Coal Bed Methane (Cbm)PDF

MÉTODOS DE RECOBRO MEJORADO

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SEMINARIO DE MÉTODOS DE RECOBRO

COAL BED METHANE (CBM)

PRESENTADO POR:

LEIDY KATHERINE SUÁREZ GALINDO COD:2073818

NELSON ALBERTO PEÑA RUIZ COD:2083489

EDWIN RICARDO ZAMORA COD:2070608

PRESENTADO A:

ING. JORGE MARIO PALMA BUSTAMANTE

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICOQUÍMICAS

ESCUELA DE INGENIRÍA DE PETRÓLEOS

BUCARAMANGA SANTANDER

AGOSTO DE 2013


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TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN .........................................................................................................2

2. QUE ES CBM? ............................................................................................................2

3. GENERALIDADES DE METANO....................................................................................4

4. PROPIEDADES INVOLUCRADAS EN EL PROCESO.........................................................5

a) Adsorción

b) Permeabilidad

c) Porosidad

d) Permeabilidad de la fractura

e) Saturación

f) Presión

g) Profundidad

5. CONDICIONES DE FORMACIÓN.................................................................................11

6. TECNOLOGÍAS DE EXTRACCIÓN.................................................................................13

7. DIFICULTADES DE EXTRACCIÓN.................................................................................14

8. MÉTODOS DE PRODUCCIÓN DE CBM........................................................................15

a) Producción convencional de CBM

b) Producción con inyección de CBM

c) Producción con mezcla de gases

9. PANORAMA MUNDIAL .............................................................................................18

a) Reservas

10. FUTURO DEL CBM..............................................................................................27

11. CONCLUSIONES .................................................................................................28

12. BIBLIOGRAFÍA.....................................................................................................29


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1.INTRODUCCIÓN

El término “coal” (carbón) hace referencia a las rocas sedimentarias que contienen más

del 50% en peso y más del 70% en volumen de materia orgánica, constituida

principalmente por carbono, hidrógeno y oxígeno y con un cierto grado de humedad. Por

otro lado, se utiliza el término “methane” (metano), aunque en realidad el gas producido

es por lo general una mezcla de C₁, C₂ y trazas de C₃, N₂ y CO₂.

Por lo general el metano, como constituyente del carbón, se presenta en altas

concentraciones dependiendo de la composición de éste, la temperatura, la presión y

otros factores. A demás, de todas las especies moleculares entrampadas en el carbón, el

metano puede liberarse fácilmente tan solo con la reducción de la presión en la capa.

Ya desde los años 30 se produce CBM en los Estados Unidos, pero recién a partir de la

década de los 80 los proyectos de investigación y desarrollo comenzaron a mostrar el

enorme potencial de este recurso energético. En 1979 los ingenieros demostraron que

antes de la desorción del gas sería necesaria la desacuatización de los pozos.

2. ¿QUÉ ES EL GMC ?

El GMC es gas natural a partir de capas de carbón, El GMC es producido a menudo desde mantos

de poca profundidad y junto con grandes volúmenes de agua de calidad variable. El GMC es gas

natural generado y almacenado en vetas de carbón. Se produce mediante pozos que permiten que

el gas y el agua fluyan a la superficie.

El GMC se producía ya en 1926 en Oklahoma y desde 1951 en la cuenca de San Juan, Nuevo

México. Sin embargo el gran desarrollo comenzó en 1988. Esto se debió a incentivos tributarios

implementados por el Congreso de USA para impulsar la exploración de recursos energéticos

alternativos.

Los yacimientos de lignito son pobres en metano. La antracita tiene una alta concentración de gas

pero es imposible extraerlo debido a la alta densidad y a la baja proporción de volátiles. El metano

se encuentra generalmente en el carbón sub-bituminoso y bituminoso, localizado entre el lignito

y la antracita.

El metano de las explotaciones de carbón (CMM) es metano liberado por las vetas de carbón

durante su extracción. El metano carbonífero (CBM) es metano atrapado en el interior de las vetas

de carbón no explotadas


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Metano carbonífero puede extraerse perforando y fracturando mecánicamente las vetas de

carbón no extraído. Mientas se utiliza el CBM, el carbón no se extrae.

FUENTE: Composición típica del gas extraído del carbón. CBM

3.GENERALIDADES DEL METANO

FUENTE: COAL BED METHANE UNIVERSIDAD COY FUENTE: COAL BED METHANE UNIVERSIDAD COY


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FUENTE: COAL BED METHANE-UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO

4. PROPIEDADES INVOLUCRADAS

Las características del reservorio de CBM son complejas debido a que se trata de

reservorios fracturados, caracterizados por dos sistemas de porosidad diferentes.

4.1. Sistema de porosidad primaria:

el sistema de porosidad primaria de la matrix en estos reservorios está formado por poros

muy finos o “microporos”, con permeabilidad extremadamente baja. Estos microporos

representan una extensa superficie interna sobre la cual se puede adsorber gran cantidad

de gas.

Debido a la baja permeabilidad, el sistema de porosidad primaria es impermeable al gas e

inaccesible al agua. Sin embargo, el gas desorbido puede fluir a través de este sistema

mediante el proceso de difusión. Los microporos son los que determinan la porosidad en

el carbón.


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4.2 Sistema de porosidad secundaria:

Este sistema está conformado por redes de fracturas naturales, grietas y fisuras

(macroporos) inherentes a todos los carbones. Los macroporos, conocidos como “cleats”,

son los responsables de la permeabilidad al flujo de fluidos. Actúan como conductos hacia

los pozos productores tal como se muestra en la Figura 1. Las principales características de

este sistema de redes son las siguientes:

a. Face cleat: conceptualmente se muestra en la Figura 1, es continua a lo largo de todo el

reservorio y tiene la capacidad de drenar grandes áreas.

b. Butt cleat: el área de contacto es mucho más pequeña en el reservorio y por lo tanto su

capacidad de drenaje es limitada.

Además de las cleats, también se pueden presentar sistemas de fracturas provocadas por

actividad tectónica. El flujo de agua y gas hacia el pozo se produce dentro de estos dos

sistemas, que combinados representan la permeabilidad global medida a partir de los

ensayos de pozos.

En la capa puede haber menos metano que el indicado por las isotermas de adsorción.

