Recobro documento final.

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

MÉTODOS DE RECOBRO

COALBED METHANE (CBM)

Presentado por:

EDWARD ALEXANDER CRISTIANO JACOME Cód.: 2063104LAURA FERNANDA CAMACHO Cód.:

METODOS DE RECOBRO MEJORADO DEL PETROLEO

Grupo: A1

Ing. Ms. Jorge Mario Palma Bustamante.

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERFACULTAD DE INGENIEARIAS FISICOQUIMICAS


MÉTODOS DE RECOBRO

ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOSPRIMER SEMESTRE DE 2013

BUCARAMANGA

TABLA DE CONTENIDO

1. Introducción.

2. Que es coal bed methane.

3. Historia del CBM.

4. Variables para el desarrollo de CBM

4.1 Contenido de gas

4.2 Densidad del carbón

4.3 Productividad y eficiencia de drenaje

4.4 Permeabilidad y porosidad

5. Extracción del CBM por CO2

6. Diferencias entre los yacimientos de Carbon y los Yacimientos

convencionales

7. Impacto Ambiental

8. Reservas

8.1 Canadá.

8.2 Venezuela.

8.3 China.

9. Conclusiones

10. Bibliografia.


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1. INTRODUCCION

En las próximas décadas el desafío a nivel mundial es afrontar, lanecesidad de contar con más electricidad y la disposición deenergía para alimentar los motores de combustión interna. Estasnecesidades surgen a partir de un crecimiento de la poblaciónmundial y de la creciente demanda de energía en los países endesarrollo. El gas natural desempeña un papel importante parasatisfacer dichas necesidades. Cuando la producción petroleraconvencional alcance su punto máximo el mundo recurrirá al gasnatural y al petróleo pesado para cubrir la demanda creciente decombustibles líquidos.El gas es cada vez más visto como una fuente de energíaalternativa vital porque es abundante y más limpio cuando se quemaque otros combustibles fósiles. En mercados maduros, con grandemanda, la industria se encuentra en búsqueda de fuentes de gasno convencionales, tales como gas contenido en lutitas, areniscasde baja permeabilidad y metano contenido en capas de carbón,siendo éste último caso el relevante para nuestro proyecto. EstasEstas acumulaciones de gas no convencionales no pueden ser


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explotadas de la misma forma que los yacimientos típicos,planteando así grandes desafíos para la ciencia e industria. Losyacimientos de metano en capas de carbón denominados yacimientosde CBM (por sus siglas en inglés provenientes de Coal Bed Methane)poseen características que los hacen diferentes de los yacimientosde gas clásticos y carbonatados tradicionales. A medida que seexplota y perfora yacimientos de CBM, se evidenció que elcomportamiento de los yacimientos de carbón varía entre una cuencay otra e incluso dentro de una misma cuenca. Este comportamientonos guía en gran medida a la aplicación de diferentes tecnologíasdentro de una cuenca o campo petrolero. Debido al comportamientovariable que se presenta al momento de extraer metano de capas decarbón, se origina la necesidad de emplear técnicas de simulaciónnumérica de yacimiento para predecir el comportamiento tanto delfluido que se desea recuperar (metano) como del fluido a inyectarpara realizar una recuperación mejorada.

2. QUE ES EL COAL BED METHANE?

Metano en capas de carbón (CBM o metano de carbón), de gas ometano de minas de carbón (CMM) es una forma de gas naturalextraído de capas de carbón. En las últimas décadas se haconvertido en una importante fuente de energía en los Estados


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Unidos, Canadá y otros países. Australia cuenta con ricosyacimientos en los que se conoce como gas de veta de carbón (CSG).El término se refiere a metano adsorbido en la matriz sólida delcarbón. También

se conoce como "gas dulce", debido asu falta de sulfuro de hidrógeno. Lapresencia de este gas es bien conocidopor su aparición en la mineríasubterránea de carbón, donde sepresenta un grave riesgo de seguridad.El metano se almacena dentro delcarbón por un proceso llamadoadsorción. El metano se encuentra enun estado casi líquido, que reviste elinterior de los poros en el carbón

(llamada la matriz). Las fracturas abiertas en el carbón tambiénpueden contener gas libre o pueden ser Saturados con agua.A diferencia de gran parte del gas natural de los yacimientosconvencionales, el metano en capas de carbón contiene muy pocoshidrocarburos pesados, como el propano o el butano, a menudocontiene pequeños porcentajes de dióxido de carbono. Por esto elmetano en capas de carbón ha pasado de considerarse en peligro aser considerado un recurso energético no convencional de vitalimportancia.


