75940854 Gas Asociado a Mantos de Carbon (1)

GAS ASOCIADO A MANTOS DE CARBÓN

JEFERSON MARÍN RAMÍREZ

RAFAEL EDUARDO PÉREZ HERNÁNDEZ

KATHERINE PRADA PALOMO

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

TECNOLOGÍA DEL GAS

BUACARAMANGA

2011

2


JEFERSON MARÍN RAMÍREZ

Cód. 2070621

RAFAEL EDUARDO PÉREZ HERNÁNDEZ

Cód. 2071385

KATHERINE PRADA PALOMO

Cód. 2061770

GRUPO 03

FABIO AUGUSTO SANTOS RODRÍGUEZ

Ingeniero de Petróleos

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

TECNOLOGÍA DEL GAS

BUACARAMANGA

2011

3

CONTENIDO

Pág. INTRODUCCIÓN 4

1. HISTORIA 5

2. ASPECTOS TÉCNICOS 6

2.1 Formación del CBM 7

2.2 Adsorción y desorción 7

2.3 Extracción 9

2.4 Pozo CBM 11

2.5 Modelo económico 13

2.6 Caso aplicado: Cuenca San Juan-USA 14

3. ESTADÍSTICAS 15

3.1 Panorama global 16

3. 2 CBM en Estados Unidos 18

3.3 CBM en Colombia 27

4. NORMATIVIDAD EN COLOMBIA 29

4.1 Variables de comercialización 30

4. 2 Conflictos coexistencia de carbón y gas natural 31

4.3 Aspectos jurídicos 33

4.4 Normas reguladoras 34

5. ASPECTOS AMBIENTALES 34

6. DRUMMOND LTDA 36

6.1 Proyectos 37

7. FUTURO DEL CBM 41

CONCLUSIONES 43

BIBLIOGRAFÍA 44

4

INTRODUCCIÓN

El metano en capas de carbón (CBM o GMDC) puede hallarse en casi todos los

lugares en donde existe carbón, considerado peligroso en la industria minera pero

un potencial como suministro de energía limpia y abundante que ayudará a

reemplazar otras reservas de hidrocarburos en declinación. ―Los yacimientos CBM

se diferencian de los convencionales básicamente en la producción de agua y el

mecanismo de almacenamiento de gas‖.

Los desarrollos registrados recientemente en las tecnologías y las metodologías

están desempeñando un rol importante para el aprovechamiento de este recurso

no convencional. Algunas de estas tecnologías son adaptaciones de las utilizadas

en las operaciones convencionales de petróleo y gas, pero otras son aplicaciones

nuevas diseñadas específicamente para abordar las propiedades únicas del

carbón. Dada la abundancia de reservas de carbón que posee el país, el metano

de esta fuente no convencional puede ser una opción técnica y económica válida

para generar volúmenes adicionales de gas, y para suplir las necesidades del

mercado interno en el corto plazo. Hace referencia el gas proveniente de los

microporos de las vetas de carbón y no es producto de gasificación, difiere en su

proceso de acumulación y en la tecnología usada para producirlo. El CBM 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.

5


1. HISTORIA

Metano en capas de carbón energía limpia para el mundo

Fuente: Oil Field Review, 2009 Volumen 21 No. 2. Metano en capas de carbón: Energía

limpia; Ahmed al-jubori Calgari, Alberta, Canadá.

Línea del tiempo

3000-2000 A.C. El carbón es utilizado por sus cualidades caloríficas para alear

cobre y estaño periodo que se conoció como la edad de Bronce.

Grecia S. III A.C. Teofrasto hace la primera referencia escrita de la que se

tenga registro del uso del carbón.

Los Romanos S. II D.C. Explotaron el mineral en gran Bretaña y en Gales a

gran escala

En Gran Bretaña en el siglo XIII se masifica el uso del carbón para su

utilización en la fabricación de armaduras y armas

6

J. B. Van Helmont en su libro orígenes de la medicina describió que un espíritu

salía del carbón cuando era incinerado, a ese espíritu lo llamo GAS.

S. XVIII Inicia la revolución industrial impulsada por la masiva explotación del

carbón.

1792 Murdoch descubrió un proceso para extraer gas del Carbón.

S. XIX Inicia la explotación masiva del carbón en américa.

1968 mueren 78 trabajadores por una explosión provocada por el gas asociado

al carbón en Farmington Virginia.

2. ASPECTOS TÉCNICOS

El CBM es gas natural compuesto por gases energéticos entre los cuales

predominan el metano (80-95%) aunque también se encuentras gases como

dióxido de carbono, monóxido de carbono, nitrógeno y etano. 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.

