METANO EN CARBON, CBM, COAL BED METHANE OILFIELD REVIEW schlumberger

7/28/2019 METANO EN CARBON, CBM, COAL BED METHANE OILFIELD REVIEW schlumberger

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4 Oileld Review

Metano en capas de carbn:Energa limpia para el mundo

El metano de capas de carbn puede hallarse en casi todos los lugares en donde

existe carbn. Considerado un estorbo peligroso en la industria minera, posee potencial

como suministro de energa limpia y abundante que ayudar a reemplazar otras

reservas de hidrocarburos en declinacin. Los desarrollos registrados recientemente

en las tecnologas y las metodologas estn desempeando un rol importante para

el aprovechamiento de este recurso no convencional. Algunas de estas tecnologas

son adaptaciones de las utilizadas en las operaciones convencionales de petrleo y

gas, pero otras son aplicaciones nuevas diseadas especfcamente para abordar las

propiedades nicas del carbn.

Ahmed Al-JuboriSean Johnston

Calgary, Alberta, Canad

Chuck Boyer

Stephen W. Lambert

Pittsburgh, Pensilvania, EUA

Oscar A. Bustos

Sugar Land, Texas, EUA

Jack C. Pashin

Geological Survey of Alabama

Tuscaloosa, Alabama, EUA

Andy Wray

Denver, Colorado, EUA

Traduccin del artculo publicado en ingls en Oileld ReviewVerano de 2009: 21, no. 2. Copyright 2009 Schlumberger.

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Drazenko Boskovic, Calgary; Peter Clark, LaUniversidad de Alabama, Tuscaloosa; Rick Lewis, OklahomaCity, Oklahoma, EUA; y a Kevin England, Doug Pipchuk,Prachur Sah, Steven Segal y Felix Soepyan, Sugar Land.

CBMA, CemNET, ClearFRAC, CoalFRAC, ECLIPSE, ECS, FMI,LiteCRETE, Litho-Density, Multi Express, OSC, PeriScope,Petrel, PowerDrive y ThorFRAC son marcas de Schlumberger.

Z-Pinnate es una marca de CDX Gas LLC.

Cuando los seres humanos descubrieron rocas

que podan proporcionar calor y alimentar el

fuego para cocinar, el carbn era considerado

quizs un regalo de los dioses. Es probable que la

extraccin del metano contenido en capas de car-

bn (CBM), de lones de carbn subterrneos,

no tenga la misma trascendencia para el hombre

moderno, pero esta fuente de gas natural parece

ciertamente un regalo para un mundo que nece-

sita suministros de energa limpia. Dado que la

industria del petrleo y el gas de nuestros das

reconoce el valor de este recurso no convencional,

1. Coal Bed Methane, http://www.australianminesatlas.gov.

au/aimr/commodity/coal_bed_methane.jsp (Se accediel 22 de febrero de 2009).

2. Panorama Global de Oportunidades CMM, Programade Extensin sobre el Metano Contenido en Capas deCarbn, Agencia de Proteccin Ambiental de EUA,septiembre de 2008, http://www.methanetomarkets.org/resources/coalmines/docs/overviewfull.pdf (Se accediel 1 de marzo de 2009).

3. Reservas comprobadas y produccin del metanocontenido en capas de carbn, Administracin deInformacin Energtica del Departamento de Energa deEUA, http://tonto.eia.doe.gov/dnav/ng/ng_enr_cbm_a_EPG0_r52_Bcf_a.htm (Se accedi el 1 de marzo de 2009).

4. Para obtener ms informacin sobre el metano contenidoen capas de carbn, consulte: Ayoub J, Colson L, HinkelJ, Johnston D y Levine J: Learning to Produce CoalbedMethane, Oileld Review3, no. 1 (Enero de 1991): 2740.

Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A, Boyer C,

Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G, Colson L,Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B y Schoderbek D:Produccin de gas natural a partir del carbn, OileldReview15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 833.

5. BP Statistical Review of World Energy, junio de 2008,http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2008/STAGING/local_assets/downloads/pdf/statistical_review_of_world_energy_full_review_2008.pdf (Se accedi el 13 de febrero de 2009).


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Volumen 21, no. 2 5

la exploracin y el desarrollo del CBM, alguna vez

asociados exclusivamente con Amrica del Norte,

ahora se han implementado a escala global.

En los ltimos aos, los proyectos asociados

con el CBM prolieraron rpidamente. Australia no

registr produccin de CBM en 1995; sin embargo,

en 2008 se extrajeron 4,000 MMm3 [141,000 MMpc]

de sus extensivas reservas de carbn subterrneo.1

China exhibi un volumen de produccin de CBM

de ms de 1.4 MM m3 [49,000 MMpc] en el ao

2006.2 Estas ciras son pequeas si se comparan con

la produccin de EUA en el ao 2007; 61,000 MMm3

[2.15 Tpc]; es decir, ms del 10% del suministro

interno de gas natural de EUA.3 No obstante, toda

esta produccin es signicativa porque proviene

de un recurso energtico poco utilizado antes de

1985. La aceptacin de este recursono convencio-

nalcomo suministro alternativo de gas natural, se

maniesta en el nivel de las inversiones de capital

que se estn eectuando a escala mundial.

Impulsada en gran medida por incentivos de

ndole scal, la industria del gas natural de EUAcomenz a desarrollar los recursos CBM en la

dcada de 1980.4 Desde entonces, se han introdu-

cido mejoras en las tecnologas y las metodologas

de evaluacin, peroracin y produccin de CBM

que, en su mayora, constituyen adaptaciones de

las tecnologas y metodologas ya utilizadas para

los yacimientos tradicionales de petrleo y gas.

Otros desarrollos tuvieron lugar en respuesta a las

caractersticas prospectivas nicas del carbn.

La evaluacin del potencial de produccin de

CBM se basa undamentalmente en el anlisis de

laboratorio de ncleos y la caracterizacin de

yacimientos. La evaluacin a nivel de campo ha

evolucionado considerablemente desde los prime-

ros das del desarrollo del CBM, en que los modelos

eran adaptaciones de tcnicas de la industria

minera. Hoy en da, se conocen ms proundamente

los actores requeridos para producir econmica-

mente gas natural de lones de carbn. Y a medida

que se exploran cuencas nuevas, este conoci-

miento contina evolucionando. Adems, los datos

obtenidos con herramientas desarrolladas expre-

samente para pozos someros y yacimientos de baja

densidad estn mejorando las tcnicas de mode-

lado de yacimientos.

El modelado y la evaluacin no son las nicas

reas de avance en el desarrollo del CBM. Si bien los

pozos laterales complejos con tramos horizontales

mltiples eran desconocidos hace algunas dcadas,

incluso en relacin con los pozos convencionales de

petrleo y gas, ahora se estn convirtiendo en prc-tica comn en los programas de peroracin de

pozos CBM. Se han desarrollado tcnicas de termi-

nacin de pozos que producen menos dao a los

mecanismos de produccin de los lones de carbn,

tales como los daos ocasionados durante las opera-

ciones de cementacin. Los fuidos de estimulacin

de pozos han sido diseados especcamente para

mejorar la produccin de CBM.

Este artculo incluye un breve panorama de

estado actual de la produccin de CBM y describe

los desarrollos logrados recientemente en la

operaciones de peroracin, terminacin, evaluacin

y produccin de estos yacimientos no conven

cionales. Los operadores de numerosas regiones

carboneras estn observando los resultados de

estos avances, y este artculo presenta algunas apli

caciones ilustrativas de Australia, Canad y EUA

El panorama global

El mayor volumen de reservas probadas recupera

bles de carbn, segn los ltimos datos publicados

se encuentra en EUA (28.6%), seguido por Rusia

(18.5%), China (13.5%), Australia (9.0%) e India

(6.7%).5 Si bien los depsitos someros de carbn

de muchas reas, tales como las reas situada

en el Reino Unido y en algunas otras naciones

europeas, han sido extensivamente explotados

los lones proundos de carbn que trascienden

el alcance de las operaciones mineras presentan

oportunidades de desarrollo. An con poco carbn explotable remanente, el Reino Unido sigue

ocupando el sexto lugar en el mundo en trminos

de reservas estimadas de CBM (arriba). No obs

tante, las naciones con los depsitos de carbn

ms grandes estn recibiendo la mayor parte de

las inversiones de capital que, en el ao 2008, se

estim en US$ 12,000 millones para la industria.

