Estimación de los Volúmenes Originales de Hidrocarburos en YNC: tipo Shale Gas

 Esta séptima entrega se enfoca en la primera etapa de la explotación de los yacimientos de Shale Gas y estimar el contenido de gas. En la figura 1 se establecen los elementos básicos para llevar a cabo la explotación de un yacimiento de Shale Gas ⁽²⁾.

Figura 1.- Elementos básicos para explotar yacimientos de Shale Gas (Fuente: Castellanos, 2015) ⁽³⁾.

Como se muestra en la figura anterior, se está en una etapa de evaluación rápida para inferir el potencial de las lutitas a ser consideradas como YNC tipo Shale gas.

Los yacimientos de Shale Gas cuentan con lo que se conoce como “doble porosidad”, es decir, dos almacenamientos principales, el de la matriz de la roca y el de las fracturas naturales. La matriz presenta muy baja permeabilidad, por lo tanto, casi todos los yacimientos de este tipo deben ser hidráulicamente estimulados para alcanzar una producción rentable. En los mismos, se presenta un fenómeno conocido como “la adsorción del gas”, que es el efecto por el cual las moléculas de gas se adhieren a la superficie de los granos de la roca, y a veces es considerada para establecer un modelo de “tripe porosidad”. Es importante destacar que el gas adsorbido puede ser producido, por lo cual debe ser contabilizado para estimar que fracción del gas original en sitio representa, y evaluar los efectos que podría tener en la producción.

La relación que existe entre la porosidad presente en la matriz, las fracturas naturales, fracturas hidráulicas y materia orgánica, influye en la producción así como en la declinación de la misma, presentándose altas producciones iniciales, para luego mostrar tasas de declinación bajas y estables. Dicho esto, la expectativa de vida de un pozo de Shale Gas es de aproximadamente 30 años. Siendo el flujo de los primeros años gobernado por el gas presente en las fracturas de la roca, y luego por el gas proveniente de la matriz, donde se reportan tasas constantes y prolongadas (figura 2) ⁽²⁾.

Figura 2.- Curva de declinación típica de un yacimiento de Shale Gas (Fuente: Valencia, 2017) ⁽²⁾

Para lograr una cuantificación del gas original presente en yacimientos no convencionales, se deben establecer consideraciones como la existencia de un gas libre, definido como el gas atrapado dentro del poro de la roca, además existe la estimación por características de la formación, la roca absorberá gas dentro de su estructura, siendo este la definición de gas absorbido, para poder cuantificar se debe mediante una interpretación de curvas, denominadas curvas o ecuación de Langmuir ⁽²⁾.

Determinación del GOES en yacimientos no convencionales

Entonces el este gas puede almacenarse intersticialmente en los espacios porosos, entre los granos de la roca o en las fracturas de las lutitas, o ser adsorbido en la superficie de los componentes orgánicos contenidos en éste ⁽¹⁾.

Gas in situ= gas libre +gas adsorbido

Figura 3.- Gas en los shale ⁽¹⁾.

                        Donde se tiene que:

·         De esta manera, el gas libre original en sitio, se calcula conociendo el área(A), espesor (h), porosidad, saturación de agua (Sw) y factor volumétrico de formación del gas (Bg)  del yacimiento bajo estudio.

El gas intersticial o libre es determinado a partir de los valores de la porosidad efectiva y de saturación de gas derivados de los cálculos realizados a través de toma de datos de registros eléctricos.

Figura 4.- Porosidad estimada de zona de shale Gas interpretado en registros eléctricos ⁽¹⁾.

·         El gas original en sitio adsorbido por la roca, se determina conociendo el área (A), espesor (h), porosidad del yacimiento. Además se deben definir dos parámetros muy importantes que son , que es la densidad aparente del gas, y , determinado a partir  y (volumen y presión Langmuir respectivamente), es el contenido inicial de gas obtenido a través de la ecuación y curvas de Langmuir.

La isoterma de Langmuir fue desarrollada para describir el equilibrio del gas que se encuentra retenido en los poros y en el componente orgánico (querógeno) a temperatura constante.

 Figura 5.- Curva de Langmuir ⁽¹⁾.

Relaciona la adsorción (proceso en el cual las moléculas de gas o liquido se adhieren a una superficie formando una película sobre la misma) de moléculas de una superficie solida con la presión de gas o concentración de un gas que se encuentra atrapado dentro del contacto con esa superficie solida a una temperatura que no varíe, partiendo del principio “los gases, al ser absorbidos por la superficie sólida, forman únicamente una capa de espesor mono molecular”, parte de la explicación según este principio indica que a medida que la molécula se encuentre a temperatura constante y una alta presión, este gas se encontrara atrapado en una capa alrededor de las paredes del poro, sin embargo al cambiar sus condiciones iniciales, este se liberara yendo de la formación al lugar donde se encuentra coexistiendo con el gas libre, por eso, se debe sumar a la estimación del GOES en yacimientos no convencionales, de esta manera, el gas absorbido debido a que cuando ocurre la liberación pasa a formar parte del gas original en sitio, puede ser cuantificable (Wei, et. al., 2016).

La ecuación e isotermas de Langmuir se obtienen de manera experimental, donde se parte de una ecuación fundamental:

El volumen de Langmuir ( ), describe el gas adsorbido cuando la presión tiende a infinito, mientras que la presión de Langmuir ( ), describe la presión cuando la cantidad de gas adsorbido es igual a la mitad del volumen de Langmuir, tal como se describe en la figura 5. Dicho esto, es importante destacar que tanto el volumen como la presión de Langmuir son valores constantes, determinados de manera experimental, para cada yacimiento de Shale Gas (Wang, 2017).

Una vez se conoce  y , y la presión a la cual se encuentra el yacimiento (P), es posible determinar el volumen de gas adsorbido que presenta la roca bajo estudio.

Referencias:

1.- Alexander, Tom. (2012). “La revolución del Gas de lutitas”, Schlumberger.

2.- Salazar, Fouad y Fernández, Alexis. 2019. Diseño de una metodología orientada a la caracterización de yacimientos no convencionales de shale gas. Trabajo Especial de Grado para optar al título de ingeniero de Petróleo. Universidad Central de Venezuela. Caracas.

3.- Castellanos, F. 2015. Caracterización dinámica de yacimientos no convencionales de shale gas. México.

4.- Valencia, E. 2017. Caracterización dinámica de yacimientos convencionales y no convencionales, desarrollo de la caracterización estática. México.

5.- Wei, W. 2016. Protein adhesión depends on interprotein thiol-mediated redox modulation. (Vol 7). (N. Chem, Ed).

6.- Wang, H. 2017. What Factors control shale gas production and production decline trend in fractured systems: a comprehensive analysis and investigation. Petroleum and geosystem engineering department. 1-29.