18 Oilfield Review

Desarrollos en hidratos de gas

Los hidratos de gas—compuestos de apariencia similar al hielo que contienen

metano—pueden convertirse en un recurso energético significativo si se descubre

cómo explotarlos. Las técnicas diseñadas para descubrir y evaluar las reservas

convencionales de petróleo y gas están siendo utilizadas para caracterizar los

depósitos de hidratos de gas y mapear su distribución.

Richard BirchwoodJianchun DaiDianna ShelanderHouston, Texas, EUA

Ray BoswellDepartamento de Energía de EUALaboratorio Nacional de Tecnología EnergéticaMorgantown, Virginia Oeste, EUA

Timothy CollettServicio Geológico de EUADenver, Colorado, EUA

Ann Cook Observatorio Terrestre de Lamont-DohertyInstituto de la Tierra de la Universidad de Columbia Palisades, Nueva York, EUA

Scott DallimoreServicio Geológico de CanadáSidney, British Columbia, Canadá

Kasumi FujiiYutaka ImasatoSagamihara, Kanagawa, Japón

Masafumi FukuharaMoscú, Rusia

Koji KusakaTokio, Japón

Doug MurrayBeijing, China

Tatsuo SaekiJapan Oil, Gas and MetalsNational CorporationChiba City, Chiba, Japón

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Primavera de 2010: 22, no. 1.Copyright © 2010 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Barbara Anderson, Brookfield, Connecticut, EUA; George Bunge, Houston; Emrys Jones, Chevron, Houston; Tebis Llobet, Yuzhno-Sakhalinsk, Sakhalin, Rusia; Yuri Makogon, Universidad A&M de Texas, College Station, Texas; y a Osamu Osawa, Sagamihara, Japón.CHFR, DMR, EcoScope, geoVISION, MDT, PeriScope, RAB, sonicVISION y TeleScope son marcas de Schlumberger.

Los depósitos de hidratos de gas alojan volúme-nes copiosos de hidrocarburos. Las estimaciones oscilan a través de varios órdenes de magnitud pero el volumen de gas contenido en las acumula-ciones de hidratos de gas se considera mayor que el que contienen las reservas conocidas de gas de todo el mundo.

Estas acumulaciones a menudo se encuentran en lugares del mundo que carecen de reservas con-vencionales, lo cual genera potencialmente un nuevo nivel de auto-suficiencia en países que depen-den de importaciones de petróleo y gas. La promesa que encierra esta fuente de energía sin explotar está instando a diversos grupos del gobierno y la industria a poner en marcha procesos de investiga-ción detallados sobre el desarrollo de los hidratos de gas.

Además de su rol potencial como fuente de energía, los hidratos de gas pueden plantear ries-gos para las operaciones de perforación, amena-zar el aseguramiento del flujo, afectar la estabilidad del fondo marino y almacenar o libe-rar gases de efecto invernadero. Si bien todos son temas igualmente importantes, este análisis se centra en las ventajas de los hidratos de gas como fuente de suministro de gas natural para las necesidades energéticas futuras.

> Diagrama de fase de la estabilidad de los hidratos de metano. La combinación metano-agua constituye un sólido a temperaturas bajas y presiones altas (sombreado con rayas). A temperaturas más altas y presiones más bajas, el hidrato sólido se disocia en sus componentes gas y agua.

Límite de la fase hidrato-gas

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 1ORSPRG10-Hydrate Fig. 1

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Gas metano+ hielo

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Hidrato de metano+ agua + gas

Temperatura, °C–10 0 10 20 30 40

Volumen 22, no.1 19

Este artículo analiza los resultados de algu-nos de los primeros estudios de hidratos y pre-senta los resultados de las nuevas campañas internacionales en las que se están empleando tecnologías de avanzada para caracterizar las propiedades y las distribuciones de los hidratos de gas. Algunos casos de estudio del Golfo de México, Japón e India demuestran cómo las tec-nologías petroleras están ayudando a identificar y evaluar las acumulaciones de hidratos de gas. Algunos ejemplos de Canadá y EUA muestran cómo puede producirse gas natural de estos yacimientos.

Los fundamentos de los hidratos de gasLos hidratos de gas son sólidos cristalinos que se asemejan al hielo. Estructuralmente, se trata de clatratos o compuestos en los que la estruc-tura básica está compuesta por un cristal enre-jado de moléculas de agua que contienen una molécula de gas, denominada huésped (arriba). De mayor interés para la industria energética son los hidratos de metano, que por otra parte son los que más abundan en la naturaleza.

Los hidratos de gas se forman cuando existen cantidades suficientes de agua y gas con la com-binación correcta de temperatura y presión

(página anterior). Fuera de esta zona de estabili-dad, los hidratos se disocian en sus componentes agua y gas. La naturaleza compacta de la estruc-tura de los hidratos genera un empaque alta-mente eficiente del metano. Un volumen de hidrato contiene gas que se expande hasta alcan-zar entre 150 y 180 volúmenes, en condiciones estándar de presión y temperatura.

Los químicos tienen conocimiento de los hidratos de gas desde hace más de 200 años. Como sucede con muchos aspectos del descubri-miento científico, la historia de los hidratos se encuentra abierta al debate. No obstante, la pri-

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. OpenerORSPRG10-Hydrate Fig. Opener

C

H

HH

H> Estructura de cristales de hidratos de gas. El metano [CH4] (verde y blanco) es la molécula huésped en un enrejado formado por moléculas de agua [H2O] (rojo y blanco). Esta estructura corresponde a uno de los cinco tipos de enrejados de moléculas de agua que contienen moléculas de gas huésped. Se han producido hidratos de gas en ciertos sitios del Ártico, como éste situado en Alaska, EUA. (Fotografía, cortesía del proyecto del pozo de pruebas estratigráficas de hidratos de gas Mount Elbert.)

20 Oilfield Review

mera vez que se formaron hidratos en un labora-torio se remonta aparentemente al año 1778, cuando Joseph Priestley obtuvo un hidrato de dióxido de azufre sin advertirlo.1 La primera iden-tificación documentada de hidratos de hidrocar-

buros fue efectuada en 1888 por Paul Villard, quien sintetizó los hidratos de metano y otros hidrocarburos gaseosos.

A lo largo de todo el siglo XIX, los hidratos se prepararon en laboratorios y se mantuvieron

como meras curiosidades experimentales sin aplicaciones prácticas. Recién a partir de la década de 1920—en la cual comenzó a transpor-tarse metano de campos de gas por líneas de con-ducción—fue necesario lograr una mejor comprensión de los hidratos para aplicaciones prácticas. En climas fríos, la formación de tapones sólidos a veces perturbaba el flujo de gas a través de las líneas de conducción. En un principio se interpretó que estas obturaciones eran producidas por agua congelada. No obstante, en la década de 1930, la causa de estos problemas se identificó correctamente: los hidratos de metano.2 Esta reve-lación inauguró una nueva era de estudios sobre los hidratos, y los investigadores desarrollaron principios para pronosticar la formación de hidra-tos y métodos para inhibirlos y controlarlos.3

En 1946, un grupo de científicos rusos planteó el hecho de que las condiciones y los recursos para la generación y la estabilidad de los hidratos existen en la naturaleza, en zonas cubiertas por permafrost (suelo congelado).4 A este pronóstico siguió el des-cubrimiento de hidratos naturales. En 1968, durante una campaña de perforación científica llevada a cabo en Byrd Station, en el oeste de la Antártida, se extrajeron núcleos de hielo que contenían hidratos de aire.5

En la década de 1970, los científicos participan-tes de expediciones de perforación en alta mar des-cubrieron que los hidratos de gas existen en forma natural y abundante en los sedimentos de aguas profundas de los márgenes continentales externos. Recientemente, se observaron masas de hidratos en el fondo oceánico y, en un caso, fueron llevadas a la superficie con una red de pesca.6 Estas concentra-ciones superficiales de hidratos en los sedimentos se asocian a menudo con filtraciones de gas, deno-minadas también emanaciones frías, tales como las que se encuentran en el Golfo de México y frente a la costa del Pacífico de Canadá y EUA.7

Los científicos ahora saben que los hidratos de gas existen en forma natural, en muchos lugares del mundo (arriba, a la izquierda). El rango de pro-fundidad típico para la estabilidad de los hidratos se encuentra entre 100 y 500 m [330 y 1,600 pies] por debajo del fondo marino. Se cree que aproxi-madamente un 98% de estos recursos se concen-tran en los sedimentos marinos, y el 2% restante en las masas terrestres polares. Se han identificado acumulaciones significativas en el Talud Norte de Alaska, en EUA; en los Territorios del Noroeste de Canadá; en el Golfo de México; y en las áreas mari-nas de Japón, en India, Corea del Sur y China.

> Localizaciones de hidratos marinos y terrestres. Alrededor del 98% de los recursos de hidratos de gas se concentran en los sedimentos marinos, y el 2% restante por debajo del permafrost. La mayor parte de las acumulaciones mapeadas de hidratos de gas recuperados (azul) fue descubierta a través de programas de perforación científica, y las acumulaciones de hidratos de gas inferidas (naranja) fueron identificadas mediante imágenes sísmicas. [Datos tomados de Lorenson TD y Kvenvolden KA: A Global Inventory of Natural Gas Hydrate Occurrence, USGS, http://walrus.wr.usgs.gov/globalhydrate/index.html (Se accedió el 24 de marzo de 2010).]

Hidratos de gas recuperadosHidratos de gas inferidos

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 2ORSPRG10-Hydrate Fig. 2

1. Makogon YF: Hydrates of Hydrocarbons. Tulsa: PennWell Publishing Co., 1997.

2. Ziegenhain WT: “Every Precaution Taken to Eliminate Clogging of New Chicago Gas Line,” Oil & Gas Journal 30, no. 19 (1931): 34.

Hammerschmidt EG: “Formation of Gas Hydrates in Natural Gas Transmission Lines,” Industrial & Engineering Chemistry 26, no. 8 (1934): 851–855.

3. Carroll J: Natural Gas Hydrates: A Guide for Engineers. Boston, Massachusetts, EUA: Elsevier, 2003, http://www.knovel.com/web/portal/browse/display?_EXT_KNOVEL_DISPLAY_bookid=1275 (Se accedió el 27 de febrero de 2010).

4. Makogon, referencia 1.5. Miller SL: “Clathrate Hydrates of Air in Antarctic Ice,”

Science 165, no. 3892 (Agosto de 1969): 489–490.6. Riedel M, Hyndman RD, Spence GD, Chapman NR,

Novosel I y Edwards N: “Hydrate on the Cascadia Accretionary Margin of North America,” presentado en la Conferencia de Investigación de Hedberg de la AAPG, 12 al 16 de septiembre de 2004, Vancouver, British Columbia, Canadá, http://www.searchanddiscovery.net/documents/abstracts/2004hedberg_vancouver/extended/reidel/reidel.htm (Se accedió el 17 de febrero de 2010).