En este caso se dice que la capa está insaturada. Si la capa está insaturada, la presión tiene

que reducirse por debajo de la crítica de liberación antes de que pueda producirse

metano. La presión crítica de liberación es donde la presión del depósito intersecta con la

isoterma de presión del carbón. En condiciones normales de saturación, el contenido en

metano de la sima está próximo al indicado por la isoterma. Si el carbón está

normalmente saturado entonces el metano comenzará a desorberse cuando la presión

baje por debajo de 10 Mpa (Fig 10). Si el carbón está insaturado en metano y contiene por

ejemplo 13,5 m3/t, entonces la presión del yacimiento necesitaría ser reducida por debajo

de 4 Mpa antes de que el metano empezara a liberarse. En un yacimiento sobresaturado,

el metano está presente, no sólo como gas adsorbido sino también como gas libre

mantenido por la porosidad asociada a las fracturas del carbón. Hay una posible

explicación alternativa a los carbones sobresaturados: Alexeev (1994) sugirió que el

metano en algunos carbones de Donbass (Ucrania) podría estar en forma de solución

sólida. Como dicha solución podría ser metaestable, resultaría más propenso a dar

explosiones que a almacenarse en la capa de carbón.


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FUENTE: COAL BED METHANE - UNIVERSIDAD NACIONAL COY

El metano, o gas-in-place, se encuentra almacenado en un estado de adsorción sobre la

superficie interna del carbón. Se considera que los canales de carbón están inicialmente

saturados con agua y ésta debe ser removida o producida a través de las fracturas

naturales, por disminución de la presión del reservorio. Al reducir la presión, el gas se

libera desorbe) de la matrix de carbón hacia el interior de las fracturas.

Resumiendo, podemos decir que la producción de gas está controlada por un proceso de

cuatro pasos que incluyen:

a) Remoción del agua de los canales en el carbón (dewatering: deacuatización) y

disminución de la presión del reservorio hasta la presión de desorción del gas.

b) Desorción del gas de la superficie interna del carbón.

c) Difusión del gas desorbido a través de los canales internos del carbón.

d) Flujo de gas a través del sistema de fracturas hacia el pozo.

Para que un reservorio de CBM presente interés económico debe presentar las siguientes

características: contener una suficiente cantidad de gas adsorbido, tener la adecuada

permeabilidad para producir ese gas, tener suficiente presión para una adecuada

capacidad de almacenaje y, finalmente, el tiempo de desorción debe ser tal que la

producción de ese gas sea económicamente viable


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4.3 Variables a tener en Cuenta en el desarrollo de un Reservorio de CBM:

Entonces, las variables a evaluar a la hora de decidir por el desarrollo de un reservorio de

CBM serán:

Contenido de gas, Gc;

2. Densidad del carbón; ρB

3. Productividad y eficiencia de

drenaje

4. Permeabilidad y porosidad

4.31. Contenido de gas

El primer paso en la evaluación del potencial de una capa de carbón es determinar el

contenido de gas. Éste está molecularmente adsorbido sobre toda la extensión del área

del carbón.

El gas-in-place G es la cantidad total de gas almacenado en un volumen de roca de

reservorio específico. La ecuación básica

FUENTE: COAL BED METHANE - UNIVERSIDAD NACIONAL COY

La precisión en el cálculo de G se encuentra limitada por incertidumbres y errores en

algunos parámetros como se verá más adelante.

La densidad aparente y el espesor se pueden inferir mediante perfilajes convencionales.


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El contenido de gas Gc puede determinarse por dos métodos: directo o indirecto. Con el

método directo se estima el contenido de gas mediante la obtención de muestras con

recipientes herméticos de desorción, midiendo luego el volumen de gas que se desorbe en

función del tiempo en condiciones de temperatura y presión ambiente. Una gran cantidad

de gas se pierde por desorción mientras se recupera la muestra. El contenido total de gas

será la suma de tres componentes: gas desorbido, gas residual y gas perdido. Si bien los

dos primeros pueden ser medidos, el tercero es el que presenta la gran dificultad de

estimación.

Tres son las técnicas más utilizadas para determinar el gas perdido: método USBM (United

States Bureau of Mines), la aproximación de Smith y Willians y la técnica de Seidle.

La Figura 2 muestra la utilización del método USBM. Consiste en graficar el volumen de

gas desorbido versus la raíz cuadrada del tiempo, sobre un eje de coordenadas cartesianas

y extrapolar el tiempo de desorción a t=0. La experiencia muestra que esta técnica

funciona adecuadamente en capas de carbón poco profundas, con bajas presiones y bajas

temperaturas, cuando la pérdida de gas representa el 5% y 10% del contenido total de gas

adsorbido en el carbón. Sin embargo, en estratos de carbón con altas presiones, el

volumen de gas perdido puede superar el 50% del contenido total de gas adsorbido en la

muestra.

4.3.2. Densidad del Carbón

La densidad del carbón es una función directa de su composición. La materia mineral

componente del carbón tiene una densidad significativamente mayor que la materia

orgánica del mismo y por lo tanto su densidad se correlacionará directamente con el

contenido de materia mineral.

La densidad y la composición del carbón varían vertical y lateralmente en función

del tipo de carbón, el contenido de humedad y el contenido de materia mineral entre

otras variables geológicas del ambiente deposicional. Debido a su riqueza orgánica, el

carbón tiene una densidad aparente mucho menor que, por ejemplo, la arcilla o arenisca y

por lo tanto el espesor neto puede obtenerse rápidamente a partir de datos de perfiles

geofísicos.

Se debe tener en cuenta que el contenido de humedad, el cual varía inversamente con el

tipo de carbón, afecta sustancialmente su densidad. Distintas observaciones mostraron

que carbones de alto grado (carbones bituminosos: antracita) presentan un bajo


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contenido de humedad (< 10%), mientras que los de bajo grado (carbones sub-

bituminosos: (turba) presentan contenidos de humedad elevados (>25%).

4.3.3. Productividad y eficiencia de drenaje

Como ya se ha indicado, el metano se encuentra adsorbido en la superficie de los poros

del carbón como consecuencia de la presión del reservorio. Se debe reducir esta presión

para permitir la desorción y la consecuente producción del gas. La presión del reservorio

es causada por una presión estática existente debido al acuífero. Por lo tanto, a diferencia

de un reservorio de gas convencional, la producción de gas se obtiene por producción de

agua y despresurización de la capa de carbón. Normalmente, la capa de carbón se

encuentra naturalmente fracturada y contiene fracturas verticales espaciadas, cerradas y

lateralmente extensas. Debido a que la permeabilidad intrínseca de la matriz de carbón es

muy pequeña, esta red de fracturas debe presentar un mínimo de permeabilidad (>1md).