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3. HISTORIA DEL CBM

El primer permiso de metano en capas de carbón fue en Alabama enmayo de 1980. Gustavson Associates, una firma consultora con sedeen Colorado geológica había sido seleccionado por la American GasAssociation Pública para llevar a cabo pruebas de desgasificaciónen capas de carbón, en los Estados Unidos. Pleasant Grove, Alabamafue elegido para probar la perforación comercial de metano encapas de carbón.Gas Association American Public bajo una subvención delDepartamento de Energía de los EE.UU. financio por primera vezeste programa de investigación de tres pozos para producir metanoen capas de carbón en Pleasant Grove, Alabama. Este programa es elprimero dirigido a la recuperación comercial de gas en lugar dedesgasificación. También es el primer intento de producir de másde una capa de carbón en el mismo pozo.Los pozos de metano en capas de carbón fueron perforados en eljardín del Palacio de Justicia de Pleasant Grove. El gas era decalidad suficiente para ser canalizado a las cocinas de losusuarios internos después de una operación sencilla comoodorización como medida de seguridad. El Campo de Pleasant Grove, que fue establecido en julio del mismoaño, en una ceremonia a la que asistieron senadores, congresistasy funcionarios de la Administración, fue el primer campo de ladesgasificación del carbón de Alabama. Más tarde, John Gustavson,geólogo Boulder testificó acerca de los resultados frente a laEstatal de Petróleo y Gas Board of Alabama, que en 1983 estableciólas primeras reglas generales de la nación y los reglamentos querigen la perforación y producción de recursos de gas metano encapas de carbón. Estas normas han servido de modelo para otrosestados.


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En los últimos años, los proyectos de CBM han proliferadorápidamente por todo el mundo con una producción total de 5.8mmpcd de 15 cuencas en los EE.UU., Canadá, China, India eIndonesia

4. VARIABLES PARA EL DESARROLLO DEL CBM

4.1 Contenido de gas (Gc):

El primer paso en la evaluación del potencial de una capa decarbón esdeterminar el contenido de gas. Este está molecularmente adsorbidosobre toda laextensión del área del carbón. El gas-in-place G es la cantidadtotal degas almacenado en un volumen de roca de reservorio específico. Laecuación básicautilizada para calcular G es:

G = 1359,7 AhρBGc G: Gas in place inicial, scf


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A: área de drenaje, acresh: espesor, ftρB: densidad aparente promedio del carbón, g/cm3Gc: contenido de gas promedio, scf/ton

La precisión en el cálculo de G se encuentra limitada porincertidumbres yerrores en algunos parámetros.La densidad aparente y el espesor se pueden inferir medianteperfilajes convencionales. El contenido de gas Gc puededeterminarse por dos métodos: directo o indirecto. Con el métododirecto se estima el contenido de gas mediante la obtención demuestras con recipientes herméticos de desorción, midiendo luegoel volumen de gas que se desorbe en función del tiempo encondiciones de temperatura y presión ambiente. Una gran cantidadde gas se pierde por desorción mientras se recupera la muestra. Elcontenido total de gas será la suma de tres componentes: gasdesorbido, gas residual y gas perdido. Tres son las técnicas más utilizadas para determinar el gasperdido: método USBM (United States Bureau of Mines), laaproximación de Smith y Willians y la técnica de Seidle. La Figura

muestra la utilizacióndel método USBM.Consiste en graficar elvolumen de gas desorbidoversus la raíz cuadradadel tiempo, sobre un ejede coordenadascartesianas y extrapolarel tiempo de desorción at=0. La experienciamuestra que esta técnicafunciona adecuadamenteen capas de carbón pocoprofundas, con bajas

presiones y bajas temperaturas, cuando la pérdida de gasrepresenta el 5% y 10% del contenido total de gas adsorbido en elcarbón. Sin embargo, en estratos de carbón con altas presiones, elvolumen de gas perdido puede superar el 50% del contenido total degas adsorbido en la muestra.


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Una cierta cantidad de gas permanecerá adsorbido en la muestra(gas residual) hacia el final de la medición, teniendo en cuentaque para la desorción total se necesitarían intervalos de tiemposimpracticablemente largos. Luego, el contenido de gas residual sedetermina por destrucción de la muestra y posterior medición delgas liberado. Este método presenta grandes limitaciones en laestimación del contenido de gas, Gc, dependiendo del tipo demuestra de carbón, de las condiciones del ensayo y del método deestimación del gas perdido.

Los métodos indirectos infieren el contenido de gas utilizando unaisoterma desorción y datos de presión.Una isoterma desorción describe la capacidad de almacenamiento degas de una muestra de carbón en función de la presión a unatemperatura constante. Esta información es esencial para predecirel volumen de gas que se liberará del carbón a medida que declinala presión del reservorio.