7. Brooks JM, Cox HB, Bryant WR, Kennicutt MC II, Mann RG y McDonald TJ: “Association of Gas Hydrates and Oil Seepage in the Gulf of Mexico,” Organic Geochemistry 10, no. 1–3 (1986): 221–234.

Reidel M, Collett TS, Malone MJ y científicos de la Expedición 311: “Cascadia Margin Gas Hydrates: Expedition 311 of the Riserless Drilling Platform: Balboa, Panama, to Victoria, British Columbia (Canada),” Actas del Programa Integrado de Perforación Oceánica, vol. 311, http://publications.iodp.org/proceedings/311/311title.htm (Se accedió el 24 de marzo de 2010).

8. Collett TS, Johnson AH, Knapp CC y Boswell R: “Natural Gas Hydrates: A Review,” en Collett TS, Johnson AH,

Knapp CC y Boswell R (eds): Natural Gas Hydrates—Energy Resource Potential and Associated Geologic Hazards. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Memoir 89 (2010): 146–219.

9. Frye M: “Preliminary Evaluation of In-Place Gas Hydrate Resources: Gulf of Mexico Outer Continental Shelf,” Informe OCS, MMS 2008–004: Departamento del Interior de EUA, Servicio de Administración de Minerales, 1º de febrero de 2008.

10. “Gulf of Mexico Gas Hydrates Joint Industry Project (JIP) Characterizing Natural Gas Hydrates in the Deep Water Gulf of Mexico—Applications for Safe Exploration,” Programa Nacional de Investigación y Desarrollo de Hidratos de Metano, Departamento de Energía de EUA, http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/futuresupply/methanehydrates/projects/DOEProjects/CharHydGOM-41330.html (Se accedió el 17 de febrero de 2010).

11. Los resultados de la expedición de 2005, para la que WesternGeco donó los datos sísmicos y su adquisición, fueron publicados como un conjunto temático: Ruppel C, Boswell R y Jones E (eds): Marine and Petroleum Geology 25, no. 9 (Noviembre de 2008): 819–988.

12. “DOE-Sponsored Expedition Confirms Resource-Quality Gas Hydrates in the Gulf of Mexico,” Programa Nacional de Investigación y Desarrollo de los Hidratos de Metano, Departamento de Energía de EUA, http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/FutureSupply/MethaneHydrates/2009GOMJIP/index.html (Se accedió el 10 de febrero de 2010).

Shedd B, Godfriaux P, Frye M, Boswell R y Hutchinson D: “Occurrence and Variety in Seismic Expression of the Base of Gas Hydrate Stability in the Gulf of Mexico, USA,” Fire in the Ice (Invierno de 2009): 11–14, http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/Newsletter/MHNewswinter09.pdf#page=11 (Se accedió el 23 de marzo de 2010).

Volumen 22, no.1 21

Sólo una pequeña proporción de la evidencia de las acumulaciones de hidratos proviene de procesos de muestreo directo; la mayor parte se infiere a partir de otras fuentes, tales como las reflexiones sísmicas, los registros de pozos, los datos de perforación y las mediciones de salini-dad del agua intersticial obtenidas a partir de núcleos. Los datos de pozos y de núcleos indican que la distribución de los hidratos en los sedi-mentos varía de acuerdo con las condiciones bajo las cuales se forman. Algunos núcleos exhiben cantidades escasas de hidratos distribuidos en sedimentos ricos en contenido de arcilla, mien-tras que otros contienen intervalos de hidratos de gas altamente concentrados en sedimentos arenosos, y se ha encontrado hidrato gaseoso sólido, casi puro, como material de relleno de fracturas en zonas ricas en contenido de arcilla.

La extrapolación de estos escenarios de distri-bución diferentes a todas las áreas en las que se presume la presencia de hidratos de gas, se tradujo en un rango extraordinario de estimaciones de recursos potenciales—que abarca desde 2.8 × 1015 hasta 8 × 1018 m3 [9.9 × 1016 hasta 2.8 × 1020 pies3] de metano a nivel global.8 El estrechamiento de este margen requiere avances en diversas áreas: un cono-cimiento más claro de la generación y la deposita-ción de los hidratos, una mejor comprensión de los efectos de los hidratos sobre las mediciones de pozos y las mediciones geofísicas, y la exploración más completa de las áreas en las que existen las condicio-nes para la estabilidad de los hidratos de gas.

La evidencia más generalizada de la presencia de acumulaciones de hidratos marinos proviene de los datos sísmicos. El contraste de impedancia acústica potencialmente fuerte, existente entre los sedimentos que contienen hidratos de gas y los sedi-mentos adyacentes que contienen agua o gas libre, puede producir una reflexión de alta amplitud. La profundidad de la reflexión depende de las condi-ciones de temperatura y presión que conducen a la estabilidad de los hidratos; habitualmente, es para-lela al fondo del mar. Dichas interfaces se conocen como reflectores simuladores del fondo marino (BSR), y las reflexiones sísmicas que producen a menudo atraviesan las reflexiones estructurales y estratigráficas. No obstante, la falta de un reflector BSR no descarta la presencia de hidratos.

El descubrimiento de reflectores BSR en muchos lugares del mundo condujo a los organis-mos gubernamentales, las compañías de energía y otras instituciones a formar empresas en colabora-ción para evaluar determinadas acumulaciones de hidratos. Uno de esos proyectos industriales con-juntos (JIP) es el proyecto de investigación de hidratos del Golfo de México.

Evaluación de los hidratos del Golfo de MéxicoEl Servicio de Administración de Minerales (MMS) del Departamento del Interior de EUA ha utilizado datos sísmicos, junto con información de pozos, geológica, geoquímica y paleontológica, para eva-luar extensas áreas del Golfo de México—aproxi-madamente 450,000 km2 [174,000 millas2]—en las que las condiciones de presión y temperatura son adecuadas para la estabilidad de los hidra-tos.9 Según el estudio del MMS, el volumen total en sitio de los hidratos de gas generados biogéni-camente oscila entre 315 y 975 trillones de m3 [11,112 y 34,423 Tpc].

En el año 2000, Chevron y el Departamento de Energía de EUA pusieron en marcha un proyecto JIP destinado a desarrollar la tecnología y adqui-rir los datos para ayudar a caracterizar los hidra-tos gaseosos naturales, en las áreas de aguas profundas del Golfo de México.10 Además de eva-luar el impacto de los hidratos sobre la seguridad de las operaciones de perforación y la estabilidad

del fondo marino, el proyecto apunta a compren-der el potencial a largo plazo de los hidratos, como fuente de suministro de gas natural.

En las fases iniciales del proyecto, los miem-bros del equipo del proyecto JIP adquirieron y analizaron datos sísmicos, seleccionaron las loca-lizaciones de perforación y llevaron a cabo una expedición de perforación, extracción de núcleos y adquisición de registros que duró 35 días y cubrió diversos sitios.11 En el año 2009, el pro-grama JIP llevó a cabo una segunda expedición que incluyó sitios de las áreas de Walker Ridge y Green Canyon.12 Las localizaciones de los pozos se seleccionaron en base a un análisis geológico y geofísico integrado de los indicadores de hidratos de gas, con altas saturaciones, en los yacimientos de arena (arriba). El programa JIP, implemen-tado en el Golfo de México, proporcionó informa-ción sustancial sobre la exploración de los hidratos de gas y la evaluación de los riesgos para las operaciones de perforación.

> Sección sísmica con un reflector simulador de fondo (BSR) del Golfo de México. Un reflector BSR es causado por el contraste de impedancia acústica existente entre los sedimentos que contienen y los que no contienen hidratos. Este reflector BSR atraviesa la estratificación y una falla, y representa la base de la zona de estabilidad de los hidratos. La interfaz reflectora separa el material más rígido que se encuentra por encima del material menos rígido situado por debajo, generando una reflexión sísmica de polaridad opuesta a la existente en el fondo marino. Las señales de alta amplitud, en el lado derecho de la sección, indican probablemente la presencia de gas libre entrampado por debajo del hidrato. La expedición JIP 2005 del Golfo de México investigó algunos sitios en las áreas de Atwater Valley y Keathley Canyon. En el programa JIP 2009, los científicos perforaron y registraron pozos en las áreas de Alaminos Canyon, Walker Ridge y Green Canyon. Los indicadores geofísicos de la base de la zona de estabilidad de los hidratos se muestran en rojo en el mapa del inserto. (Mapa adaptado a partir de Shedd et al, referencia 12; sección sísmica, cortesía de WesternGeco.)

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 3/4ORSPRG10-Hydrate Fig. 3/4

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

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lta),

ms

3,300

3,400

3,500

3,600

3,700

3,800

3,900

4,000

4,100

4,200

4,300

4,400

4,500

Zona de estabilidadde hidratos de gas

Fondo marino

BSR

Alaminos Canyon

Golfo de México

NuevaOrleáns

KC-195

AT-14

WR-313GC-955AC-21

Alaminos Canyon Keathley Canyon Walker Ridge

Green Canyon

Atwater Valley

JIP, localización de pozos, Campaña I (2005)JIP, localización de pozos, Campaña II (2009)Indicador de hidratos

km

mi

150

150

0

0

Amplitud

©2010 WesternGeco.Utilizado con autorización

22 Oilfield Review

La exploración de los hidratos de gas—Un ejemplo de un indicador de hidratos en el área de Walker Ridge es la reflexión discontinua de alta amplitud que corresponde a las terminaciones, echado arriba, de gas libre contenido en las are-niscas (arriba). Las amplitudes altas siguen la base de la zona de estabilidad de los hidratos.13

El pronóstico de la saturación de los hidratos de gas basado en los datos sísmicos, en las áreas de Walker Ridge y Green Canyon, requiere un modelo de física de rocas que establece la rela-ción entre las propiedades elásticas que contro-lan la velocidad de la energía acústica a través de los sedimentos y las saturaciones de los hidratos de gas; en otros ambientes del mundo las concen-traciones altas de hidratos se han asociado con incrementos de las velocidades acústicas.14 Para explicar este efecto, se propusieron diversos modelos pero todos indican que estas propieda-des dependen significativamente de la localiza-ción del hidrato en el sedimento (derecha). Teóricamente, los hidratos pueden existir en las rocas sedimentarias como cemento en los con-tactos entre granos o como recubrimiento sobre los granos. También pueden actuar como un com-ponente de la matriz de granos o rellenar los poros. Todos estos modelos microestructurales consideran que el hidrato se encuentra distri-buido en forma uniforme en los sedimentos, y se han obtenido ecuaciones para vincular la concen-

tración de hidratos de gas con las propiedades elásticas. Dado que además se han encontrado hidratos de gas en núcleos, como nódulos y relleno de fracturas, estas formas menos homogéneas de distribución también deben considerarse si bien no se ha desarrollado ningún tratamiento cuanti-tativo de tales distribuciones.