Por lo tanto, y de acuerdo a los criterios para el desarrollo de un campo de CBM a gran

escala, será necesaria una abundante investigación inicial antes de comenzar con la

producción de gas. Para mejorar la productividad, en la mayoría de los reservorios de CBM

se realizan estimulaciones mediante fracturas hidráulicas de modo de contribuir a la red

de fracturas e interconectarlas con el pozo; se extrae por medios artificiales el agua del

reservorio; se debe contar con instalaciones para la disposición del agua; y prever un

completo desarrollo del arreglo de pozos. Respecto a esto último, en los reservorios

convencionales de gas y petróleo es deseable una mínima interferencia entre pozos. En

cambio, para diseñar un sistema eficiente de desacuatización y despresurización se deberá

tener en cuenta una máxima interferencia para lograr un máximo descenso de nivel. Esta

interferencia permitirá una rápida disminución de la presión el reservorio con el

consecuente desprendimiento del gas de la matriz de carbón.

4.3.4 Permeabilidad y porosidad

La permeabilidad en las capas de carbón está fundamentalmente controlada por la

magnitud de los esfuerzos en el reservorio. También se ha observado que medida que el

gas se va desorbiendo de la matriz de carbón. Numerosos estudios de laboratorio

muestran la dependencia de la permeabilidad y la porosidad sobre las condiciones de

esfuerzos que se presentan en la capa de carbón, con relaciones que son únicas para cada

capa. Con la producción, las propiedades de la red de fracturas experimentan cambios

debido a mecanismos distintos y opuestos:


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(1) La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas declina debido a la compactación y

la reducción de los esfuerzos netos.

(2) La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas aumentan debido a la contracción

de la matrix de carbón como resultado de la desorción del gas.

5.CONDICIONES DE FORMACIÓN

Desde el momento de la sedimentación, el carbón es diferente de otros tipos de roca yaci-

miento. Se compone de material vegetal alterado (macerales), que funciona a la vez como

fuente generadora y como yacimiento de hidrocarburos. Se encuentra inherentemente

fracturado como consecuencia del proceso de carbonización, que forma fracturas

verticales o diaclasas. Las diaclasas en carbón se clasifican geométricamente,

denominándose las diaclasas primarias, más continuas, diaclasas frontales y las

secundarias, menos continuas, diaclasas interpuestas.

La clasificación genética de las fracturas del carbón también es común. Las fracturas

endógenas, o diaclasas clásicas, son creadas bajo tensión al comprimirse la matriz del

carbón debido a la deshidratación y la desvolatilización producidas durante la maduración

del carbón. Estos conjuntos de diaclasas son ortogonales y casi siempre perpendiculares a

la estratificación. Por el contrario, las fracturas exógenas formadas debido al tectonismo, y

en consecuencia el campo de los esfuerzos regionales, determinan su orientación.

También se observan fracturas por esfuerzo de corte a 45° con respecto de los planos de

estratificación.

Virtualmente en todos los yacimientos de metano en capas de carbón, las diaclasas

constituyen el mecanismo de permeabilidad primario. Al igual que los yacimientos

convencionales, las capas de carbón también pueden ser naturalmente fracturadas En

capas de carbón más profundas, los mayores esfuerzos de los estratos de sobrecarga

pueden triturar la estructura del carbón y cerrar las diaclasas. En tales localizaciones, el

fracturamiento natural subsiguiente tiende a ser el principal sustento de la permeabilidad.

La comprensión de los sistemas de diaclasas y fracturas naturales en capas de carbón es

esencial durante todas las facetas del desarrollo de yacimientos de CBM. La generación

del metano es una función del tipo de maceral y del proceso de madurez termal. Al

aumentar la temperatura y la presión, cambia el rango del carbón junto con su capacidad

de generar y almacenar metano. Además, cada tipo de maceral almacena, o adsorbe,

diferentes volúmenes de metano. Por otra parte, el carbón puede almacenar más gas al

aumentar su rango.


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GENERACIÓN DEL GAS EN FUNCIÓN DEL CARBÓN

Fuente. Schlumberger. Oilfield Review.2003

Los yacimientos de areniscas y carbonatos convencionales almacenan gas comprimido en

sus sistemas de porosidad. El metano es almacenado en el carbón por adsorción, proceso

por el cual las moléculas de gas individuales se ligan a las moléculas orgánicas sólidas que

conforman el carbón mediante fuerzas eléctricas débiles. Para evaluar la producción de

los pozos de CBM con el transcurso del tiempo, se comprueba la capacidad de absorción y

adsorción (sorptive capacity) de las muestras de carbón trituradas y se construyen

isotermas de desorción (desorption). Las isotermas de desorción describen la relación

entre la presión y el contenido de gas adsorbido en el carbón, en condiciones de

temperatura y humedad estáticas.

ISOTERMAS DE DESORCIÓN



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6.TECNOLOGÍA DE EXTRACCIÓN

La industria del metano en capas de carbón (CBM) se inicio después de la conclusión de

que gran contenido de metano en el carbón, a menudo puede ser producido

rentablemente si los mantos se deshidratan y se establece un camino permeable hacia el

pozo para el gas. La tecnología de fracturamiento hidráulico desarrollado en la industria

de petróleo y el gas a partir de 1948, ha demostrado ser la respuesta en muchos casos

para facilitar la deshidratación y elevando los caudales de producción de gas a niveles

económicos.

Aunque el fracturamiento hidráulico había sido altamente desarrollado para depósitos de

gas convencionales de arenas de baja permeabilidad, los ajustes en el proceso eran

necesarios para el carbón, debido a los siguientes fenómenos:

La superficie del carbón adsorbe químicos del fluido de fracturamiento.

El carbón tiene una extensa red natural de fracturas primarias, secundarias y

terciarias que se abren para aceptar fluidos durante el fracturamiento hidráulico,

pero se cierran después del flujo, introduciendo daño, perdida de fluido y

aumentando la presión que se esperaba.