>Reservas de CBM y actividad asociada. Las principales reservas de CBM (azul oscuro) se encuentran en Rusia, EUA

(Alaska solamente posee un volumen estimado de 1,037 Tpc), China, Australia, Canad, el Reino Unido, India, Ucrania yKazakhstan. De los 69 pases que alojan la mayor parte de las reservas de carbn, el 61% ha registrado alguna forma deactividad relacionada con el CBM; investigacin, pruebas o produccin. (Departamento de Energa de EUA, referencia 3,y BP Statistical Review, referencia 5.)

Actividades relacionadas conel CBM, pasadas o actuales

Alaska1,037 Tpc

Canad699 Tpc

EUA menos Alaska711 Tpc

Reino Unido102 Tpc

Ucrania42 Tpc

Rusia1,730 Tpc

Kazakhstan

23 Tpc

India71 Tpc

Australia1,037 Tpc

China1,307 Tpc


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6 Oileld Review

Metano derivadotermalmente

Metano biognico,nitrgeno y

dixido de carbono

Incrementodela

generacindegas

Incremento del rango del carbn

Lignito Sub-bituminoso Bituminoso Antracita Grafito

1,000

C

ontenidodegasadsorbido,

pc/ton

(seco,

libredeceniza)

1,200

800

600

400

200

00 200 400 600 800 1,000

Presin, lpca

Antracita

Bituminoso medio voltil

Bituminoso alto voltil A

Bituminoso alto voltil B

El gobierno de China, reconociendo el valor deeste recurso, seal al desarrollo del CBM comouno de los 16 grandes proyectos de su actual Plande Cinco Aos. Las metas de produccin ascien-den a 10,000 MMm3 [353,000 MMpc] para 2010,30,000 MMm3 [1.059 Tpc] para 2015, y 50,000 MMm3[1.765 Tpc] para 2020.6

EUA posee una industria CBM madura basada

en las 10 cuencas productoras principales. Lamayora de los 48 estados del sur han sido explo-rados en busca de potencial de CBM pero losrecursos de Alaska, estimados en ms de 30 tri-llones de m3 [1,000 Tpc], no fueron investigadosexhaustivamente.7

Australia ocupa el segundo lugar despus deEUA en cuanto a produccin de CBM. Su produc-cin comercial comenz a mediados de la dcadade 1990, en pequea escala, pero para el ao2008, se produjeron 4,000 MM m3 de CBM, lo queimplic un incremento del 39% con respecto alao anterior.8

La India posee volmenes sustanciales de

reservas de carbn, que en su mayor parte sonadecuados para el desarrollo del CBM. Los dep-sitos profundos de carbn, a los que no se puedeacceder mediante operaciones mineras conven-cionales, tambin ofrecen oportunidades para eldesarrollo del CBM. En 1997, el gobierno de la

India formul una poltica CBM y asign numerososbloques de exploracin. La produccin comercialde CBM comenz en el ao 2007.9

El gigante dormido en el tema del CBM es Rusia:dependiendo de la fuente, el volumen estimado delrecurso oscila entre 17 y 80 trillones de m3 [600 y2,825 Tpc]. Hasta comienzos de 2009, slo sehaban perforado algunos pozos para evaluar elpotencial para la produccin comercial. No obs-

tante, esta situacin probablemente cambie comoresultado de las fuerzas polticas y de mercado. Elgas natural producido en la mitad occidental delpas se vende a Europa. Los recursos CBM concen-trados en la porcin central de Siberia podran seraprovechados para la industria pesada del sectorcentral de Rusia, liberando ms gas para su ventaa Occidente.

Existen ciertos desafos inherentes a la produc-cin de CBM en cualquier cuenca. stos abarcanaspectos de ndole econmica, geolgica, logstica

y operacional. Una de las consideraciones princi-pales es el tratamiento del agua producida.

Desorcin, carbonizacin y deshidratacin

Los yacimientos CBM se diferencian de los yaci-mientos convencionales en numerosos aspectos; sinembargo, las diferencias fundamentales radican enla produccin de agua y el mecanismo de almacena-miento de gas. En la mayora de los yacimientos depetrleo y gas, la capacidad de almacenamiento dehidrocarburos se relaciona con la porosidad por-que el gas es retenido y almacenado en los sistemasde poros de la matriz. Si bien los carbones poseenuna porosidad intrnseca moderada, pueden alma-cenar hasta seis veces ms gas que un volumenequivalente de arenisca a una presin similar. Lacapacidad de almacenamiento de gas est deter-minada principalmente por el rango de un carbn.Los carbones de rango ms altocarbones bitu-minosos y antracitaposeen el mayor potencialpara el almacenamiento de metano (izquierda).10No obstante, para la ejecucin de operacionescomerciales exitosas no se requiere una gran capa-cidad de almacenamiento de gas.

El metano es generado en los carbones de bajorango como consecuencia de la actividad micro-biana y en los carbones de rango ms alto durante

la maduracin trmica de sus compuestos orgni-cos. Una vez generado, el metano es adsorbido oligado por la accin de las fuerzas de atraccinintermoleculares dbilesfuerzas de van der

Waalsa los materiales orgnicos que conformanel carbn. La capacidad de almacenamiento del

>Capacidad de almacenamiento, rango del carbn y generacin de metano.La capacidad de almacenamiento de gas es una funcin del rango delcarbn y la presin, y a medida que el carbn madura, la capacidad deabsorcin y adsorcin (sorptive capacity) se incrementa (arriba). De losrangos del carbn, la antracita (verde) posee la mayor capacidad dealmacenamiento, seguida de diversos grados de carbones bituminosos(rojo, naranja y amarillo). El metano es generado del carbn por la actividadmicrobiana (biognesis) y por el calor (abajo). El metano es adsorbido en lasupercie de los materiales orgnicos que forman el carbn. Los procesos

biogenticos cesan cuando estos materiales se transforman en carbnde rango ms alto y son expuestos a mayor temperatura. Los procesosbiogenticos pueden reiterarse si el movimiento de los uidos aporta nuevosmicroorganismos para que se alimenten del carbn.


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Volumen 21, no. 2 7

carbn est relacionada con la presin y el conte-

nido de gas adsorbido, descrito comnmente por la

isoterma de adsorcin de Langmuir medida a partir

de muestras de carbn trituradas.11 Los volmenes

grandes de gas almacenado existen porque la

supercie interna de la microporosidad donde el

gas es adsorbido es muy grande (arriba).

Tambin se observan volmenes pequeos de

metano en los espacios intersticiales creados

cuando el carbn se contrae despus de la depo-

sitacin. La contraccin tiene lugar durante la

carbonizacin; el proceso de transformacin de

la turba rica en materia orgnica en carbn a tra-

vs de procesos biolgicos y de la aplicacin de

calor y presin. Durante la carbonizacin, el agua

es eliminada, el volumen de la matriz se reduce

y se forman fracturas ortogonales o diaclasas. Las

diaclasas primarias (diaclasas frontales) en gene-

ral son perpendiculares a las diaclasas secundarias

(diaclasas interpuestas). Las diaclasas frontales a

menudo son continuas y proveen conectividad,

mientras que las diaclasas interpuestas son no

continuas y a menudo terminan en las diaclasas

frontales. El alcance de la red de diaclasas puede

ser estimado mediante el anlisis de ncleos con-

vencionales o mediante la interpretacin de

imgenes de la pared del pozo, tales como las im-

genes generadas con el generador de Imgenes

Microelctricas de Cobertura Total FMI.