Una comparación de las velocidades sísmicas, computadas a partir de estos modelos, con las velocidades medidas en las rocas que contienen hidratos indica que el modelo en el que el hidrato actúa como un componente de la matriz de gra-nos se ajusta mejor a los datos (próxima página, arriba). En este modelo, el hidrato no reviste ni cementa los granos de sedimento. Los datos de entrada incluyen la porosidad de la roca y la satu-ración de los hidratos, lo cual permite estimar la saturación de los hidratos si se conocen la porosi-dad y la velocidad sísmica. Por otro lado, la porosi-dad puede relacionarse con la velocidad sísmica, de manera que es posible calcular la saturación de los hidratos a partir de la velocidad solamente.

>Modelos microestructurales de sedimentos que contienen hidratos. En los primeros cinco de los seis modelos, los hidratos de gas (azul) se encuentran distribuidos en forma uniforme a través de los granos sedimentarios (canela) como primera aproximación. Los hidratos pueden presentarse como cemento en los contactos entre granos (extremo superior izquierdo), como recubrimiento de los granos (extremo superior derecho), como un componente de la matriz de granos (centro a la izquierda) o como material de relleno de poros (centro a la derecha). El quinto modelo considera a los granos sedimentarios como inclusiones en una matriz de hidratos (extremo inferior izquierdo). El sexto modelo (extremo inferior derecho) muestra a los hidratos como nódulos o relleno de fracturas, en los sedimentos de grano fino y baja permeabilidad. Estos modelos se utilizan para simular la respuesta de los sedimentos que contienen hidratos, a las mediciones sísmicas y las mediciones derivadas de los registros. (Adaptado de Dai et al, referencia 14.)

Cemento en los contactos Recubrimiento de granos

Soporte de matriz o de granos Relleno de poros

Matriz e inclusiones Relleno de fracturas

M1 M2

M4M3

M5 M6

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 6ORSPRG10-Hydrate Fig. 6

> Datos sísmicos del Bloque 313, Walker Ridge, Golfo de México. La sección sísmica muestra una serie de puntos aislados de alta amplitud (azul y rojo) que delinean la base de la zona de estabilidad de los hidratos. Las reflexiones de alta amplitud son discontinuas en esta vista porque las capas poseen una litología variable y una inclinación pronunciada. El gas libre y los hidratos de gas se concentran en las capas ricas en contenido de arena. Dado que las capas ricas en contenido de lutita contienen un volumen escaso o nulo de hidratos, no exhiben amplitudes significativas. Los horizontes A y B se analizan en una figura posterior. (Cortesía de WesternGeco.)

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 5ORSPRG10-Hydrate Fig. 5

Tiem

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Bloque 313, Walker Ridge

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Base de la zona de estabilidadde hidratos de gas

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Horiz

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3,800

3,850

3,900

Amplitud

©2010 WesternGeco. Utilizado con autorización

Volumen 22, no.1 23

Las velocidades se obtienen usualmente mediante la inversión de los datos sísmicos para determinar la impedancia acústica, la cual se obtiene como el producto entre la densidad y la velocidad. No obstante, en los hidratos de gas, la densidad no varía demasiado con la saturación y, por lo tanto, puede ser ignorada para una pri-mera aproximación. Esto hace posible la estima-ción de la saturación, exclusivamente a partir de la impedancia acústica.

Como soporte del programa JIP, los geofísicos de WesternGeco efectuaron un proceso de inver-sión de alta resolución de formas de onda com-pletas antes del apilamiento y combinaron los resultados con los de la inversión lineal conven-cional antes del apilamiento para generar esti-maciones de las impedancias de las ondas P y las ondas S, en los volúmenes 3D creados con los levantamientos sísmicos.15 A su vez, estas impe-dancias fueron convertidas en cubos de satura-ción (abajo). Las estimaciones de la saturación

de los hidratos de gas, previas a las operaciones de perforación, en las áreas de Walker Ridge y Green Canyon destacaron claramente aquellas áreas respecto de las cuales se preveía que aloja-ban los yacimientos de mayor espesor y con satu-raciones más altas.

En abril de 2009, en virtud del programa JIP, se perforaron y registraron cinco pozos en los sitios Walker Ridge y Green Canyon. Cuatro de los pozos encontraron yacimientos de arena con hidratos de gas, con saturaciones superiores al

13. Boswell R, Collett T, Frye M, McConnell D, Shedd W, Dufrene R, Godfriaux P, Mrozewski S, Guerin G y Cook A: “Gulf of Mexico Gas Hydrate Joint Industry Project Leg II: Technical Summary,” http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/2009Reports/TechSum.pdf (Se accedió el 9 de marzo de 2010).

14. Shelander D, Dai J y Bunge G: “Predicting Saturation of Gas Hydrates Using Pre-Stack Seismic Data, Gulf of Mexico,” Marine Geophysical Researches, 2010 (en prensa).

Dai J, Xu H, Snyder F y Dutta N: “Detection and Estimation of Gas Hydrates Using Rock Physics and Seismic Inversion: Examples from the Northern Deepwater Gulf of Mexico,” The Leading Edge 23, no. 1 (Enero de 2004): 60–66.

Kleinberg RL, Flaum C, Griffin DD, Brewer PG, Malby GE, Peltzer ET y Yesinowski JP: “Deep Sea NMR: Methane Hydrate Growth Habit in Porous Media and Its Relationship to Hydraulic Permeability, Deposit Accumulation, and Submarine Slope Stability,” Journal of Geophysical Research 108, no. B10 (2003): 2508–2525.

15. Para obtener una descripción del tipo de inversión utilizado, consulte: Mallick S, Huang X, Lauve J y Ahmad R: “Hybrid Seismic Inversion: A Reconnaissance Tool for Deepwater Exploration,” The Leading Edge 19, no. 11 (Noviembre de 2000): 1230–1237.

Para obtener más información sobre el proceso de inversión sísmica en general, consulte: Barclay F, Bruun A, Rasmussen KB, Camara Alfaro J, Cooke A, Cooke D, Salter D, Godfrey R, Lowden D, McHugo S, Ozdemir H, Pickering S, Gonzalez Pineda F, Herwanger J, Volterrani S, Murineddu A, Rasmussen A y Roberts R: “Inversión sísmica: Lectura entre líneas,” Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 44–66.

> Saturaciones de hidratos de gas en el área de Walker Ridge, estimadas a partir de la inversión sísmica. Las saturaciones oscilan entre 0% y 40% (verde a rojo). El Horizonte A (izquierda) yace estratigráficamente por encima del Horizonte B (derecha). El Pozo H penetra ambos horizontes dentro de la zona de estabilidad de los hidratos de gas, pero el Pozo G penetra sólo el Horizonte A en la zona de estabilidad de los hidratos de gas, intersectando el Horizonte B en un punto más profundo. El punto blanco corresponde a un pozo de la industria del petróleo y el gas, no relacionado con el estudio de los hidratos de gas. La base de la zona de estabilidad de los hidratos de gas se indica como BGHS. (Adaptado de Shelander et al, referencia 14.)

Saturación de hidratos, %0 40

BGHS

Pozo GPozo H

BGHS

Pozo G Pozo H

N

Horizonte A Horizonte B

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 9ORSPRG10-Hydrate Fig. 9

> Comparación de las velocidades sísmicas medidas y modeladas en los sedimentos que contienen hidratos. Las velocidades de ondas compresionales (ondas P) (izquierda), medidas en las capas ricas en hidratos de un pozo de Canadá (triángulos azules), se representan gráficamente con las velocidades calculadas utilizando los modelos descriptos en la figura anterior. Las velocidades medidas se ajustan mejor a las velocidades derivadas del modelo que trata al hidrato como un componente de la matriz de granos (M3). Las velocidades de las ondas de corte (ondas S) (derecha) muestran un ajuste similar. (Adaptado de Dai et al, referencia 14.)

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 7ORSPRG10-Hydrate Fig. 7

1.5

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2.5

3.0

3.5

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4.5

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5.5Ve

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M1

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Saturación de hidratos de gas, %0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

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Saturación de hidratos de gas, %0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

24 Oilfield Review

50% y con valores potenciales de hasta 85%.16 En el sitio Green Canyon, un pozo penetró casi 30 m [100 pies] de arena con hidratos de gas (arriba). Los científicos confirmaron que en el sitio Walker Ridge, los hidratos de gas estaban presentes en arenas prospectivas múltiples y las saturaban com-pletamente a lo largo de su alcance geológico.

Las Campañas I y II del programa JIP del Golfo de México constituyen los primeros proyectos de perforación que prepararon estimaciones de los niveles de saturación de los hidratos de gas, pre-vias a las operaciones de perforación, y que luego las comprobaron con las perforaciones subsiguien-tes. Los resultados excelentes proporcionan mayor

seguridad en los conceptos y tecnologías geológi-cos y geofísicos aplicados por el equipo del pro-grama JIP (proxima página, arriba).17

Evaluación de los peligros que plantean los hidratos de gas para las operaciones de perfora-ción—La perforación de pozos en acumulaciones de hidratos de gas requiere la consideración de

> Registros (izquierda) adquiridos en un pozo de hidratos de gas del área Green Canyon. Las altas resistividades (Carril 3) son las indicaciones más claras de la presencia de hidratos de gas (sombreado rosa) en esta arena de 100 pies. Las arenas más profundas, de menor espesor, también contienen hidratos. El registro calibrador (Carril 1) muestra los derrumbes producidos en las zonas libres de hidratos (sombreado azul). Los derrumbes pueden conducir a resultados de densidad pobres (Carril 4). Las saturaciones estimadas de los hidratos de gas (Carril 5) oscilan entre 50% y más de 85%, y dependen del exponente de saturación, n, utilizado en la ley de Archie, que relaciona la resistividad con la porosidad y la saturación. El personal prepara las herramientas LWD, en la unidad de perforación flotante Q4000 (derecha). (Fotografía, cortesía del Equipo de Ciencias de la Campaña II del Programa JIP.)

Rayos gamma

Prof.,pies por

debajo delpiso de

perforación

1,340

1,360

1,380

1,400

1,420

1,440

1,460

1,480

°API0 100

AnilloCalibrador ultrasónico

Mejor calibrador

Resistividad

ohm.m1 100pulgadas8 12

Calibrador

pulgadas8 12

Densidad utilizada

g/cm31.4 2.2

Densidad pobre

Densidad

g/cm31.4 2.2

n = 2.5

%0 100

n = 1.5

Saturación de hidratos

%0 100

16. Boswell et al, referencia 13.17. Jones E: “Characterizing Natural Gas Hydrates in the

Deep Water Gulf of Mexico: Applications for Safe Exploration and Production Activities, Semi-Annual Progress Report #41330417,” preparado para el Departamento de Energía de EUA, octubre de 2009, http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/2009Reports/NT41330_SemiAnnSep2009.PDF (Se accedió el 10 de febrero de 2010).