Molécula de metano

Fuente: Internet

7

2.1 FORMACIÓN DEL CBM

El GMC es metano (CH4) generado en forma natural, junto a pequeñas cantidades

de otros hidrocarburos y otros gases distintos a los hidrocarburos, contenidos en

los mantos de carbón como resultado de un proceso físico y químico. Este

proceso comienza con material orgánico de plantas que se convirtió primero en

turba y luego en carbón, CARBONIFICACIÓN. A medida que las plantas se fueron

cubriendo de sedimentos e incrementando su profundidad, el calor y la presión

aumentaron, causando cambios físicos y químicos en las plantas. Es esta

aplicación de calor y presión la que transforma la turba en carbón, expulsando el

agua y otros constituyentes volátiles fuera de la masa orgánica y concentrando el

carbón. La transformación de turba en carbón es un proceso gradual de

maduración, el que incluye muchas etapas intermedias

2.2 ADSORCIÓN Y DESORCIÓN

Adsorción y desorción



8

Durante la carbonización la matriz se contrae formando fracturas ortogonales o

diaclasas y forman ángulos rectos con las diaclasas frontales las cuales son

continuas, en general el agua llena los espacios intersticiales de la matriz del

carbón, a medida que se produce agua y la presión de la formación se reduce, se

libera metano, el cual es adsorbido en las superficies de la matriz del carbón y se

almacena en los microporos, luego el gas se difunde a través de la matriz, migra

hacia las diaclasas y fracturas y finalmente llega al pozo

Los yacimientos de petróleo y gas, la capacidad de almacenamiento de

hidrocarburos se relaciona con la porosidad porque el gas es retenido y

almacenado en los sistemas de poros en la matriz. Si bien los carbones poseen

una porosidad intrínseca moderada, pueden almacenar hasta seis veces más gas

que un volumen equivalente de arenisca a una presión similar. La capacidad de

almacenamiento de gas está determinada principalmente por el rango de un

carbón.

-CONTENIDO DE GAS EN EL CARBÓN Y GENERACIÓN DE METANO



9



2.3 EXTRACCIÓN

Los proyectos CBM generalmente adoptan procedimientos de perforación,

terminación y estimulación de pozos tecnológicamente simples y económicos

Los pozos verticales son comunes, pozo convencional como los que son

usados el fluido es forzado a salir al pozo de las fracturas del carbón, las

cuales liberan el gas metano, aunque puede resultar complicado perforar a

través de filones de carbón inestables. Los pozos verticales son más comunes

porque pueden resultar complicado perforar a través de filones de carbón

inestables.

Los pozos horizontales de largo alcance, cuando son posibles, permiten

maximizar el contacto con el yacimiento y, utilizando pozos multilaterales, se

han reportado tasas de recuperación que varían entre el 70 y el 90% al cabo

de 24 a 48 meses de producción.

10

En conjunto con la minería, los pozos son perforados hasta la capa de carbón

o justo arriba de esta, donde algún gas es producido durante la perforación. El

carbón es entonces minado y el techo se derrumba, creando un gran vacío de

roca colapsada, llamada Gob, que puede intersectar capas de carbón sobre la

capa principal. El gas se acumula en el Gob y es extraído por los pozos de gas.

Tipos de extracción

Fuente: http://www.uky.edu/KGS/education/methane.pdf



11

Los pozos verticales son más comunes porque pueden resultar complicados

perforar a través de filones de carbón inestables. Los pozos horizontales de largo

alcance, cuando son posibles, permiten maximizar el contacto con el yacimiento,

Mediante la perforación horizontal se generan conductos altamente efectivos para

la producción de CBM. Utilizando pozos multilaterales se han reportado tasas de

recuperación que varían entre el 70% y 90% al cabo de 24 a 48 meses de

producción. En otras cuencas productoras de carbón se está construyendo pozos

multilaterales en filones de carbón para maximizar la producción.

2.4 POZO CBM

Pozo CBM típico



12

Existen muchas formas de desarrollo de un yacimiento CBM, las tecnologías de

producción incluyen perforación convencional antes de la minería y perforación

horizontal. Un método consiste en una perforación simple de un pozo a través de

múltiples filones de carbón. La tubería de producción se baja por debajo del

intervalo de carbón más profundo. Después del tratamiento de estimulación por

fracturamiento, el agua fluye desde el filón de carbón, se desplaza en forma

descendente por el espacio anular, y es bombeada a través de la tubería de

producción. El metano –liberado de la matriz- fluye hacia el espacio anular

existente entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción, se eleva

hacía la superficie donde es transportado por tubería hasta una estación de

compresión, y se combina con la producción de otros pozos.

El agua producida se reinyecta en una formación más profunda o bien es tratado y

eliminada en la superficie.

Tasas de producción de metano y agua durante el desarrollo de un proyecto CBM

Fuente: USGS.Coal Bed Methane-Potential and concerns.