El fluido de fracturación puede filtrarse profundamente en las fracturas naturales

del carbón sin formar una torta de filtro.

Las fracturas múltiples y complejas se desarrollan durante el tratamiento.

A menudo se requieren altas presiones para fracturar el carbón.

El modulo de Young para el carbón es mucho menor que para la roca

convencional.

Las fracturas inducidas en algunos pozos verticales de CBM se pueden observar

en minería posterior.

Las fracturas que se producen en el carbón por pozos horizontales son muy poco

profundas.

El manto de carbón a fracturar puede ser múltiple y delgado, tal vez de 1 o 2 pies

de espesor, lo que requiere un enfoque estrictamente económico de las

operaciones.

La aplicación exitosa del fracturamiento de mantos de carbón, ha sido ayudado por la

investigación en la década de 1980 en la cuenca Black Warrior en el Instituto de

Investigación de Gas. La investigación ayudó a reducir los costos y mejorar el rendimiento

de fracturamiento hidráulico en los mantos de carbón, además de servir como un

laboratorio de campo para el desarrollo del proceso.


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7. DIFICULTADES DE EXTRACCIÓN

La mayoría de las dificultades en el fracturamiento de mantos de carbón, se debe a

valores de propiedades del yacimiento de carbón poco comunes, como las propiedades

mecánicas de la roca y extensas fracturas naturales en el carbón. Entre las dificultades de

extracción más comunes están las siguientes:

Excesiva presión de tratamiento: Como consecuencia de las propiedades de los

yacimientos de carbón, las fracturas inducidas son muy sensibles a complejos

perfiles de esfuerzos in-situ y a la alteración de se produce al perforar y fracturar.

Las presiones de tratamiento pueden ser más altos que los de fracturamiento

convencional. El sistema de fijación influye en la trayectoria de la fractura y puede

introducir múltiples fracturas para aumentar la presión de tratamiento. Los

escombros generados cerca del pozo durante el fracturamiento puede contribuir a

que la presión de tratamiento sea más alta.

RIPIOS: Durante la fractura se generan ripios excesivos debido a la naturaleza

friable del carbón. Por desgracia, los ripios continúan generándose durante la

producción posterior de gas al reducir la conductividad. A diferencia del yacimiento

convencional, las partículas pueden ser del tamaño de polvo o bloques

suficientemente grandes como para corazonar.

Daño por fluidos: La composición orgánica de la roca del yacimiento la hace

susceptible a daños. Los daños por fluidos al carbón se produce por dos

mecanismos. En primer lugar, la superficie orgánica del carbón es especialmente

susceptible a daño de fluido por adsorción de los productos químicos desde el

fluido de fracturación o fluido de perforación. En segundo lugar, los fluidos pueden

llegar a ser atrapados en la red de fisura intrincada que constituye la trayectoria de

flujo.

Fluidos atrapados: Tal vez el problema más generalizado es de los fluidos

atrapados. Se han encontrado cementos y fluidos de perforación, para penetrar a

sorprendentemente largas distancias desde el pozo a través del sistema de fijación

natural para bloquear físicamente los conductos de flujo de gas. Durante la

fracturación, las presiones impuestas abren los sistemas de fijación que permiten

la penetración de fluidos, posteriormente, atrapa el gel tras el cierre a la

obstrucción del flujo de gas.


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8. MÉTODOS DE PRODUCCIÓN

La capacidad del carbón de almacenar metano reduce sustancialmente la necesidad de

contar con mecanismos de entrampamiento de yacimientos convencionales, haciendo

que su contenido de gas (que está relacionado con el rango del carbón) y el grado de

desarrollo de diaclasas o fracturas naturales sean las consideraciones primordiales cuando

se evalúa un área para determinar el potencial de producción de CBM.

Esta capacidad de almacenamiento confiere a las capas de carbón un comportamiento

inicial único en términos de producción, que está relacionado con la desorción, no con la

caída de la presión. Las capas de carbón pueden contener agua o gas, o ambos elementos,

en los sistemas de diaclasas y fracturas naturales, y gas adsorbido en la superficie interna

de la matriz del carbón. Toda agua presente en el sistema de diaclasas debe ser producida

para reducir la presión del yacimiento en dicho sistema a fin de generar volúmenes de gas

significativos. La deshidratación aumenta la permeabilidad al gas dentro de las diaclasas y

las fracturas y hace que el gas presente en la matriz se desorba, se difunda a través de la

matriz y se desplace hacia el sistema de diaclasas, lo que se traduce en perfiles de

producción de CBM absolutamente singulares.

ETAPAS DE PRODUCCIÓN DE CBM


La producción inicial es dominada por el agua. Al desplazarse el agua fuera de las diaclasas

y las fracturas, la saturación y la producción de gas aumentan y la producción de agua cae.


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Cuando la permeabilidad al gas finalmente se estabiliza, el carbón se considera

deshidratado y la producción de gas alcanza su punto máximo. A partir de este momento,

tanto la producción de agua como la producción de gas comienzan a declinar lentamente,

siendo el gas el fluido producido dominante. La velocidad a la cual se elimina agua del

yacimiento depende de diversos factores, incluyendo las saturaciones originales de gas y

agua, la porosidad de las diaclasas, la permeabilidad relativa y absoluta del carbón y el

espaciamiento entre los pozos.

Algunos pozos de CBM producen gas seco desde el principio. Por ejemplo, ciertos pozos

de Alberta y la Columbia Británica, Canadá, y la porción subpresionada de la Cuenca San

Juan son comparables con los yacimientos convencionales y producen en condiciones de

saturación de agua irreducible; esto es, gas seco. La producción de gas seco de capas de

carbón típicamente declina desde el principio, exhibiendo un comportamiento

correspondiente a la Etapa III.