18. Birchwood R, Singh R y Mese A: “Estimating the In Situ Mechanical Properties of Sediments Containing Gas Hydrates,” Actas de la 6a Conferencia Internacional sobre Hidratos de Gas, Vancouver, British Columbia, Canadá, 6 al 10 de julio de 2008.

19. Schlumberger proporcionó diversos servicios LWD, incluidos los servicios de adquisición de registros sónicos sonicVISION, adquisición de registros multifunción EcoScope, telemetría de alta velocidad TeleScope, generación de imágenes geoVISION y mapeo de límites de capas PeriScope.

Volumen 22, no.1 25

diversos problemas relacionados con la estabili-dad del pozo. El proceso de perforación debe evi-tar las fallas mecánicas inducidas por la presencia de esfuerzos, los derrumbes y el influjo de fluidos resultante de la disociación de los hidratos y los flujos de agua somera o gas libre.

Como soporte de la expedición JIP 2009, los especialistas en geomecánica de Schlumberger evaluaron las localizaciones de perforación pro-puestas y señalaron los sitios en los que el exceso de presión de poro planteaba peligros potenciales para la perforación. Además desarrollaron méto-dos para pronosticar la estabilidad mecánica y la estabilidad de fase de los pozos perforados en sedimentos con contenido de hidratos de gas. Estos métodos consistieron en la calibración de correlaciones que relacionaban las propiedades mecánicas de los sedimentos que contenían hidratos con datos derivados de los registros y de los datos sísmicos.18 Utilizando simuladores numé-ricos, el equipo del programa JIP modeló las tem-peraturas del pozo durante la perforación y estimó la energía del impacto producido por las corrien-tes del fluido de perforación que chocaban sobre la formación desde las boquillas de las barrenas.

Estos análisis hicieron posible que el equipo del programa JIP evaluara el potencial para la falla mecánica del pozo, la disociación de los hidratos de gas y la erosión hidráulica del sedi-mento. Se desarrollaron criterios de diseño para optimizar las prácticas de selección de las barre-ras y la práctica de circulación (izquierda).

Durante la campaña de 2009, se corrieron varias herramientas LWD en los pozos del pro-grama JIP, incluida una herramienta sónica muti-polar experimental para evaluar las velocidades de corte en los sedimentos no consolidados ricos en contenido de hidratos.19 La transmisión de los datos LWD en tiempo real permitió que los especia-listas que se encontraban a bordo y en tierra firme actualizaran los modelos previos a las operaciones de perforación y diagnosticaran las situaciones de perforación. Esto hizo posible la optimización de las prácticas de perforación durante el transcurso de la expedición.

Los pronósticos efectuados con los modelos de estabilidad de pozos y temperatura de fondo de pozo fueron consistentes con los datos observados, lo cual incrementó la confianza en el modelado y

> Saturaciones estimadas y registros de pozos adquiridos a través de una zona de hidratos de gas. El proceso de inversión sísmica pronosticó niveles altos de saturación de hidratos de gas (rojos) en el Horizonte B, en la localización del Pozo H. Las altas concentraciones de hidratos de gas se infieren a partir de los valores altos de resistividad (registro amarillo) y de la lentitud de ondas sónicas (registro verde). La reducción observada en las lecturas de rayos gamma (registro azul) indica que la capa está compuesta por arena. (Adaptado de Shelander et al, referencia 14.)

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 11ORSPRG10-Hydrate Fig. 11

Tiem

po d

e trá

nsito

dob

le (i

da y

vue

lta),

ms

9,380 9,370 9,360 9,350 9,340 9,330 9,320 9,310 9,300

3,360

3,380

3,400

3,420

3,440

3,460

3,480

3,500

3,520

3,540

3,560

3,580

3,600

Saturación dehidratos, %

0 40

NE SO

Base de la zona de

estabilidad de hidratos

Horizonte A

Horizonte B

Prof

undi

dad,

pie

s

8,600

8,800

9,000

9,200

9,400

Número de línea paralela a la dirección de la adquisición

Pozo H

Rayos gammaResistividadLentitud de ondas sónicas

> Optimización de las velocidades de circulación y del diseño de la barrena para el área Green Canyon. Esta tabla muestra la potencia hidráulica por pulgada cuadrada (HSI) de la barrena, como una función del área de flujo total de la barrena y de la velocidad de circulación o de bombeo. El sombreado amarillo claro denota el rango de velocidades de circulación y tamaños de barrenas que mantiene la potencia de la barrena, entre 1 y 1.5 HSI para minimizar la erosión del pozo y optimizar la acción mecánica de la barrena. Un criterio de diseño adicional para controlar la velocidad de circulación consistió en asegurar que el hidrato de gas no se disociará durante la perforación.

Área de flujo total de la barrena, pulgadas.2

Velo

cida

d de

bom

beo,

gal

ón/m

in

420

410

270

280

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

400

3.65

3.40

3.16

2.93

2.71

2.50

2.30

2.12

1.94

1.77

1.62

1.47

1.33

1.20

1.08

0.97

0.52 0.563.13

2.92

2.71

2.51

2.32

2.14

1.97

1.81

1.66

1.52

1.39

1.26

1.14

1.03

0.93

0.83

0.602.72

2.53

2.35

2.18

2.01

1.86

1.71

1.57

1.44

1.32

1.20

1.09

0.99

0.89

0.81

0.72

0.652.36

2.19

2.04

1.89

1.74

1.61

1.48

1.36

1.25

1.14

1.04

0.95

0.86

0.78

0.70

0.63

0.692.06

1.92

1.78

1.65

1.53

1.41

1.30

1.19

1.09

1.00

0.91

0.83

0.75

0.68

0.61

0.55

0.741.80

1.68

1.56

1.44

1.34

1.23

1.14

1.04

0.96

0.88

0.80

0.73

0.66

0.59

0.53

0.48

0.79

1.59

1.48

1.38

1.28

1.18

1.09

1.00

0.92

0.84

0.77

0.70

0.64

0.58

0.52

0.47

0.42

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 12ORSPRG10-Hydrate Fig. 12

26 Oilfield Review

.Modelo elastoplástico de estabilidad del pozo en el Bloque 955 del área de Green Canyon, Pozo H. Las altas resistividades (Carril 1, naranja) indican la presencia de hidratos de gas. El Carril 2 muestra los ángulos de fricción (verde) y dilatación (púrpura). Un modelo litológico binario pronostica la existencia de ángulos de fricción mucho más altos en las arenas que en las arcillas, particularmente en las secciones más someras en las que el esfuerzo de confinamiento en la pared del pozo es bajo. El ángulo de dilatación en las arenas se estima utilizando una correlación; y se supone nulo en las arcillas. El Carril 3 muestra el módulo de Young estático (rojo) y la resistencia a la compresión no confinada (azul). Ambos valores exhiben una tendencia a incrementarse toda vez que existe hidrato de gas en las arenas objetivo principales, entre 8,077 y 8,186 pies, pero se ven relativamente inalterados por la presencia de hidratos de gas en las arcillas. El Carril 4 contiene la salida del modelo de estabilidad del pozo: presión de poro (azul), envolvente de ruptura por cizalladura (verde), esfuerzo horizontal (magenta) y esfuerzo de los estratos de sobrecarga (rojo). El peso del lodo utilizado para perforar el pozo se muestra en marrón. El modelo pronostica un pozo estable en todas partes salvo en los intervalos con sombras de color oliva, donde la envolvente de ruptura por cizalladura excede el peso del lodo. Dichos intervalos son propensos al ensanchamiento del pozo debido al fenómeno de ruptura por cizalladura. El Carril 5 muestra la diferencia (sombreado azul) entre el tamaño de la barrena (negro) y el calibrador de densidad (púrpura). El pozo se encuentra en general casi en calibre; no obstante, puede observarse cierto ensanchamiento del mismo en las zonas arenosas, situadas entre 8,000 y 8,328 pies, donde los hidratos de gas son escasos o inexistentes. El modelo de estabilidad del pozo pronostica que dichas zonas son demasiado débiles para soportar un pozo. Además, el modelo da cuenta correctamente del efecto de consolidación de los hidratos de gas en los intervalos arenosos en los que el pozo está en calibre.

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 13ORSPRG10-Hydrate Fig. 13

Prof.,pies

7,500

8,000

8,500

7,000

0 20ohm.m

Resistividad

0 150°API

Rayos gamma

–10 50grados

–10 50grados

Ángulo de dilatación

Ángulo de fricción

Resistencia a lacompresión no confinada

Módulo de Young estático

0 500MPa

0 10MPa

Peso del lodo

Presión de poro modelada

Esfuerzohorizontal modelado

Envolvente de rupturapor cizalladura modelada

Sobrecarga modelada

8 18lbm/galón

estadounidense

8 1

8lbm/galón

estadounidense8 1

8lbm/galón

estadounidense

8 18lbm/galón

estadounidense

8 18lbm/galón

estadounidense

Ruptura por cizalladura

Tamañode la barrena

Calibradorde densidad

8

8

12

12pulgadas

pulgadas

Fuera de calibre

Ensanchamiento pronosticado del pozo

Hidratosde gas en capas ricas en contenido de arcilla

Arenas objetivo que contienen hidratos de gas

Ensanchamientoobservado del pozo

en los métodos de correlación (abajo). El éxito de la campaña de perforación confirmó que con un proceso de planeación adecuada y un diseño de ingeniería cuidadoso, las formaciones con hidratos de gas pueden ser perforadas en forma segura.

Los hidratos en la Fosa de Nankai EsteOtra área de exploración de hidratos de gas es el área marina de Japón, en la región de la Fosa de Nankai este. Los datos sísmicos indican la existen-cia generalizada de reflectores BSR (próxima página, arriba). En 1999, en un proyecto de perfo-ración financiado por el gobierno de Japón en la Fosa de Nankai este se penetró con éxito un reflector BSR y se recuperó un gran número de muestras de hidratos de gas.20 Algunos años des-pués, en 2001, el gobierno japonés puso en mar-

Uno de los numerosos estudios se centró en el análisis de los registros de pozos para la determi-nación de la saturación de los hidratos de gas.23

Como los sólidos en el espacio poroso, los hidra-tos de gas son invisibles para las herramientas de

cha un proyecto de exploración, de 18 años de duración, para evaluar la distribución de los hidratos de gas, estimar las reservas y desarro-llar un campo de hidratos de metano.21

Como parte de este programa, se adquirieron levantamientos sísmicos 2D y 3D y se perforaron 32 pozos, a través del reflector BSR, en profundidades de agua de 722 a 2,033 m [2,370 a 6,670 pies]. La base de la zona de estabilidad de los hidratos oscila entre 177 y 345 m [581 y 1,132 pies] por debajo del fondo marino. De los pozos perforados, 16 fueron registrados con herramientas LWD, de 12 se extra-jeron núcleos, 2 fueron registrados con herramien-tas operadas con cable, y sólo uno se equipó con sensores de temperatura de largo plazo.22 Los núcleos se recuperaron de una variedad de sedi-mentos ricos en hidratos (próxima página, abajo).