13

Aspectos a considerar en la producción de CBM

2.5 MODELO ECONÓMICO

Básicamente se plantean las siguientes etapas:

Fuente: Autores

14

2.6 CASO APLICADO: Cuenca San Juan USA

Crédito Fiscal

Fue una medida implementada por el gobierno de estados unidos en la década de

los 80 conocida como la sección 29 para promover la explotación de las reservas

de la energía no convencional cuyo fin era mitigar la crisis energética. Aunque no

solo se centró en el gas asociado a mantos de carbón el gobierno giro créditos de

alrededor de los 2 Billones de Dólares para el desarrollo especifico de esta

industria.

Medidas de rentabilidad

Cantidad de gas (Cuencas Apalache y Warrior)

◦ 125-150 scf/ton. Carbón

Permeabilidad (Cuencas del Este)

◦ 0.1-0.5 md

Presión Mínima Inicial

◦ 125-175 psi

Precio de venta del Gas

◦ Criterios de evaluación de los proyectos pueden ser VPN y TIR

Costos

Costos de Producción

◦ Perforación

◦ Fractura miento

◦ Disposición del Agua

15

Costos de transporte

◦ Costo de la Tubería

◦ Costo de transporte del agua

Impuestos

Regalías

3. ESTADÍSTICAS

Reservas

En los últimos años, los proyectos asociados con el CBM proliferaron rápidamente.

Australia no registró producción de CBM en 1995; sin embargo, en 2008 se

extrajeron 4,000 MMm3 [141,000 MMpc] de sus extensivas reservas de carbón

subterráneo. China exhibió un volumen de producción de CBM de más de 1.4 MM

m3 [49,000 MMpc] en el año 2006.

Estas cifras son pequeñas si se comparan con la producción de EUA en el año

2007; 61,000 MMm3 [2.15 Tpc]; es decir, más del 10% del suministro interno de

gas natural de EUA. No obstante, toda esta producción es significativa porque

proviene de un recurso energético poco utilizado antes de 1985. La aceptación de

este recurso—no convencional— como suministro alternativo de gas natural, se

manifiesta en el nivel de las inversiones de capital que se están efectuando a

escala mundial.

Impulsada en gran medida por incentivos de índole fiscal, la industria del gas

natural de EUA comenzó a desarrollar los recursos CBM en la década de 1980.

Desde entonces, se han introducido mejoras en las tecnologías y las metodologías

de evaluación, perforación y producción de CBM que, en su mayoría, constituyen

adaptaciones de las tecnologías y metodologías ya utilizadas para los yacimientos

tradicionales de petróleo y gas.

16

Reservas de CBM y actividad asociada



3.1 PANORAMA GLOBAL

El mayor volumen de reservas probadas recuperables de carbón, según los

últimos datos publicados, se encuentra en EUA, seguido por Rusia, China,

Australia e India (ver Tabla). Si bien los depósitos someros de carbón de muchas

áreas, tales como las áreas situadas en el Reino Unido y en algunas otras

naciones europeas, han sido extensivamente explotados, los filones profundos de

carbón que trascienden el alcance de las operaciones mineras presentan

oportunidades de desarrollo. Aún con poco carbón explotable remanente, el Reino

Unido sigue ocupando el sexto lugar en el mundo en términos de reservas

estimadas de CBM (arriba). No obstante, las naciones con los depósitos de carbón

más grandes están recibiendo la mayor parte de las inversiones de capital que, en

el año 2008, se estimó en US$ 12,000 millones para la industria

17

Reservas probadas recuperables %

EUA 28.6

Rusia 18.5

China 13.5

Australia 9

India 6.7



El gobierno de China, reconociendo el valor de este recurso, señaló al desarrollo

del CBM como uno de los 16 grandes proyectos de su actual ―Plan de Cinco

Años.‖ Las metas de producción ascienden a 10,000 MMm3 [353,000 MMpc] para

2010, 30,000 MMm3 [1.059 Tpc] para 2015, y 50,000 MMm3 [1.765 Tpc] para

2020. EUA posee una industria CBM madura basada en las 10 cuencas

productoras principales. La mayoría de los 48 estados del sur han sido explorados

en busca de potencial de CBM pero los recursos de Alaska, estimados en más de

30 trillones de m3 [1,000 Tpc], no fueron investigados exhaustivamente. Australia

ocupa el segundo lugar después de EUA en cuanto a producción de CBM. Su

producción comercial comenzó a mediados de la década de 1990, en pequeña

escala, pero para el año 2008, se produjeron 4,000 MM m3 de CBM, lo que implicó

un incremento del 39% con respecto al año anterior.

La India posee volúmenes sustanciales de reservas de carbón, que en su mayor

parte son adecuados para el desarrollo del CBM. Los depósitos profundos de

carbón, a los que no se puede acceder mediante operaciones mineras

convencionales, también ofrecen oportunidades para el desarrollo del CBM. En

1997, el gobierno de la India formuló una política CBM y asignó numerosos

18

bloques de exploración. La producción comercial de CBM comenzó en el año

2007.