Como sucede con todos los yacimientos de gas, la permeabilidad controla la producción y

determina en gran medida el volumen de reservas recuperables del gas presente en las

capas de carbón. Las variaciones locales de la conductividad y la densidad de las diaclasas

y de las fracturas naturales (cuán estrechamente espaciadas se encuentran las diaclasas o

las fracturas) producen variaciones considerables en el rendimiento de los pozos dentro

de ciertas áreas de desarrollo. Por ejemplo, 23 pozos de un campo petrolero situado en la

Cuenca Black Warrior, EUA, con espesores de carbón y contenidos originales de gas

similares fueron perforados y terminados en forma idéntica, con iguales espaciamientos

entre sí; sin embargo, muestran diferencias en cuanto al comportamiento de la

producción debido a las variaciones locales en la permeabilidad o conductividad de las

diaclasas. Por otra parte, en esta cuenca, la conductividad de las diaclasas y de las

fracturas naturales se ve considerablemente afectada por los esfuerzos ejercidos sobre el

yacimiento. Los datos de pruebas de campo confirman la relación inversa entre esfuerzo

de cierre y permeabilidad del carbón; el aumento del esfuerzo de cierre de 1000 a 5000

lpc [6.9 a 34.4 MPa] redujo la permeabilidad de 10 a 1 mD.

Las propiedades y el desempeño de la producción no convencionales de los yacimientos

de metano en capas de carbón, incluyendo la alta producción de agua inicial y la baja

producción de gas inicial, son responsables en gran medida del relativamente escaso

interés por desarrollar yacimientos de CBM en todo el mundo. No obstante, el

conocimiento y las experiencias colectivas de la industria en lo que respecta a la

explotación de este recurso están mejorando la producción de los yacimientos de CBM.


17

PRODUCCIÓN DE 23 POZOS DE CBM


9.PRODUCCIÓN DE CBM CON INYECCIÓN DE CO₂ Y MEZCLA DE GASES

Los procesos de recuperación de CBM mediante almacenamiento de CO₂ (ECBM en la

literatura anglosajona), funcionan mediante el reemplazo del CH4 adsorbido en los micro

poros de las capas de carbón por moléculas de CO₂. Las moléculas de metano son

desplazadas a las fracturas del carbón y a los pozos de producción. El CO₂ queda atrapado

en la micro porosidad y tan sólo una pequeña parte de él llega hasta los pozos de

producción mientras haya una cantidad apreciable de metano que extraer. Los beneficios

de la inyección de CO₂ son los mayores ritmos de producción y los mejores índices de

recuperación. Además, se establecerá un almacén de CO₂, evitando la liberación de este

gas a la atmósfera. Un proyecto de almacenamiento de CO₂ termina cuando comienza a

liberarse. Esta tecnología está siendo utilizada a escala piloto en Norte América, por

ejemplo el San Juan Basin en los Estados Unidos o en los carbones de Manville en Alberta,

Canadá. A pesar de ello, en el futuro, esta tecnología tendrá mayor potencial en países

con abundante carbón y escasas reservas de gas natural. Para aumentar la aceptación de

esta tecnología, se seleccionaron los países de China, India, Polonia y Australia como los

más apropiados para el desarrollo de un proyecto piloto.

Asesores geológicos de los cuatro países identificaron once emplazamientos

potencialmente interesantes, correspondientes a ocho cuencas distintas, para localizar el


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proyecto. Estas ocho cuencas incluían las de Eastern Ordos y Southern Qinshiu en China,

las de Damodar Valley y Cumbia en la India, la Upper Silesian en Polonia y las de Southern

Bowen, Southern Sydney y Gunnedah en Australia. Otras cuencas se estudiaron pero

fueron descartadas por su escaso potencial de almacenamiento o por la falta de datos

sobre su contenido en metano. Los emplazamientos fueron elegidos atendiendo a los

sondeos existentes y al conocimiento de las características del metano presente en cada

caso. Se desarrolló un sistema de puntuación para evaluar cada emplazamiento,

basándose en cinco factores, que son el potencial de mercado, el potencial de producción,

capacidad de almacenamiento, capacidad de suministro de CO₂ y viabilidad financiera del

proyecto. Finalmente se aplicó un factor de incertidumbre según se considerara la

fiabilidad de los datos estimados. Mediante el uso de este sistema de puntuación, se eligió

como el mejor lugar para el desarrollo de un proyecto piloto de recuperación de metano

por inyección de CO₂ Dawson River, en Southern Bowen Basin, Australia. Este lugar

puntuó bien en todas las categorías, destacando su potencial de producción debido a su

relativamente alta permeabilidad y a la alta concentración de metano.

9. PANORAMA MUNDIAL

Recursos y reservas mundiales

Este apartado se dedica para estudiar las producciones y los avances tecnológicos

realizados por los países que han empezado a apostar por el CBM. Se detallarán los

avances y las perspectivas de desarrollo de cada país en este tema.


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Se ha estimado que los recursos mundiales totales de CBM son más de 260 x 1012 m3,

concentrándose la mayoría (90 %) en 12 países que se detallan a continuación. Los

recursos estimados para cada país se han realizado mediante aproximaciones groseras

teniendo en cuenta los datos geológicos existentes y las características de los carbones.

Los grandes recursos están en Canadá, China y Rusia. Sin embargo en estos países se han

realizado pocos esfuerzos para el desarrollo, datación y explotación del CBM. A

continuación se resume la situación del desarrollo del CBM en varias áreas geográficas, y

en algunos casos, en países individuales.

África

Sudáfrica, Zimbabwe y Botswana pueden contener unos recursos por encima de 1 x 1012

m3. En Sudáfrica, el Waterberg Basin en Northwest Transvaal y la porción sudeste del

Transvaal tienen el mayor potencial de metano.

Una exploración inicial de unos mil sondeos en Zimbabwe ha servido para evaluar los

recursos de carbón y la geología de la zona. Estos estudios iniciales han señalado lugares

específicos para la exploración de CBM. En Sabi Valley hay unos recursos estimados de 2,6

x 109 m3/km2. Desde 1991 cinco compañías han iniciado exploraciones y se les han

otorgado concesiones de unas 3,8 hectáreas. En Bostwana, Karoo Basin ocupa casi la

mitad del país. Sin embargo se sitúa debajo del desierto de Kalahari y tan solo existe una

mina de carbón en activo, la mina Moruple, que explota carbón bituminoso alto en

volátiles.

Asia

Asia engloba países como China, Kazakhstan e India que son grandes productores de

carbón, y por tanto potencialmente contenedores de gas. Es donde se encuentran las

mayores reservas mundiales.