La separacin espacial y las geometras de las

diaclasas son signicativas porque este sistema de

fracturas naturales es el principal mecanismo de

permeabilidad. El fracturamiento posterior a la

depositacin, causado por los esfuerzos tectnicos,

puede mejorar la permeabilidad volumtrica, o con

trariamente, la actividad tectnica excesiva puede

conducir a una reduccin de la permeabilidad.

La produccin de CBM normalmente implica

la eliminacin del agua de la formacin para

reducir la presin del yacimiento. La reduccin

de la presin permite la formacin de gas libre, lo

que eleva la permeabilidad del carbn al gas y

facilita la migracin del gas hacia el pozo.12 La

menor presin libera el metano adsorbido en la

supercie del carbn, que luego uye hacia e

pozo a travs del sistema de fracturas.

El agua producida debe ser eliminada me

diante su inyeccin en una zona ms profunda o a

travs de su descarga en la supercie despus de

tratamiento. El gas proveniente del ln de carbn

se separa del agua y se eleva hacia la supercie a

6. Honglin L, Guizhong L, Bo W, Yibing W y YanxiangL: High Coal Rank Exploration Potential of CoalbedMethane and Its Distribution in China, artculo 0705,

presentado en el Simposio Internacional sobre Metanoen Capas de Carbn, Tuscaloosa, Alabama, 23 al 24 demayo de 2007.

7. Flores RM, Stricker GD y Kinney SA: Alaska CoalResources and Coalbed Methane Potential, U.S.Geological Survey Bulletin 2198, http://pubs.usgs.gov/bul/b2198/B2198-508.pdf (Se accedi el 15 de abrilde 2009).

Desorcin a partir de lassuperficies internas del carbn

Matriz del carbn

Diaclasa frontal

Diaclasa interpuesta

Flujo de fluido haca lared de fracturas naturales

Difusin a travs de lamatriz y los microporos

>Adsorcin y desorcin. Durante la carbonizacin, la matriz se contrae, creando fracturas ortogonales denominadasdiaclasas. Las diaclasas frontales tienden a ser continuas. Las diaclasas interpuestas forman ngulos rectos con respecto alas diaclasas frontales. En general, el agua llena los espacios intersticiales de la matriz del carbn. A medida que se produceagua y la presin de formacin se reduce, se libera metano; el cual es adsorbido en las supercies de la matriz del carbn yse almacena en los microporos. Luego el gas se difunde a travs de la matriz, migra hacia las diaclasas y las fracturas, ynalmente llega al pozo.

8. Australian Petroleum Production & ExplorationAssociation Limited Annual Production Statistics(Estadsticas de Produccin Anual de Australian

Petroleum Production & Exploration Association Limited)www.appea.com.au/content/pdfs_docs_xls/annual_production_statistics.xls (Se accedi el 21 de abrilde 2009).

9. Great Eastern Energy Corporation Ltd., http://www.geecl.com/overview-and-milestone.htm (Se accediel 10 de marzo de 2009).

10. Para obtener ms informacin sobre el rango del carbny sus aplicaciones en la produccin de CBM, consulte:Ayoub et al y Anderson et al, referencia 4.

11. Irving Langmuir desarroll un modelo para pronosticar lafraccin de supercie slida cubierta por un adsorbato,como una funcin de su presin de gas. Las isotermas de

Langmuir, obtenidas empricamente a partir de muestrasde ncleos, relacionan la presin con la capacidad dealmacenamiento.

12. Trevits A y Finnger GL: Case Studies of Long-TermMethane Extraction from Coal, artculo presentado enla Sociedad de Ingenieros de Minas de la Reunin deOtoo de AIME, Albuquerque, Nuevo Mxico, EUA, 16al 18 de octubre de 1985.


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8 Oileld Review

travs del espacio anular existente entre la tube-

ra de produccin y la tubera de revestimiento

(arriba).

Los pozos CBM se caracterizan en general por

las bajas tasas de produccin. Con el objetivo de

aumentar al mximo el rea de drenaje, muchos

pozos CBM se estimulan mediante tratamientos de

fracturamiento hidrulico para conectar las diacla-

sas y las fracturas naturales con el pozo. Algunas

cuencas de CBM poseen una alta permeabilidad

natural, de ms de 100 mD, y no requieren trata-

mientos de estimulacin.

Existen excepciones con respecto al modelo

de deshidratacin. Algunos pozos producen gas

de inmediato, sin el prolongado proceso de des-hidratacin. Los campos maduros pueden ser

deshidratados en forma parcial o incluso total

como resultado de las operaciones de produccin

previas. Esto es similar al caso de los pozos termi-

nados en lones de carbn donde el agua ha sido

removida durante las operaciones mineras.

A menudo se perforan pozos horizontales en

lones de carbn antes de las operaciones mineras

para reducir el nivel de metano. En un enfoque

similar, la perforacin de pozos horizontales

genera conductos altamente efectivos para la pro-

duccin de CBM. Algunas reas, tales como la

Cuenca San Juan en EUA, pueden producir gas sin

tratamientos de estimulacin en volmenes y con

tasas comparables a la produccin de yacimientos

de areniscas convencionales. En otras cuencas

productoras de carbn, se estn construyendo

pozos multilaterales en lones de carbn para

maximizar la produccin. Un ejemplo extremo de

construcciones de pozos multilaterales lo consti-

tuye el Sistema de Perforacin y Terminacin dePozos Horizontales Z-Pinnate desarrollado por

CDX Gas LLC (prxima pgina, arriba).

Los mtodos de desarrollo dependen de las

caractersticas del carbn y de la geologa del

yacimiento. Para determinar la mejor manera de

perforar y explotar un yacimiento CBM, los ope-

radores recurren a menudo a las tcnicas de

modelado de capas de carbn.

Modelado del yacimiento

Existen estndares establecidos para la evalua-

cin de yacimientos no convencionales, tales

como los yacimientos CBM y lutitas gasferas, y se

necesitan numerosos datos para su evaluacin

correcta. Estos datos incluyen el contenido degas, la capacidad de absorcin y adsorcin de gas,

la permeabilidad, la presin del yacimiento, la

geometra del yacimiento y la qumica del car-

bn. Los datos empricos se obtienen de muestras

convencionales de ncleos y rocas. Despus de la

calibracin con los datos de ncleos, las medicio-

nes obtenidas con herramientas tales como la

herramienta de espectroscopa ECS y la herra-

mienta Litho-Density proveen informacin para

el modelado del yacimiento.

Los programas de modelado del subsuelo, tales

como los paquetes de software Petrel y ECLIPSE

de Schlumberger, a menudo incluyen mdulos

desarrollados especcamente para evaluar los

yacimientos CBM. Los volmenes de carbn se

computan primero a partir del espesor de los lo-

nes y de su extensin areal. Luego se estima el gas

en sitio con el software, mediante la extrapolacin

de los datos de ncleos y de registros. Dado que los

lones de carbn son considerablemente varia-

bles, es difcil efectuar clculos precisos de los

volmenes de reservas mediante la extrapolacin

de las condiciones de yacimiento utilizando pun-

tos de referencia ampliamente espaciados. Pero

con una suciente cantidad de datos, estos pro-

gramas pueden ayudar a computar el potencial de

produccin y emitir recomendaciones de optimi-

zacin para lograr el mximo grado de drenaje.

En Australia, una compaa operadora de

yacimientos CBM debi enfrentar el desafo de

proveer la carga de alimentacin para una planta

de gas natural licuado (GNL) durante un perodo

de 12 aos. El volumen de gas requerido por la

planta era una cantidad conocida. El rea a analizar

para determinar el potencial de suministro cubra

ciertas partes de una concesin de 32,375 km2

[8 millones de acres] y los pozos productores se

encontraban ubicados en las proximidades. La com-paa operadora necesitaba conocer el nmero de

pozos necesarios para producir el volumen de gas

requerido y adems quera contar con un programa

optimizado de perforacin y produccin.