El gigante dormido en el tema del CBM es Rusia: dependiendo de la fuente, el

volumen estimado del recurso oscila entre 17 y 80 trillones de m3 [600 y 2,825

Tpc]. Hasta comienzos de 2009, sólo se habían perforado algunos pozos para

evaluar el potencial para la producción comercial. No obstante, esta situación

probablemente cambie como resultado de las fuerzas políticas y de mercado. El

gas natural producido en la mitad occidental del país se vende a Europa. Los

recursos CBM concentrados en la porción central de Siberia podrían ser

aprovechados para la industria pesada del sector central de Rusia, liberando más

gas para su venta a Occidente.

Existen ciertos desafíos inherentes a la producción de CBM en cualquier cuenca.

Éstos abarcan aspectos de índole económica, geológica, logística y operacional.

Una de las consideraciones principales es el tratamiento del agua producida.

3.2 CBM en Estados Unidos

Principales Campos de CBM en Estados Unidos

Fuente: Energy Information Administration, 8 Abril 2009

19

Comportamiento de las reservas

Fuente: Energy Information Administration, www.eia.gov 31 Diciembre 2010

Comportamiento de La Producción

Fuente: Energy Information Administration, www.eia.gov 31 Diciembre 2010

20

Precio Actual del Gas

Fuente: Energy Information Administration, www.eia.gov Febrero 2011

Contratos de Precios Futuros

Fuente: Energy Information Administration, www.eia.gov Febrero 2011

21

Costos Operacionales

Perforación y Completamiento

En general, los costos de un pozo- incluyendo la perforación a una profundidad

típica de cerca de 3000 ft en la cuenca Warrior, Cañonear, y fracturar tres zonas-

tiene un valor de $190,000 a 200,000. El costo de Perforar, Cañonear, fracturar, y

la disposición del agua, traer el metano y ponerlo en gasoductos de un pozo en

desarrollo de Black Warrior a una profundidad estimada de 3500 ft es estimado en

$319,000. El costo de un pozo típico de River Gas Corporation en el condado de

Tucalosa, Alabama, Se presenta en la tabla el costo de Perforar, completar, y

fracturar por medio de geles de un sola zona en el arroyo de Mary Lee/Blue campo

Oak Grove fue de $125,000. En la cuenca de San Juan, El proceso de cavitación

de hueco abierto costo entre $8000-$10000 por día para crear la cavidad. Un

promedio del costo de un pozo en la cuenca de San Juan es de aproximadamente

$500,000 el cual incluye instalaciones en la superficie, la figura también incluye los

costos de operaciones mensuales y la disposición del agua.

Fuente: Economics of Coalbed Methane Recovery, Capitulo 10

Tiempo vs Pozos en Desarrollo

Se diseñó un modelo de desarrollo de campos petroleros con un programa de

operaciones que optimizó la utilización de los equipos y ubicó los pozos en las

regiones más productivas. Con estas restricciones, el modelo pronosticó que

serían necesarios unos 800 pozos para suministrar el gas para la planta de GNL.

22

La figura muestra Potencial de producción y optimización de la perforación. Los

ingenieros utilizaron el software ECLIPSE para modelar un campo de CBM

australiano, que necesitaba producir un flujo de gas predeterminado (negro) para

suministrar la carga de alimentación a una planta de GNL (arriba). Se

desarrollaron dos escenarios: uno basado exclusivamente en la producción de los

pozos nuevos (rojo) y otro que combinó la producción de los pozos productores

existentes con la producción proveniente de los pozos nuevos (azul). El software

además ayudó a desarrollar un plan de perforación para alcanzar y mantener la

tasa de producción objetivo (abajo).



23

El cañoneo se convirtió en el procedimiento de terminación aceptado para

acceder a la formación por múltiples pozos en la cuenca de Black Warrior y dar el

máximo control sobre el inicio de las fracturas hidráulicas. La elección se basa en

un procedimiento ampliamente utilizado en la industria del petróleo y el gas que

los trabajadores del campo pueden lograr de una manera reproducible y en poco

tiempo. Una consideración importante en la selección final del cañoneo, sin

embargo, fue un costo menor que los slots o completamiento de pozo abierto.

Lambert estimo los costos relativos de los tres procedimientos de completamiento

presentados. Los mayores costos de los procedimientos de pozo abierto y slots

van con menos fiabilidad y más pérdida de tiempo de perforación. Por lo tanto, el

cañoneo puede costar un 45% de terminación de pozo abierto o el 68% de costo

del procedimiento tipo slot.

Seis técnicas diferentes de completamiento fueron evaluadas por Lambert,

Niederhofer y Reeves en la cuenca Warrior (Deerlick Creek Field) durante tres

años. La relación de costo a tasa de flujo de metano alcanzada con cada

completamiento fue determinado. EL estudio fue realizado como parte de un

esfuerzo para hacer marginalmente económicos pozos en la región costo-

efectividad.