China

China tiene los mayores recursos en el ámbito mundial de carbones gaseosos de alto

rango y los recursos de CBM se estiman en 30 - 35 x 1012 m3 que es similar o mayor que

sus recursos en gas natural convencional. La mitad de las existencias de minas

subterráneas en China producen altas emisiones de gas metano. Aunque el CBM debe ser


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extraído para reducir el riesgo de explosiones en muchas minas, la producción anual de

CBM era sólo de 0,43 x 109 m3 en 1990; sin embargo con el rápido crecimiento de la

población en China, el desarrollo del CBM llegará a ser inevitable.

Entre 1970 y 1990 se perforaron 26 pozos piloto que resultaron ser un fracaso debido ala

ausencia de las tecnologías adecuadas. Shenyang Gas Corporation ha llevado varias

exploraciones y estudios piloto en Hyngiand, pero fueron abandonados debido a

problemas de baja permeabilidad. Con la ayuda de cooperación internacional, Kaailuan

Basin va a ser explotada y el ministro chino de energía está promoviendo activamente el

desarrollo del CBM pidiendo ayuda a expertos nacionales e internacionales. La Unión

Nacional de Programas de Desarrollo está realizando un proyecto en China para

demostrar las estrategias de desgasificación de mina para la captura eficiente y la

liberación apropiada de metano.

India

Aunque los recursos totales de CBM en India no han sido estudiados detalladamente,

existen varias cuencas de carbón posicionadas adecuadamente cercanas a los mercados.

Gujarat Power Corp Ltd. ha confirmado que los campos de lignitos en la región Shobhasan

son una reserva muy importante en CBM.

Indonesia

Se estima que existe una reserva de 6 x 1012 m3 en 16 cuencas de Indonesia. Esto es

equivalente a dos veces su potencial en gas natural, que con el petróleo constituyen el 90

% de la energía primaria total para uso doméstico en el país. Todavía no se han hecho

esfuerzos para la investigación de la explotación de CBM.

Kazakhstan

Kazakhstan posee unas reservas estimadas en 1 x 1012 m3 en Ekibastuz, en los campos

carboníferos de Maikyubensk y Karaganda.


21

Oceanía

Australia

Los recursos de CBM se encuentran cerca de los mayores centros urbanos, y parece que

Australia va a seguir los pasos de EE.UU. en el tema de investigación y producción.

Existen varias cuencas de carbón potenciales de gas que incluyen:

Sydney Gunnedah Bowen Basin, un depósito Permiano - Triásico que cubre un

área de más de 200 000 km2; se estima que el tercio norte de Bowen Basin

contiene 4 x 1012 m3 de metano.

Galilee Basin, una cuenca Permiana - Triásica de 140 000 km2 donde las capas son

finas y discontinuas. Las perforaciones recientes han indicado que las zonas más al

este poseen capas continuas y gruesas.

Surat y Moireton Basin, cuencas Jurásicas/Cretáceas de unos 300 000 km2. Estas

cuencas contienen capas delgadas y discontinuas pero con un elevado potencial

en metano.

Las áreas más adecuadas para la extracción del CBM son:

Las cuencas Bowen y Gunnedah, aunque parecen tener problemas debidos a la baja

permeabilidad y a la existencia de altos esfuerzos horizontales. Se han concedido seis

permisos de exploración en Sydney Basin que tiene un potencial de 4 x 1012 m3. El acceso

por tierra para exploración y desarrollo es un factor clave para el desarrollo del CBM. En

Bowen Basin existen 20 permisos repartidos en tres lugares: Broadmeadow, Hillview y

Dawson River. Las investigaciones más recientes han delimitado una zona con las áreas

más apropiadas de Bowen Basin.

Nueva Zelanda

Mucho carbón de Nueva Zelanda es de bajo rango (el 71 % del total de los recursos es

lignito) y el contenido en gas es bajo comparado con los recursos de otros países. Sin

embargo, una evaluación inicial de los campos incluyendo Ohai, Greimouth y Waikato

ndican unos recursos totales de 7 - 10 x 106 m3, aproximadamente la mitad del que

puede ser recuperado.


22

Europa

Austria

Los carbones en Austria son generalmente superficiales y de bajo rango. Con las

investigaciones iniciales sobre 60 depósitos de carbón parece que solo un depósito tiene

las condiciones adecuadas para la explotación económica de CBM. El depósito en

Fohnsdorf - Knittelfeld Basin tiene aproximadamente 1,6 x 109 m3 de metano.

Bélgica

Aunque las operaciones de laboreo en la mina del distrito de Charleroy terminaron hace

unos 20 años, la mina ha continuado produciendo metano desde 1964. Se extrae

anualmente más de 7 x 106 m3 con un valor calorífico de 35,8 MJ/m3 y se espera que

continúe los próximos 25 años. Dos carboneros cercanos han sido transformados en

almacenes de gas que contienen 300 x 106 m3. Se ha abierto un pozo piloto en el campo

de carbón de Campine y ha sido estimulado por fracturación hidráulica. Las reservas de

metano en el campo carbonífero de Campine se han estimado en 75 x 109 m3. Si se

realizaran 100 pozos, un 1 % de estos recursos podría recuperarse anualmente que

representaría el 10 % del consumo belga de gas natural.

República Checa

La cuenca superior de Silesia en Polonia se extiende por el sur hasta la República Checa

donde cuatro compañías han iniciado las labores de perforación de pozos.

Francia

Hay varias cuencas de carbón en Francia adecuadas para la explotación de CBM. El Nord -

Pas de la cuenca de Calais tiene una reserva de unos 50 x 109 m3 pero el área está

fuertemente fallada por lo que no se considera adecuado para la explotación del CBM. Sin

embargo, el Gas de Francia ha producido gas de algunas minas abandonadas de la cuenca.

La cuenca de Lorraine posee unas reservas de 160 x 109 m3. Se han concedido tres

permisos para la explotación de esta área. Las minas abandonadas de esta zona producen

gas para el uso local. Otras cuencas están bajo evaluación y desarrollo.


23

Alemania

Los recursos de carbón están situados principalmente en las cuencas del Ruhr y Saar. Los

recursos totales de la Cuenca del Saar rondan los 3 x 1012 m3. Si sólo se consideran las

capas de 60 cm con una profundidad máxima de 1 500 m, entonces únicamente 85 x 109

m3 de los recursos de carbón tienen interés práctico para el desarrollo de CBM. Se piensa

que podrían realizarse más de 400 pozos en el área de Sulzbach en los próximos años. En

la Cuenca del Ruhr, el depósito alemán más grande de carbón, el proyecto de desarrollo

de la cuenca estima que si los tests resultan exitosos se producirán 2 - 3 x 109 m3/año.

