Reservorios de Coalbed Methane (CBM)Jorge Ortega Ingeniero en Petrleos - Universidad Nacional de Cuyo El trmino coal (carbn) hace referencia a las rocas sedimentarias que contienen ms del 50% en peso y ms del 70% en volumen de materia orgnica, constituida principalmente por carbono, hidrgeno y oxgeno y con un cierto grado de humedad. Por otro lado, se utiliza el trmino methane (metano), aunque en realidad el gas producido es por lo general una mezcla de C1, C2 y trazas de C3, N2 y CO2. Por lo general el metano, como constituyente del carbn, se presenta en altas concentraciones dependiendo de la composicin de ste, la temperatura, la presin y otros factores. A dems, de todas las especies moleculares entrampadas en el carbn, el metano puede liberarse fcilmente tan solo con la reduccin de la presin en la capa. Ya desde los aos 30 se produce CBM en los Estados Unidos, pero recin a partir de la dcada de los 80 los proyectos de investigacin y desarrollo comenzaron a mostrar el enorme potencial de este recurso energtico. En 1979 los ingenieros demostraron que antes de la desorcin del gas sera necesaria la desacuatizacin de los pozos. La mayora de los datos necesarios para estimar el gas-in-place y realizar otros clculos se obtienen, por lo general, a partir de dos tipos de ensayos: Ensayo de desorcin con filtro canasta Con este ensayo se determina: - contenido de gas total Gc adsorbido en la muestra de carbn en unidades de scf/ton de carbn. - el tiempo de desorcin, el cual se define como el tiempo requerido para la desorcin del 63% del total de gas adsorbido. Anlisis Cuantitativo Estos ensayos estn diseados para determinar la composicin del carbn en trminos de: - Porcentaje de cenizas - Carbono fijo - Contenido de humedad - Materia voltil Las caractersticas del reservorio de CBM son complejas debido a que se trata de reservorios fracturados, caracterizados por dos sistemas de porosidad diferentes. 1. Sistema de porosidad primaria: el sistema de porosidad primaria de la matrix en estos reservorios est formado por poros muy finos o microporos, con permeabilidad extremadamente baja. Estos microporos representan una extensa superficie interna sobre la cual se puede adsorber gran cantidad de gas. Debido a la baja permeabilidad, el sistema de porosidad primaria es impermeable al gas e inaccesible al agua. Sin embargo, el gas desorbido puede fluir a travs de este sistema mediante el proceso de difusin. Los microporos son los que determinan la porosidad en el carbn. 2. Sistema de porosidad secundaria: este sistema est conformado por redes de fracturas naturales, grietas y fisuras (macroporos) inherentes a todos los carbones. Los macroporos, conocidos como cleats, son los responsables de la permeabilidad al flujo de fluidos. Actan como conductos hacia los pozos productores tal como se muestra en la Figura 1. Las principales caractersticas de este sistema de redes son las siguientes:

a. Face cleat: conceptualmente se muestra en la Figura 1, es continua a lo largo de todo el reservorio y tiene la capacidad de drenar grandes reas. b. Butt cleat: el rea de contacto es mucho ms pequea en el reservorio y por lo tanto su capacidad de drenaje es limitada.

Adems de las cleats, tambin se pueden presentar sistemas de fracturas provocadas por actividad tectnica. El flujo de agua y gas hacia el pozo se produce dentro de estos dos sistemas, que combinados representan la permeabilidad global medida a partir de los ensayos de pozos.