De la figura, varias conclusiones son evidentes. El completamiento de hueco

abierto con gel lineal exhibió la tasa más baja de metano, mientras que el caso de

los slots que involucraba solamente fracturamiento con agua como fluido dio la

tasa de flujo más alta. La entrada limitada y la técnica de fracturamiento baffled

dieron los costos más bajos, el segundo procedimiento más costo-efectivo uso

deflectores para fracturar. Aunque el Slotted Casing proporcionara altas tasas de

flujo, no fue efectivo en cuanto a costo. Los métodos Baffled fracturing y entrada

limitada fueron los más atractivos.

24

Operación Sobre un yacimiento CBM Costo Promedio

Perforar y fracturar a 3000 ft cuenca Warrior 190000 - 200000

Anterior@3500ft+ agua+ llevar el gas a las líneas

319000

Oak Grove Field 125000

Costo de Pozo San Juan Basin + incluye facilidades + costos mensuales + manejo de Agua

500000

Costos relativos del Completamiento en Deerlick


25

Tabla de los costos relativos del completamiento


Costos de disposición del Agua

Zimpfer, Hammon, and Boyce determinaron los costos relativos de transporte por

camión o ductos, del agua de producción para evaporación a cielo abierto,

inyección subterránea, o uso directo en la superficie sobre la reserva Southern Ute

en la cuenca San Juan. Su estimación para el transporte de camiones se basó en

una capacidad de 160 Barriles para mover las salmueras a 10 millas para su

deposición. El costo de transporte por camión es presentado en la siguiente

ecuación:

Dónde:

T = costo del transporte por camión de la salmuera, $/bbl

Q = volumen transportado

26

Los costos de transporte de camiones van desde $ 0.50 por barril a altas tasas

hasta 2,90 dólares por barril a bajas tasas de producción de salmuera (ver figura)

Una forma más práctica para llevar grandes volúmenes de salmuera en áreas

montañosas, tales como la cuenca de San Juan, es por ductos. El rango de

costos fueron determinados por Zimpfer, et al. En $ 0.44/bbl en 5000 BWPD a

0.97/bbl a tasas más altas. Fig. 10.3 presenta los costos relativos de los dos

modos de transporte.


Otros costos de la disposición del agua

Fuente: Economics of Coalbed Methane Recovery, Capitulo 10.

27

3.3 CBM en COLOMBIA

Reservas

Fuente: ANH Evolución y presente de la actividad exploratoria en Colombia, 2010 & ANH

Fuente: ANH Evolución y presente de la actividad exploratoria en Colombia, 2010 & ANH

28

Se estima en 17.8 Tpc del total de gas in situ, de los cuales unos 7.5 Tpc podrían

ser los volúmenes potencialmente recuperables, a continuación se resume en la

gráfica los principales departamentos con potencial de gas.

Escenario de Reservas Potenciales en Colombia

En un escenario conservador de hallazgos, Colombia contaría con disponibilidad

de recursos de gas de más de 17 TPC para 20 años

Fuente: Oportunidades para el Comercio Internacional de Gas Natural en Colombia, 27

Abril 2011

29

Regalías

Fuente: Regulation for Exploitation and Commercialization of Unconventional Gas,

Conferencia Naturgas, Abril 2011

4. NORMATIVIDAD EN COLOMBIA

El gas metano en depósitos de carbón (CBM) hace parte de la oferta energética

de combustibles fósiles. El comportamiento de la oferta y la demanda de este

hidrocarburo está asociado con la creciente necesidad de contar con energéticos

provenientes de diferentes fuentes y, en particular, obedece a la situación mundial

del mercado de gas natural, caracterizado por una oferta relativamente estable y

una producción creciente en respuesta a la dinámica de la demanda. Por las

características de los yacimientos de CBM, tanto las licencias como las

operaciones de exploración y producción pueden darse en condiciones de

coexistencia geográfica y temporal con operaciones de minería de carbón.

Fuente: autores

30

4.1 VARIABLES DE COMERCIALIZACIÓN

La posibilidad de comercializar CBM depende principalmente de los volúmenes

disponibles de por una parte, la decisión de invertir en la explotación de GMDC se

basa en los precios internacionales del gas natural.

No obstante lo anterior, las características del proceso de producción de GMDC

generan un mayor nivel de incertidumbre para los inversionistas, ya que para la

adecuada explotación de este hidrocarburo se requiere asegurar continuidad en el

proceso de extracción y el manejo de unas tasas de producción que hagan óptima

su explotación.

Por otra parte, la decisión de producir CBM depende de variables que afectan los

costos de producción, como son:

i) Las condiciones de almacenamiento de este hidrocarburo en el reservorio: Los

pozos requeridos son poco profundos y permite ahorros en los costos unitarios de

explotación, pero requiere de varios pozos para producir volúmenes que aseguren

la viabilidad financiera de la operación. El espacio entre pozos es menor al

convencional

ii) Los avances tecnológicos en su exploración y explotación: Incide en la

disminución de los costos de inversión, operación y mantenimiento del proceso de

explotación de CBM

iii) Las economías de escala en la producción

iv) La logística de acceso a los mercados disponibles: Para asegurar la viabilidad

financiera requiere alcanzar un volumen crítico de producción, factor que depende

de las características geológicas de la cuenca, además de lograr unos costos

logísticos de distribución física que hagan viable su acceso al mercado objetivo.