Hungría

Hay sólo una cuenca de carbón en Hungría con alto contenido en gas. La cuenca está en

las montañas Meesek. Radnai y Bakai-Papp han señalado que los carbones de la zona

tienen un contenido en metano de 40 - 150 m3/t y los recursos totales de la cuenca se han

estimado en varios billones de m3. Las reservas en Mesek Basin se estiman en 85 x 109

m3 a una profundidad de 1 500 metros. Varias ciudades y pueblos no tienen suministro de

gas, por lo que existe un mercado abierto si se construyen las infraestructuras necesarias.

Polonia

Las tres mayores cuencas de carbón en Polonia son Lower Silesian, Upper Silesian y Lublin.

Parece que el mayor potencial está en Upper Silesian, con capas más gruesas y

numerosas. Las reservas totales en las concesiones se estiman en 380 x 109 m3 y los

recursos totales asociados con todas las concesiones de minas se estima en 1,3 x 1012 m3.

Casi el 60 % de la producción de carbón es de minas gaseosas. Aunque la explotación de

metano se realiza en 18 minas en Upper Silesian, solo se aprovecha 282 x 106 m3 de los

912 x 106 m3 emitidos. El metano de las minas gaseosas en el área de Ribbnik se extrae y

se usa como fuente de energía por los mineros y las industrias. Aunque el gas se vende a

los consumidores industriales, las ventas no cubren los costes de la captura y transporte

del metano. Si se incrementara la cantidad de CBM producido, los gaseoductos deberían

ser reconstruidos para poder transportar todo el nuevo volumen creado.

Se estima que en 5 años de explotación de metano, se puede llegar a producir 5 x 109 m3

en la Alta Silesia, y 0,3 x 109 m3 en la Baja Silesia. Los datos de producción de gas de

algunas minas hacen estimar los recursos de CBM en 1 300 x 109 m


24

Rusia y Ucrania

Rusia y Ucrania tienen reservas conjuntas de 78 x 1012 m3. Aunque solo se utiliza un 2 %

del gas liberado por las actividades de mina, se estima que podría aumentar hasta el 50 %

o La zona del Este de los montes Urales tiene los mayores recursos potenciales de CBM

del mundo. Se encuentran en las cuencas de Pechora (2 - 3 x 1012 m3), Kuznesk (10 - 14 x

1012 m3) y Tungusk, que aunque aún no ha sido evaluada, se estima como la mayor

cuenca carbonífera del mundo.

España

Se ha realizado alguna exploración en la provincia de León y Asturias, pero nada se ha

publicado todavía (Boyer). En ese sentido, este proyecto representa uno de los primeros

esfuerzos en empezar a calcular las reservas de CBM disponibles en las cuencas de carbón

Reino Unido

Hay cuatro regiones geográficas de campos de carbón carboníferos en UK.: Sur, Central,

Norte y Escocesa. Los recursos totales se estiman en 2 x 1012 m3. El contenido en gas de

la mayoría de los carbones es de 4 - 11 m3/t pero se han encontrado valores de 19 m3/t

en South Wales. Para reducir los peligros del metano se perfora un buen número de

sondeos. Alrededor del 45 % del metano extraído mediante sondeos inclinados se vende a

los consumidores locales. El primer pozo de CBM se perforó en Sealand cerca de

Chesteren 1992, y el segundo en North Wales. Recientemente se han perforado otros

pozos, pero la producción comercial no es muy abundante. Las mejores áreas para

investigar son las de East Pennine, West Pennine y South Wales. Se ha demostrado que las

cuencas de carbón inglesas tienen baja permeabilidad y están muy insaturadas. Sin

embargo se necesitan muchos estudios para que pueda estimarse la cantidad de CBM

adecuadamente. El mayor potencial de CBM no está en las zonas minadas, donde ya se ha

liberado la mayor cantidad de gas, sino en las zonas inexploradas de los campos de gas.

Hay enormes cantidades de carbón y lignitos en U.K. y puede ser posible producir metano

de esas reservas.


25

Norte América

Canadá

El potencial de CBM en Canadá está empezando a ser evaluado. Recientes investigaciones

y estimaciones del CBM señalan que las reservas se encuentran entre 6 y 76 x 1012 m3.

Existe un pozo comercial en el sur de Alberta. Los depósitos de carbón son principalmente

Carboníferos en el este y Mesozoicos / Cenozoicos en el oeste. Las cuencas del este son

pequeñas y tienen un potencial limitado, pero al existir poco gas natural disponible en la

zona, podría tener una gran importancia económica. Las cuencas del oeste parecen tener

un potencial más elevado. Se han realizado estudios geológicos y de ingeniería en la

cuenca de Cumberland, en Nova Scotia. Se han encontrado similitudes entre los carbones

del área y los de Black Warrior Basin en EE.UU. La concesión de Cumberland tiene unos

recursos de gas de 0,2 x 1012 m3.

Recientemente la formación Kootenay en Fermie, al sudeste de British Columbia, ha

acaparado mucho interés. Este lugar está muy cercano al gaseoducto que exporta gas a

EE.UU. y es una gran productora de carbón. El gobierno de Canadá ha estimado que el

área Fernie contiene unos recursos de 0,6 x 1012 m3. El Ministerio de Energía, Minas y

Petróleo ha estimado los recursos de CBM en British Columbia en 4 x 1012 m3. Sin

embargo, parece que existirán conflictos entre los derechos de los productores de carbón,

gas y petróleo.

Estados Unidos

EE.UU. es el país con mayor actividad en el desarrollo del CBM a escala mundial, debido a

la presencia de grandes y adecuadas cuencas de carbón, un completo sistema de

gaseoductos, esfuerzos importantes para conseguir el desarrollo y el tax credit del

gobierno para los pozos anteriores a 1992, que consistía en una prima sobre el precio del

metro cúbico de gas extraído de Coalbed Methane (CBM). EE.UU. tiene unos recursos de

11 x 1012 m3. Las reservas recuperables con la tecnología actual es de 2,5 x 1012 m3.