4.2 Densidad del Carbon

La densidad del carbón es una función directa de su composición.La materia mineral componente del carbón tiene una densidadsignificativamente mayor que la materia orgánica del mismo y porlo tanto su densidad se correlacionará directamente con elcontenido de materia mineral.La densidad y la composición del carbón varían vertical ylateralmente en función del tipo de carbón, el contenido dehumedad y el contenido de materia mineral entre otras variablesgeológicas del ambiente deposicional.Debido a su riqueza orgánica, el carbón tiene una densidadaparente mucho menor que, por ejemplo, la arcilla o arenisca y porlo tanto el espesor neto puede obtenerse rápidamente a partir dedatos de perfiles geofísicos.Se debe tener en cuenta que el contenido de humedad, el cual varíainversamente con el tipo de carbón, afecta sustancialmente sudensidad. Distintas observaciones mostraron que carbones de


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alto grado (carbones bituminosos: antracita) presentan un bajocontenido de humedad (< 10%), mientras que los de bajo grado(carbones sub-bituminosos: turba) presentan contenidos de humedadelevados (>25%).

Se ubica antes de la sierra oriental, es similar a la WCSB, peroen menor escala. La distancia desde el sinclinal hacia la faja delOrinoco es de 200 a 300 km. Mientras en Canadá la distancia es delorden de 300 a 500 km. La profundidad del punto más distante segúnsu extensión es de Este a Oeste, la cuenca se extiendeprogresivamente y cruza por el sur atravesando las rocas ígneasdel sello o escudo de Guyana. Esta extensión es de 600 km delongitud por 50 km de amplitud, donde sus reservas son de 21,6billones de metros cúbicos.

4.3 Productividad y Eficiencia de Drenaje

Como ya se ha indicado, el metano se encuentra adsorbido en lasuperficie de los poros del carbón como consecuencia de la presióndel reservorio. Se debe reducir esta presión para permitir ladesorción y la consecuente producción del gas. La presión delreservorio es causada por una presión estática existente debido alacuífero. Por lo tanto, a diferencia de un reservorio de gasconvencional, la producción de gas se obtiene por producción deagua y despresurización de la capa de carbón. Normalmente, la capade carbón se encuentra naturalmente fracturada y contienefracturas verticales espaciadas, cerradas y lateralmente extensas.Debido a que la permeabilidad intrínseca de la matrix de carbón esmuy pequeña, esta red de fracturas debe presentar un mínimo depermeabilidad (>1md). Por lo tanto, y de acuerdo a los criteriospara el desarrollo de un campo de CBM a gran escala, seránecesaria una abundante investigación inicial antes de comenzarcon la producción de gas.


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Para mejorar la productividad, en la mayoría de los reservorios deCBM se realizan estimulaciones mediante fracturas hidráulicas demodo de contribuir a la red de fracturas e interconectarlas con elpozo; se extrae por medios artificiales el agua del reservorio; sedebe contar con instalaciones para la disposición del agua; yprever un completo desarrollo del arreglo de pozos. Respecto aesto último, en los reservorios convencionales de gas y petróleoes deseable una mínima interferencia entre pozos. En cambio, paradiseñar un sistema eficiente de desacuatización y despresurizaciónse deberá tener en cuenta una máxima interferencia para lograr unmáximo descenso de nivel.

Esta interferencia permitirá una rápida disminución de la presiónel reservorio con el consecuente desprendimiento del gas de lamatrix de carbón.

4.4 Permeabilidad y Porosidad


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La permeabilidad en las capas de carbón está fundamentalmentecontrolada por la magnitud de los esfuerzos en el reservorio.También se ha observado que la permeabilidad puede aumentar amedida que el gas se va desorbiendo de la matrix de carbón.Numerosos estudios de laboratorio muestran la dependencia de lapermeabilidad y la porosidad sobre las condiciones de esfuerzosque se presentan en la capa de carbón, con relaciones que sonúnicas para cada capa.Con la producción, las propiedades de la red de fracturasexperimentan cambios debido a mecanismos distintos y opuestos:

(1) La porosidad y permeabilidad de la red de fracturasdeclina debido a la compactación y la reducción de losesfuerzos netos.

(2) La porosidad y permeabilidad de la red de fracturasaumentan debido a la contracción de la matrix de carbon comoresultado de la desorción del gas.


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5. EXTRACCION DEL CBM.

Al contar con fuentes de CO2 como fábricas e industrias cercanas aun campo de producción, este gas contaminante puede ser empleadopara mejorar la producción del metano extraíble de las capascarbón, denominándose este proceso ¨recuperación mejorada en capasde carbón o ECBM (siglas en inglés de Enhanced Coal Bed Methane). Almismo tiempo el dióxido de carbono inyectado queda almacenado en lacapa productora de metano. En la figura se muestra un esquema de lainyección de dióxido de carbono para la recuperación mejorada demetano de capas de carbón.

