Inyección de CO2 para la recuperación mejorada de gas en yacimientos de shale gas

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Por Giovanni Faustino Maravilla

Durante la última década, el desarrollo de recursos de shale gas ha adquirido una gran relevancia en la industria petrolera gracias a, tanto la perforación horizontal como al fracturamiento hidráulico. Sin embargo, en la mayoría de los casos, al cabo de un año la producción comienza a sufrir un decaimiento exponencial. Una de las alternativas a este problema es la inyección de CO2 supercrítico como proceso de recuperación mejorada de gas (EGR).


Actualmente, el dióxido de carbono es utilizado para procesos de fracturamiento hidráulico en zonas áridas o que sufren estrés hídrico. Ahora, como proceso de EGR no sólo aumenta el factor de recuperación, sino que el CO2 inyectado se almacena dentro de la formación, disminuyendo los gases de efecto invernadero representando así una solución al cambio climático. Las propiedades que posee el dióxido de carbono son: baja viscosidad similar a la de un gas, alta densidad, es de fácil difusión, alta miscibilidad con los hidrocarburos y tensión superficial igual a cero.

DESCRIPCION DEL PROCESO
Para el entendimiento de este proceso es necesario saber que el gas natural en los yacimientos de shale gas se puede encontrar de tres formas: como gas libre en las fracturas y en los poros, gas absorbido en el kerógeno y gas adsorbido en superficies orgánicas, inorgánicas y de minerales arcillosos. Este último será recuperado por la inyección de CO2.

La recuperación de gas natural a través de la inyección de CO2 es un proceso dinámico, gobernado por mecanismos de adsorción competitiva, caída de presión y dinámica de fluidos.

Existen dos procesos para inyectar CO2 dentro del yacimiento de shale gas y a continuación se describe cada uno de ellos.

  1. Inyección continua: Consiste en inyectar CO2 por medio de múltiples pozos de inyección con el fin de incrementar la presión del yacimiento. El dióxido de carbono comenzará un proceso de difusión en los poros entrando a sitios de adsorción más estrechos, resultando en el desplazamiento, reemplazando el metano y almacenando el dióxido de carbono en la formación. Para este proceso se debe considerar el espaciamiento entre pozos, propiedades de la matriz, conductividad de la fractura, presión y tiempo de inyección.

En los plays Devonian y New Albany en Estados Unidos, se han realizado estudios con factores de recuperación entre 7-26% y un almacenamiento de CO2 igual al 60% (Raphael Iddphonce, Jinjie Wang & Lin Zhao, 2020).

  • Huff and Puff: El proceso consiste en tres etapas mediante el uso de un solo pozo: convertir un pozo horizontal a uno de inyección de CO2; cerrarlo por un periodo de tiempo para permitir el remojo del gas con el CO2 y; finalmente abrir nuevamente el pozo para producir el gas recuperado. Durante el proceso, la inyección de gas mantendrá la presión del yacimiento por arriba del punto de rocío para prevenir la formación de líquidos, al mismo tiempo las moléculas de CO2 penetrarán dentro de la matriz de las lutitas a través de mecanismos de convención como difusión, activando y desplazando las  moléculas de CH4. En este proceso se debe considerar la presión, gasto y tiempo de inyección, tiempo de remojo, número de ciclos y las propiedades de la fractura como la longitud, conductividad, espaciamiento.

De acuerdo con diferentes estudios, el porcentaje que aumenta el factor de recuperación varía entre 6-26% mientras que alrededor de 90% del CO2 es secuestrado (Raphael Iddphonce, Jinjie Wang & Lin Zhao, 2020).

En ambos casos, la temperatura incrementará el grado de movimiento térmico de las moléculas del CH4 aumentando así la velocidad de desorción y abriendo más espacios para la adsorción en la materia orgánica del dióxido de carbono, mejorando la recuperación de gas.

CONCLUSIÓN

A pesar de que existen retos tecnológicos y económicos para la captura, presurización y transporte de CO2, se demuestra que la inyección de dióxido de carbono en campos de shale gas es una alternativa favorable para la recuperación mejorada de gas natural. Por lo tanto

se deben promover investigaciones, así como pruebas piloto que ayuden a comprender mejor la interacción del yacimiento con el CO2, junto con los mecanismos de desplazamiento dinámico, adsorción competitiva y flujo de gas multicomponente, con el fin de asegurar la recuperación de gas y el almacenamiento de dióxido de carbono a largo plazo.

FUENTES DE CONSULTA

– Raphael Iddphonce, Jinjie Wang & Lin Zhao. (2020). «Review of CO2 injection techniques for enhanced shale gas recovery: Prospect and challanges«. Obtenido de Journal of Natural Gas Science and Engineering: https://sci-hub.se/https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103240                                            – Michael Godeca, George Kopernaa, Robin Petrusaka & Anne Oudinot. (2014). “Enhanced Gas Recovery and CO2 Storage in Gas Shales: A Summary Review of its Status and Potential”. Obtenido de Elsevier ScienceDirect: https://sci-hub.se/10.1016/j.egypro.2014.11.618

Giovanni Faustino Maravilla es egresado de Ingeniería Petrolera de la Facultad de Ingeniería en la UNAM

@GiovanniGFM 

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