ÍNDICE 1.
Introducción......................................................................................................................... 2
2.
Antecedentes generales ....................................................................................................... 2
3.
Objetivos .............................................................................................................................. 4 3.1.
Objetivo genera ........................................................................................................... 4
3.2.
Objetivos específicos ................................................................................................... 4
Marco teórico ....................................................................................................................... 4
4.
Sistemas de almacenamiento subterráneo de gas natural ....................................... 5
4.1. 4.1.1.
Domos salinos y/o cavernas salinas ........................................................................ 6
4.1.2.
Almacenamientos en yacimientos depletados ....................................................... 6
4.1.2.1.
Ventajas de la implementación de ASGN en yacimientos depletados ........ 8
4.1.2.2.
Desventajas dela implementación de ASGN en yacimientos depletados .... 8
4.1.3. 4.2.
Almacenamiento en acuíferos................................................................................. 8
Candidatos óptimos para el almacenamiento subterráneo de gas natural ................ 9
4.2.1. Análisis técnico para diferentes escenarios de almacenamiento subterráneo de gas natural.............................................................................................................................. 10 4.3.
Condiciones de yacimiento para evaluar el ASGN..................................................... 10
4.4. Factores que controlan la producción de gas natural .................................................... 10 4.4.1.1. Porosidad............................................................................................................... 11 4.4.1.2. Saturación ............................................................................................................. 11 4.4.1.3. Permeabilidad ....................................................................................................... 12 4.4.1.4. Permeabilidad Efectiva ........................................................................................ 12 4.4.1.5. Permeabilidad relativa ......................................................................................... 12 4.4.1.6. Compresibilidad ................................................................................................... 13 4.4.1.7. Factor volumétrico de formación del gas (Bg) ................................................... 13 4.4.1.8. Relación de gas disuelto (Rs ................................................................................ 13 5.
Metodología ....................................................................................................................... 13
6.
Conclusiones ...................................................................................................................... 14
7.
Bibliografía ........................................................................................................................ 14
1. Introducción En la última década, la participación del gas natural en las necesidades mundiales de energía primaria ha aumentado en forma contante, esta tendencia se deriva de la penetración del gas natural en los sectores industrial, residencial y comercial alcanzando la cifra del 35% del consumo total a nivel mundial. Varias razones son las que han permitido el incremento del consumo mundial de gas, entre otras; precios fluctuantes del petróleo, incremento de la población, fenómenos naturales que modifican el clima, disminución de las reservas de petróleo, entre otros. La industria petrolera a través del tiempo, ha prestado mayor interés por la producción del gas natural, para satisfacer la demanda actual y provisiones en épocas donde su uso es más elevado. Actualmente se han desarrollado nuevas tecnologías para satisfacer esa demanda fluctuante de gas natural, previendo almacenamiento a través de diferentes medios, como domos salinos, yacimientos depletados, acuíferos y construcción de pozos. En países donde no es inmediata la utilización del gas, se han implementado diferentes formas de almacenamiento en superficie e incluso en forma subterránea. Esta modalidad de almacenamiento subterráneo es benéfica en forma estacional, debiendo utilizar el gas para el enfriamiento y/o calentamiento, respectivamente.
2. Antecedentes generales Los almacenes subterráneos de gas natural (ASGN), son depósitos naturales o minados que permiten acumular volúmenes excedentes de la producción de gas, en épocas de bajo consumo, para ser utilizados en periodos de alta demanda. Consiste en la inyección de grandes cantidades de gas no nativo en estructuras geológicas subterráneas. El origen de esta técnica se desarrolló en países donde predominan las estaciones, ya que en los periodos de invierno se hace necesaria la calefacción de ambientes con hornos alimentados a gas, en épocas, de verano incrementa la utilización de equipos de aire acondicionado. Incluso, la demanda energética de gas, en los países con estaciones, varia a lo largo de un periodo de 24 horas, notándose un aumento durante el día y un descenso en la noche; por tanto, en esos picos de demanda aumenta significativamente y los precios fluctúan, debiendo las empresas proveedoras mantener una existencia permanente del producto.
Figura 1: Situación Actual en el mundo
Fuente: UGS World Data Bank 2006 - International Gas Union (IGU) Figura 2: Distribución del gas por tipos de almacenamiento
Fuente: UGS World Data Bank 2006 - International Gas Union (IGU)
3. Objetivos 3.1.
Objetivo genera
Analizar un modelo de almacenamiento subterráneo de gas natural en yacimientos agotados
3.2.