Figura. Esquema de inyección de CO2 para la recuperación mejorada de CH4

Ventajas de la explotación de ECBM

Entre dos y tres moléculas de carbono se absorben cuando selibera una molécula de metano.


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Existe una recuperación mejorada de gas natural atrapado endichas estructuras.

Es económicamente viable gracias a las ventas del metano

El CO2 tiene tendencia a ser absorbido por el carbón.

Figura. Acción del frente de CO2 sobre el CH4 en un yacimiento de carbón.

6. Diferencias entre los yacimientos de Carbon y los Yacimientos

convencionales

Desde el momento de la sedimentación, el carbón es diferente deotros tipos de roca yacimiento. Se compone de material vegetalalterado, macerales, que funciona a la vez como fuente generadoray como yacimiento de hidrocarburos.


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Los yacimientos de carbón poseen un sistema de doble porosidad queposteriormente será incluido en el proceso de simulación. Laporosidad primaria constituida por los microporos es donde sealmacena la mayor cantidad de gas in situ. Este sistema posee unapermeabilidad muy baja por lo que el desplazamiento de lasmoléculas de gas se realiza por medio de difusión gracias a ungradiente de concentración que se origina en el sistema, adiferencia de los yacimientosde petróleo convencional donde el flujo está dominado por lasecuaciones de Darcy que dependen de un gradiente o diferencial depresión.

La porosidad secundaria está constituida por el sistema defracturas que servirá como conducto para transportar el gas hacialas paredes del pozo. En este sistema el flujo de gas estáregulado por las leyes de flujo darcy y depende tanto de lapermeabilidad como de la caída o gradiente de presión en elyacimiento.

Los yacimientos CBM se encuentran inherentemente fracturados comoconsecuencia del proceso de carbonización, que forma fracturasverticales o diaclasas. En la figura se presenta la peculiaridadde los carbones como almacenes, diferenciándolos de otrosdepósitos de gas más conocidos


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Figura. Sistema de doble porosidad

7. IMPACTO AMBIENTAL

Al igual que con todos los combustibles fósiles, la quema de metano en capas de carbón libera dióxido de carbono (CO2) en la atmósfera y contribuye al calentamiento globalEl agua producida en el curso de la extracción puede contener concentraciones indeseables de sustancias disueltas, tales como sales, productos químicos presentes de forma natural, metales pesados y radionúclidos.En función de la conectividad del acuífero, la extracción de agua puede deprimir los acuíferos en un área grande y afectar los flujos de aguas subterráneas.

8. RESERVAS

Se calcula que el gas in situ para el CBM alrededor del mundooscila entre [6000-24000] TcfEntre los cuales se encuentra:


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FUENTE: IEA Coal Research


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Reservas encontradas en las principales cuencas de Colombia


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CONCLUSIONES

El gas natural contenido CBM representa una porción importante en los recursos naturales del mundo

Para que un proyecto de CBM sea rentable, depende de la infraestructura existente (gasoductos, plantas generadoras decorriente, plantas químicas).

Aunque muchos países han desarrollado los proyectos de CBM con éxito, la tecnología existente no es la suficiente para cubrir todas las necesidades y posibilidades de diseño de un proyecto para la explotación de este recurso. Falta implementar y mejorar las tecnologías de extracción.

El agua producida en el curso de la extracción puede contenerconcentraciones indeseables de sustancias disueltas, tales como sales, productos químicos presentes de forma natural, metales pesados y radionúclidos.

Cuando se realiza un proyecto de CBM con inyección de CO₂ puro, también se hacen aportes significativos al medio ambiente, ya que el CO₂ se utilizara como medio de produccióny no será arrojado a la atmosfera.


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10. BIBLIOGRAFIA

SCHLUMBERGER (pdf). Version 2003. ¨ Oil field review¨

Athabasca Oil

Tarek AKMED, Paul D. McKINNEY, “Advanced, Reservoir Engineering”.Editorial Elsevier.

R.S. Metcalfe, D. Yee, J.P. Seidle y R. Puri “Review of ResearchEfforts in Coalbed Methane Recovery”. SPE 23025

MANSILLA, H.; CANCELA, J. (2003): ¨Estudio del metano en las capas decarbón (CBM): Antecedentes y valor valoración en las cuencas deBarruelo de Santullán, Casavegas y Santa Maria de Rerdondo¨. InstitutoGeológico Minero. Madrid.

Estudio de la Recuperación de Metano en Capas de Carbón delsinclinal de Barruelo

EIA COAL RESEARCH (pdf), Version 1993. COAL BED METHANE


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