>Pozo CBM. Un pozo CBM vertical tpico es terminado a travs de mltipleslones de carbn. La tubera de produccin se baja por debajo del intervalode carbn ms profundo. Despus del tratamiento de estimulacin porfracturamiento, el agua uye desde el ln de carbn, se desplaza enforma descendente por el espacio anular, y es bombeada a travs de latubera de produccin. El metanoliberado de la matrizuye hacia elespacio anular existente entre la tubera de revestimiento y la tubera deproduccin, se eleva hacia la supercie donde es transportado por tuberahasta una estacin de compresin, y se combina con la produccin de otrospozos. El agua producida se reinyecta en una formacin ms profunda obien es tratada y eliminada en la supercie.

Filn de carbn

Filn de carbn

Filn de carbn

Gas a la lnea de conduccin

Agua para eliminacin en lasuperficie o mediante reinyeccin


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Volumen 21, no. 2 9

Los ingenieros del segmento de Servicios de

Datos y Consultora (DCS) del Centro de Excelencia

para el Metano de Capas de Carbn de Schlumberge

en Pittsburgh, Pensilvania, abordaron el desafo

de analizar el yacimiento y determinar un plan de

desarrollo. El conocimiento exhaustivo de la con

tinuidad relativa (espesor y alcance) y de la

heterogeneidad (variabilidad de la capacidad de

almacenamiento, la porosidad y la permeabili

dad) de los lones de carbn a travs de un reade estudio es crucial. El espesor de los lones y su

extensin areal proporcionan los volmenes de

carbn en unidades de tonelaje por acre. Los pro

gramas de modelado permiten estimar el gas en

sitio sobre la base del volumen de carbn y la

capacidad de almacenamiento derivados del an

lisis de ncleos efectuados en laboratorio o de

datos derivados de los registros. Una vez hecho

esto, es posible determinar el potencial de pro

duccin de gas.

Los analistas crearon un modelo 3D del rea

utilizando el programa Petrel, que abarca desde

la interpretacin ssmica hasta la simulacin

dinmica del yacimiento, para comprender y

visualizar la geometra del subsuelo (izquierda

extremo inferior). El modelo Petrel permiti esti

mar el espesor y las profundidades del carbn

sobre la base de datos provenientes de los pozos

productores y de los agujeros de donde se extraje

ron los ncleos.

Los ingenieros transrieron el modelo Petre

al simulador de yacimientos ECLIPSE. La histo

ria de produccin y las curvas tipo, provenientes

de ms de 500 puntos de control, permitieron

establecer el potencial del yacimiento. De este

modo surgieron tres perles distintos que reeja

ron el nivel de desempeo bajo, intermedio y alto

de los pozos del rea de estudio.

Con una rutina de simulacin de Monte Carlo

se estimaron diversos resultados sobre la base de

un rango de valores de entrada. La porosidad, la

permeabilidad, el espesor de los lones y la pre

sin de formacin fueron seleccionados como la

variables para el proceso de simulacin. Mediante

un ajuste histrico se establecieron los rangos de

porosidad y permeabilidad. Las distribuciones de

espesores y presin se obtuvieron con el modelo

Petrel. Las distribuciones de presin fueron calculadas utilizando el gradiente de presin establecido

Para crear los ujos de produccin de cada pozo

se utiliz un conjunto aleatorio de datos de

entrada en base a los rangos establecidos. Los

pronsticos de produccin se generaron utili

zando 12,000 de esos ujos.

>

Perforacin extrema. La tcnica de perforacin Z-Pinnate constituye un ejemplo del empleo demltiples tramos laterales para entrar en contacto con el mximo volumen de formacin. Mientras unsolo pozo CBM vertical probablemente drene slo 0.324 km2 [80 acres], se sabe que esta red extensivapuede drenar hasta 7.284 km2 [1,800 acres] desde un solo pozo principal. El mayor contacto se traduceen mayores tasas de recuperacin. (Imagen, cortesa de CDX Gas LLC.)

Filonesde carbnpequeos

Filonesde carbnpequeos

Capa decarbn

Ubicacinde la perforacin

>Modelo de mltiples lones de carbn en Australia. El software de modelado Petrel provee unaimagen 3D de los horizontes de produccin. Las salidas del modelo incluyen estimaciones del volumende carbn total en sitio correspondiente a los mltiples lones de carbn. El rea mostrada cubrevarios millones de acres.

Filn de carbn 1

Filn de carbn 2

Filn de carbn 3

Filn de carbn 4

Filn de carbn 5

Filn de carbn 6

Manto superficial

Zonas


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10 Oileld Review

Luego, los ingenieros de DCS encararon el

tema del nmero de pozos necesarios para el pro-

yecto. Se dise un modelo de desarrollo de

campos petroleros con un programa de operacio-

nes que optimiz la utilizacin de los equipos y

ubic los pozos en las regiones ms productivas.

Con estas restricciones, el modelo pronostic que

seran necesarios unos 800 pozos para suminis-trar el gas para la planta de GNL (arriba).

Histricamente, los pozos CBM producen un

volumen considerable de agua durante la produc-

cin inicial; sin embargo, ese volumen se reduce

gradualmente a medida que decrece la satura-

cin de agua y se incrementa la permeabilidad al

gas. En base a los datos ajustados histricamente,

el modelo permiti pronosticar la produccin de

agua y la produccin de gas. Los analistas utilizan

las tasas de produccin con el n de determinar

el equipo de supercie necesario para manipular

la produccin de agua durante los 12 aos del

proyecto.

Una vez concluido el aspecto virtual del estudio,

la estructura existente puede modicarse y re-

narse a medida que se perforan pozos y se obtienen

datos de produccin. Si la produccin vara poste-riormente debido a los cambios producidos en las

condiciones de yacimiento, el programa de perfo-

racin y terminacin de pozos puede ser ajustado

para satisfacer los objetivos.

Peroracin en el fln

Los proyectos CBM generalmente adoptan procedi-

mientos de perforacin, terminacin y estimulacin

de pozos tecnolgicamente simples y econmicos.

Los pozos verticales son comunes porque puede

resultar complicado perforar a travs de lones

de carbn inestables. Los pozos horizontales de

largo alcance, cuando son posibles, permiten

maximizar el contacto con el yacimiento y, utili-

zando pozos multilaterales, se han reportado

tasas de recuperacin que varan entre el 70 y el

90% al cabo de 24 a 48 meses de produccin.13

Las operaciones de perforacin de pozos hori-

zontales requieren herramientas especiales, talescomo el sistema rotativo direccional PowerDrive,

para mantener la barrena dentro de los connes

del yacimiento. Para una orientacin correcta en

los tipos de rocas convencionales, los perforado-

res de pozos direccionales utilizan habitualmente

mediciones LWD para obtener el registro de rayos

gamma azimutal (GR). Este mtodo no es muy

efectivo en los pozos CBM porque las zonas obje-

tivo a menudo son delgadas y la respuesta de la

herramienta de rayos gamma a las formaciones

lmites es similar a la respuesta exhibida en el ln

de carbn. Incluso donde existe una diferencia

detectable, la escasa profundidad de investigacin

de la medicin de rayos gamma slo le informa al

operador que la barrena se encuentra dentro o

fuera de la zona. No proporciona la posicin rela-

tiva de la barrena con respecto a las capas lmites

ni provee informacin para ayudar a guiar la

barrena hasta el intervalo de perforacin siguiente.

Las herramientas direccionales de resistivi-

dad profunda, tales como el servicio PeriScope

que mapea los lmites entre capas, permiten supe-

rar las limitaciones de los registros GR azimutales.