Volumen 22, no.1 27

resonancia magnética nuclear (RMN). Si bien existen átomos de hidrógeno tanto en el agua como en el metano, se encuentran inmovilizados en la estructura reticulada de los hidratos y sus espines no pueden ser manipulados con la herra-mienta de RMN. Su ausencia de la medición de RMN se traduce en un valor de porosidad que es típicamente menor que el valor medido con otras herramientas. Esta diferencia puede ser utilizada para estimar el volumen de hidratos. El método es análogo a la técnica que evalúa la diferencia entre el registro de densidad y el de resonancia magnética DMR, desarrollada para determinar la saturación de gas en yacimientos de gas.24

20. Matsumoto R, Takedomi Y y Wasada H: “Exploration of Marine Gas Hydrates in Nankai Trough, Offshore Central Japan,” presentado en la Convención Anual de la AAPG, Denver, 3 al 6 de junio de 2001.

21. Fukuhara M, Sugiyama H, Igarashi J, Fujii K, Shun’etsu O, Tertychnyi V, Shandrygin A, Pimenov V, Shako V, Matsubayashi O y Ochiai K: “Model-Based Temperature Measurement System Development for Marine Methane Hydrate-Bearing Sediments,” Actas de la 5a Conferencia Internacional sobre Hidratos de Gas, Trondheim, Noruega, 13 al 16 de junio de 2005.

22. Takahashi H y Tsuji Y: “Multi-Well Exploration Program in 2004 for Natural Hydrate in the Nankai-Trough Offshore Japan,” artículo OTC 17162, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 2 al 5 de mayo de 2005.

23. Murray D, Kleinberg R, Sinha B, Fukuhara M, Osawa O, Endo T y Namikawa T: “Formation Evaluation of Gas Hydrate Reservoirs,” Actas del 46o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo SSS.

24. Freedman R, Cao Minh C, Gubelin G, Freeman JJ, McGinness T, Terry B y Rawlence D: “Combining NMR and Density Logs for Petrophysical Analysis in Gas-Bearing Formations,” Actas del 39o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA, Keystone, Colorado, EUA, 26 al 29 de mayo de 1998, artículo II.

> La región de la Fosa de Nankai en el área marina de Japón. Las localizaciones de perforación en el área de la Fosa de Nankai este se muestran como puntos rojos (inserto). Los reflectores sísmicos BSR (púrpura) indican la presencia de hidratos a lo largo de vastas áreas.

2000

0 200km

2000 millas

0 200km

M a r d e l J a p ó n

J A P Ó N

F o s a d e N a n k a i

500 millas

0 50km

Gamagori

O C É A N O P A C Í F I C O

Ma

r d

eC

hi n

a O

r ie

nt a

l

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 14ORSPRG10-Hydrate Fig. 14

> Hidratos de gas de la Fosa de Nankai este. En un sitio, el hidrato de gas (blanco) ocupa una capa dentro de una zona de limo-lodo (izquierda). En otro sitio, el hidrato de gas se disemina en el espacio poroso de una capa de arena (derecha). La escala es centimétrica.

28 Oilfield Review

Dicha técnica ayudó a los analistas de regis-tros a estimar la saturación a partir de los regis-tros adquiridos con cable en un pozo de la Fosa de Nankai este.25 Las mediciones de los registros de rayos gamma, calibrador, resistividad, neutrón, densidad, resonancia magnética y sónico mostra-ron una alternancia de capas con contenido de hidratos y sin contenido de hidratos (izquierda). La diferencia entre las porosidades detectadas con la herramienta de resonancia magnética y las computadas a partir de los datos obtenidos con la herramienta de densidad corresponde al volumen aproximado de hidratos contenidos en los sedi-mentos. Las saturaciones calculadas a partir de las respuestas de los registros de resistividad y resonan-cia magnética son comparables, excepto cuando los derrumbes han afectado las lecturas de los re-gistros de densidad y resonancia magnética. Los derrumbes se producen principalmente en las capas que no contienen hidratos.

Utilizando todos los datos de núcleos, regis-tros y sísmicos disponibles, los especialistas esti-man que el volumen total de gas metano presente en el área estudiada de la Fosa de Nankai este es de 40 Tpc [1.1 trillón de m3].26

El programa de Japón anunció recientemente que procederá con los preparativos para efectuar pruebas de campo de la productividad de los hidra-tos de gas en sitios de la Fosa de Nankai.27

La búsqueda de hidratos en IndiaLos hidratos de gas constituyen además una fuente potencial de energía para la India, país que actualmente no produce suficiente petróleo y gas para alimentar su economía en crecimiento. La presencia de hidratos de gas en los márgenes continentales de la India ha sido inferida a partir de los reflectores BSR observados en los datos sísmicos. El total estimado de recursos prove-nientes de los hidratos de gas natural del país se calcula en 1,894 trillones de m3 [66,880 Tpc].28

En 1997, el gobierno de la India formó el Programa Nacional de Hidratos de Gas (NGHP) para explorar y desarrollar los recursos de hidratos de gas del país. La primera expedición del NGHP, llevada a cabo en 2006, exploró cuatro áreas del Océano Índico (izquierda). El objetivo principal de la Expedición NGHP 01 fue el desarrollo de activi-

, Sitios de exploración (círculos rojos) de la expedición 2006 del Programa Nacional de Hidratos de Gas de la India (NGHP). Un equipo científico a bordo de la embarcación de perforación JOIDES Resolution evaluó los datos de 39 pozos en cuatro regiones diferentes. Las muestras de la región de Krishna-Godavari (inserto) contenían acumulaciones significativas de hidratos. (Adaptado de Collett et al, referencia 29.)

I N D I A

BANGLADESH

IslasAndaman

Mahanadi

Krishna-Godavari

Chennai

Mumbai

KeralaKonkan

BURMA

km

millas0

0 500

500

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 17ORSPRG10-Hydrate Fig. 17

16A7A-D

20A12A13A

2A-B10A-D 3A-C

4A11A

5A-E

6A

15A14AKrishna-Godavari

> Evaluación de formaciones en una zona de hidratos. El Carril 1 corresponde a los registros de rayos gamma (verde) y calibrador (línea negra sólida). El relleno azul indica los intervalos con derrumbes. El Carril 2 contiene datos de resistividad de lectura somera y profunda. Las resistividades altas corresponden a las zonas ricas en hidratos. La existencia de resistividades bajas implica la presencia de laminaciones sin capas de hidratos que tienden a derrumbarse durante la perforación. El Carril 3 contiene los registros de porosidad-neutrón (línea azul de puntos), porosidad-densidad (rojo), porosidad RMN (negro) y la porosidad DMR que se obtiene a partir de las mediciones de densidad y RMN (verde). El sombreado dorado representa el volumen de hidratos de gas. El Carril 4 muestra las saturaciones de agua calculadas a partir de la resistividad (rojo) y de la porosidad DMR (azul). Los numerosos picos observados en los Carriles 3 y 4 se correlacionan con los derrumbes del pozo.

Porosidad-densidad

Porosidad RMN

Porosidad-neutrón

Porosidad DMR

Saturaciónde agua DMR

Saturación de aguaa partir del registro

de resistividad

X10

X20

X30

X40

Rayos gammaProf

undi

dad,

m

Calibrador

Tamaño dela barrena

Derrumbe

0 100ºAPI

10 20pulgadas

10 20pulgadas

Resistividad somera

Resistividadprofunda

0.2 200ohm.m

0.2 200ohm.m

080

080

080

%

%

%

080 %

Diferencia deporosidad

%

%

100

100

0

0

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 16ORSPRG10-Hydrate Fig. 16

Volumen 22, no.1 29

dades analíticas, de perforación, de extracción de núcleos, y de adquisición de registros para evaluar la presencia geológica, el contexto regional y las características de los depósitos de hidratos de gas a lo largo de los márgenes continentales de la India.29

El equipo a cargo de la expedición estaba com-puesto por más de 100 científicos y profesionales representantes de más de 30 universidades, institu-tos nacionales y compañías. Durante la operación que insumió 113 días, la embarcación para perfora-ción oceánica científica JOIDES Resolution per-foró 39 pozos en profundidades de agua oscilantes entre 907 y 2,674 m [2,975 y 8,774 pies]. Los cientí-ficos recuperaron 2,850 m [9,350 pies] de núcleos, registraron 12 pozos con herramientas LWD y 13 pozos adicionales con herramientas operadas con cable, y efectuaron seis levantamientos sís-micos de pozos.

Los núcleos indican que los hidratos están presentes en una diversidad de ambientes. En el Océano Índico, como en otros lugares del mundo, los hidratos ocurren en sedimentos de grano grueso. Más sorprendente fue el volumen de hidratos descubiertos en sedimentos de grano fino, en los que aparecen como capas, lentes y filones subverticales delgados, orientados en una dirección primaria, con cierto cruzamiento en una dirección secundaria.

En los intervalos en los que los hidratos resi-den en el espacio poroso, se puede utilizar la rela-ción de Archie para determinar la saturación. No obstante, en otras zonas, por ejemplo donde los hidratos ocupan fracturas en los sedimentos de baja permeabilidad, el método no es aplicable pero pueden utilizarse registros e imágenes de resistividad para identificar las fracturas rellenas con hidratos.

Las imágenes generadas con una herramienta LWD de resistividad frente a la barrena RAB mues-tran claramente la existencia de fracturas resisti-vas rellenas con hidratos y fracturas conductivas, en diversos pozos de la región de Krishna-Godavari.30 Las fracturas en la mayoría de los pozos analizados exhiben echados pronunciados; osci-lantes entre 70° y 80° (derecha). Las orientacio-nes de los esfuerzos, calculadas a partir de los

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 18ORSPRG10-Hydrate Fig. 18

70

Prof

undi

dad,

m

65

75

60 120 1.3 2.0 0.2 200ohm.mg/cm3°API

Resistividadprofunda

Resistividadintermedia

Resistividadsomera

Rayosgamma Densidad

8 20pulg

Calibrador

E S O E S O

ConductivaResistiva

Imagen de resistividad de lectura profunda

mejorada estáticamente

Imagen de resistividadde lectura profunda

mejorada dinámicamente

50 60 70 80

Echado, grados

Echado ydirección del

echadoFractura conrelleno de

hidratos de gas

ConductivaResistiva

25. Murray DR, Kleinberg RL, Sinha BK, Fukuhara M, Osawa O, Endo T y Namikawa T: “Saturation, Acoustic Properties, Growth Habit, and State of Stress of a Gas Hydrate Reservoir from Well Logs,” Petrophysics 47, no. 2 (Abril de 2006): 129–137.

