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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela

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Producción de gas inducida por la disociación de Hidratos de Metano en sedimentos marinos

María A. Llamedo C., Denise Provero, Alfredo D. Viloria V., Francisco E. Yánez

Mayo 2010 PDVSA Intevep Urb. Santa Rosa, Sector El Tambor, Gerencia de Esquemas

de Explotación y Gerencia Técnica de Manejo de Gas, Urbanización Santa

Rosa Sector El Tambor, Los Teques Edo. Miranda, 1201, Venezuela.

Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de

Ingeniería Química, Los Chaguaramos, Caracas, 1040, Venezuela

Correos Electrónicos: [email protected]; [email protected];

[email protected]; [email protected]

RESUMEN

La cantidad de gas acumulada en forma de hidratos de gas constituye más de

la mitad del total de energía fósil considerándolo como el recurso energético,

más prominente para cubrir los requerimientos de gas natural a futuro. Debido

a la limitada disponibilidad de información, se están realizando grandes

esfuerzos en la recolección de datos reales y estudios de simulación para los

yacimientos no convencionales de hidratos de gas natural, en este sentido, la

evaluación de esquemas de explotación y producción de gas mediante la

despresurización e inyección de agua caliente, utilizando simulación numérica,

constituye una herramienta importante para su mejor caracterización. Un

simulador numérico comercial tridimensional, multicomponente, químico y

térmico es utilizado para representar la disociación de hidratos, considerando el

equilibrio termodinámico y la cinética intrínseca, simultáneamente.

Dependiendo de la configuración definida en el yacimiento, en presencia de

una capa infrayacente de gas inferior a la zona de hidratos de gas

(yacimientos Clase 1), la producción de gas vía despresurización es la más


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favorable. La producción inicial a partir de la capa de gas ayuda al proceso de

disociación de la zona de hidratos de metano. Cuando la configuración incluye

la presencia de un acuífero inferior a la zona de hidratos de gas (yacimientos

Clase 2); el mecanismo evaluado, en el estudio, se refiere al caso de inyección

de agua caliente o vapor, mostrándose la estimulación térmica como una

buena alternativa para la producción de gas, pues el incremento de

temperatura promueve la disociación de los hidratos alcanzando temperaturas

superiores a la de equilibrio. La producción de gas esta asociada a una

importante cantidad de agua.

Palabras claves: Hidratos, Producción de Gas, Simulación, Despresurización, Estimulación Térmica

INTRODUCCIÓN

Los hidratos de gas han sido considerados como potencial fuente de energía

para el siglo 21, debido a la inmensa cantidad de gas metano almacenada en

forma de este tipo de acumulaciones de hidratos de gas.

Algunos autores consideran que las acumulaciones de hidratos exceden las

reservas acumuladas a nivel mundial de los yacimientos convencionales de

petróleo, y gas, así como otro tipo de acumulaciones de fuentes energéticas

tales como carbón. La mayoría de los hidratos de gas se forman en

sedimentos oceánicos a grandes profundidades o en tierra, a moderadas o

someras profundidades en regiones del ártico. Existen evidencias, algunas

están siendo evaluadas y analizadas con mayor énfasis, de la presencia de

depósitos oceánicos de hidratos de metano en la parte del Océano Atlántico y

Pacifico (Sawyer, 2000) (Figura 1). Basándose en las posibles localizaciones

de acumulaciones de la Figura 1 algunas evaluaciones preliminares (Röömer


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Araujo, 2004) con los datos disponibles fueron realizadas en la plataforma

continental de Venezuela. El estudio realizado destaca que existe la

posibilidad que los hidratos estén presentes pero no puedan ser identificados

en las líneas sísmicas disponibles. La principal recomendación de Röömer es

que similar a la práctica común en los yacimientos convencionales de

hidrocarburos debe disponerse de información real mediante perforaciones,

para la adquisición de perfiles y toma de muestras, para comprobar y validar

que la respuesta sísmica interpretada, en las localizaciones dadas, y entonces

validar si se corresponde a yacimientos no convencionales de hidratos de

metano.

Sedimentos Marinos

PermanentementeCongelados

OCÉANOPACÍFICO

OCÉANO

ATLÁNTICO

ÁRTICOOCÉANO

ANTÁRTICOOCÉANO

ÍNDICO

OCÉANO

ÍNDICO

OCÉANO

Sedimentos Marinos

PermanentementeCongelados

OCÉANOPACÍFICO

OCÉANO

ATLÁNTICO

ÁRTICOOCÉANO

ANTÁRTICOOCÉANO

ÍNDICO

OCÉANO

ÍNDICO

OCÉANO

Figura Nº 1: Distribución mundial de las acumulaciones de hidratos de gas.

Los hidratos de metano estables pueden ser encontrados a temperaturas y

presiones presentes a profundidades desde 300 a 500 metros. Los hidratos

también pueden ser estables a altas altitudes tales como en las zonas del

ártico. Bajo las condiciones adecuadas de presión y regímenes de temperatura

la migración termogénica o biogénica de metano puede formar puentes con las

moléculas de agua para formar hidratos.