La herramienta PeriScope genera imgenes

radiales a una distancia de 4.6 m [15 pies] dentro

las regiones adyacentes del pozo y delante de la

barrena. Las imgenes obtenidas con la herra-

mienta proveen la posicin de las herramientas

de perforacin con respecto al ln de carbn y a

los lmites de capas. Para direccionar el sistema

de perforacin, se utilizan los datos direccionales

PeriScope sin procesar y el mapeo de la distancia

al lmite provisto por la inversin ssmica en

tiempo real. La interpretacin de los datos en

tiempo real requiere un grado considerable de

experiencia y conocimiento de la respuesta de la

formacin.

EnCana Corporation planic la perforacinde un pozo horizontal de alcance extendido en el

ln de carbn Manville, en Alberta, Canad. El

objetivo comprenda dos lones de carbn para-

lelos (Mikwan A y B), de 5 a 7 m [16 a 23 pies] de

espesor, separados por una veta arcillosa de 0.6 m

[2 pies]. En esta rea, el enfoque convencional

consiste en perforar verticalmente a travs del

carbn y luego extender un tramo lateral desde el

pozo principal tanto como sea posible.

>Potencial de produccin y optimizacin de la perforacin. Los ingenieros utilizaron el softwareECLIPSE para modelar un campo de CBM australiano, que necesitaba producir un ujo de gaspredeterminado (negro) para suministrar la carga de alimentacin a una planta de GNL (arriba).

Se desarrollaron dos escenarios: uno basado exclusivamente en la produccin de los pozos nuevos(rojo) y otro que combin la produccin de los pozos productores existentes con la produccinproveniente de los pozos nuevos (azul). El software adems ayud a desarrollar un plan deperforacin para alcanzar y mantener la tasa de produccin objetivo (abajo).

Produccin, excluyendolos pozos existentes

Produccin, incluyendo

los pozos existentes

Objetivo de produccin

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0100 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Meses en desarrollo

Equipos de perforacin

Pozos

Conteodeequiposde

perforacin

Nmeroacumulado

depozos

Increm

entodelgasto(tasadeflujo,

velocidaddeflujo,

caudal,rata)degas

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Ao


8/12

Volumen 21, no. 2 11

Permanecer en la zona es crucial para el xito

de los pozos CBM, incluso ms crucial que para

los yacimientos convencionales. Debido a la hete-

rogeneidad, la complejidad estructural y la falta

de conectividad dentro de los yacimientos de

muchos lones de carbn tales como los carbones

Manville, es posible que se pasen por alto los

mejores intervalos. Los procedimientos de geona-

vegacin convencionales demostraron ser poco

conables en cuanto a la permanencia en la zona,

registrando ndices de xito habitualmente por

debajo del 50% y en ocasiones de tan slo 30%.

Si bien los sistemas PowerDrive y PeriScope no

haban sido utilizados en conjunto para la perfora-

cin de pozos CBM, EnCana decidi probar la

combinacin.14 El plan de perforacin del pozo

requera el asentamiento en el tope del ln de

carbn Mikwan B para luego proceder a geonave-

gar a travs de las secciones Mikwan B y Mikwan A,

utilizando el sistema PowerDrive. Estos planes

iniciales de perforacin de pozos se basaban en

la hiptesis de que los dos lones eran relativa-

mente planos y uniformes. El modelado previo a

las operaciones indic que exista suciente con-

traste de resistividad entre los lones de carbn

y las capas de lutita lmites. Esto permitira utili-

zar los datos direccionales de resistividad para la

toma de decisiones de geonavegacin.

El soporte de interpretacin para las opera-

ciones de campo fue provisto por un centro de

operaciones de perforacin interactivas OSC de

Schlumberger, situado en la ocina de EnCana en

Calgary (vase Soporte tcnico remoto a la loca-

lizacin del pozo,pgina 54). Desde el comienzo,

este soporte result crucial porque el plan de

perforacin tena que ser ajustado. Los lones de

carbn se encontraban a mayor profundidad de lo

que se haba previsto, y en lugar de planos y uni-

formes eran de espesor variable y ondulantes. Apartir de los registros con desplazamiento de la

fuente obtenidos en agujero descubierto, se cre

un modelo estructural Petrel asumiendo la pre-

sencia de capas uniformes. Con los datos

PeriScope se ajust el modelo para dar cuenta de

las variaciones observadas en la geometra de la

formacin (arriba).

Despus de encontrar el ln de carbn

Mikwan B, se continu con la operacin de perfo

racin hasta que los datos PeriScope indicaron

que la barrena se encontraba cerca de la base de

ln. Se utiliz el sistema PowerDrive para direc

cionar la barrena hacia arriba y luego perforar

aproximadamente 400 m [1,312 pies], en sentido

horizontal, a travs de la capa de carbn superior

A continuacin, la barrena se orient hacia abajo

Atraves la capa de lutita que separaba los do

lones y luego ingres en el ln Mikwan A

donde sigui el contorno del borde inferior de

ln. Monitoreando las operaciones en forma

remota, con el soporte del centro OSC, EnCana

tom las decisiones con respecto a la orientacin

de la barrena utilizando datos en tiempo real.

En los anlisis nales, EnCana alcanz un

ndice de xito de perforacin del 91% y los inge

nieros especialistas en perforacin direcciona

pudieron guiar la barrena hacia las porciones demejor calidadlos puntos ptimosdel ln de

carbn. La trayectoria original del pozo habra

pasado por alto gran parte del ln superior, y

dado que no contemplaba el echado (buzamiento)

ascendente de la formacin, habra salido de

borde inferior del ln Mikwan A sin completar

la longitud objetivo.

Lutita

A

B

C

DProfundidadverticalverdadera,

m

700 800 900 1,000 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600

X,405

X,410

X,415

X,420

X,425

X,430

Distancia horizontal verdadera, m

MikwanA

MikwanBTrayectoria planificada para el pozo

Trayecto real del pozo

>Permanencia en el ln. EnCana prob una combinacin del sistema de perforacin PowerDrive con la herramientaPeriScope LWD para perforar un rea prospectiva en el ln de carbn Manville. Previo a la perforacin, se propuso unatrayectoria para el pozo (turquesa) y se gener un modelo estructural Petrel a partir de registros con desplazamiento dela fuente, asumiendo la presencia de capas paralelas. El procesamiento para la inversin de los datos PeriScope permiti

identicar los lmites superior (puntos azules) e inferior (puntos rojos). La trayectoria del pozo (verde plido) fue corregidapara ingresar y mantenerse en los lones de carbn. La barrena ingres en el ln Mikwan B y continu hasta aproximarsea la base del ln (A), donde fue orientada hacia arriba, direccionndola (B) aproximadamente 400 m [1,312 pies]. A conti-nuacin, la barrena fue orientada hacia abajo (C), atravesando una barrera de lutita e ingresando en el ln Mikwan A.Luego fue dirigida a lo largo del borde inferior del ln Mikwan A (D), recorriendo una distancia de varios cientos de metros.

13. El carbn del futuro (Perspectivas de suministro decarbn termal para el perodo 20302050), Centro deInvestigaciones Conjuntas de la Comisin Europea,Informe EUR 22644 EN (Febrero de 2007), http://ie.jrc.ec.europa.eu/publications/scientic_publications/2007/EUR22644EN.pdf (Se accedi el 6 de abril de 2009).

14. Christiaansen E, Bourgeois D, MacDonald C, LongmuirK, Natras T y McIlreath I: Proactive Geosteering withDirectional Deep Resistivity and Rotary Steerable Toolin Thin Coalbed Methane (CBM) Reservoirs, artculoAADE-07-NTCE-13, presentado en la Conferencia yExhibicin Tcnica Nacional de la AADE, Houston,10 al 12 de abril de 2007.