26. Fujii T, Saeki T, Kobayashi T, Inamori T, Hayashi M, Takano O, Takayama T, Kawasaki T, Nagakubo S, Nakamizu M y Yokoi K: “Resource Assessment of Methane Hydrate in the Eastern Nankai Trough, Japan,” artículo OTC 19310, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de 2008.

27. Masuda Y, Yamamoto K, Tadaaki S, Ebinuma T y Nagakubo S: “Japan’s Methane Hydrate R&D Program

Progresses to Phase 2,” Fire in the Ice (Otoño de 2009): 1–6,http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/Newsletter/MHNewsFall09. pdf#Page=1 (Se accedió el 9 de marzo de 2010).

28. Gobierno de India, Dirección General de Hidrocarburos: “Gas Hydrate: R&D Advances in India,” http://www.dghindia.org/NonConventionalEnergy. aspx?tab=2#3 (Se accedió el 17 de febrero de 2010).

29. Servicio Geológico de EUA, “Results of the Indian National Gas Hydrate Program (NGHP) Expedition 01,” http://energy.usgs.gov/other/gashydrates/india.html (Se accedió el 17 de febrero de 2010).

Collett TS, Riedel M, Cochran J, Boswell R, Kumar P, Sathe A y el Grupo Científico de la Expedición NGHP 01:

“Geologic Controls on the Occurrence of Gas Hydrates in the Indian Continental Margin: Results of the Indian National Gas Hydrate Program (NGHP) Expedition 01,” adaptado en base a una presentación oral realizada en la Convención Anual de la AAPG, San Antonio, Texas, 20 al 23 de abril de 2008, http://www.searchanddiscovery. net/documents/2008/08135collett/ndx_collett01.pdf (Se accedió el 17 de febrero de 2010).

30. Cook A y Goldberg D: “Stress and Gas Hydrate-Filled Fracture Distribution, Krishna-Godavari Basin, India,” Actas de la 6a Conferencia Internacional sobre Hidratos de Gas, Vancouver, British Columbia, Canadá, 6 al 10 de julio de 2008.

> Imagen de la pared del pozo y núcleo de la región de Krishna-Godavari. Entre los registros adquiridos en el Pozo NGHP-01-10A, un registro de imágenes de las paredes del pozo (Carriles 4 y 5) exhibe un hidrato de gas de alta resistividad (colores claros) en fracturas de inclinación pronunciada (Carril 6). Los echados oscilan consistentemente entre 70° y 80°. (Registro, cortesía de Ann Cook, Observatorio Terrestre de Lamont-Doherty.) El núcleo (inserto) muestra el hidrato de gas (blanco) que rellena una fractura en los sedimentos negros de grano fino. (Fotografía, cortesía de la Expedición NGHP 01.)

30 Oilfield Review

datos de echados, indican una dirección del esfuerzo horizontal máximo perpendicular al borde del Talud Continental de la India; un hallazgo que es inconsistente con los de otros márgenes continen-tales pasivos documentados para pozos más pro-fundos que los del estudio NGHP. Esta contradicción indica que las fracturas pueden estar relacionadas con deslizamientos y desprendimientos locales, lo cual implica la existencia de esfuerzos someros en vez de esfuerzos tectónicos profundos.31

El intervalo de fracturas con relleno de hidra-tos, dominado por la presencia de lutitas en el Sitio NGHP-01-10 es una de las acumulaciones marinas de hidratos de gas más ricas que se haya descubierto.32 Entre los resultados de la expedi-ción se encuentra el descubrimiento de una de las acumulaciones más profundas de hidratos de gas que se conoce: en el Sitio NGHP-01-17, en el área marina de las Islas Andamán, a 600 m [1,970 pies]

por debajo del fondo marino se hallaron capas de cenizas volcánicas con contenido de hidratos de gas. Los planes futuros requieren la ejecución de un proyecto piloto para producir metano de algu-nas de estas localizaciones.

Otros esfuerzos de exploraciónLos éxitos de las campañas de exploración de hidratos marinos, llevadas a cabo en Japón e India, incentivaron a los grupos de otros países a ir en busca de programas similares. Por ejemplo, en China se han puesto en marcha proyectos de inves-tigación en áreas propicias para la estabilidad de los hidratos.

La primera expedición asociada con los hidra-tos de gas de China, denominada GMGS-1, fue llevada a cabo por el Servicio Geológico Marino de Guangzhou (GMGS), el Servicio Geológico de China (CGS) y el Ministerio de Tierras y Recursos

Naturales de la República Popular de China. La embarcación de perforación geotécnica y cientí-fica Bavenit visitó ochos sitios del área de Shenhu, en el Mar del Sur de China. Con esta expedición, el equipo de proyecto describió tanto una nueva provincia de hidratos de gas como un modo potencialmente nuevo de distribución de hidra-tos dentro de los sedimentos.33

En cada sitio se perforó un pozo piloto que luego se registró con una serie de herramientas de alta resolución, para pozos de diámetro reducido, operadas con cable. A partir de estos registros, se tomó la decisión de construir de inmediato un pozo adyacente para la extracción de núcleos o bien desplazarse hacia otro sitio.

En tres de los cinco sitios de los que se extra-jeron núcleos se detectó la presencia de hidratos de gas en sedimentos ricos en arcilla y ricos en limo, situados directamente por encima de la base de la zona de estabilidad de los hidratos. El espesor de las capas ricas en hidratos oscilaba entre 10 y 25 m [33 y 82 pies]. Los hidratos se distribuían en forma uniforme en un 20% a un 40% del volumen poroso, a través de estos sedi-mentos de grano fino. Si bien es común encontrar hidratos dispersos en sedimentos de grano grueso y fracturas rellenas con hidratos en sedimentos con predominio de arcillas, rara vez se han visto hidratos diseminados en capas de granos extre-madamente finos con saturaciones tan elevadas.

El análisis posterior de las muestras y los datos recolectados durante la expedición seguirá en el GMGS y en diversos laboratorios de China, y se encuentra en discusión la ejecución de expedicio-nes potenciales futuras al área de Shenhu y a otras regiones del margen del Mar del Sur de China.

Producción de metano a partir de hidratosSi bien muchos países y organizaciones están des-cubriendo hidratos de gas, presentes en forma abundante y generalizada, aún no se ha superado el problema de cómo producir metano a partir esos hidratos de manera segura, eficiente y econó-mica. A la hora de encarar este problema, una prioridad absoluta es la comprensión de los meca-nismos de disociación de los hidratos en los dife-rentes hábitats.

La seguridad constituye también un tema importante. Los hidratos existentes en el espacio poroso fortalecen la matriz de granos, pero cuando el hidrato sólido se convierte en gas y agua, el volumen de material de relleno de poros puede incrementarse significativamente; el sedi-mento se fluidifica, comprometiendo la resisten-cia y la rigidez de la columna de sedimento. Esto puede ocasionar la compactación del sedimento

> El Campo Mallik, situado en los Territorios del Noroeste de Canadá. El Campo Mallik ha sido el sitio de descubrimientos e investigación de hidratos desde el año 1972. El sitio es accesible sólo en invierno por medio de un camino de hielo. (Fotografía, cortesía de Scott Dallimore del Servicio Geológico de Canadá.)

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 19ORSPRG10-Hydrate Fig. 19

Camino de hielo

Mallik

Inuvik

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0 50

50

B a h í ad e

Ma c k e n z i e

M a r d e

B e a u f o r t

Volumen 22, no.1 31

en la zona productiva y en la sobrecarga, la deses-tabilización de las fallas, la producción de arena y otros procesos con posibilidades de dañar poten-cialmente la infraestructura. Las técnicas de explotación de hidratos tendrán que prosperar sin generar la inestabilidad de los sedimentos.

Para recuperar metano de hidratos, los espe-cialistas coinciden en que la explotación de los hidratos en los sedimentos arenosos presenta la mayor probabilidad de éxito y requiere la inversión más baja en nueva tecnología.

Dos técnicas principales han sido probadas en el campo para recuperar metano de los hidratos: el calentamiento y la despresurización. Para lograr facilidad de acceso, se han efectuado pruebas en acumulaciones de hidratos terrestres, en regiones con permafrost. Y se han llevado a cabo pruebas generales en el Campo Mallik de hidratos de gas, en los Territorios del Noroeste de Canadá, y en el área prospectiva de Mount Elbert en Alaska.

Producción de hidratos de gas en el Campo MallikEl Campo Mallik, situado en el Delta del Río Mackenzie en el Mar de Beaufort, posee vastos antecedentes en materia de investigación de los hidratos de gas (página anterior).34 En ese campo se descubrieron hidratos en 1972, durante una operación de perforación exploratoria llevada a cabo por Imperial Oil Ltd. A comienzos de la década de 1990, el Servicio Geológico de Canadá (GSC) emprendió una evaluación regional de los hidratos de gas en el área del Delta del Mackenzie. Posteriormente, en 1998, Japan National Oil Corporation (JNOC) y GSC, trabajando con muchas otras instituciones, ejecutaron el Programa de Pozos de Investigación de Hidratos de Gas 2L-38.

Los resultados de estos estudios establecen al Campo Mallik como una de las acumulaciones más concentradas de hidratos de gas de todo el mundo.35 Se observan secuencias interestratificadas de are-nas ricas en hidratos, a profundidades que oscilan entre 890 y 1,106 m [2,920 y 3,629 pies], con ciertas capas que exceden 30 m [100 pies] de espesor.36 En algunas zonas, las saturaciones de hidratos exce-den el 80% (arriba, a la derecha). La abundancia de datos del subsuelo disponibles, la ventaja del acceso por tierra, y las semejanzas con muchos depósitos de hidratos marinos convierten al Campo Mallik en un sitio atractivo para la investigación.

En el año 2002, se puso en marcha un nuevo pro-grama para efectuar pruebas de producción de los hidratos del Campo Mallik.37 El programa de investi-

gación de la producción incluyó a GSC y JNOC, ade-más de la colaboración formal con el Programa Internacional de Perforación Científica Continental e instituciones de EUA, Alemania e India. Se per-foró, registró y entubó un pozo de producción de 1,166 m [3,825 pies], del que además se extrajeron núcleos, y se perforaron y entubaron dos pozos de observación de 1,188 m [3,898 pies]. La respuesta de la formación al proceso de estimulación térmica y despresurización fue monitoreada utilizando sen-sores de fibra óptica para registrar la distribución de la temperatura (DTS), instalados en cada pozo, técnicas de adquisición de registros de repetición (técnica de lapsos de tiempo) en pozo entubado, en

el pozo de producción, y levantamientos sísmicos entre pozos, en los pozos de monitoreo.