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Los hidratos de metano son celdas de moléculas de agua que rodean y atrapan

las moléculas de metano. Son sólidos cristalinos que se forman bajo presiones

moderadas y a temperaturas bajas pero por debajo del punto de congelamiento

del agua. Existen tres tipos morfológicos de cristales de hidratos; masivos,

gelatinosos, o hilachas. En la última década se ha realizado un marcado y

acelerado esfuerzo en la investigación y desarrollo que incluye tanto la parte de

evaluación en el laboratorio y a nivel de campo para estudiar la factibilidad de

la producción comercial del gas natural a partir de los yacimientos de hidratos

de gas. Hoy en día se ha establecido que ha diferencia de lo que se pensaba

unos años atrás cuando se estableció que la explotación de un campo

ubicado al oeste de Siberia (Messoyaka) explotado de manera exitosa durante

varios años y asociado a una capa de hidratos, los hidratos de gas en fondos

marinos no son solo controlados por las condiciones de presión y temperatura,

sino que se requiere una comprensión mas profunda considerando las

complejidades del sistemas geológico , efectos de solubilidad, salinidad y flujo

de calor, interacciones y propiedades del medio poroso, mecánicas e

hidráulicas. Sin embargo, aun existen retos críticos para visualizar los

potenciales escenarios de producción de gas mediante estas acumulaciones no

convencionales.

El rol de la simulación numérica es importante no solo porque permite la

evaluación de posibles escenarios de producción gas y su factibilidad técnica.

También permite simular físicamente experimentos a nivel del laboratorio y de

campo, que permite obtener respuestas, un mayor conocimiento del

comportamiento general de problemas complejos mediante un costo razonable

en tiempo y dinero. Aun en los casos donde no se dispone de datos reales


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siempre ofrece un ganancial de información sobre la fenomenología del

proceso simulado, permite realizar sensibilidades de los parámetros

involucrados en el proceso de producción.

La capacidad de simular numéricamente los yacimientos no convencionales de

de hidratos de gas ha mejorado sustancialmente especialmente en los últimos

6 años. Existen diversos modelos que pueden simular el comportamiento del

sistema hidratos de gas en un yacimiento. Entre los mas comúnmente

utilizados se destaca una variante de un simulador comercial de yacimientos

de hidrocarburos pesados CMG-STARS(Computer Modeling Group, STARS).

Basándose en los potenciales requerimientos para la explotación de estas

acumulaciones de hidratos de gas en sedimentos marinos posiblemente

ubicadas en la plataforma continental de Venezuela, el presente estudio

considera la evaluación de dos posibles tipos de depósitos que pueden

describir estas acumulaciones oceánicas: los depósitos Clase 1; que consiste

en un yacimiento de hidratos en equilibrio con agua y gas suprayacente a una

zona de gas libre, y los depósitos Clase 2; los cuales se caracterizan porque

una zona de agua libre infrayace debajo de la zona de equilibrio con hidratos

de gas. El sistema de gas considerado es metano, dado que es el principal gas

formador de hidratos presente en las acumulaciones de gas natural. Los

mecanismos de disociación de hidratos de metano considerados para la

producción de gas fueron la despresurización y estimulación térmica. Se

considero también la posibilidad de producir tanto mediante un pozo vertical

como de un pozo horizontal de manera de establecer la mejor configuración

para la explotación, en un modelo de simulación conceptual. El simulador

considera la transferencia de masa y calor presente, cuando ocurre la


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disociación de los hidratos de gas mediante los procesos de despresurización

o estimulación térmica; así como la cinética de la reacción de disociación, su

efecto en las propiedades intrínsecas de los sedimentos marinos como

porosidad y permeabilidad. La evaluación del simulador numérico de

yacimientos permite concluir la factibilidad de representar estos procesos para

la producción del gas asociado a las acumulaciones de hidratos de gas, lo que

implica la disponibilidad de una herramienta capaz de analizar y estudiar

posibles estrategias de producción para este tipo de yacimientos de gas.

MODELAJE DE LA PRODUCCIÓN DE GAS ASOCIADA A HIDRATOS DE

GAS Los esfuerzos durante las últimas décadas y las mejoras considerables en los

desarrollos realizados en los últimos 5 anos por representar la producción de

gas asociada con las acumulaciones de hidratos de gas natural o yacimientos

no convencionales han sido cruciales. La producción de gas proveniente de las

acumulaciones de hidratos inicialmente fue representada utilizando modelos

analíticos conceptuales, posteriormente se han evaluado y desarrollado

diferentes modelos más complejos tratando de representar el proceso de

disociación de los hidratos de gas incluyendo los parámetros complejos de la

geología de estos depósitos. Se reportan inclusive modelos numéricos el

desarrollados para este tipo de procesos (Sawyer et al., (2000); Ahmadi, et

al.,(2004), Kurihara, 2005b, Moridis, 2008). Los primeros modelos

documentados en la bibliografía han sido analíticos, referidos a modelar la

producción de gas mediante despresurización al nivel de pruebas de núcleo en

el laboratorio o al nivel de un modelo tipo pozo. También se reportan trabajos

modelando la estimulación térmica. Los esfuerzos más recientes reportan el


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desarrollo de un simulador por parte del Laboratorio Nacional de Tecnología y