Objetivos específicos
Definir las características del almacenamiento subterráneo de gas natural en yacimientos agotados
Determinar que el yacimiento cumpla las condiciones para ser utilizado como almacén subterráneo de gas natural
Almacenamiento estratégico
4. Marco teórico El almacenamiento de gas natural juega un papel importante en la cadena del gas natural, toda vez que crea un papel importante en la cadena del gas natural, toda vez que crea un equilibrio entre la oferta y demanda, y permite la normalización de precios al consumidor y la calidad en el servicio, evitando posibles cortes emanados por una insuficiencia en la producción o un incremento en la demanda, y permite la normatizacion de precios al consumidor y la calidad en el servicio, evitando posibles cortes emanados por una insuficiencia en la producción o un incremento en la demanda. Figura 3: actores de la industria del gas natural
4.1.
Sistemas de almacenamiento subterráneo de gas natural
Gran parte del almacenamiento subterráneo de gas natural se realiza en sistemas de rocas porosas, yacimientos de petróleo y gas agotados, acuíferos y las instalaciones tipo caverna, principalmente los domos salinos.
Figura 4: tipos de almacenamiento subterráneo de gas
Fuente: Los autores En general, cada tipo de unidad de almacenamiento de gas natural tiene sus propias características físicas, tales como porosidad y permeabilidad, y económicas como el sitio, costos de adecuación de la facilidad, mantenimiento, tasas de inyección y de producción, numero de ciclos por año.
Normalmente los yacimientos agotados son los mejores candidatos, debido al conocimiento que se tiene de la estructura geológica y fluidos almacenados en la misma, así como por las facilidades disponibles en superficie para el transporte y manejo de fluidos.
4.1.1. Domos salinos y/o cavernas salinas Los domos salinos son las estructuras geológicas que se forman cuando las capas de espesor evaporitas, rocas que se conforman por la evaporación de las masas de aguas superficiales que contienen sales en solución, son enterrados por sedimentos más resientes, y luego se mueve hacia arriba. La menor densidad de la sal y su plasticidad y alta temperatura aumenta, significa que tiende a subir en las capas de la densidad de la roca también aumento como resultado de la diferencia de presión siempre actúan dentro de la tierra. Las minas de sal, puede tomar varias formas: cilíndrica, hongos o más irregulares y complejos. Un domo de sal suele tener diferentes propiedades físicas de las rocas circundantes, se caracteriza, en comparación con los estratos circundantes, por una mayor velocidad sísmica (la velocidad con que las ondas sísmicas se propagan en ellos), baja densidad, susceptibilidad magnética negativa (el magnetismo intrínseco de la roca, vincula al contenido de minerales ferro-magnéticos), alta resistencia.
construcción larga
10 agua dulce: 1 sal disuelta
Gas útil/ gas colchón: 2:1
Pilares 4 veces el diámetro
Convergencia
Parámetros de operación: Gas útil: 50.80 MMm3/ caverna Llenado: 30-60 días Vaciado: 18-20 días Caudal extracción 10-30 MMm3/dia
4.1.2. Almacenamientos en yacimientos depletados La mayoría de las instalaciones de almacenamientos de gas se crean en las rocas porosas de yacimientos de gas agotados. Que han estado en operación durante varias décadas.
Es menos costoso desarrollar yacimientos agotados que otros tipos de instalaciones, porque los pozos de drenaje y las cañerías de recolección existentes pueden convertirse para su utilización con fines de almacenamiento de gas. El almacenamiento de este tipo viene determinado por el número de pozos de inyección/producción, por la capacidad de producción de los mismos y por el volumen de almacenamiento (porosidad). Las factores que determinan si un yacimiento agotado y la geografía. Geológicamente la roca debe tener una porosidad y una permeabilidad que garanticen una capacidad de almacenamiento y de producción acorde con requerimientos de diseño y operación. Geográficamente, este debe estar situado cerca de las grandes regiones consumidoras de gas base es alrededor de 50%, el periodo de inyección esta entre 200 a 250 días y el periodo de producción fluctúa entre 100 y 150 días. En países de estaciones, generalmente es usado para suplir la sobre-demanda en las estaciones de invierno. Debe considerarse que generalmente los yacimientos depletados ya tienen un colchón base de gas, necesario para la operación de almacenamiento, reduciendo así los costos. Para calcular la capacidad de la estructura para almacenar gas se puede utilizar la geología y los para almacenar el gas se puede utilizar la geología y los parámetros del yacimiento como porosidad, permeabilidad, mecánica de fluidos entre los espacios porosos y estanqueidad del yacimiento.