Diariamente se producen 60 x 106 m3. Al rededor del 80 % de la producción se realiza en

la cuenca de San Juan (Colorado y Nuevo México) y muchas de las reservas se encuentran

en la cuenca de Black Warrior (Alabama). Las dos cuencas suman juntas el 95 % de la

producción total de metano en EE.UU. La producción de CBM comenzó en EE.UU. en

1978, con 12 pozos y se incrementó a 732 pozos en 1988. Se estima que actualmente 6

600 pozos se encuentran activos. En 1993, San Juan tenía 2 612 pozos productivos con una


26

producción anual de 16 x 109 m3 de gas, mientras que Black Warrior tenía 2 884 pozos

que producían 3 x 109 m3 de gas en el mismo año. En la actualidad, los EE.UU. poseen

unos 6 600 pozos que producen 20 x 109 m3 de metano. De éstos, los pozos de S. Juan

Basin representan el 40% del total, que son cerca del 80 % de gas. Se puede deducir de

estos datos que la producción económica de metano de las capas de carbón en EE.UU.

fuera de San Juan Basin es relativamente pequeña. Obviamente, las cuestiones técnicas

afectan en gran medida la productividad de los pozos de metano en el carbón. Por

ejemplo, aunque Piceance Basin tiene unos recursos base similares a los de San Juan

Basin, la producción comercial de gas ha sido mucho menos exitosa debido a las bajas

permeabilidades absolutas. Las principales cuencas de CBM son (Tabla 3):

Appalachian Basin: A finales de 1992 existían unos 300 pozos en operación.

Muchos se perforaron durante y previamente a los trabajos de explotación del

carbón.

Greater Green River: De 47 pozos perforados, sólo una zona ha demostrado tener

gas explotable. Hay problemas con los bajos precios del gas y la producción

excesiva de agua.

Illinois Basin: La actividad se limita a recuperar el metano de las minas

abandonadas.

Piceance Basin: Aunque existen grandes recursos potenciales, el desarrollo ha sido

limitado por las limitaciones de la infraestructura. Algunos de los pozos producen

más de 14 x 103 m3/día.

Powder River Basin: En 1992, se produjeron 0,03 x 109 m3 en 29 pozos. El

desarrollo posterior depende de los avances en la tecnología de la disposición del

agua generada.

Raton Basin: Se perforaron 6 pozos productivos en 1992 pero los porcentajes de

producción no son altos y existe una ausencia de capacidad de los gaseoductos

fuera de la cuenca.

Western Interior Coal Region (Arkoma Basin, Cherokee Basin, Forest City Basin):

Los resultados de producción de 103 pozos que se perforaron a finales de 1992

eran similares a los observados en Black Warrior Basin. En Cherokee Basin existen

200 pozos en producción comercial debido a los bajos costes de perforación.


27

10. FUTURO DEL CBM

La explotación de los recursos de CBM está progresando a pasos firmes. En los EUA, los

precios del gas natural han hecho más atractivas muchas áreas—por ejemplo la región de

Green River, la Cuenca Piceance, la Cuenca Arkoma y la Cuenca Cherokee-en lo que

respecta a la explotación del CBM, si bien algunas de ellas todavía no producen volúmenes

significativos de gas natural.

A nivel mundial, varios países recién han comenzado a investigar sus recursos de CBM. La

actividad local crecerá por necesidad y gracias al conocimiento del comportamiento de

estos yacimientos.

Los métodos de evaluación de formaciones, junto con los datos de núcleos de diámetro

completo, están ayudando a la industria a conocer los yacimientos de carbón. Las técnicas

de procesamiento de registros aportan datos detallados de litología, análisis preliminar

de las principales fracciones y permeabilidad. A través de la utilización de técnicas de

generación de imágenes de la pared del pozo, se estudian los sistemas de diaclasas y

fracturas, junto con importante información de los esfuerzos locales, para apreciar en

forma más exhaustiva la permeabilidad en las capas de carbón.

La permeabilidad en las capas de carbón, controlada por los eventos acaecidos durante la

sedimentación, la madurez y el tectonismo aparece como el factor más importante en la

producción de CBM. Los sistemas de fracturas del carbón deben ser conectados con éxito

al pozo a través de métodos de estimulación que no produzcan daños. Sin embargo, los

complejos perfiles de esfuerzos y los sistemas de fracturas de las capas de carbón

dificultan la simulación del conocimiento de la propagación de las fracturas hidráulicas en

las capas de carbón y en sus alrededores. La nueva tecnología de vigilancia rutinaria de

fracturas promete la generación de imágenes de la creación de fracturas hidráulicas en

tiempo real. Las primeras tecnologías de sísmica pasiva realizaban una vigilancia primitiva

de las fracturas hidráulicas, pero el procesamiento de estos datos era tedioso y lento y no

proporcionaba información en tiempo real durante las operaciones de fracturamiento

hidráulico.


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11. CONCLUSIONES

El CBM es un recurso que existe en casi la totalidad del planeta, su exploración,

determinación y explotación ha tenido un gran impacto en la matriz energética de

muchos países.

La utilización del CBM producido, depende de la infraestructura existente

(gasoductos, plantas generadoras de corriente, plantas químicas), estas pueden

ayudar al desarrollo de un proyecto de CBM.

Aunque muchos países han desarrollado los proyectos de CBM con éxito, la

tecnología existente no es la suficiente para cubrir todas las necesidades y

posibilidades de diseño de un proyecto para la explotación de este recurso. Falta

implementar y mejorar las tecnologías de extracción.

Cuando se realiza un proyecto de CBM con inyección de CO₂ puro, también se

hacen aportes significativos al medio ambiente, ya que el CO₂ se utilizara como

medio de producción y no será arrojado a la atmosfera.


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12. BIBLIOGRAFÍA

EIA (U.S. Energy Information Administration) (pdf): Versión 2010. “Annual Energy Outlook”.

EIA COAL RESEARCH (pdf): Versión 1993. “Coal Bed Methane”.

HEDDLE, H. et al (2004): “ The Economics of CO₂ Storage”. Massachusetts Institute

of Technology. Massachusetts.

MANSILLA, H.; CANCELA, J. (2003): ¨Estudio del metano en las capas de carbón

(CBM): Antecedentes y valoración en las cuencas de Barruelo de Santullán, Casavegas y Santa María de Redondo¨. Instituto Geológico Minero. Madrid.

SCHLUMBERGER (pdf). Versión 2003. “Oil field review”.

Coal Bed Methane (Cbm)PDF

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