Energía (NETL) en USA: denominado TOUGH-Fx/ Hydrate Program(NETL,

2007 cuya versión abierta es HydrateResSim), dicho programa ha sido

desarrollado como parte de un programa de identificación de nuevas fuentes

energéticas a nivel mundial. El uso de una herramienta avanzada de simulación

permitirá entender como se comportan estos yacimientos no convencionales y

poder establecer posibles estrategias para su explotación, desde estudios de

laboratorio para investigación fundamental hasta estudios integrados que

incluyan modelo de simulación predictivos. Los esfuerzos se mantienen por

cerrar las brechas al entendimiento del proceso para disociar los hidratos y

producir el gas atrapado en ellos de manera viable técnica, económica y

ambientalmente segura. Entre los impulsores en esta área se encuentran los

diversos trabajos de Moridis (2002, 2007) donde sus primeros estudios

refieren la alternativa de utilizar un simulador numérico para estudiar la

producción de gas proveniente de las zonas de hidratos de gas en Mallik -

Cánada. También, se han realizado trabajos haciendo uso de simuladores

numéricos de yacimientos para hidrocarburos convencionales, tales como

Swinkels (1999), mas los esfuerzos realizados utilizando en el simulador CMG-

STARS, por Llamedo(2006) quien en primera instancia modelo a los hidratos

como un fluido casi inmóvil y por Uddin (2006) quien posteriormente modela los

hidratos de gas como un sólido. El presente trabajo incluye adicionalmente

considerar la formación y descomposición de hidratos de gas en depósitos

Clase 1 y Clase 2 evaluando los mecanismos de despresurización y

estimulación térmica; así como la producción mediante el esquema de un pozo

vertical o un pozo horizontal analizando su comportamiento de producción.


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SIMULADOR NUMÉRICO DE YACIMIENTOS

Las simulaciones realizadas para este trabajo se llevaron a cabo en un

simulador comercial denominado STARS. El simulador STARS es un modelo

trifásico, multicomponente, y térmico para yacimientos convencionales de

petróleo pesado desarrollado por Computer Modeling Group (Cánada).

Consiste en un modelo matemático que representa los procesos de

propagación de calor y temperatura a través del medio poroso así como sus

efectos e interacción con los fluidos y las propiedades de la roca. Puede ser

utilizado como un simulador multicomponente, multifase e isotérmico. El

simulador incluye la definición de componentes dispersos de una fase en otra,

entre sus principales fortalezas, esta la de modelar reacciones químicas, en

condiciones de transferencia de masa en situación de no-equilibrio. El

simulador actualmente posee un modulo que permite modelar el

comportamiento de fase del hielo.

MODELO CONCEPTUAL 3D

El estudio representa un modelo conceptual en tres dimensiones de un

yacimiento no-convencional de acumulaciones de hidratos de gas

considerando dos posibles escenarios depósitos: Clase 1 y Clase 2. Las

estrategias de producción evaluadas fueron las dos mas estudiadas;

despresurización, disminuyendo la presión por debajo de la presión de

equilibrio, y la segunda opción es la estimulación térmica mediante la inyección

de vapor incrementando la temperatura hasta exceder la correspondiente en

equilibrio y promover la disociación de los hidratos. Los parámetros de

yacimientos para la construcción del modelo fueron tomados de la literatura

pero principalmente del trabajo realizado por Uddin(2006) y Llamedo(2006). Se


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consideraron dos posibles esquemas de producción mediante en un pozo

vertical, y mediante un pozo horizontal para comparar el comportamiento de

producción en ambos casos.

El mallado utilizado es cartesiano, propiedades homogéneas y producción

mediante un solo pozo. Las propiedades utilizadas son similares a los mantos

de carbón, lutitas apretadas, yacimientos de gas; con muy bajos valores de

porosidad y permeabilidad.

Tabla Nº 1. Datos de Entrada Modelo 3D

PARÁMETRO VALOR Dimensiones de la malla (adim) 6x12x6 Profundidad, (pies) 3000 Espesor,(pies) 13 Permeabilidad, (mD) 20 Temperatura, (°F) 50 Presión Inicial, (psi ) 1002 Porosidad, (% ) 0.07 Saturación Inicial de Hidratos, (%) 0.60 Saturación Inicial de Agua, (%) 0.30

Tabla Nº 2: Propiedades de los hidratos de gas.

PARÁMETRO VALOR Peso molecular 124 lb/lbmol Densidad 57,424 lb/pie3 Capacidad Calorífica 63,52 BTU/lbmol.R

La concentración inicial de los hidratos de gas se definió en 2,7786x10-1 lbmol/

pie³, equivale a una saturación inicial de hidratos del 60% del espacio vacío en

el poro.

Las propiedades del medio poroso, como lo son la permeabilidad y la porosidad

del sistema varían continuamente a medida que disminuye la concentración de

los hidratos de gas por la descomposición de los mismos, mediante la ecuación

de Carmen – Kozeny.