9/12

12 Oileld Review

Operaciones de cementacin en carbones

El sistema de diaclasas de un carbn requiere

consideraciones especiales a la hora de planicar

las operaciones de cementacin (arriba). En pro-

fundidades someras, las lechadas de cemento

convencionales invaden las profundidades de la

red de diaclasas y fracturas naturales e impiden

la produccin futura de agua y gas. Debido a su

baja resistencia mecnica, los carbones pueden

fracturarse bajo la presin del cemento. Por estas

razones, la densidad de la lechada de cemento

utilizada en los pozos CBM en general es mucho

ms baja que la de los cementos estndar.

No obstante, la simple reduccin de la densi-

dad de la lechada no garantiza la efectividad de

una operacin de cementacin. El cemento debe

formar un sello para el aislamiento zonal y poseer

una resistencia a la compresin adecuada para

mantener la integridad durante los tratamientos

de estimulacin por fracturamiento. A veces se

implementan operaciones de cementacin de dos

etapaslechadas iniciales livianas seguidas de

lechadas de cola ms pesadaspero as y todo se

obtienen resultados indeseados. Los extendedo-

res de cemento utilizados para alivianar el peso

de la lechada pueden reducir la resistencia a lacompresin por debajo de niveles aceptables, y

las lechadas de cola con alta resistencia a la

compresin a menudo rompen la formacin. La

prdida de cemento a travs de las zonas produc-

tivas produce daos y deja sin proteccin los

lones de carbn ms someros. Cuando no se

establecen los retornos del cemento a la super-

cie, debido a las prdidas que se producen en los

lones de carbn, es probable que queden expues-

tas areniscas de agua dulce.

Las lechadas de cementacin han sido dise-

adas para encarar algunos de los problemas

generados por las operaciones tradicionales de

dos etapas. El sistema LiteCRETE, que combina

la baja densidad de la lechada con una alta resis-

tencia a la compresin inicial, es efectivo en las

aplicaciones CBM. Pero hasta estas lechadas

livianas experimentan prdidas en la red de

fracturas del carbn: cuanto mejor es la red de

fracturas, mayores son las prdidas. Para com-

pensar la presencia de fracturas y obturarlas, los

operadores agregan materiales para prevenir las

prdidas de circulacin a los uidos del colchn

de prelavado; sin embargo, existe poco control

con respecto al emplazamiento de la lechada.

Las bras CemNET son diseadas como alter-

nativa con respecto a los materiales convencionales

de prevencin de prdidas de circulacin. Su

tamao es optimizado para obturar las fracturas

abiertas y las diaclasas y conforman una red de tipo

reticular a travs de las zonas de prdida de circu-

lacin (izquierda). Inertes, y por consiguiente no

reactivas con los uidos de formacin, causan

poco o ningn dao a la formacin. El aditivo

CemNET no reduce la resistencia a la compre-

sin del cemento ni incrementa el tiempo de

espesamiento.

Una aplicacin reciente de los sistemasLiteCRETE y CemNET, en un proyecto CBM, con-

tribuy signicativamente al mejoramiento de la

tasa de xito de las operaciones.15 El ndice de

xito, denido como topes de cemento bombea-

dos o retornos mantenidos, fue del 80% a lo largo

de todo un ao de perforacin. El ndice de xito

del ao previo haba sido del 40%. El operador

redujo el exceso de cemento del 25 al 15%. A lo

largo de un perodo de dos aos, los pesos de las

>Fibras CemNET. El cemento presente en las diaclasas del carbn impide la produccin de agua ygas en el pozo y puede afectar negativamente los tratamientos de estimulacin por fracturamiento(izquierda). Las bras CemNET (inserto) forman una barrera de tipo rejilla en la regin vecina al pozopara detener el ujo de cemento hacia las diaclasas (derecha). Las bras no reducen la resistencia ala compresin del cemento despus de fraguado y pueden ser agregadas al colchn de prelavado o ala lechada de cemento. El agregado de bras CemNET directamente a la lechada facilita la colocacincorrecta en los lones de carbn, donde el potencial para la prdida de uido es mayor.

Flujo de cemento a travs de las diaclasas en carbn Barrera CemNET

>Sistema de diaclasas. Como se muestra en este aoramiento de supercie, las diaclasas forman unared de fracturas naturales en los carbones. Durante las operaciones de cementacin, el ujo de lalechada de cemento hacia esta red de fracturas incide en la calidad del aislamiento zonal e impide laproduccin futura de agua y gas.


10/12

Volumen 21, no. 2 13

>Resultados del tratamiento CoalFRAC. La produccin promedio despusde los tratamientos de estimulacin CoalFRAC (azul), efectuados en lospozos CBM de la Cuenca Black Warrior, se compara con la de pozosvecinos similares estimulados con otros sistemas de espuma de nitrgeno(rojo). Las tasas fueron idnticas durante los dos primeros meses, pero conel tiempo, los pozos estimulados con uidos CoalFRAC mantuvieron tasasms altas. Debido al largo tiempo de produccin observado normalmente en

los pozos CBM, las mejoras incrementales producidas en las tasas generanun impacto signicativo sobre la recuperacin total.

Tasa

promediodegas,

Mpc/d

100

80

60

40

20

0

10

30

50

70

90

Meses en produccin

0 10 20 30 40

Pozos tratados confluido CoalFRAC

Pozos vecinos tratadoscon otros fluidos

el gel no se rompe, taponando irreversiblementelas diaclasas. Los sistemas de agua oleosa requieren tasas de bombeo muy altas porque el uidoposee capacidades decientes de transporte deapuntalantes. Los sistemas energizados dan buenos resultados y reducen el potencial de daocausado por las interacciones entre el carbn y losuidos de fracturamiento. No obstante, el peligrode dao de formacin persiste incluso con los sis

temas energizados. Por ejemplo, los surfactanteutilizados con estos sistemas pueden incidir negativamente en la mojabilidad natural del carbn yreducir la tasa de deshidratacin.

Para encarar estos problemas, Schlumbergerdise los uidos CoalFRAC, sin slidos y sin polmeros; una modicacin de los uidos deestimulacin ClearFRAC. Una de las ventajas clavede los uidos CoalFRAC con respecto a otros uidos es el empleo de aditivos que satisfacen lasnormas ambientales de calidad del agua. sta euna caracterstica importante porque las capas decarbn a menudo se localizan cerca de yacimien

tos de agua dulce.Los uidos CoalFRAC se utilizan con ms fre

cuencia con los sistemas de espuma nitricada. Laminimizacin de los uidos en fase lquida utilizados en los tratamientos de estimulacin reduce e

volumen de lquidos introducidos en la formacinque luego deben ser recuperados para iniciar ladesorcin del metano del carbn. El nitrgeno esqumicamente no reactivo, econmicamente efectivo y fcilmente disponible. Constituye un medioexcelente para iniciar y propagar la fracturahidrulica, controlar las prdidas de uido ytransportar los apuntalantes. Mediante la energizacin del yacimiento, el nitrgeno acelera lalimpieza de los uidos de fracturamiento y contribuye en la fase de deshidratacin.

Despus de un perodo de deshidratacininicial, los pozos de la Cuenca Black Warriordemostraron la efectividad del uido CoalFRACEn una comparacin de pozos similares situadoen las inmediaciones, los pozos tratados con esistema CoalFRAC produjeron con una tasa 38%ms alta que los pozos vecinos tratados con otrouidos (arriba, a la izquierda).

15. Sayers AC, Boyer CM, Frenzel TJ y Rodgers RA:

Technologies Key to Deep CBM Success, The AmericaOil & Gas Reporter47, no. 3 (Marzo de 2004): 7985.

16. Olsen TN, Brenize G y Frenzel T: ImprovementProcesses for Coalbed Natural Gas Completion andStimulation, artculo SPE 84122, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

lechadas se redujeron de manera incremental enun total de 1.6 lbm/gal [192 kg/m3]. La ejecucinde las operaciones de cementacin en una solaetapa tambin redujo signicativamente los cos-tos. El xito de las operaciones de cementacin yaislamiento zonal contribuy al mejoramiento delos ndices de xito de los tratamientos de esti-mulacin, pasando del 20% con el cementoconvencional al 70% con los sistemas LiteCRETE

y CemNET.