31

En el año 2006, la producción mundial de GMDC fue 1.9 TPC, que representó el

1.9% de la producción de gas natural. Cerca del 90% de la producción provino de

Estados Unidos y el resto de Canadá y Australia. En el mismo año, las reservas

mundiales probables eran de 4,500 TPC y las reservas recuperables se estimaron

en 600 TPC, lo cual equivale al 70% y 9% de las reservas totales de gas natural,

respectivamente. Por otro lado, las reservas de GMDC identificadas en Colombia

son del orden de 4.7 TPC. Con base en estudios preliminares, se estima que las

reservas probables en las regiones colombianas con mayor potencial son de 17

TPC, que se concentrarían principalmente en las cuencas de Cesar y Ranchería.

4.2 CONFLICTOS COEXISTENCIA DE CARBON Y GAS NATURAL

El CBM se encuentra adsorbido en carbón, razón por la cual se puede presentar

una coexistencia de explotaciones de carbón y CBM, lo que ha provocado

controversias sobre los alcances de los títulos o contratos de concesión y/o

asociación otorgados y sobre la propiedad del CBM, así como debates sobre la

optimización de la producción de minerales e hidrocarburos. Por lo general, estas

circunstancias han sido debatidas desde el punto de vista jurídico, partiendo de

discusiones de tipo técnico que se orientan principalmente a:

i) Identificar si el GMDC y el carbón deben tratarse como productos asociados o

como recursos diferentes e independientes: la naturaleza del carbón debe permitir

establecer si este mineral es depósito del CBM o si por el contrario el CBM y el

carbón hacen parte del mismo producto y por lo tanto este hidrocarburo llega a ser

gas sólo después del proceso de explotación. Este debate obedece a que durante

el proceso de carbonificación se forma carbón y gas como parte de un mismo

proceso físico-químico.

Sobre este tema, debates judiciales adelantados en Estados Unidos y Canadá han

concluido que:

32

i) los mecanismos de almacenamiento del gas en el carbón no han sido

entendidos de manera plena y por tanto ésta no es una evidencia

conclusiva

ii) la adsorción es el mecanismo de almacenamiento dominante

iii) el CBM tiene un vínculo débil con el carbón

iv) el CBM se encuentra naturalmente en estado gaseoso en los

yacimientos

v) el carbón es una roca compuesta principalmente de material carbonáceo

Adicionalmente, países como Estados Unidos, Canadá, Australia, Sudáfrica e

India cuentan con legislación que clasifica al CBM como un hidrocarburo, y no

como parte o componente del carbón o sometido al régimen de éste.

ii) Determinar si es posible adoptar soluciones para asegurar la coexistencia de la

explotación del carbón y del CBM. Las técnicas de perforación y explotación han

evolucionado durante los últimos años, haciendo posible la coexistencia ordenada

de la explotación del carbón y del CBM.

Problemas conjuntos

Entre los potenciales problemas asociados con la explotación conjunta se

encuentran el excesivo flujo de agua y su tratamiento, la producción súbita de gas

originada en mantos sobrepresionados, la inestabilidad de los pozos, y el posible

daño mantos comerciales de carbón. Por lo anterior, las técnicas de explotación se

centran en los siguientes objetivos:

i) La prevención del daño al manto de carbónse emplean técnicas de

perforación y completamiento del manto de carbón a desbalance usando lodo

aireado o agua de formación.

33

Esto previene que el fluido de perforación, los aditivos químicos y los sólidos

taponen el sistema de fracturas.

ii) La estabilidad del pozo

iii) El control de las presiones: Perforar los pozos para ser completados con

empaquetamientos y posterior estimulación, lo cual permite seleccionar los mantos

individuales para el fracturamiento, mantener la estabilidad del pozo durante la

perforación, controlar el flujo excesivo de agua y las explosiones de gas, y

asegurar el control de la producción

iv) La optimización en la producción de CBM se ha demostrado que los pozos

horizontales, perforados perpendicularmente a la dirección del clivaje frontal,

producen mayores volúmenes de gas, dado que el pozo puede ser orientado en la

dirección de la máxima permeabilidad e incrementar el área de drenaje.

v) La obtención de información para exploración y producciónObtener

información de propiedades del carbón como la resistividad de los carbones y

densidad, la identificación de las rocas almacenadoras y las condiciones de

depositación de las arcillas, el rango del carbón en función de su porosidad, y el

contenido de gas que permite el modelamiento de los yacimientos de GMDC.