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( )( )2

1( ) *

1o

oo

K Kε

φφφφ φ

⎡ ⎤−⎛ ⎞= ⎢ ⎥⎜ ⎟

−⎢ ⎥⎝ ⎠ ⎣ ⎦ Ec. 1

En la Tabla N°3 se especifican los datos cinéticos y de equilibrio termodinámico

necesarios para la reacción de disociación y la transferencia de masa en el

sistema.

Tabla Nº 3: Datos para la reacción (3D).

PARÁMETRO VALOR Entalpía de reacción ±(22340,426) BTU/lbmol Energía de activación 34934,23 BTU/lbmol

Constante cinética (A) 8,34x10+11 (lbmol.m³)-1/ psi·pie²·día

Los valores para definir las reacciones de formación y disociación fueron los

mismos utilizados por Uddin(2006) y referenciados ampliamente en la literatura,

así como la constante cinética que incluye la geometría y tamaño del poro y se

define como la constante A.

El equilibrio termodinámico de los hidratos de gas se representa mediante la

relación KV obtenido de los datos experimentales del equilibrio de tres fases

(agua – hidrato – gas).

Las curvas experimentales siguen la correlación mostrada en la Ecuación 2, y

mediante ajuste se determinan los cinco parámetros. Los valores de cada uno

de los parámetros que ajustan las curvas se muestran en la Tabla Nº 4.

4

512 3* *

V

V

KT KV

V V VK

K K P K eP

⎛ ⎞⎜ ⎟⎜ ⎟−⎝ ⎠⎛ ⎞

= + +⎜ ⎟⎝ ⎠

Ec. 2

Tabla Nº 4: Constantes de equilibrio termodinámico (3D).

PARÁMETRO VALOR KV1 (1/P) 8,007x10+6


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KV2 (P) 0 KV3 (P) 0 KV4 (˚F) -1401,426 KV5 (˚F) -106,825

El efecto de la transferencia de calor se considera principalmente definiendo

los valores de la conductividad térmica para cada uno de los componentes

presentes en el sistema, incluyendo la conductividad de los hidratos de gas en

fase sólida en la Tabla Nº 5 a continuación.

Tabla Nº 5: Conductividades térmicas (3D).

Conductividad Térmica VALOR (BTU/pie·día·˚F) Roca 20,81 Agua 14,39 Hidrato (sólido) 5,45 Gas (metano) 14,39

Para el modelo considerado se requieren la capacidad calorífica de la fase

liquida, la capacidad calorífica de la fase gas y la entalpía de vaporización.

Estos datos se obtienen de las librerías disponibles en el simulador CMG-

STARS.

Los depósitos definidos para este estudio son clase 1 y clase 2. Los depósitos

Clase 1 se caracterizan por la presencia de una zona infrayacente a la zona de

equilibrio de los hidratos de gas; esta zona bifásica mayormente contiene

metano gaseoso y una mínima cantidad de agua líquida, como se muestra en

la Figura Nº2 a continuación.


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Figura Nº 2: Modelo de depósito de Clase 1.

Las condiciones iniciales de saturación del sistema son las que diferenciarán

los escenarios objeto de este estudio, considerando para cada una de las

zonas, las saturaciones listadas en la Tabla Nº6, a continuación.

Tabla Nº 6: Datos iniciales en el medio poroso – Clase 1

ZONA HIDRATOS BIFÁSICA Saturación de Agua 0,30 0,08 Saturación de Gas (Metano)

0,10 0,92

Saturación de Hidrato 0,60 0

De la misma manera para el depósito Clase 2 se tiene una configuración como

se muestra en la Figura Nº3 y unas condiciones iniciales como la Tabla Nº7.


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Figura Nº 3: Depósitos de hidratos de gas de Clase 2.

Tabla Nº 7: Datos iniciales en el medio poroso – Clase 2

ZONA HIDRATOS BIFÁSICA Saturación de Agua 0,30 0,92 Saturación de Gas (Metano)

0,10 0,08

Saturación de Hidrato 0,60 0 La simulación permite evaluar, y realizar sensibilidades de diferentes

escenarios de producción del esquema potencial y económicamente más

rentable para la explotación y producción de yacimientos no-convencionales de

gas.

RESULTADOS

1. Depósitos Clase 1. Pozo Vertical 1.1 Método de Despresurización.

El balance de masa muestra que la reacción predominante es la disociación de

los hidratos de metano; la reacción de disociación se inicia prácticamente de

manera instantánea. Luego de 40 años de producción de gas, no se logra


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disociar toda la zona de hidratos de gas, solo una pequeña porción en las

cercanías del pozo. La disociación de hidratos es un proceso lento en la vida

productiva de un yacimiento.

La presencia de la capa infrayacente compuesta principalmente de gas metano

libre, en contacto con la zona de hidratos es una configuración que garantiza

una mayor producción de gas; y es por ello que este tipo de depósitos se

consideran las acumulaciones de hidratos que parecen ser las más

prometedoras para la producción de gas.