Tratamientos de estimulacin por

fracturamiento para los yacimientos CBM

Los tratamientos de estimulacin por fractura-miento son ampliamente utilizados para accedera las reservas de CBM. La conexin de la red defracturas naturales con el pozo proporciona unconducto a travs del cual se produce agua y gas.Los tratamientos apuntalados de fracturamientohidrulico de las capas de carbn han resultadoexitosos en lo que respecta a la estimulacin dela produccin, pero los pozos en general demos-

traron un desempeo inferior al de los pozos queproducen de yacimientos de arenisca estimula-dos por fracturamiento.16

El carbn posee caractersticas fsicas queson diferentes a las de las rocas convencionales.Su relacin de Poisson ms alta se traduce en

gradientes de fractura tambin ms altos, amenudo superiores a los de las capas adyacentes.La consistencia blanda del carbn diculta lapropagacin de las fracturas. Los sistemas de dia-clasas generan redes de fracturas complejas. Encarbones intensamente fracturados, con unmdulo de Young bajo, se crean redes complejas.Por consiguiente, an con las altas presiones detratamiento, se logran longitudes de fracturaslimitadas. Las prdidas de uido asociadas conlos sistemas a base de gel pueden producir hin-chamiento y daos a los carbones.

El alto grado de heterogeneidad de los carbo-nes que se hallan en una cuenca puede producirresultados inconsistentes. La variabilidad delcarbn entre una cuenca y otra tambin afectalos resultados nales de los tratamientos de esti-mulacin. El mtodo de prueba y error no sueleser econmicamente efectivo para la optimizacinde un programa de estimulacin; sin embargo, a

veces constituye la nica alternativa.Para el desarrollo de los proyectos CBM, los

tratamientos de estimulacin por fracturamientose dividen en tres categoras principales: sistemasde gel a base de polmeros, sistemas de aguaoleosa y sistemas espumados o energizados (nitr-geno o dixido de carbono). Los sistemas de gelreticulado pueden producir daos de formacin si


11/12

14 Oileld Review

Los uidos de fracturamiento tradicionales

pueden modicar la mojabilidad de la matriz del

carbn, afectando negativamente la deshidrata-

cin. El aditivo CBMA fue diseado especcamente

para mejorar la deshidratacin. Este aditivo no

slo mantiene la mojabilidad de la supercie del

carbn, sino que adems reduce la migracin de

nos (derecha). Los nos pueden reducir la pro-

duccin de uidos, taponar los pozos y daar el

equipamiento de produccin.

Nuevo para la evaluacin de formaciones

La evaluacin de los yacimientos y pozos CBM

diere de la de los pozos productores de petrleo

y gas convencionales. La bsqueda de reservas

convencionales conlleva la identicacin de las

rocas generadoras infrayacentes a las rocas yaci-

miento permeables, que poseen un volumen de

almacenamiento suciente (porosidad) para con-

tener cantidades comerciales de hidrocarburos.

Un sello retiene los hidrocarburos en la roca yaci-

miento permeable. Por el contrario, los carbones

constituyen la roca generadora, la trampa y el

medio de almacenamiento, por lo que debe adop-

tarse un enfoque diferente para evaluarlos como

yacimientos de gas.

Los carbones se caracterizan por su baja den-

sidad, habitualmente de 1.25 g/cm3, comparada

con la densidad de la matriz de la arenisca que es

de 2.65 g/cm3. Adems poseen un alto ndice de

hidrgeno debido a su matriz de hidrocarburos

slidos y al agua presente en las estructuras de

las diaclasas y en los espacios porosos. Los carbo-

nes bituminosos pueden exhibir lecturas de

registros de porosidad-neutrn de hasta 80% y en

general superan el 65%.

La mayor parte de las herramientas de adqui-

sicin de registros con cable son desarrolladas

para la evaluacin de yacimientos convenciona-

les. Algunas herramientas de adquisicin de

registros estn caracterizadas para la baja densi-

dad y el alto ndice de hidrgeno tpico de los

carbones, lo que diculta la evaluacin si se utili-

zan herramientas estndar. Por ejemplo, si bien

las herramientas de densidad poseen menos preci-

sin en las rocas de alta densidad porque las tasas

de conteo son bajas en estos ambientes, se han

concentrado ms esfuerzos en la caracterizacinde la medicin en formaciones de baja porosidad

que en las rocas de alta porosidad. Adems la

medicin del factor de absorcin fotoelctrica, Pe,

obtenida con la herramienta Litho-Density, utili-

zada para la determinacin de la litologa, posee

un lmite inferior de 1.0 pero el valor de Pe para el

carbn puede ser inferior a 0.2.17

Las mediciones del registro de porosidad-

neutrn tampoco estn optimizadas para los

pozos CBM. Muchos pozos CBM son perforados

con aire, utilizando una barrena rotativa de per-

cusin. Las herramientas neutrnicas termales

no funcionan en pozos llenos de aire. Aunque

haya uido en el pozo, la fsica de la medicin en

ambientes con una alta porosidad o un alto ndice

de hidrgeno da como resultado datos con mayor

variabilidad estadstica. Las mediciones de los

registros de porosidad-neutrn en los carbones,

que habitualmente oscilan entre 65 y 80%, son

menos precisas que las obtenidas en los yaci-

mientos convencionales.

La falta de una caracterizacin adecuada, la

precisin subptima obtenida en los ambientes de

alta porosidad y los pozos perforados con aire no

suelen ser asuntos que preocupen demasiado a los

petrofsicos; salvo a la hora de evaluar yacimien-

tos CBM. Schlumberger introdujo recientemente

la plataforma Multi Express para mltiples baja-

das en pozos de dimetro reducido; un conjunto

de herramientas de adquisicin de registros ade-

cuadas con nes especcos y caracterizadas

para la evaluacin de carbones. La capacidad

extendida de esta serie de herramientas incluye

la caracterizacin de la respuesta de densidad en

el carbn, una medicin del factor Pe ms repre-

sentativa de los carbones y una medicin del

registro de porosidad-neutrn epitermal que sea

vlida en pozos llenos de aire.

Las herramientas han sido corridas en diversas

cuencas de EUA, incluyendo las cuencas Black

Warrior, de los Apalaches y San Juan, y en las regio-

nes carbonferas del oeste de Canad. Dado que

las mediciones son caracterizadas para ambientes

no tradicionales, la precisin de los datos a ingre-

sar en los programas de evaluacin de yacimientos

CBM es mejor que la que ofrecen las herramientas

convencionales.

17. El factor de absorcin fotoelctrica, Pe, es unapropiedad de la matriz de roca. Resulta til para ladeterminacin de la mineraloga y como indicadorde la calidad del carbn.

18. Arthur JD, Langhus BG y Vonfeldt C: Current andEvolving Issues Pertaining to Produced Water and theOngoing Development of Coal Bed Methane, artculo

0814, presentado en el Simposio Internacional sobreGas de Capas de Carbn y Lutitas, Tuscaloosa, Alabama,21 al 22 de mayo de 2008.

19. Byrer CW, Litynski JT y Plasynski SI: U.S. DOE RegionalCarbon Sequestration Partnerships Effort, artculo 0722,presentado en el Simposio Internacional sobre Gas deCapas de Carbn y Lutitas, Tuscaloosa, Alabama, 23 al24 de mayo de 2007.