4.3 ASPECTOS JURIDICOS

La exploración y explotación minera y de gas natural se rigen a partir de los

Códigos de Minas y de Petróleos respectivamente. Cada uno de ellos presenta

aspectos legales particulares que obedecen a las técnicas de exploración y

explotación de los minerales e hidrocarburos y a los recursos a los cuales se tiene

derecho sobre las áreas asignadas.

34

4.4 NORMAS REGULADORAS

DERECHOS DE EXPLOTACIÓN

Legislación minera

El derecho del concesionario a explotar abarca, además de los minerales

expresamente previstos en el contrato, los que se hallen en liga íntima o

asociados con aquéllos o se obtengan como subproductos de la explotación.

Legislación de exploración y explotación de hidrocarburos

El aprovechamiento del CBM en Colombia no hace necesaria la adopción de

nuevas normas de carácter legal.

El marco legal que rige la exploración y explotación de hidrocarburos44 está

conformado fundamentalmente por el Decreto Ley 1760 de 2003 que creó la

Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)

5. ASPECTOS AMBIENTALES

En su forma pura, el metano es el hidrocarburo que menos residuos genera al

arder y, como tal, el CBM constituye una fuente de energía alternativa limpia. No

obstante, existe preocupación acerca del impacto ambiental del desarrollo del

CBM.

-Manejo de agua en superficie:

Actualmente el aspecto más costoso del desarrollo del CBM en la mayor parte de

las cuencas la producción de agua es un subproducto necesario La calidad del

agua producida, que oscila entre suficientemente limpia para ser bebida y con

niveles inaceptables de sólidos disueltos para ser descargada en la superficie,

35

depende en gran medida de la geología de la formación carbonifera. Además el

agua producida posee bajo contenido de oxígeno disuelto de manera que, aún con

un nivel bajo de sólidos disueltos, debe airearse antes de ser vertida en los ríos. El

riego con agua producida puede ser riesgoso si no se maneja correctamente,

porque los sólidos disueltos pueden dañar el suelo. El agua producida con alto

acuíferos salinos más profundos, lejos de las fuentes de agua dulce potable.

-Perturbaciones en la superficie:

Caminos, localizaciones de pozos, líneas de conducción e instalaciones de

producción, impacta las regiones, los pozos multilaterales, alternativa que

minimiza el impacto.

-Efectos subterráneos de las prácticas habituales de terminación de pozos CBM:

Por la profundidad somera de muchas cuencas de CBM, existe la posibilidad de

que un tratamiento de estimulación pase de la zona y afecte los acuíferos de agua

dulce se debe conocer las propiedades de las rocas para minimizar los efectos.

Existen fluidos ambientalmente aceptables para los tratamientos de estimulación

por fracturamientos de los pozos CBM someros:

Con prácticas de gestión adecuadas se pueden minimizar los efectos

ambientales de la producción de CBM y mejorar el aspecto verde de su

desarrollo.

Las tecnologías de perforación innovadoras reducen el daño a la superficie.

La mayor comprensión de las propiedades de las rocas yacimiento mejora

las prácticas de estimulación. Todas estas opciones, sumadas al manejo

responsable del agua producida, reducirán el impacto del desarrollo del

CBM sobre los ecosistemas existentes.

36

Cuando el gas es venteado

Algunos problemas ocasionados si el gas metano extraído es venteado y no es

aprovechado como recurso no convencional, son los que se presentan en la

siguiente figura.

Fuente: Autores

6. DRUMMOND LTDA

Es la sucursal en Colombia de una compañía de los Estados Unidos dedicada

principalmente, a la explotación y comercialización del carbón. Inicio extracción de

CBM a nivel mundial hace 25 años. En Colombia, Drummond inició actividades

exploratorias en 2004.

Desde mediados de la década de los ochenta se iniciaron los trámites y

procedimientos legales para desarrollar un proyecto minero de clase mundial en

medio del departamento del Cesar, particularmente en el área comprendida entre

los municipios de El Paso, La Jagua de Ibirico y Chiriguaná, zona a la que se le

37

denominó Mina Pribbenow, proyecto carbonífero La Loma. Desde allí y a partir de

1995, se ha venido trabajando con mano de obra local para lograr tener una

minería de avanzada, con responsabilidad social y ambiental, la cual ha mantenido

un crecimiento sostenido, permitiendo la exportación total de su producción a

diversos países en el mundo, donde se aprecia el carbón Colombiano por su

excelente calidad.

6.1 PROYECTOS

Proyectos de la Drummond en Colombia

Fuente: Presentación ―La Experiencia de Drummond en Colombia‖ A. Jiménez.