El intervalo de 13 m [43 pies], seleccionado para la prueba térmica, correspondía a una are-nisca relativamente limpia limitada por lutitas y situada por debajo del permafrost, con un grado de saturación de hidratos oscilante entre 70% y 85%.38 La salmuera calentada se hizo circular más allá de los disparos abiertos. El fluido y el gas producido retornaron a la superficie en el espacio anular situado entre la sarta de circulación y la tubería de revestimiento. Durante la prueba de cinco días de duración, la producción acumulada de gas alcanzó 516 m3 [18.2 Mpc].39

>Muestra de núcleos de hidratos de gas del Campo Mallik recolectada en el año 2002. El hidrato de gas (blanco) reside dentro del espacio poroso de un conglomerado guijarroso. (Fotografía, cortesía de Scott Dallimore del Servicio Geológico de Canadá.)

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 20ORSPRG10-Hydrate Fig. 20

31. Cook and Goldberg, referencia 30.32. Collett et al, referencia 29. 33. Zhang H, Yang S, Wu N, Su X, Holland M, Schultheiss

P, Rose K, Butler H, Humphrey G y el Equipo de Ciencia de la expedición GMGS-1: “Successful and Surprising Results for China’s First Gas Hydrate Drilling Expedition,” Fire in the Ice (Otoño de 2007): 6–9, http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/Newsletter/HMNewsFall07.pdf (Se accedió el 17 de febrero de 2010).

34. Dallimore SR, Collett TS, Uchida T, Weber M, Chandra A, Mroz TH, Caddel EM, Inoue T, Takahashi H, Taylor AE y el Equipo de Investigación de Hidratos de Gas del Campo Mallik: “The Mallik Gas Hydrate Field: Lessons Learned from 30 Years of Gas Hydrate Investigation,” AAPG Bulletin 88, no. 13 (suplemento), 2004.

35. Dallimore et al, referencia 34.36. Dallimore SR, Uchida T y Collett TS (eds): Resultados

Científicos del Pozo de Investigación de Hidratos de Gas Mallik 2L-38 de JAPEX/JNOC/GSC, Delta del Río Mackenzie, Territorios del Noroeste, Canadá: Geological Survey of Canada Bulletin 544, 1999.

37. Dallimore SR y Collett TS (eds): Resultados Científicos del Programa de Pozos de Investigación de la Producción de Hidratos de Gas Mallik 2002, Delta del Río Mackenzie, Territorios del Noroeste, Canadá: Geological Survey of Canada Bulletin 585, 2005, disponible en http://geoscan.ess.nrcan.gc.ca/cgi-bin/starfinder/0?path=geoscan.fl&id=fastlink&pass=&search=R%3D220702&format=FLFULL (Se accedió el 1º de abril de 2010).

“The Mallik 2002 Consortium: Drilling and Testing a Gas Hydrate Well,” Programa Nacional de Investigación y Desarrollo de Hidratos de Metano del Departamento de Energía de EUA, http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/FutureSupply/MethaneHydrates/projects/DOEProjects/Mallik-41007.html (Se accedió el 11 de febrero de 2010).

38. Anderson BI, Collett TS, Lewis RE y Dubourg I: “Using Open Hole and Cased-Hole Resistivity Logs to Monitor Gas Hydrate Dissociation During a Thermal Test in the Mallik 5L-38 Research Well, Mackenzie Delta, Canada,” Petrophysics 49, no. 3 (Junio de 2008): 285–294.

39. Dallimore and Collett, referencia 37.

32 Oilfield Review

Las diferencias observadas en los registros de resistividad adquiridos en agujero descubierto antes de la prueba y los registros de resistividad adquiridos en pozo entubado después de la prueba fueron utilizadas para determinar el radio de diso-ciación de los hidratos a través del intervalo de la prueba (arriba).40 El análisis indicó que el radio de disociación no era uniforme y que alcanzaba su mayor dimensión cerca de la salida de la sarta de circulación, donde los sensores DTS de fibra óptica habían registrado las temperaturas más elevadas. Además de las variaciones de tempera-tura producidas en la zona, las variaciones de porosidad y permeabilidad y la invasión de agua pueden haber afectado el intercambio de calor con la formación.

A mayor profundidad en el pozo de prueba, también se efectuaron pruebas de caída de pre-sión de pequeña escala en seis zonas ricas en hidratos utilizando un probador modular de la dinámica de la formación MDT modificado.41 Con la herramienta se recolectaron muestras de gas y agua, y se midieron los cambios producidos en la presión y en las tasas de flujo. Después del análi-sis de éstos y otros datos, junto con los esfuerzos

intensivos en materia de modelado numérico, el equipo de investigación llegó a la conclusión de que la despresurización sería un método más efectivo que la estimulación termal para inducir la disociación de los hidratos.

La fase siguiente de investigación de las prue-bas de producción del Campo Mallik tuvo lugar en los inviernos de 2007 y 2008. Para este proyecto, Japón estuvo representado por Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), y Canadá, por Natural Resources Canada. El Instituto de Investigación Aurora, en Inuvik, Territorios de Noroeste, actuó como operador. Este programa fue diseñado para promover las pruebas de producción a largo plazo, utilizando una técnica de despresuri-zación. Además, se enfatizó significativamente el diseño y las pruebas de diversas técnicas de moni-toreo geofísico y la evaluación de tecnologías de terminación de fondo de pozo para la producción de hidratos de gas.

Las operaciones correspondientes al primer invierno—el sitio sólo es accesible cuando el camino de hielo de 200 km [124 millas] prove-niente de Inuvik se congela—consistieron en la instalación de la infraestructura del pozo y la ejecu-

ción de una prueba de producción corta en el Pozo Mallik 2L-38 perforado como parte del pro-grama de investigación de 1998. La zona de la prueba correspondió a un intervalo de 12 m [39 pies], cer-cano a la base de una zona rica en hidratos. Por debajo de los disparos se colocó un sistema de bombeo ESP para despresurizar la formación mediante la reducción del nivel de agua en el pozo. Debido a restricciones de permisos, existentes durante el primer año, los planes de las operacio-nes requirieron la eliminación del agua producida en el mismo pozo. Para lograr este objetivo, el gas se separó del agua en el pozo; la producción de gas se llevó a la superficie y el agua producida se rein-yectó en las zonas de agua por debajo del intervalo de prueba de hidratos de gas.42

La prueba de producción de abril de 2007 se efectuó sin medidas de control de la producción de arena para monitorear y medir la respuesta directa de la formación a la caída de presión.43 Como se pre-veía, se produjo un volumen significativo de arena; el cual alcanzó niveles tales que la prueba se abre-vió después de 60 horas. No obstante, durante las 12.5 horas más exitosas del bombeo, se produjeron 830 m3 [29.3 Mpc] de gas, un volumen superior al de los cinco días de estimulación térmica de la

40. Anderson et al, referencia 38.41. Hancock SH, Dallimore SR, Collett TS, Carle D,

Weatherill B, Satoh T e Inoue T: “Overview of Pressure-Drawdown Production-Test Results for the JAPEX/JNOC/GSC et al. Mallik 5L-38 Gas Hydrate Production Research Well,” en Dallimore SR y Collett TS (eds): Resultados Científicos del Programa de Pozos de Investigación de la Producción de Hidratos de Gas Mallik 2002, Delta del Río Mackenzie, Territorios del Noroeste, Canadá: Geological Survey of Canada Bulletin 585, 2005, disponible en http://geoscan.ess.nrcan.gc.ca/cgi-bin/starfinder/0?path=geoscan.fl&id=fastlink&pass=&search=R%3D220702&format=FLFULL (Se accedió el 1º de abril de 2010).

42. Yamamoto K y Dallimore S: “Aurora-JOGMEC-NRCan Mallik 2006-2008 Gas Hydrate Research Project Progress,” Fire in the Ice (Verano de 2008): 1–5, http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/Newsletter/HMNewsSummer08.pdf#Page=1 (Se accedió el 17 de febrero de 2010).

43. “Energy from Gas Hydrates: Assessing the Opportunities & Challenges for Canada,” Report in Focus (Julio de 2008), http://www.scienceadvice.ca/documents/(2008_07_07)_GH_Report_in_Focus.pdf (Se accedió el 27 de enero de 2010).

44. Hancock et al, referencia 41.45. Report in Focus, referencia 43.46. “Assessment of Gas Hydrate Resources on the North

Slope, Alaska, 2008,” Servicio Geológico de EUA, Hoja Informativa 2008-3073 (Octubre de 2008), http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3073/pdf/FS08-3073_508.pdf (Se accedió el 18 de enero de 2010).

47. “Alaska North Slope Gas Hydrate Reservoir Characterization,” Programa Nacional de Investigación y Desarrollo de Hidratos de Metano, Departamento de Energía de EUA, http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/futuresupply/methanehydrates/projects/DOEProjects/Alaska-41332.html (Se accedió el 18 de enero de 2010).

48. Collett TS: “Natural Gas Hydrates of the Prudhoe Bay and Kuparuk River Area, North Slope, Alaska,” AAPG Bulletin 77, no. 5 (Mayo de 1993): 793–812.

> Determinación del volumen de disociación de los hidratos. Los registros se adquirieron antes y después de una prueba de producción por estimulación térmica en 2002, efectuada en el Campo Mallik (izquierda). Los registros de resistividad adquiridos en agujero descubierto antes de la prueba (naranja) fueron comparados con los registros de resistividad de la formación adquiridos en pozo entubado CHFR, corridos con posterioridad (púrpura) para determinar el radio de disociación de los hidratos en el intervalo de la prueba. Las diferencias corresponden a un radio de disociación modelado (derecha) que varía con la profundidad. (Adaptado de Anderson et al, referencia 38.)

Radio del pozo

Radio de disociación

900

910

920

930

1 10 100 1,000

Prof

undi

dad,

m

Resistividad, ohm.m

Collar

Collar

Registro CHFR

Modelo CHFR

Registro de resistividadadquirido en agujero descubiertoModelo de resistividad

–2 –1 0 1 2

Radio, m

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 21ORSPRG10-Hydrate Fig. 21

Volumen 22, no.1 33

prueba de 2002.44 La producción de arena fue mucho mayor de lo que se había previsto, problema que habría que superar en las operaciones futuras. El equipo planificó retornar al año siguiente, cuando las condiciones de congelamiento permitie-ran continuar con las operaciones.

Después de examinar la experiencia adqui-rida desde la primera operación invernal, el equipo regresó a Mallik en el invierno de 2008 con un programa de investigación simplificado. Esta vez, el agua producida se envió a la superfi-cie y se reinyectó en un pozo de eliminación de agua. Además se instaló un arreglo de cedazos con exclusión de arena diseñado a medida, antes de la prueba, para limitar el influjo de arena en el pozo (derecha). La prueba de seis días de dura-ción fue altamente exitosa, con flujos de gas sos-tenidos oscilantes entre 2,000 y 4,000 m3/d [70 y 140 Mpc/d].45 Las operaciones continuaron sin problemas con tres caídas de presión proyecta-das. Las pruebas del Campo Mallik demostraron con éxito una prueba de concepto, a escala de campo, para la producción de gas a partir de hidratos mediante despresurización utilizando tecnologías convencionales de campos petroleros adaptadas para las condiciones árticas.

