emen

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e la

gen

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ión

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as

Incremento del rango del carbón

Lignito Sub-bituminoso Bituminoso Antracita Grafito

1,000

Cont

enid

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gas

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iza)

1,200

800

600

400

200

00 200 400 600 800 1,000

Presión, lpca

AntracitaBituminoso medio volátilBituminoso alto volátil ABituminoso alto volátil B

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 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. La mayoría de los 48 estados del sur han sido explo-rados en busca de potencial de CBM pero los recursos de Alaska, estimados en más de 30 tri-llones de m3 [1,000 Tpc], no fueron investigados exhaustivamente.7

Australia ocupa el segundo lugar después de EUA en cuanto a producción de CBM. Su produc-ción 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 depó-sitos profundos de carbón, a los que no se puede acceder mediante operaciones mineras conven-cionales, 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 obs-tante, 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 concen-trados 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 produc-ción de CBM en cualquier cuenca. Éstos abarcan aspectos de índole económica, geológica, logística y operacional. Una de las consideraciones princi-pales es el tratamiento del agua producida.

Desorción, carbonización y deshidrataciónLos yacimientos CBM se diferencian de los yaci-mientos convencionales en numerosos aspectos; sin embargo, las diferencias fundamentales radican en la producción de agua y el mecanismo de almacena-miento de gas. En la mayoría de los yacimientos de petróleo y gas, la capacidad de almacenamiento de hidrocarburos se relaciona con la porosidad por-que el gas es retenido y almacenado en los sistemas de poros de la matriz. Si bien los carbones poseen una porosidad intrínseca moderada, pueden alma-cenar hasta seis veces más gas que un volumen equivalente de arenisca a una presión similar. La capacidad de almacenamiento de gas está deter-minada principalmente por el rango de un carbón. Los carbones de rango más alto—carbones bitu-minosos 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 capa-cidad de almacenamiento de gas.

El metano es generado en los carbones de bajo rango como consecuencia de la actividad micro-biana y en los carbones de rango más alto durante la maduración térmica de sus compuestos orgáni-cos. 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

> 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 fluidos aporta nuevos microorganismos para que se alimenten del carbón.

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carbón está relacionada con la presión y el conte-nido 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 depo-sitación. La contracción tiene lugar durante la carbonización; el proceso de transformación de la turba rica en materia orgánica en carbón a tra-vés 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-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 análisis de núcleos con-vencionales o mediante la interpretación de imágenes de la pared del pozo, tales como las imá-genes generadas con el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI.

La separación espacial y las geometrías de las diaclasas son significativas porque este sistema de fracturas naturales es el principal mecanismo de permeabilidad. El fracturamiento posterior a la depositación, causado por los esfuerzos tectónicos,

puede mejorar la permeabilidad volumétrica, o con-trariamente, la actividad tectónica excesiva puede conducir a una reducción de la permeabilidad.

La producción de CBM normalmente implica la eliminación del agua de la formación para reducir la presión del yacimiento. La reducción de la presión permite la formación de gas libre, lo que eleva la permeabilidad del carbón al gas y facilita la migración del gas hacia el pozo.12 La menor presión libera el metano adsorbido en la superficie del carbón, que luego fluye hacia el pozo a través del sistema de fracturas.

El agua producida debe ser eliminada me-diante su inyección en una zona más profunda o a través de su descarga en la superficie después del tratamiento. El gas proveniente del filón de carbón 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).

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 3ORSprng09-CBM Fig. 3

Desorción a partir de lassuperficies internas del carbón

Matriz del carbón

Diaclasa frontal

Diaclasa interpuesta

Flujo de fluido hacía lared de fracturas naturales

Difusión a través de lamatriz y los microporos

> 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.

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.

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.

8 Oilfield Review

través del espacio anular existente entre la tube-ría de producción y la tubería de revestimiento (arriba).

Los pozos CBM se caracterizan en general por las bajas tasas de producción. Con el objetivo de aumentar al máximo el área de drenaje, muchos pozos CBM se estimulan mediante tratamientos de fracturamiento hidráulico para conectar las diacla-sas y las fracturas naturales con el pozo. Algunas cuencas de CBM poseen una alta permeabilidad natural, de más de 100 mD, y no requieren trata-mientos de estimulación.