En el estudio se realizaron corridas base solo considerando el aporte de la

capa de gas libre en ausencia de la zona de hidratos de gas mediante la

producción de un pozo vertical en el área de estudio y con una presión de

fondo de pozo un BHP mínimo de 435 psi. La Figura Nº4, muestra los

resultados de donde se puede notar la diferencia de las cantidades de

acumulado de gas, donde se puede aseverar que el gas proveniente de la

disociación de los hidratos aporta aproximadamente un 77% mientras que el

otro 23% del gas producido es extraído directamente de la capa de gas libre

inferior bajo las condiciones definidas en este estudio.


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Cum

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ive

Gas

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(ft3

)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0,0e+0

2,0e+7

4,0e+7

6,0e+7

8,0e+7

1,0e+8

1,2e+8

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Zona Gas Libre

Despresurización Depósito Clase 1

Figura Nº 4: Disociación de Hidratos de Gas en depósitos Clase 1 mediante Despresurización.

1.2 Método de estimulación térmica (inyección de vapor) En este caso el mecanismo de producción se basó en la combinación de la

inyección de vapor, para incrementar la temperatura del yacimiento y la

despresurización al producir el pozo, considerando que se produce e inyecta

mediante un pozo vertical.

El proceso de inyección de vapor se inicia luego de 90 días de producción del

mismo mediante despresurización. El pozo se convierte a un pozo inyector y

se comienza a inyectar vapor con una calidad de 70%, en el último bloque de la

capa de hidratos de gas a una temperatura de 450°F, por 7 días. La inyección

de vapor es restringida por una tasa de vapor máxima de 1.000 barriles por día

y un BHP máximo de 1.500 psi. El pozo cierra la inyección para dar un tiempo

de remojo de 13 días y luego abre nuevamente a producción.


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El acumulado de gas obtenido en la inyección de vapor para un depósito de

clase 1 y clase 3 que se corresponde con un yacimiento donde solo esta

presente la zona de hidratos; se denota que el acumulado es mayor para el

caso de depósito clase 3 pues se disocia un mayor volumen de hidratos y por

ende se produce más gas; este comportamiento se muestra en la Figura Nº5,

a continuación.

Figura Nº 5: Inyección de vapor en depósitos Clase 1 y Clase 3(solo Zona Hidratos).

Se puede observar también, que la influencia de la estimulación térmica no

muestra cambios en los acumulados de gas obtenidos para los depósitos de

clase 1, manteniendo la misma tendencia obtenida en el método de

despresurización.

En la Figura Nº6 se pueden observar los acumulados de gas para cada uno de

los métodos de producción aplicados al depósito de Clase 1, donde se observa

que no existe una variación real en la tendencia de la curva logrando casi


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exactamente la misma producción, un valor de 1,3x10+8 pie3 de gas, ambos en

un tiempo de producción de 8.000 días aplicando solo despresurización

comparando con la inyección térmica, la cual requiere de grandes costos por

los requerimientos energéticos del método y que como esta bien documentado

en la literatura (Moridis 2008) para largos periodos de tiempos no es la

estrategia mas recomendable y rentable.

Time (day)

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Gas

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Estimulación Térmica Depósito Clase 1

Figura Nº 6: Comparación del acumulado de gas para depósitos Clase 1 mediante los métodos de despresurización y estimulación térmica.

También se evalúo la influencia que tienen los métodos de producción en el

acumulado de agua producido, observando en la Figura Nº7 como para el caso

donde se aplicó el método de inyección de vapor se obtuvieron valores de

acumulado de agua de aproximadamente 6.500 barriles, es decir, más de tres

veces la cantidad de acumulado de agua producida en el proceso de

despresurización donde se tienen casi 2.000 barriles para un periodo de 8.000


Página 18

días de producción. Esta cantidad de agua es manejable si se compara con la

cantidad de agua que diariamente a nivel mundial se esta produciendo por

cada barril de hidrocarburo liquido, un promedio de 3 barriles de agua por cada

barril de crudo.

Cum

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er S

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0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0

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C (b

bl)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

Time (day)

Cum

ulat

ive

Wat

er S

C (b

bl)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

Tiempo(días)

Acum

ulad

o de

Agu

a (B

BL)



Figura Nº 7: Comparación del acumulado de agua para depósitos Clase 1 mediante los métodos de despresurización y estimulación térmica.

Adicionalmente, se realizaron sensibilidades con la tasa de inyección de vapor

para determinar la posible influencia de la cantidad de vapor inyectado en la

producción de gas para los depósitos de Clase 1. Al analizar los valores

obtenidos para los acumulados de gas y agua de este tipo de depósitos como

se muestran en la Figura Nº8, se puede observar que la cantidad de gas

producido no varía prácticamente, es independientemente de la cantidad de

vapor que se le inyecte al sistema para estimularlo térmicamente, pero el

acumulado de agua presencia un incremento afectado directamente por el


Página 19

momento en que se realiza la inyección del vapor, luego se estabiliza

manteniendo una tendencia similar en todos los casos. El incremento en la tasa

de inyección de vapor no retribuye en un aumento significativo de la producción

de gas.