Figura 1. Esquema de la matrix de carbn y el sistema de fracturas naturales

El metano, o gas-in-place, se encuentra almacenado en un estado de adsorcin sobre la superficie interna del carbn. Se considera que los canales de carbn estn inicialmente saturados con agua y sta debe ser removida o producida a travs de las fracturas naturales, por disminucin de la presin del reservorio. Al reducir la presin, el gas se libera (desorbe) de la matrix de carbn hacia el interior de las fracturas. Resumiendo, podemos decir que la produccin de gas est controlada por un proceso de cuatro pasos que incluyen: a) Remocin del agua de los canales en el carbn (dewatering: deacuatizacin) y disminucin de

la presin del reservorio hasta la presin de desorcin del gas. b) Desorcin del gas de la superficie interna del carbn. c) Difusin del gas desorbido a travs de los canales internos del carbn. d) Flujo de gas a travs del sistema de fracturas hacia el pozo. Para que un reservorio de CBM presente inters econmico debe presentar las siguientes caractersticas: contener una suficiente cantidad de gas adsorbido, tener la adecuada permeabilidad para producir ese gas, tener suficiente presin para una adecuada capacidad de almacenaje y, finalmente, el tiempo de

desorcin debe ser tal que la produccin de ese gas sea econmicamente viable. Entonces, las variables a evaluar a la hora de decidir por el desarrollo de un reservorio de CBM sern: 1. Contenido de gas, Gc; 2. Densidad del carbn; B 3. Productividad y eficiencia de drenaje 4. Permeabilidad y porosidad 1. Contenido de gas El primer paso en la evaluacin del potencial de una capa de carbn es determinar el contenido de gas. ste est molecularmente adsorbido sobre toda la extensin del rea del carbn. El gas-in-place G es la cantidad total de gas almacenado en un volumen de roca de reservorio especfico. La ecuacin bsica utilizada para calcular G es: G = 1359,7 Ah b Gc Ec. 1

donde: G: gas-in-place inicial, scf A: rea de drenaje, acres h: espesor, ft B: densidad aparente promedio del carbn, g/cm3 Gc: contenido de gas promedio, scf/ton La precisin en el clculo de G se encuentra limitada por incertidumbres y errores en algunos parmetros como se ver ms adelante. La densidad aparente y el espesor se pueden inferir mediante perfilajes convencionales. El contenido de gas Gc puede determinarse por dos mtodos: directo o indirecto. Con el mtodo directo se estima el contenido de gas mediante la obtencin de muestras con recipientes hermticos de desorcin, midiendo luego el volumen de gas que se desorbe en funcin del tiempo

en condiciones de temperatura y presin ambiente. Una gran cantidad de gas se pierde por desorcin mientras se recupera la muestra. El contenido total de gas ser la suma de tres componentes: gas desorbido, gas residual y gas perdido. Si bien los dos primeros pueden ser medidos, el tercero es el que presenta la gran dificultad de estimacin. Tres son las tcnicas ms utilizadas para determinar el gas perdido: mtodo USBM (United States Bureau of Mines), la aproximacin de Smith y Willians y la tcnica de Seidle. La Figura 2 muestra la utilizacin del mtodo USBM. Consiste en graficar el volumen de gas desorbido versus la raz cuadrada del tiempo, sobre un eje de coordenadas cartesianas y extrapolar el tiempo de desorcin a t=0. La experiencia muestra que esta tcnica funciona adecuadamente en capas de carbn poco profundas, con bajas presiones y bajas temperaturas, cuando la prdida de gas representa el 5% y 10% del contenido total de gas adsorbido en el carbn. Sin embargo, en estratos de carbn con altas presiones, el volumen de gas perdido puede superar el 50% del contenido total de gas adsorbido en la muestra. Una cierta cantidad de gas permanecer adsorbido en la muestra (gas residual) hacia el final de la medicin, teniendo en cuenta que para la desorcin total se necesitaran intervalos de tiempos impracticablemente largos. Luego, el contenido de gas residual se determina por destruccin de la muestra y posterior medicin del gas liberado. Este mtodo presenta grandes limitaciones en la estimacin del contenido de gas, Gc, dependiendo del tipo de muestra de carbn, de las condiciones del ensayo y del mtodo de estimacin del gas perdido.

Figura 2. Grfico de los datos de ensayo utilizados para determinar el volumen de gas perdido.