Existen excepciones con respecto al modelo de deshidratación. Algunos pozos producen gas de inmediato, sin el prolongado proceso de des-hidratación. Los campos maduros pueden ser “deshidratados” en forma parcial o incluso total como resultado de las operaciones de producción previas. Esto es similar al caso de los pozos termi-nados en filones de carbón donde el agua ha sido removida durante las operaciones mineras.

A menudo se perforan pozos horizontales en filones de carbón antes de las operaciones mineras para reducir el nivel de metano. En un enfoque similar, la perforación de pozos horizontales genera conductos altamente efectivos para la pro-ducción de CBM. Algunas áreas, tales como la Cuenca San Juan en EUA, pueden producir gas sin tratamientos de estimulación en volúmenes y con tasas comparables a la producción de yacimientos de areniscas convencionales. En otras cuencas productoras de carbón, se están construyendo pozos multilaterales en filones de carbón para maximizar la producción. Un ejemplo extremo de construcciones de pozos multilaterales lo consti-tuye el Sistema de Perforación y Terminación de Pozos Horizontales Z-Pinnate desarrollado por CDX Gas LLC (próxima página, arriba).

Los métodos de desarrollo dependen de las características del carbón y de la geología del yacimiento. Para determinar la mejor manera de

perforar y explotar un yacimiento CBM, los ope-radores recurren a menudo a las técnicas de modelado de capas de carbón.

Modelado del yacimientoExisten estándares establecidos para la evalua-ción 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 car-bón. Los datos empíricos se obtienen de muestras convencionales de núcleos y rocas. Después de la calibración con los datos de núcleos, las medicio-nes obtenidas con herramientas tales como la herramienta de espectroscopía ECS y la herra-mienta 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 filo-nes 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 varia-bles, es difícil efectuar cálculos precisos de los volúmenes de reservas mediante la extrapolación de las condiciones de yacimiento utilizando pun-tos de referencia ampliamente espaciados. Pero con una suficiente cantidad de datos, estos pro-gramas pueden ayudar a computar el potencial de producción y emitir recomendaciones de optimi-zación 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 com-pañía 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.

> 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.

Filón de carbón

Filón de carbón

Filón de carbón

Gas a la línea de conducción

Agua para eliminación en lasuperficie o mediante reinyección

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 4ORSprng09-CBM Fig. 4

Volumen 21, no. 2 9

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 con-tinuidad relativa (espesor y alcance) y de la heterogeneidad (variabilidad de la capacidad de almacenamiento, la porosidad y la permeabili-dad) 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 pro-gramas de modelado permiten estimar el gas en sitio sobre la base del volumen de carbón y la capacidad de almacenamiento derivados del aná-lisis de núcleos efectuados en laboratorio o de datos derivados de los registros. Una vez hecho esto, es posible determinar el potencial de pro-ducción 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 esti-mar el espesor y las profundidades del carbón sobre la base de datos provenientes de los pozos productores y de los agujeros de donde se extraje-ron los núcleos.

Los ingenieros transfirieron el modelo Petrel al simulador de yacimientos ECLIPSE. La histo-ria 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 refleja-ron 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 pre-sión 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 calcu-ladas 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 utili-zando 12,000 de esos flujos.

> 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.)

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 5ORSprng09-CBM Fig. 5

Filonesde carbónpequeños

Filonesde carbónpequeños

Capa decarbón

Ubicaciónde la perforación

>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.

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 6ORSprng09-CBM Fig. 6

Filón de carbón 1Filón de carbón 2Filón de carbón 3Filón de carbón 4Filón de carbón 5Filón de carbón 6

Manto superficialZonas

10 Oilfield Review

Luego, los ingenieros de DCS encararon el tema del número de pozos necesarios para el pro-yecto. Se diseñó un modelo de desarrollo de campos petroleros con un programa de operacio-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 suminis-trar el gas para la planta de GNL (arriba).