Time (day)

Cum

ulat

ive

Gas

SC

(ft3

)

Cum

ulat

ive

Wat

er S

C (b

bl)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0,0e+0

2,0e+7

4,0e+7

6,0e+7

8,0e+7

1,0e+8

1,2e+8

1,4e+8

0

5.000

10.000

15.000

20.000

Tiempo(días)Acumulado de Gas por Estimulación Térmica para Clase 1 1000BBL

Acumulado de Agua por Estimulación Térmica para Clase 1 1300BBL

Acumulado de Gas por Estimulación Térmica para Clase 1 1300BBLAcumulado de Gas por Estimulación Térmica para Clase 1 18000BBLAcumulado de Agua por Estimulación Térmica para Clase 1 1000BBL

Acumulado de Agua por Estimulación Térmica para Clase 1 18000BBL

Acum

ulad

o de

Gas

(pi

es3 )

Acum

ulad

o de

Agu

a (B

BL)

Figura Nº 8: Sensibilidad tasa de inyección de vapor en depósitos Clase 1.

2. Depósitos Clase 1. Pozo Horizontal El estudio considera el escenario de producir mediante un pozo horizontal,

esto en teoría para evaluar la factibilidad de mayor producción de gas en menor

tiempo. El pozo horizontal es perforado en el centro de la malla, en la misma

ubicación considerada para el pozo vertical pero se ubica horizontalmente al

final de la capa de hidratos de gas, a lo largo de la dirección j, con una longitud

de aproximadamente 660 pies (200 m).

2.1 Método de Despresurización.


Página 20

En la Figura Nº 9, se muestra la respuesta del método de despresurización

tanto con la configuración de pozo vertical original como con la configuración

de pozo horizontal. Se puede observar que para las distintas configuraciones

de pozo se obtienen resultados similares de los acumulados de gas, pero para

la nueva configuración de pozo horizontal de obtiene un mayor acumulado de

agua, lo que no representa una configuración ventajosa para la producción de

gas. Estos resultados pudieran estar asociados a que el diferencial de presión

utilizado es bajo para promover una mayor disociación y por ende un mayor

acumulado de gas, pues el área del pozo es mayor pero se requiere

descomponer los hidratos en sus constituyentes para poder incrementar la

producción de gas. Se realizó una comparación extra incluyendo depósito

clase 3(la misma definición eliminando la capa inferior) donde se observa que

no existe un aporte adicional referente a la producción de gas entre los

depósitos clase 1 y clase 3.

Tiempo(días) Acum

ulad

o de

Agu

a (B

BL)

Time (day)

Cum

ulat

ive

Gas

SC

(ft3

)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0,0e+0

2,0e+7

4,0e+7

6,0e+7

8,0e+7

1,0e+8

1,2e+8

1,4e+8

Acum

ulad

o de

Gas

(pi

es3 )

Despresurización Pozo Vertical Clase 1

Despresurización Pozo Horizontal Clase 3

Despresurización Pozo Horizontal Clase 1

Tiempo(días)


Página 21

Figura Nº 9: Despresurización en Pozo Vertical y Horizontal en depósitos Clase 1 y Clase 3

2.2 Método de estimulación térmica (inyección de vapor) Para el caso del método de estimulación térmica por inyección de vapor como

se puede observar en la Figura Nº10, de igual manera se obtiene un mayor

acumulado de agua producido en comparación con los valores obtenidos

cuando se aplica la estimulación térmica con un pozo vertical. Los resultados

obtenidos indican que bajo las condiciones establecidas en este estudio, la

configuración de un pozo horizontal no pareciera ser más eficiente, ni

económicamente factible para producir este tipo de acumulaciones. Deberían

realizarse más sensibilidades con diferenciales de presión que promuevan

mayor grado de disociación de los hidratos de gas e incrementar la tasa de

producción de gas, pues la premisa clásica de los pozos horizontales es mayor

área de contacto con la zona productora y esto se observa para las fases

presentes móviles como el caso de la producción de agua.

Cumulative Gas SC CLASE 1 - 2009_INYECCIÓN (7 DÍAS 1000 bbl).irfCumulative Gas SC CLASE 1 - 2009_INYEC.CON HORIZONTAL.irfCumulative Water SC CLASE 1 - 2009_INYECCIÓN (7 DÍAS 1000 bbl).irfCumulative Water SC CLASE 1 - 2009_INYEC.CON HORIZONTAL.irf

Time (day)

Cum

ulat

ive

Gas

SC

(ft3

)

Cum

ulat

ive

Wat

er S

C (b

bl)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0,0e+0

2,0e+7

4,0e+7

6,0e+7

8,0e+7

1,0e+8

1,2e+8

1,4e+8

0

2.000

4.000

6.000

8.000

Acum

ulad

o de

Gas

(pi

es3 )

Acum

ulad

o de

Agu

a (B

BL)

Tiempo(días)

Acumulado de Gas por Estimulac ión Térmica Pozo Horizontal Clase 1

Acumulado de Agua por Estimulación Térmica Pozo Horizontal Clase 1

Acumulado de Gas por Estimulac ión Térmica Pozo Vertical Clase 1

Acumulado de Agua por Estimulación Térmica Pozo Vertical Clase 1


Página 22

Figura Nº 10: Acumulados de Gas y Agua producidos por Estimulación Térmica

para Pozo Vertical y Horizontal en depósitos Clase 1.