Una mala estimacin del gas residual en la muestra tambin nos llevar a errores considerables en la estimacin del gas-inplace. Los mtodos indirectos infieren el contenido de gas utilizando una isoterma de sorcin y datos de presin. Una isoterma de sorcin describe la capacidad de almacenamiento de gas de una muestra de carbn en funcin de la presin a una temperatura constante. Esta informacin es esencial para predecir el volumen de gas que se liberar del carbn a medida que declina la presin del reservorio. El contenido de gas Gc es una medida del gas real (total) contenido en un reservorio de carbn dado, mientras que la isoterma de sorcin define la relacin de la presin a la capacidad de un carbn dado para contener gas a una temperatura constante. Sern necesarias determinaciones precisas, tanto del contenido de gas como de la isoterma de sorcin para estimar las

reservas recuperables y el perfil de produccin. La Figura 3 muestra la utilizacin de la isoterma obtenida a partir de una muestra de un pozo de la Fruitland Formation Coal Seam de San Juan Basin en New Mexico. El contenido de gas total, Gc, determinado por ensayo de desorcin con canasta fue de 355 scf/ton. A la presin inicial del reservorio de 1620 psia, el contenido de gas es menor que la capacidad de almacenamiento dado por la isoterma de sorcin, 440 scf/ton a esa misma presin. Esto implica que reduciendo la presin a 648 psia permitira obtener 355 scf/ton sobre la curva de la isoterma. Esta presin es conocida como la presin crtica o presin de desorcin pd. Este valor permitir determinar si un manto de carbn se encuentra saturado o subsaturado. La cantidad de gas adsorbido por una capa saturada depender de la presin y temperatura del reservorio. Se puede establecer una analoga con un reservorio

de petrleo con su punto de burbuja igual a la presin inicial del reservorio. Si la presin inicial del reservorio es mayor que la presin de desorcin crtica, se considera que la capa esta subsaturada.

En consecuencia, es indeseable una capa de carbn subsaturada, ya que ser necesario producir mayor cantidad de agua antes que el gas comience a fluir.

Figura 3. Utilizacin de la isoterma de sorcin para el clculo del contenido de gas a recuperar

Se asume que la relacin entre la capacidad de almacenamiento y la presin puede describirse con la relacin originalmente propuesta por Langmuir (1918), conocida como isoterma de Langmuir, dada por:

Langmuir expresando adsorbido en scf/ton

el

volumen

V = Vm

b. p 1 + b. p

Ec. 3

V = VL

p p + pL

Ec. 2

donde: V: volumen de gas actualmente adsorbido a la presin p, scf/ft3 de carbn VL: volumen de Langmuir, scf/ft3 pL: presin de Langmuir, psi p : presin de reservorio, psi Debido a que la cantidad de gas adsorbido depende de la masa de carbn y no del volumen, se puede utilizar la ecuacin de

donde: V: volumen de gas actualmente adsorbido a la presin p, scf/ton Vm: constante de la isoterma de Langmuir, scf/ton b: constante de presin de Langmuir, psi-1 p : presin, psi Los dos grupos de constantes Langmuir se relacionan con: de

V L = 0,031214 Vm by:

Ec. 4

1 Ec. 5 b donde B es la densidad aparente del depsito de carbn en g/cm3. Muchos factores influyen en la medicin del contenido de gas Gc y la isoterma de sorcin, afectando la determinacin del gas-in-place inicial. Entre estos factores tenemos: Contenido de humedad del carbn Temperatura Tipo de carbn pL =2. Densidad del Carbn La densidad del carbn es una funcin directa de su composicin. La materia mineral componente del carbn tiene una densidad significativamente mayor que la materia orgnica del mismo y por lo tanto su densidad se correlacionar directamente con el contenido de materia mineral. La densidad y la composicin del carbn varan vertical y lateralmente en funcin del tipo de carbn, el contenido de humedad y el contenido de materia mineral entre otras variables geolgicas del ambiente deposicional. Debido a su riqueza orgnica, el carbn tiene una densidad aparente mucho menor que, por ejemplo, la arcilla o arenisca y por lo tanto el espesor neto puede obtenerse rpidamente a partir de datos de perfiles geofsicos. Se debe tener en cuenta que el contenido de humedad, el cual vara inversamente con el tipo de carbn, afecta sustancialmente su densidad. Distintas observaciones mostraron que carbones de alto grado (carbones bituminosos: antracita) presentan un bajo contenido de humedad (< 10%), mientras que los de bajo grado (carbones sub-bituminosos: turba) presentan contenidos de humedad elevados (>25%).