Históricamente, los pozos CBM producen un volumen considerable de agua durante la produc-ción inicial; sin embargo, ese volumen se reduce gradualmente a medida que decrece la satura-ción 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

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 refi-narse a medida que se perforan pozos y se obtienen datos de producción. Si la producción varía poste-riormente debido a los cambios producidos en las condiciones de yacimiento, el programa de perfo-ración y terminación de pozos puede ser ajustado para satisfacer los objetivos.

Perforación en el filónLos proyectos CBM generalmente adoptan procedi-mientos 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, utili-zando 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 hori-zontales 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 perforado-res 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 obje-tivo 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 rela-tiva 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 resistivi-dad profunda, tales como el servicio PeriScope que mapea los límites entre capas, permiten supe-rar 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 herra-mienta 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 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 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.

> 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).

Producción, excluyendo los pozos existentes

Producción, incluyendo los pozos existentes

Objetivo de producción

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 perforación

Pozos

Cont

eo d

e eq

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fora

ción

Núm

ero

acum

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s

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Año

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 7ORSprng09-CBM Fig. 7

Volumen 21, no. 2 11

Permanecer en la zona es crucial para el éxito de los pozos CBM, incluso más 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 filones de carbón tales como los carbones Manville, es posible que se pasen por alto los mejores intervalos. Los procedimientos de geona-vegación 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 perfora-ción 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 geonave-gar a través de las secciones Mikwan B y Mikwan A,

utilizando el sistema PowerDrive. Estos planes iniciales de perforación de pozos se basaban en la hipótesis de que los dos filones eran relativa-mente planos y uniformes. El modelado previo a las operaciones indicó que existía suficiente con-traste de resistividad entre los filones de carbón y las capas de lutita límites. Esto permitiría utili-zar los datos direccionales de resistividad para la toma de decisiones de geonavegación.

El soporte de interpretación para las opera-ciones de campo fue provisto por un centro de operaciones de perforación interactivas OSC de Schlumberger, situado en la oficina de EnCana en Calgary (véase “Soporte técnico remoto a la loca-lización del pozo,” página 54). Desde el comienzo, 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 uni-formes 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 pre-sencia 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 perfo-ración hasta que los datos PeriScope indicaron que la barrena se encontraba cerca de la base del filón. Se utilizó el sistema PowerDrive para direc-cionar 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 inge-nieros 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.

Lutita

A

BC

DProf

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, 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

Mikwan A

Mikwan BTrayectoria planificada para el pozo Trayecto real del pozo

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 8ORSprng09-CBM Fig. 8

> 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 conti-nuación, 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.

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.

12 Oilfield Review

Operaciones de cementación en carbonesEl sistema de diaclasas de un carbón requiere consideraciones especiales a la hora de planificar las operaciones de cementación (arriba). En pro-fundidades 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 densi-dad de la lechada no garantiza la efectividad de una operación de cementación. El cemento debe

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 extendedo-res 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 produc-tivas produce daños y deja sin protección los filones de carbón más someros. Cuando no se establecen los retornos del cemento a la superfi-cie, debido a las pérdidas que se producen en los filones de carbón, es probable que queden expues-tas areniscas de agua dulce.

Las lechadas de cementación han sido dise-ñadas 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 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 com-pensar 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 alter-nativa 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 circu-lación (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 compre-sión del cemento ni incrementa el tiempo de espesamiento.

Una aplicación reciente de los sistemas LiteCRETE y CemNET, en un proyecto CBM, con-tribuyó significativamente al mejoramiento de la tasa de éxito de las operaciones.15 El índice de éxito, definido como topes de cemento bombea-dos 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

> 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.

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 11ORSprng09-CBM Fig. 11

Flujo de cemento a través de las diaclasas en carbón Barrera CemNET

> 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.

Volumen 21, no. 2 13

> 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.

Tasa

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med

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s, M

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100

80

60

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0

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70

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Meses en producción0 10 20 30 40

Pozos tratados con fluido CoalFRAC

Pozos vecinos tratados con otros fluidos

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 12ORSprng09-CBM Fig. 12

el gel no se rompe, taponando irreversiblemente las diaclasas. Los sistemas de agua oleosa requie-ren tasas de bombeo muy altas porque el fluido posee capacidades deficientes de transporte de apuntalantes. Los sistemas energizados dan bue-nos 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 sis-temas energizados. Por ejemplo, los surfactantes utilizados con estos sistemas pueden incidir nega-tivamente 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 po-límeros; una modificación de los fluidos de estimulación ClearFRAC. Una de las ventajas clave de los fluidos CoalFRAC con respecto a otros flui-dos 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 yacimien-tos de agua dulce.

