Yacimientos de CBM (Coalbed Methane)

Desde los años 30 se produce CBM en los Estados Unidos, pero recién a partir de la década de los 80 los proyectos de investigación y desarrollo comenzaron a mostrar el enorme potencial de este recurso energético.

Por sus altos contenidos en peso y volumen de materia orgánica, constituida principalmente por carbono, hidrógeno y oxígeno y con un cierto grado de humedad se usa el término “coal” (carbón) haciendo referencia a las rocas sedimentarias que los contienen. Por otro lado, se utiliza el término “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 carbón, se presenta en altas concentraciones dependiendo de la composición de éste, la temperatura, la presión y otros factores. A demás, de todas las especies moleculares entrampadas en el carbón, el metano puede liberarse fácilmente tan solo con la reducción de la presión en la capa.

La obtención de datos para estimar y calcular distintas propiedades por lo general son obtenidas por 2 tipos de ensayos: Ensayo de desorción con filtro canasta, con este ensayo se determina el contenido de gas total Gc adsorbido en la muestra de carbón y el tiempo de desorción, el cual se define como el tiempo requerido para la desorción del 63% del total de gas adsorbido. El otro ensayo aplicado es el Análisis Cuantitativo diseñado para determinar la composición del carbón en términos de porcentaje de cenizas, carbono fijo, contenido de humedad, materia volátil.
Por ser yacimientos fracturados los reservorios de CBM se caracterizan por presentar porosidad primaria formada por microporos de baja permeabilidad y secundaria ocasionada por las distintas fisuras que generan macroporos o “cleats” de alta permeabilidad. En el siguiente dibujo se muestra una configuración de sistemas de porosidad primario y secundario en carbón.

Para que un reservorio de CBM presente interés económico debe presentar las siguientes características: contener una suficiente cantidad de gas adsorbido, tener la adecuada permeabilidad para producir ese gas, tener suficiente presión para una adecuada capacidad de almacenaje y, finalmente, el tiempo de desorción debe ser tal que la producción de ese gas sea económicamente viable.

Para decidir el desarrollo de reservorios CBM se deben evaluar las siguientes variables:

1. Contenido de gas, Gc;
El gas-in-place G es la cantidad total de gas almacenado en un volumen de roca de reservorio específico. La ecuación básica utilizada para calcular G es:

G = 1359,7 Ahρ Gb c Ec. 1

Donde:
G: gas-in-place inicial, scf
A: área de drenaje, acres
h: espesor, ft
ρB: densidad aparente promedio del
Carbón, g/cm3
Gc: contenido de gas promedio,
scf/ton

2. Densidad del carbón; ρB

La densidad y la composición del carbón varían vertical y lateralmente en función del tipo de carbón, el contenido de humedad y el contenido de materia mineral entre otras variables geológicas del ambiente deposicional.

Distintas observaciones mostraron que carbones de alto grado (carbones bituminosos: antracita) presentan un bajo contenido de humedad (<>25%).

3. Productividad y eficiencia de drenaje

Para mejorar la productividad, en la mayoría de los reservorios de CBM se realizan estimulaciones mediante fracturas hidráulicas 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 disposición del agua; y prever un completo desarrollo del arreglo de pozos.

4. Permeabilidad y porosidad

Con la producción, las propiedades de la red de fracturas experimentan cambios debido a mecanismos distintos y opuestos:
La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas declina debido a la compactación y la reducción de los esfuerzos netos.
La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas aumentan




Tomado de www.oilproduction.net Reservorios CBM Por Jorge Ortega – Ingeniero en Petróleos - Universidad Nacional de Cuyo