3. Productividad y eficiencia de drenaje Como ya se ha indicado, el metano se encuentra adsorbido en la superficie de los poros del carbn como consecuencia de la presin del reservorio. Se debe reducir esta presin para permitir la desorcin y la consecuente produccin del gas. La presin del reservorio es causada por una presin esttica existente debido al acufero. Por lo tanto, a diferencia de un reservorio de gas convencional, la produccin de gas se obtiene por produccin de agua y despresurizacin de la capa de carbn. Normalmente, la capa de carbn se encuentra naturalmente fracturada y contiene fracturas verticales espaciadas, cerradas y lateralmente extensas. Debido a que la permeabilidad intrnseca de la matrix de carbn es muy pequea, esta red de fracturas debe presentar un mnimo de permeabilidad (>1md). Por lo tanto, y de acuerdo a los criterios para el desarrollo de un campo de CBM a gran escala, ser necesaria una abundante investigacin inicial antes de comenzar con la produccin de gas. Para mejorar la productividad, en la mayora de los reservorios de CBM se realizan estimulaciones mediante fracturas hidrulicas de modo de contribuir a la red de fracturas e interconectarlas con el pozo; se extrae por medios artificiales el agua del reservorio; se debe contar con instalaciones para la disposicin del agua; y prever un completo desarrollo del arreglo de pozos. Respecto a esto ltimo, en los reservorios convencionales de gas y petrleo es deseable una mnima interferencia entre pozos. En cambio, para disear un sistema eficiente de desacuatizacin y despresurizacin se deber tener en cuenta una mxima interferencia para lograr un mximo descenso de nivel. Esta interferencia permitir una rpida disminucin de la presin el reservorio

con el consecuente desprendimiento del gas de la matrix de carbn.4. Permeabilidad y porosidad La permeabilidad en las capas de carbn est fundamentalmente controlada por la magnitud de los esfuerzos en el reservorio. Tambin se ha observado que la permeabilidad puede aumentar a medida que el gas se va desorbiendo de la matrix de carbn. Numerosos estudios de laboratorio muestran la dependencia de la permeabilidad y la porosidad sobre las condiciones de esfuerzos que se presentan en la capa de carbn, con relaciones que son nicas para cada capa. Con la produccin, las propiedades de la red de fracturas experimentan cambios debido a mecanismos distintos y opuestos: (1) La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas declina debido a la compactacin y la reduccin de los esfuerzos netos. (2) La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas aumentan

debido a la contraccin de la matrix de carbn como resultado de la desorcin del gas.Referencias: R.S. Metcalfe, D. Yee, J.P. Seidle y R. Puri Review of Research Efforts in Coalbed Methane Recovery. SPE 23025 Tarek AKMED, Paul D. McKINNEY, Advanced Reservoir Engineering. Editorial Elsevier. S.J. Jeu, T.L. Logan, R.A. McBane. Exploitation of Deeply Buried Coalbed Methane Using Different Hydraulic Fracturing Techniques in the Piceance Basin, Colorado and San Juan Basin New Mexico. SPE 18253. I. Palmer, H. Vaziri, M. Khodaverdian, J. McLennan, K. Prasad, P. Edwards, C. Brackin, M. Kutas, R. Fincher. Completions and Stimulations for Coalbed Methane Wells. 30012-MS