Los fluidos CoalFRAC se utilizan con más fre-cuencia con los sistemas de espuma nitrificada. La minimización de los fluidos en fase líquida utiliza-dos 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 efec-tivo 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 energi-zación del yacimiento, el nitrógeno acelera la limpieza de los fluidos de fracturamiento y con-tribuye 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.

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 cos-tos. El éxito de las operaciones de cementación y aislamiento zonal contribuyó al mejoramiento de los índices de éxito de los tratamientos de esti-mulación, pasando del 20% con el cemento convencional al 70% con los sistemas LiteCRETE y CemNET.

Tratamientos de estimulación por fracturamiento para los yacimientos CBMLos tratamientos de estimulación por fractura-miento son ampliamente utilizados para acceder a las reservas de CBM. La conexión de la red de fracturas naturales con el pozo proporciona un conducto a través del cual se produce agua y gas. Los tratamientos apuntalados de fracturamiento hidráulico de las capas de carbón han resultado exitosos en lo que respecta a la estimulación de la producción, pero los pozos en general demos-traron un desempeño inferior al de los pozos que producen de yacimientos de arenisca estimula-dos por fracturamiento.16

El carbón posee características físicas que son diferentes a las de las rocas convencionales. Su relación de Poisson más alta se traduce en

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 dia-clasas 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 hin-chamiento y daños a los carbones.

El alto grado de heterogeneidad de los carbo-nes que se hallan en una cuenca puede producir resultados inconsistentes. La variabilidad del carbón entre una cuenca y otra también afecta los resultados finales de los tratamientos de esti-mulación. El método de prueba y error no suele ser económicamente efectivo para la optimización de un programa de estimulación; sin embargo, a veces constituye la única alternativa.

Para el desarrollo de los proyectos CBM, los tratamientos de estimulación por fracturamiento se dividen en tres categorías principales: sistemas de gel a base de polímeros, sistemas de agua oleosa y sistemas espumados o energizados (nitró-geno o dióxido de carbono). Los sistemas de gel reticulado pueden producir daños de formación si

14 Oilfield Review

Los fluidos de fracturamiento tradicionales pueden modificar la mojabilidad de la matriz del carbón, afectando negativamente la deshidrata-ción. 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 pro-ducción de fluidos, taponar los pozos y dañar el equipamiento de producción.

Nuevo para la evaluación de formacionesLa 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 yaci-miento permeables, que poseen un volumen de almacenamiento suficiente (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. 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 carbo-nes 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 adqui-sición de registros con cable son desarrolladas para la evaluación de yacimientos convenciona-les. Algunas herramientas de adquisición de registros están caracterizadas para la baja densi-dad y el alto índice de hidrógeno típico de los carbones, lo que dificulta la evaluación si se utili-zan herramientas estándar. Por ejemplo, si bien las herramientas de densidad poseen menos preci-sión 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, utili-zada para la determinación de la litología, posee

un límite inferior de 1.0 pero el valor de Pe para el carbón puede ser inferior a 0.2.17

Las mediciones del registro de porosidad-neutrón tampoco están optimizadas para los pozos CBM. Muchos pozos CBM son perforados con aire, utilizando una barrena rotativa de per-cusión. Las herramientas neutrónicas termales no funcionan en pozos llenos de aire. Aunque haya fluido en el pozo, la física de la medición en ambientes con una alta porosidad o un alto índice de hidrógeno da como resultado datos con mayor variabilidad estadística. Las mediciones de los registros de porosidad-neutrón 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 caracterización adecuada, la precisión subóptima obtenida en los ambientes de alta porosidad y los pozos perforados con aire no suelen ser asuntos que preocupen demasiado a los petrofísicos; salvo a la hora de evaluar yacimien-