Producción de hidratos de gas en AlaskaEl USGS ha estudiado las acumulaciones de hidra-tos de gas en el Talud Norte de Alaska y actual-mente estima que contienen entre 714,000 y 4,468,000 millones de m3 [25.2 y 157.8 Tpc] de gas natural técnicamente recuperable sin descu-brir.46 Gran parte de este recurso se encuentra en los depósitos de hidratos de gas cercanos a las instalaciones de producción de petróleo y gas (derecha).47

Los primeros trabajos sobre los hidratos de esta área se remontan al año 1972, en que ARCO y Exxon perforaron y probaron el Pozo Northwest Eileen State-2, y extrajeron núcleos de hidratos de metano de este pozo.48 No obstante, esas prue-bas indicaron tasas de producción subcomercial; en consecuencia, las zonas de hidratos de gas de Alaska no se consideraron yacimientos potencia-les de gas sino que fueron tratadas como riesgos de perforación a abordar cuando se desarrollaran objetivos más profundos.

> Terminación de pozo para la prueba de producción por despresurización 2008 del Campo Mallik. Un sistema de bombeo eléctrico sumergible (ESP) instalado por encima de los disparos despresurizó la formación mediante la reducción del nivel de agua en el pozo. Los cedazos de exclusión de arena impidieron el influjo de arena en el pozo desde la formación no consolidada. La disociación de los hidratos produjo gas y agua. Después de separar el gas del agua, el gas fluyó hacia la superficie y el agua producida se muestreó y reinyectó en un pozo independiente de eliminación de agua. (Adaptado de Yamamoto y Dallimore, referencia 42.)

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 22ORSPRG10-Hydrate Fig. 22

650

890

1,070

1,100

Prof

undi

dad,

m

Calentador

AguaGas

ESP

Sensores depresión y temperatura

Cedazo (filtro)de exclusión de arena

Tapón puente

Separador de gas

Acuíferos

Zona con permafrost

. Hidratos de gas en Alaska. El sistema petrolero total con hidratos de gas del norte de Alaska aparece sombreado en azul-gris. El límite de la zona de estabilidad de los hidratos de gas se encuentra delineado en rojo. El área cubierta con el levantamiento sísmico 3D se muestra como un rectángulo con guiones rojos. (Modificado a partir de la Hoja Informativa del USGS 2008-3073, referencia 46).

Point Barrow

Prudhoe Bay

O C É A N O Á R T I C O

1000 millas

0 100km

Reserva Nacional dePetróleo-Alaska

Sistema petrolero total con hidratosde gas del Norte de Alaska

Refugio Nacional deVida Silvestre del Ártico

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 23ORSPRG10-Hydrate Fig. 23

Alaska EUA CANADÁ

Levantamientosísmico 3D Milne Point

Campo petroleroPrudhoe Bay

Campo petroleroKuparuk River

Pozo Mount Elbert

34 Oilfield Review

La evaluación reciente de los hidratos de gas de Alaska como recurso se inició en el año 2001 con un programa de investigación, en un esfuerzo de colaboración entre BP Exploration Alaska Inc., el Departamento de Energía de EUA y el USGS. BP proveyó un levantamiento sísmico 3D de su unidad de producción Milne Point. A través del análisis de los datos sísmicos 3D, los registros de pozos públicos y los estudios de modelado de yacimientos, los científicos del USGS identifica-ron diversas acumulaciones potenciales. El área prospectiva más destacada fue seleccionada para la adquisición de datos de registros de pozos y obtención de núcleos.

En el año 2007, el equipo de proyecto perforó y recolectó datos del pozo de investigación de hidratos de gas Mount Elbert.49 Se encontraron formaciones con contenidos de hidratos a una profundidad de 550 a 760 m [1,800 a 2,500 pies] por debajo de la superficie. Como precaución frente a la disociación de hidratos y la desestabi-lización del pozo, el fluido de perforación a base de aceite se enfrió hasta alcanzar una tempera-tura inferior a 0°C [32°F]. El pozo resultante se mantuvo en calibre, lo cual posibilitó la recolec-ción de datos de alta calidad.

Los datos incluyen registros LWD y registros extensivos adquiridos con cable en agujero descu-bierto, más de 152 m [500 pies] de núcleos conti-nuos y pruebas de presión MDT. Los analistas de registros confirmaron la presencia de 100 pies de

arena saturada con hidratos en la que las porosida-des alcanzan el 40%, las permeabilidades intrínse-cas se encuentran en el rango múltiple-Darcy y las saturaciones de los hidratos varían entre 45% y 75%.50

> Prueba de producción de hidratos de gas. Se utilizó una herramienta MDT para reducir la presión del pozo mediante la extracción de agua de una capa que contenía altas saturaciones de hidratos de gas. Entre los períodos de extracción de fluidos, o flujo, se cerró la bomba, se monitoreó el incremento de presión y se recolectaron muestras de gas y agua. Durante el primer período de flujo, la presión de fondo de pozo (azul) se mantuvo por encima de la presión de estabilidad de los hidratos (verde), de modo que no se produjo metano. Durante el segundo y tercer períodos de flujo, la presión de fondo de pozo se redujo hasta alcanzar una presión inferior a la presión de estabilidad, lo cual permitió que el hidrato de gas se disociara y se produjera gas. (Adaptado de Anderson et al, referencia 51.)

Pres

ión

de fl

ujo

de fo

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de p

ozo,

MPa

0

2

4

6

8

10

12

–2

–1

0

1

2

3

4

Tem

pera

tura

de

flujo

de

fond

o de

poz

o, ºC

Tiempo de la prueba, h

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Período deflujo final 1

Período deflujo final 2

Período deflujo final 3

Presión de flujo de fondo de pozo

Presión de estabilidad de hidratos con la temperatura FBHT inicialTemperatura de flujo de fondo de pozo (FBHT)

Oilfield ReviewSpring 10Hydrates Fig. 24ORSPRG10-Hydrate Fig. 24

Volumen 22, no.1 35

Los registros de resonancia magnética nuclear indican la presencia de agua móvil en los interva-los con mayor saturación de hidratos. El agua móvil, que se elimina de la formación para iniciar la despresurización, parece ser un prerrequisito para la producción de metano en yacimientos de hidratos de gas que, de lo contrario, no se encuen-tran en contacto con gas o agua libre.

Las pruebas MDT exhibieron una diversidad de resultados, dependiendo de las caídas de pre-sión.51 Durante el primer período de flujo, el

intervalo de la prueba se mantuvo intencional-mente con presiones superiores a la presión de equilibrio de los hidratos; no ocurrió disociación de hidratos y no se produjo gas (página anterior). En el segundo y tercer períodos de flujo, las pre-siones de pozo fueron inferiores a la presión de estabilidad de los hidratos de gas y se produjo gas. Las respuestas de presión fueron modeladas con éxito utilizando simuladores de yacimientos.

Una observación clave de los estudios de simulación es que las pruebas de corto plazo no necesariamente indican el comportamiento de flujo totalmente desarrollado de un yacimiento de hidratos de gas. El espacio poroso disponible para el flujo de fluido cambia conforme el hidrato se disocia. Por ejemplo, en el caso del pozo Mount Elbert, cuando la presión del pozo superó la pre-sión de estabilidad de los hidratos, la permeabili-dad efectiva en sitio osciló entre 0.12 y 0.17 mD. La reducción de la presión del pozo hasta alcan-zar un nivel inferior al requerido para la estabili-dad de los hidratos produjo la disociación de los hidratos dentro del espacio poroso, y la per-meabilidad efectiva se incrementó.

Para llevar a cabo pruebas de producción pro-longadas en el Talud Norte de Alaska, los científi-cos necesitarán el acceso, durante todo el año, a una localización de perforación con infraestruc-tura existente. Se han evaluado siete localizacio-nes de superficie potenciales en los campos Prudhoe Bay, Kuparuk River y Milne Point.52 Y un sitio del Campo Prudhoe Bay ha sido identificado como óptimo por su combinación de bajo riesgo

geológico, bajo riesgo operacional, máxima flexi-bilidad operacional y la promesa de una res-puesta positiva del yacimiento. BP y las demás compañías que poseen participaciones operati-vas en el sitio están analizando planes para la ejecución de pruebas de producción a largo plazo en esa zona.53

Los primeros días para los hidratosEl estado actual de conocimiento de la producibili-dad de gas a partir de hidratos es análogo al que exhibían el metano contenido en capas de carbón y las arenas con petróleo pesado hace unos 30 años.54 Si bien el proceso de recuperación tanto de las formaciones con metano en capas de carbón como de las arenas petrolíferas requirió varios años para volverse comercialmente viable, es demasiado temprano para determinar el horizonte de desarrollo de los recursos de hidratos de gas.

En lo que respecta al suministro y el acceso al recurso, muchos países se muestran optimistas en cuanto al potencial de los hidratos de gas para satisfacer las necesidades energéticas del futuro. Japón, India, China y Corea del Sur, países que en su totalidad importan petróleo y gas, han lanzado programas para explorar las posibilidades de extraer metano del enrejado que conforman los hidratos. Como sucede con otros recursos no con-vencionales, el desarrollo de las reservas de hidra-tos sin lugar a dudas se beneficiará con las tecnologías diseñadas originalmente para opera-ciones convencionales de exploración y produc-ción de petróleo y gas. —LS

49. “BP Drills Alaska North Slope Gas Hydrate Test Well to Assess Potential Energy Resource,” comunicado de prensa de BP (Febrero de 2007), http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=2012968&contentId=7028944 (Se accedió el 18 de enero de 2010).

50. Boswell R, Hunter R, Collett T, Digert S, Hancock S, Weeks M y el Equipo de Ciencia de Mount Elbert: “Investigation of Gas Hydrate-Bearing Sandstone Reservoirs at the “Mount Elbert” Stratigraphic Test Well, Milne Point, Alaska,” Actas de la 6a Conferencia Internacional sobre Hidratos de Gas, Vancouver, British Columbia, Canadá, 6 al 10 de julio de 2008.

51. Anderson BJ, Wilder JW, Kurihara M, White MD, Moridis GJ, Wilson SJ, Pooladi-Darvish M, Masuda Y, Collett TS, Hunter RB, Narita H, Rose K y Boswell R: “Analysis of Modular Dynamic Formation Test Results from the Mount Elbert-01 Stratigraphic Test Well, Milne Point Unit, North Slope of Alaska,” Actas de la 6a Conferencia Internacional sobre Hidratos de Gas, Vancouver, British Columbia, Canadá, 6 al 10 de julio de 2008.

52. Collett T y Boswell R: “The Identification of Sites for Extended-Term Gas Hydrate Reservoir Testing on the Alaska North Slope,” Fire in the Ice (Verano de 2009):12–16, http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/Newsletter/MHNewsSummer09.pdf (Se accedió el 27 de enero de 2010).

53. US DOE, referencia 47.54. Report in Focus, referencia 43.