Alto conocimiento de la estructura
Capa de gas (primaria o segundaria)
Gas útil/ gas colchón 1:1
Parámetros de operación: Gas útil 1,5-3 bcm Llenado 100-250 dias Caudal inyección: 10-15 MMm3/dia Vaciado: 100-150 dias Caudal extracción 20 MMm3/dia
4.1.2.1. Ventajas de la implementación de ASGN en yacimientos depletados
Posibilidad de conocer o estimar fácilmente, mediante los históricos de producción la capacidad máxima de almacenamiento.
Muy pocos pozos deben ser perforados, lo que reduce en parte los costos del proyecto, los sistemas de recolección del gas generalmente ya existen, asi como el sistema de conexiones a los gasoductos.
En proyectos de yacimientos agotados, cuando el gas base debe ser suministrado a precios presentes, sustancias reducciones en costo pueden ser obtenidas por el reemplazo de gas natural por un gas base menos costoso.
4.1.2.2. Desventajas dela implementación de ASGN en yacimientos depletados
El volumen de almacenamiento y los límites de la presión se servicio vienen predeterminados por el yacimiento.
No hay posibilidad de ampliar el volumen de almacenamiento
Los caudales de inyección y de extracción están predeterminados
Influencia de loa fluidos iniciales del yacimiento.
Generalmente se requieren volúmenes grandes de gas para aislar el acuífero.
4.1.3. Almacenamiento en acuíferos El almacenamiento del gas natural, en acuíferos se basa en los mismos requisitos geológicos que en el caso de almacenamientos de yacimientos de gas y petróleo depletados, debe considerarse que al inicio del proyecto, la geología y los parámetros de la formación son bastante desconocidos y el yacimiento esta parcial o totalmente lleno de agua. Se hace necesaria la realización de estudios de estudios exploratorios, para definir la capacidad de la estructura y el comportamiento del agua del acuífero durante la vida del almacén, debe considerarse igualmente, la formación de cierre supra yaciente, la presión umbral y las fallas que corten la estructura.
Figura 5: Estructura general de acuíferos
Fuente: Tipos de acuíferos y estructuras asociadas
4.2.
Candidatos óptimos para el almacenamiento subterráneo de gas natural
De acuerdo a los criterios expuestos para la selección de escenarios, no será viable realizarlo en acuíferos por el desconocimiento de información a profundidades someras. Figura 6: Análisis para candidatos para almacenamiento de gas natural
Fuente: Los autores
4.2.1. Análisis técnico para diferentes escenarios de almacenamiento subterráneo de gas natural Para la selección de los escenarios candidatos a transformarse en unidades de almacenamiento subterráneo debe considerarse: yacimientos agotados, acuíferos, cavernas de sal y minas abandonadas.
Yacimientos agotados 83%
Acuíferos 12%
Domos salinos 5%
Minas abandonadas <1%
4.3.
Condiciones de yacimiento para evaluar el ASGN
Estrechos lo suficientemente cerrados para suministrar el volumen estructural requerido.
Porosidad adecuada para la capacidad de almacenamiento necesario.
Permeabilidad adecuada para proveer la entrega mínima necesaria
Roca sello impermeable para asegurar que no haya migración ni fuga.
Figura 7: Estudio técnico de yacimientos depletados candidatos a ASGN
Fuente: Los autores
4.4. Factores que controlan la producción de gas natural 4.4.1. Propiedades petrofísicas Las propiedades petrofísicas más importantes de una roca son: Porosidad, permeabilidad, saturación y distribución de los fluidos, conductividad eléctrica de los fluidos y de la roca, estructura porosa y radioactividad, cuando los valores de estos parámetros son óptimos
se asegura la fiabilidad y la eficiencia del yacimiento a ser utilizado al momento de la extracción del gas inyectado.