3.1 Método de Despresurización. Para el depósito clase 2, se mantiene prácticamente las condiciones definidas

previamente en el modelo para el depósito clase 1; y el comportamiento

mostrado es muy similar entre ambos. La presencia de la capa inferior de agua

libre a la zona de hidratos en este caso no confiere una mayor ventaja, pues

aunque la tendencia es similar, la cantidad total de gas producido es menor. En

este tipo de depósito no es relevante comparar la producción asociada a la

capa inferior, solo si se produce la saturación de gas presente en la zona

bifásica, aunque dadas las dimensiones del modelo de estudio esta es menor

que la observada para el depósito clase 1, pero bastante comparable. La

proporción del aporte del gas de la zona de hidratos y la zona infrayacente

pareciera mantenerse en una relación 2:1, lo que es acorde con lo esperado

dado que los hidratos poseen una capacidad de almacenar gas importante

comparado con el gas libre que se acumula en los sedimentos marinos en

forma convencional. En la Figura Nº11, se observa el comportamiento de

acumulado de producción de gas.

2.3 Método de estimulación térmica (inyección de vapor) Manteniendo las mismas premisas que para el depósito clase 1, se realizaron

sensibilidades respecto a la cantidad de vapor observando un comportamiento

análogo para ambos depósitos clase 1 y clase 2. El acumulado de gas

obtenido a diferentes tasas de la inyección de vapor para un depósito de clase

2 se muestran en la Figura Nº12.


Página 23

Time (day)

Cum

ulat

ive

Gas

SC

(ft3

)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0,0e+0

2,0e+7

4,0e+7

6,0e+7

8,0e+7

1,0e+8

Acum

ulad

o de

Gas

(pi

es3 )

Tiempo(días)

Zona Gas Libre


Figura Nº 11: Disociación de Hidratos de Gas en depósitos Clase 2 mediante Despresurización.


Página 24

Tiempo(días)

Acumulado de Gas por Estimulación Térmica Clase 2 1300BBL 7 días

Acumulado de Gas por Estimulación Térmica Clase 2 18000BBL días

Acumulado de Gas por Estimulación Térmica Clase 2 1000BBL 7 días

Acumulado de Gas por Estimulación Térmica Clase 1000BBL 20 días

Cum

ulat

ive

Gas

SC

(ft3

)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0,0e+0

2,0e+7

4,0e+7

6,0e+7

8,0e+7

1,0e+8

Cum

ulat

ive

Gas

SC

(ft3

)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0,0e+0

2,0e+7

4,0e+7

6,0e+7

8,0e+7

1,0e+8

Acum

ulad

o de

Gas

(pi

es3 )

Figure Nº 12: Sensibilidad Acumulado de Gas por Inyección de Vapor en depósitos Clase2.


Página 25

Donde es posible observar que manteniendo los días de inyección e

incrementado la tasa no se afecta apreciablemente la producción acumulada

así como tampoco se afecta la producción incrementando el días de inyección.

La Figura Nº 13 muestra el incremento en la producción de agua, como

consecuencia de tener una mayor inyección de vapor de agua y aunado al

agua producto de la disociación, el total de agua producida incrementa.

Acumulado de Agua por Estimulación Térmica Clase 2 1300BBL 7 días

Acumulado de Agua por Estimulac ión Térmica Clase 2 18000BBL días

Acumulado de Agua por Estimulación Térmica Clase 2 1000BBL 7 días

Acumulado de Agua por Estimulación Térmica Clase 1000BBL 20 días

Time (day)

Cum

ulat

ive

Wat

er S

C (b

bl)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

Time (day)

Cum

ulat

ive

Wat

er S

C (b

bl)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

Time (day)

Cum

ulat

ive

Wat

er S

C (b

bl)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

Acum

ulad

o de

Agu

a (B

BL)

Tiempo(días)

Figura Nº 13: Sensibilidad Acumulado de Agua por Inyección de Vapor en depósitos Clase2.

Es importante también destacar que comparando los acumulados de

producción entre ambos mecanismos de producción despresurización y

estimulación térmica no existe una diferencia marcada en el acumulado de gas,

pero si en el acumulado de producción de agua (Figura Nº 14). Por lo que para

este tipo de depósito al igual que en el caso anterior, el mecanismo de

producción más potencial es mediante la despresurización. También cabe

destacar que las diferencias en saturaciones de fluidos en las capas


Página 26

infrayacentes no muestran un efecto marcado en el comportamiento de

producción, para las condiciones definidas en este estudio.

Time (day)

Cum

ulat

ive

Gas

SC

(ft3

)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0,0e+0

2,0e+7

4,0e+7

6,0e+7

8,0e+7

1,0e+8

Acum

ulad

o de

Gas

(pi

e3)

Tiempo(días)



Figura Nº 14: Acumulado de Gas por despresurización y estimulación térmica en depósitos Clase 2.