38


Contrato: La Loma

Área: 158,846 ha

Fecha: 12-Nov-04

Contrato suscrito con: ANH

Participación en Exploración y Producción:

DLTD 100%

Objetivo: CBM- Convencionales

Pozos: 23 Corazonados 11 Pozos de prueba

Fase de desarrollo: 24 Años


-CONTRATO LA LOMA

ANTECEDENTES

Inicialmente: Contrato de Asociación con Ecopetrol firmado en Diciembre de 2003

Transferencia a la ANH como contrato E&P en Noviembre de 2004

Contrato: Río Ranchería

Área: 31,498 ha

Fecha: 24-Nov-00

Adquirido por DLTD : 14 Mar, 2006

Asociación: Ecopetrol

Participación en Exploración:

DLTD 100%

Participación en Producción:

DLTD 70% - ECOPETROL 30%

Objetivo: Gas Metano Asociado a Carbón

Pozos: 11 Pozos de prueba (Patilla 1-11) 3 pozos corazonados

Fase de Producción: 30 Años

39

Contrato para la Exploración y Producción de CBM (Coal Bed Methane) e

Hidrocarburos

Total Fases de Exploración: 5 Fases Actualmente: Fase 5 (2008 – 2009)

Recursos in place identificados: 2.2 Tera pies Cúbicos de Gas (TPC)

La Loma


-Campos

CAPORO

-6 pozos perforados a la fecha (Caporo 1, 2, 3, 4, 9, 13).

-Profundidad Total Promedio aprox. 2,000 ft

-Diseño: Open cavity

IGUANA

-5 pozos perforados a la fecha (Iguana 1, 2, 3, 4, 5)

-Profundidad Total Promedio 2,500 ft.

-Implementación de fracturas hidráulicas de estimulación de carbones.

40

-CONTRATO RÍO RANCHERÍA

ANTECEDENTES

Contrato de Asociación con Ecopetrol 70% - 30%

Adquirido por Cesión de Andina Eléctrica EU

Contrato para la Exploración y Producción de CBM (Coal Bed Methane) en La

Guajira

Localización: Departamento de La Guajira, Municipios: Barrancas, Hato Nuevo,

Maicao, Fonseca y San Juan del Cesar,

Rio Ranchería


41

7. FUTURO DEL CBM

Fuente: BP Energy Outlook 2030, Enero 2011

El mundo tiene 6.621 Tpc en reservas probadas de gas en el 2009, suficiente para

63 años de producción en los niveles actuales. Los no convencionales

permanecen tasados en detalle globalmente, pero podría agregar otros 30 años de

suministro.

El gas no convencional ha transformado el mercado de gas norte americano. Gas

Shale y Gas Asociado a Mantos de Carbono (CBM) están proyectados para contar

con un 57% de la producción norteamericana para el 2030 y podría hacer las

exportaciones LNG económicamente viable. Sin embargo, los riesgos de costos y

acceso existen.

42

Fuera de norte América, el Gas no Convencional probablemente desempeñara un

gran papel en el futuro. La habilidad para superar obstáculos técnicos y

regulatorios determinara su ritmo de desarrollo

En ausencia de otro avance tecnológico, se espera solamente producción no

convencional significativa en Europa Cerca del 2020. Con una declinación de

campos convencionales, el requerimiento importante es probablemente duplicado

para el 2030. Las Importaciones de LGN en particular deberían crecer. En China,

la producción de gas es espera que crezca 6% p.a CBM y gas shale

probablemente contribuirán con el 41% de este crecimiento, pero aun dejan una

creciente necesidad por importaciones en China

43

CONCLUSIONES

El metano extraído de mantos de carbón es un recurso global, en condiciones

de convertirse en uno de los contribuidores principales de energía abundante y

limpia.

El gas metano asociado a mantos de carbón CBM representa una importante

fuente alternativa de energía considerando el agotamiento de las fuentes

convencionales de energías conocidas hasta ahora.

Debe continuarse con la investigación de métodos y técnicas para garantizar

mejores prácticas y poder obtener el mayor beneficio de este tipo de fuente no

convencional.

Los aspectos ambientales no deben ignorarse para garantizar el sostenimiento

del medio ambiente y el cumplimiento de los parámetros ambientales

establecidos

La Viabilidad de un proyecto de explotación de gas asociado al carbón

depende de las ayudas que brinden los entes territoriales y de control para

aumentar el margen de ganancias por encima del punto de equilibrio.

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BIBLIOGRAFÍA

ANH Evolución y presente de la actividad exploratoria en Colombia, 2010 &

ANH.

BP Energy Outlook 2030, Enero 2011.

Documento Conpes 3517.

Oil Field Review, 2009 Volumen 21 No. 2. Metano en capas de carbón: Energía


Oportunidades para el Comercio Internacional de Gas Natural en Colombia, 27

Abril 2011.

Presentación ―La Experiencia de Drummond en Colombia‖ A. Jiménez.

Presentación ―Perspectivas de exploración‖ Armando Zamora Reyes Director

de la ANH.

Regulation for Exploitation and Commercialization of Unconventional Gas,

Conferencia Naturgas, Abril 2011.

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