4.4.1.1. Porosidad La porosidad es la fracción del volumen bruto total de la roca que constituyen los espacios no sólidos y está definido por: ∅=
𝑉𝑏 − 𝑉𝑚 ∗ 100% 𝑉𝑏
ø = Porosidad Absoluta Vb = Volumen Bruto Vm = Volumen Matriz Siendo el volumen poroso (Vp), la diferencia entre el volumen bruto y el de la matriz (Vb - Vm). La porosidad total siempre va ser mayor o igual a la efectiva. La porosidad es considerada
Muy baja cuando = < 5%
Baja cuando > 5% pero = < 10%
Promedio cuando >10% pero = < 20%
Buena cundo > 20% pero = < 30%
Excelente cuando > 30%
4.4.1.2. Saturación La saturación es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio poroso, y está definido como: 𝑆𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 =
𝑉𝑓 ∗ 100% 𝑉𝑝
Sfluido = Porcentaje del fluido que satura el espacio poroso Vf = Volumen del fluido dentro del espacio poroso Vp = Volumen poroso 𝑆𝑤 + 𝑆𝑜 + 𝑆𝑔 = 1 Sw = Saturación del agua
So = Saturación del petróleo Sg = Saturación del gas
4.4.1.3. Permeabilidad La permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de los espacios porosos interconectados, se tiene por medio de la ley de darcy que: 𝐾=
𝑞𝜇𝐿 𝐴∆𝑃
K = Permeabilidad (Darcys) μ = Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cps) L = Distancia que recorre el fluido A = Sección transversal (cm2) h ∆P = Diferencia de presión (atm) (P2-P1) q = Tasa de producción (cm3/s)
4.4.1.4. Permeabilidad Efectiva Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación de este es menor: 𝐾𝑓 =
𝑞𝑓𝜇𝑓𝐿 𝐴∆𝑃
Donde el subíndice f indica el tipo del fluido.
4.4.1.5. Permeabilidad relativa Es la relación entre permeabilidad efectiva a la permeabilidad absoluta. 𝐾𝑟𝑓 = Krf = Permeabilidad relativa al fluido f Kf = Permeabilidad al fluido f K = Permeabilidad absoluta
𝐾𝑓 𝐾
4.4.1.6. Compresibilidad La compresibilidad es el cambio en volumen por cambio unitario en la presión 1 𝜕𝑉 𝐶 = − ( )(𝑝𝑠𝑖) 𝑉 𝜕𝑃 C = Compresibilidad V = Volumen ȎV/ ȎP = Cambio en unidad de volumen por cambio unitario de presión La compresibilidad más importante en conocer es:
Compresibilidad de la matriz
4.4.1.7. Factor volumétrico de formación del gas (Bg) Es el factor volumétrico de formación del gas, Bg, es el volumen de la masa de gas a presión y temperatura del yacimiento divido por el volumen de la misma masa de gas en condiciones de superficie. El volumen de gas es mayor en superficie comparado con el de la formación. El gas se expande debido a la reducción de temperatura y presión de la condición del reservorio a superficie. Bajo condiciones normales Vsc = 1, Psc = 14.7atm, Tcs = 60°F,
4.4.1.8. Relación de gas disuelto (Rs) Es la cantidad de gas medida en pies cúbicos normales (PCN), que se disuelven en un barril de petróleo, medido a condiciones (BN), cuando la mezcla se somete a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento se expresa en PCN/BN. Depende de:
Presión
Temperatura
Composición del gas y del petróleo
Tipo de liberación
5. Metodología El método de análisis metodológico se va emplear para esta investigación. Se debe tener la historia de producción del yacimiento, para conocer la geología y los paramentos del
yacimiento como porosidad, permeabilidad, mecánica de fluidos entre los espacios porosos y estanqueidad del yacimiento.
6. Conclusiones
Con la información que se obtuvo durante la investigación ,se realizó una comparación de las principales características de los tipos de almacenamiento subterráneo que existen en el mundo
Se determinó las características de cada método y se estableció que el método de yacimientos depletados cumplen todos los requisitos y características geológicas para un eficiente almacenamiento de gas natural.
Las formaciones deben de ser Estrechos y lo suficientemente cerrados para suministrar el volumen estructural requerido. la porosidad adecuada que debe de tener los poros para la capacidad de almacenamiento necesario de gas natural. La permeabilidad adecuada para proveer la entrega mínima necesaria. La roca sello impermeable para asegurar que no haya migración ni fuga.
7. Bibliografía 1. Herrera, I.S., Almacenamiento de gas natural en Yacimientos Agotados Estudio de Viabilidad 2. Desarrollo. Ingeniería de Minas 2004, Madrid: Escuela técnica Superior de Ingenieros de Minas 3. Desarrollo de modelos de almacenamiento subterráneo de gas natural en yacimientos depletados 4. Gil, S., Gas natural en la Argentina presente y futuro. Departamento de físicaFCEyN- UBA. Argentina, Escuela de ciencia y tecnología UNSAM 2002.