4. Depósitos Clase 2. Pozo Horizontal

4.1 Método de Despresurización. La Figura Nº 15, muestra que el acumulado de gas por el método de

despresurización para ambas configuraciones de pozo vertical y horizontal no

conlleva una diferencia notoria en la producción acumulada, al igual que se

observo para el depósito clase 1. La explicación a este comportamiento similar,

es que las condiciones de producción en el pozo horizontal para este tipo de

yacimiento deberían ser bajo mayores diferenciales de presión, lo

suficientemente grandes que promuevan la disociación de los hidratos de gas

en gran parte del área del pozo. Se puede observar que para las distintas

configuraciones de pozo, se obtienen resultados similares de los productos de


Página 27

acumulados de gas, pero para la nueva configuración de pozo horizontal de

obtiene un mayor acumulado de agua, lo que no representa una configuración

ventajosa para la producción de gas. En el caso del acumulado de agua se

tiene que existe una diferencia que se asocia con la zona inferior de agua libre,

quien permite un aporte extra de líquido.

Despresurización Pozo Vertical Depósito Clase 2

Despresurización Pozo Horizontal Depósito Clase 2

Time (day)

Cum

ulat

ive

Gas

SC

(ft3

)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0,0e+0

2,0e+7

4,0e+7

6,0e+7

8,0e+7

1,0e+8

Time (day)

Cum

ulat

ive

Gas

SC

(ft3

)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0,0e+0

2,0e+7

4,0e+7

6,0e+7

8,0e+7

1,0e+8

Acum

ulad

o de

Gas

(pi

e3)

Tiempo(días)

Figura Nº 15: Comparación del acumulado de gas entre pozo vertical y horizontal por despresurización en depósito Clase 2.

4.2.1 Método de Estimulación Térmica (inyección de vapor)

Finalmente, la comparación entre los acumulados de gas mediante pozo

vertical y horizontal muestra que ambos son similares y consistentes con los

resultados obtenidos previamente en este estudio. Para el caso de la

producción de agua se tiene una diferencia muy sutil donde la producción en el

pozo horizontal supera el acumulado del pozo vertical, y esto esta determinado


Página 28

por la cantidad de agua que condensa proveniente de la inyección de vapor

(Figura Nº 16).

Estimulación Térmica Pozo Vertical Depósito Clase 2

Estimulación Térmica Pozo Horizontal Depósito Clase 2

Time (day)

Cum

ulat

ive

Wat

er S

C (b

bl)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

Time (day)

Cum

ulat

ive

Wat

er S

C (b

bl)

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

Tiempo(días)

Acum

ulad

o de

Agu

a (B

BL)

Figura Nº 16, Comparación del acumulado de agua entre un pozo vertical y horizontal por estimulación térmica en un depósito Clase 2

LIMITACIONES DEL MODELO Los resultados obtenidos se basan en modelos conceptuales que tratan de

representar la producción de gas a partir de las acumulaciones de hidratos de

gas, considerando los diferentes mecanismos de producción para promover la

disociación de hidratos. Diferentes simplificaciones o consideraciones han sido

incluidas debido a la el caso de acumulaciones de hidratos de gas. La

importancia de la captura de la información así como un mayor entendimiento

de los efectos a consecuencia del proceso de disociación de los hidratos de

gas en este tipo de yacimientos es indispensable, se recomienda disponer de la

siguiente información; modelo geomecánico asociado a la posible subsidencia


Página 29

producida en la formación geológica con la disociación y como representarla en

el modelo de simulación, curvas reales de permeabilidad relativa trifásicas.

Incluir en el modelo la representación de la presencia de fracturas, es también

importante en este tipo de formaciones donde las permeabilidades son muy

bajas naturalmente; y este pudiese plantearse como un posible esquema para

la explotación de estas acumulaciones. También se debe considerar otros

escenarios tales como patrones de pozos, condiciones de producción, no solo

limitarse a un solo pozo como punto de drenaje en el área de estudio con el fin

de optimizar la producción.

El simulador CMG-STARS es capaz de representar, modelar y estudiar este

tipo de yacimientos no-convencionales; el reto es mantener el esfuerzo para la

captura, evaluación y estudio continuo, tanto con actividades de laboratorio

como a nivel de modelaje, pues la potencialidad de producir gas mediante

estas acumulaciones es una oportunidad energética.

CONCLUSIONES

• El producción de gas no es afectada por la tasa de inyección de vapor,

solo afecta los acumulados de agua.

• La producción de gas en depósitos clase 1, esta asociada

principalmente a la zona de hidratos y solo en un tercio a la zona de gas

libre.

• Los comportamientos de producción son similares los depósitos 1 y 2,

observándose que en el depósito clase 1 se alcanza un mayor


Página 30

acumulado de gas por despresurización; mientras que para el depósito

clase 2 el comportamiento es independientemente del método de

disociación de hidratos de gas.

• Para los depósitos de clase 1, la estimulación térmica pudiera ocasionar

un impacto en la producción de agua, las cantidades de agua

producidas son casi tres veces mayores que para con el proceso de

despresurización.

• La implementación de los pozos horizontales para ambas clases de

depósitos no parece ser una potencial alternativa de incrementar

producción bajo las condiciones de estudio para el caso del gas, para el

caso del agua se obtienen mayores cantidades respecto al pozo vertical,

no se justificaría los mayores costos de perforación y completación bajo

este escenario de producción. con estos resultados.

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