tos CBM. Schlumberger introdujo recientemente la plataforma Multi Express para múltiples baja-das en pozos de diámetro reducido; un conjunto de herramientas de adquisición de registros ade-cuadas con fines específicos y caracterizadas para la evaluación de carbones. La capacidad extendida de esta serie de herramientas incluye la caracterización de la respuesta de densidad en el carbón, una medición del factor Pe más repre-sentativa de los carbones y una medición del registro de porosidad-neutrón epitermal que sea válida 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 carboníferas del oeste de Canadá. Dado que las mediciones son caracterizadas para ambientes no tradicionales, la precisión de los datos a ingre-sar en los programas de evaluación de yacimientos CBM es mejor que la que ofrecen las herramientas 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.

> 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).

5

Dren

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Tiempo, min0 10 20 30 40

Fluidos de estimulacióncon aditivo CBMA

Fluidos de estimulaciónsin aditivos

15 25 35 45 50

Oilfield ReviewSpring 09CBM Fig. 13ORSprng09-CBM Fig. 13

Volumen 21, no. 2 15

La herramienta neutrónica, desarrollada para la plataforma Multi Express, permite obtener mediciones del registro de porosidad-neutrón ter-mal 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 poro-sidad-neutrón termal. El ingeniero puede volver a presentar los datos utilizando un interruptor con-trolado 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 audio-temperatura. 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 termo-métrica 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 libe-rado del filón de carbón e ingresa en el pozo.

Encarando los aspectos ambientalesEn 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 pue-den dañar el suelo. El agua producida con alto contenido de sólidos debe ser inyectada en los acuíferos salinos más profundos, lejos de las fuen-tes de agua dulce potable.

La presencia de perturbaciones en la superfi-cie, tales como caminos, localizaciones de pozos, líneas de conducción e instalaciones de produc-ción, impacta las regiones en las que se está desarrollando el CBM. Los pozos multilaterales, perforados desde un solo pozo principal, consti-tuyen una alternativa que minimiza el impacto.

Los efectos subterráneos de las prácticas habituales de terminación de pozos CBM tam-bién deben tenerse en cuenta. Para un yacimiento de gas convencional, un tratamiento de estimula-ción por fracturamiento que se vaya de la zona en general sólo impactará la calidad de la produc-ción. 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 conoci-miento 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 tratamien-tos 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 redu-cen 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 CBMAproximadamente 70 países poseen regiones car-boníferas 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 perfo-ración 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 fractu-ramiento de pozos CBM, los cementos especiales y los nuevos métodos 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 fluidos de fracturamiento. La técnica ThorFRAC, un servicio de estimulación extrema en condiciones de sobre-balance con tubería flexible, fue desarrollada específicamente para las operaciones relaciona-das con el CBM. Esta técnica suministra nitrógeno con presiones y tasas altas y pérdidas por fricción bajas. El empleo de tubería flexible le agrega efi-ciencia operacional. Los cementos solubles en ácido ofrecen la opción de terminar un pozo, disolver el cemento a través de las zonas de inte-rés y estimular el pozo sin las restricciones de flujo inducidas por el cemento. Se han desarro-llado cargas de disparos adecuadas con fines específicos que exhiben un mejor desempeño en los filones de carbón que las cargas huecas (pre-moldeadas) 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, con-virtiéndose en un actor esencial de las operaciones de almacenamiento de carbono. Numerosos pro-yectos de recuperación mejorada de metano en capas de carbón (ECBM) han investigado filones de carbón inexplotables y campos de CBM agota-dos, 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 utili-zado para la recuperación secundaria de petróleo, el CO2 se bombea en un filón de carbón y es adsor-bido por el carbón mientras se desplaza y libera metano. Los proyectos ECBM ofrecen la oportuni-dad de remover los gases de efecto invernadero de la atmósfera e incrementar simultáneamente los suministros de gas natural. Los estudios pertinen-tes 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 con-vertirse en uno de los contribuidores principales de energía abundante y limpia. Las nuevas tecno-logías y técnicas no han logrado todavía revertir el concepto del CBM como “recurso no conven-cional” pero han contribuido a que la producción de gas del carbón se haya convertido en una rea-lidad global. —TS