>Soluciones especcas. Los surfactantes utilizados en los uidos deestimulacin convencionales modican las propiedades de los uidos deformacin y pueden degradar el proceso de deshidratacin, lo cual escrtico para iniciar la produccin de CBM. El aditivo CBMA, desarrollado porSchlumberger especcamente para los yacimientos CBM, contribuye en elproceso de deshidratacin y ayuda a controlar la presencia de nos durantela produccin. Las simulaciones de laboratorio demuestran la eciencia del

proceso de deshidratacin de los sistemas de uidos de fracturamiento quecontienen el aditivo CBMA (verde) y los uidos de fracturamiento habituales,sin el aditivo CBMA (rojo).

5

Drenaje

de

agua

Tiempo, min

0 10 20 30 40

Fluidos de estimulacincon aditivo CBMA

Fluidos de estimulacinsin aditivos

15 25 35 45 50


12/12

V l 21 2 15

La herramienta neutrnica, desarrollada para

la plataforma Multi Express, permite obtener

mediciones del registro de porosidad-neutrn ter-

mal o epitermal. Una medicin epitermal provee

datos en pozos llenos de aire pero no es vlida en

pozos llenos de agua. Con esta nueva herramienta,

el pozo es registrado inicialmente en el modo poro-

sidad-neutrn termal. El ingeniero puede volver a

presentar los datos utilizando un interruptor con-

trolado por un software para aplicar el algoritmocorrecto cuando el pozo est lleno de aire en vez

de agua. No se requieren pasadas mltiples porque

el algoritmo no afecta la adquisicin de datos.

Otra caracterstica de la plataforma Multi

Express es una herramienta integrada de audio-

temperatura. En las cuencas parcial o totalmente

deshidratadas, el gas es liberado de inmediato

de los lones de carbn en el momento en que

penetra la barrena. Esto enfra el pozo frente al

intervalo en produccin. La herramienta termo-

mtrica identica estas zonas, que pueden

albergar el mejor potencial para la produccin

inmediata de gas. La seccin acstica detecta el

ruido que produce el gas a medida que es libe-

rado del ln de carbn e ingresa en el pozo.

Encarando los aspectos ambientales

En su forma pura, el metano es el hidrocarburo

que menos residuos genera al arder y, como tal, el

CBM constituye una fuente de energa alternativa

limpia. No obstante, existe preocupacin acerca

del impacto ambiental del desarrollo del CBM.

El manejo del agua producida es actualmente el

aspecto ms costoso del desarrollo del CBM en la

Cuenca Powder River del noroeste de EUA.18En la

mayor parte de las cuencas, la produccin de agua

es un subproducto necesario de la produccin de

CBM. La calidad del agua producida, que oscila

entre sucientemente limpia para ser bebida y con

niveles inaceptables de slidos disueltos para ser

descargada en la supercie, depende en gran

medida de la geologa de la formacin carbonfera.

Adems el agua producida posee bajo contenido

de oxgeno disuelto de manera que, an con un

nivel bajo de slidos disueltos, debe airearse

antes de ser vertida en los ros. El riego con agua

producida puede ser riesgoso si no se maneja

correctamente, porque los slidos disueltos pue-den daar el suelo. El agua producida con alto

contenido de slidos debe ser inyectada en los

acuferos salinos ms profundos, lejos de las fuen-

tes de agua dulce potable.

La presencia de perturbaciones en la super-

cie, tales como caminos, localizaciones de pozos,

lneas de conduccin e instalaciones de produc-

cin, impacta las regiones en las que se est

desarrollando el CBM. Los pozos multilaterales,

perforados desde un solo pozo principal, consti-

tuyen una alternativa que minimiza el impacto.

Los efectos subterrneos de las prcticas

habituales de terminacin de pozos CBM tam-

bin deben tenerse en cuenta. Para un yacimientode gas convencional, un tratamiento de estimula-

cin por fracturamiento que se vaya de la zona en

general slo impactar la calidad de la produc-

cin. Debido a la profundidad somera de muchas

cuencas de CBM, existe la posibilidad de que un

tratamiento de estimulacin pase de la zona y

afecte los acuferos de agua dulce. Un conoci-

miento exhaustivo de las propiedades de las

rocas puede ayudar a minimizar la posibilidad de

que esto ocurra. No obstante, existen uidos

ambientalmente aceptables para los tratamien-

tos de estimulacin por fracturamiento de los

pozos CBM someros.

Con prcticas de gestin adecuadas se pueden

minimizar los efectos ambientales de la produccin

de CBM y mejorar el aspecto verde de su desarrollo.

Las tecnologas de perforacin innovadoras redu-

cen el dao a la supercie. La mayor comprensin

de las propiedades de las rocas yacimiento mejora

las prcticas de estimulacin. Todas estas opciones,

sumadas al manejo responsable del agua producida,

reducirn el impacto del desarrollo del CBM sobre

los ecosistemas existentes.

El futuro del CBM

Aproximadamente 70 pases poseen regiones car-

bonferas y ms de 40 de estos pases han puesto

en marcha algn tipo de actividad relacionada con

el CBM. Unos 20 pases, ya sea en el pasado o en la

actualidad, han desarrollado programas de perfo-

racin activos. En este artculo se han cubierto

diversas aplicaciones innovadoras que ayudan a

mejorar los aspectos econmicos del desarrollo

del CBM en todo el mundo pero existen otras en

proceso de desarrollo.

Algunos ejemplos incluyen el monitoreo de los

tratamientos de fracturamiento en tiempo real, los

nuevos sistemas de suministro de uidos de fractu-ramiento de pozos CBM, los cementos especiales y

los nuevos mtodos de disparos. El monitoreo de

los tratamientos de fracturamiento permite efec-

tuar cambios operacionales en tiempo real para

optimizar la tasa y el suministro de los uidos de

fracturamiento. La tcnica ThorFRAC, un servicio

de estimulacin extrema en condiciones de sobre

balance con tubera exible, fue desarrollada

especcamente para las operaciones relaciona

das con el CBM. Esta tcnica suministra nitrgeno

con presiones y tasas altas y prdidas por friccin

bajas. El empleo de tubera exible le agrega e

ciencia operacional. Los cementos solubles en

cido ofrecen la opcin de terminar un pozodisolver el cemento a travs de las zonas de inte

rs y estimular el pozo sin las restricciones de

ujo inducidas por el cemento. Se han desarro

llado cargas de disparos adecuadas con nes

especcos que exhiben un mejor desempeo en

los lones de carbn que las cargas huecas (pre

moldeadas) diseadas para los yacimientos

convencionales. Estas tecnologas estn siendo

probadas actualmente o ya se estn utilizando.

En el futuro, la industria del CBM quiz

adopte una direccin completamente nueva, con

virtindose en un actor esencial de las operacione

de almacenamiento de carbono. Numerosos pro

yectos de recuperacin mejorada de metano en

capas de carbn (ECBM) han investigado lones

de carbn inexplotables y campos de CBM agota

dos, como candidatos para el secuestro de CO2. Lo

materiales orgnicos que componen los carbone

generalmente poseen mayor anidad por el CO

que por el metano. En un proceso similar al utili

zado para la recuperacin secundaria de petrleo

el CO2 se bombea en un ln de carbn y es adsor

bido por el carbn mientras se desplaza y libera

metano. Los proyectos ECBM ofrecen la oportuni

dad de remover los gases de efecto invernadero de

la atmsfera e incrementar simultneamente los

suministros de gas natural. Los estudios pertinen

tes han pasado de la fase de recoleccin y anlisi

de datos a la implementacin, y los resultados son

alentadores.19

EUA mostr el camino en los primeros das

del desarrollo del CBM. Australia, China y otros

pases se estn poniendo a la par rpidamente. E

CBM es un recurso global, en condiciones de con

vertirse en uno de los contribuidores principale

de energa abundante y limpia. Las nuevas tecno

logas y tcnicas no han logrado todava revertir

el concepto del CBM como recurso no convencional pero han contribuido a que la produccin

de gas del carbn se haya convertido en una rea

lidad global. TS

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METANO EN CARBON, CBM, COAL BED METHANE OILFIELD REVIEW schlumberger