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Modelo teórico de la permeabilidad de las fracturas aplicado a los yacimientos de gas metano asociado a mantos de carbón

Parra Echavarria, Luis Alejandro (2017) Modelo teórico de la permeabilidad de las fracturas aplicado a los yacimientos de gas metano asociado a mantos de carbón. Maestría thesis, Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín.

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Resumen

La producción de los yacimientos de gas metano asociado a los mantos de carbón (CBM) está controlada no solo por el comportamiento del flujo de los fluidos a través del medio poroso (gas y agua), sino también por el cambio del volumen de la roca generado en las etapas de desorción del gas desde la matriz del carbón hacia su sistema de fracturas. Las interacciones complejas entre el esfuerzo y la química de desorción del gas en los mantos de carbón ejercen una fuerte influencia en el comportamiento de las propiedades de la roca y, en particular, en la evolución de la permeabilidad de la estructura carbonosa. En la literatura existe un amplio registro de modelos teóricos y empíricos para evaluar el comportamiento de la permeabilidad en los yacimientos de CBM. Sin embargo, la comparación de los modelos con las observaciones de laboratorio y de campo indica que las ecuaciones actuales de permeabilidad solo explican parcialmente los resultados obtenidos en los estudios de las propiedades del yacimiento. Lo anterior obedece al hecho de que los modelos teóricos tienen una capacidad limitada para representar el impacto de las interacciones entre la matriz y la fractura en la evolución de la permeabilidad del carbón. Casi todos los modelos desarrollados se derivan de la hipótesis de un medio poroso con presión de sobrecarga constante, deformación uniaxial y condiciones de presión en equilibrio. Estas suposiciones sugieren que el impacto de las interacciones de la matriz de la roca y de las fracturas en el comportamiento de la permeabilidad del carbón todavía no se ha entendido completamente por lo que las mejoras adicionales que se realicen en el modelo son válidas y necesarias. Esta brecha de conocimiento define el objetivo de este trabajo. En este estudio se presenta el desarrollo de un modelo teórico para determinar el cambio de la permeabilidad como una función de la presión de poro y de las propiedades fundamentales medibles en la roca, tales como los módulos elásticos de la matriz del carbón, la constante de Biot, la porosidad y las propiedades relacionadas con la sorción de gas, sobre la base de un enfoque integrado de un análisis conceptual. El modelo de permeabilidad desarrollado utiliza la ley constitutiva de poroelásticidad para relacionar la variación del esfuerzo interno de la roca con la deformación inducida por la sorción del carbón, incorpora el efecto de la interacción matriz-fractura para las diferentes condiciones de frontera y utiliza un conjunto de datos derivado de estudios de campo y de laboratorio para verificar el comportamiento del modelo desarrollado. Con base en los resultados obtenidos, se determinó que los perfiles de permeabilidad dependían principalmente de la relación de reducción del módulo elástico y de la variación de la expansión inducida por la sorción del gas de la matriz del carbón bajo condiciones de frontera variables. Así, cuando el volumen de matriz del carbón es constante, la deformación será controlada por el comportamiento de la expansión y por la contracción de las fracturas. Para el caso de la deformación uniaxial, sólo una fracción de la deformación de las fracturas contribuirá un cambio total debido a que no hay una condición límite que restrinja la deformación vertical. Finalmente, se evaluó el impacto de la heterogeneidad en el comportamiento de la permeabilidad del carbón, mediante el desarrollo de un análisis de sensibilidad de las propiedades de la matriz de la roca y de la fractura. En este estudio se identificaron los factores más significativos que alteraron la respuesta de la permeabilidad de la roca y de los niveles de producción de gas, que incluyen: la deformación debido a cambios en los esfuerzos, la presencia de alta densidad de fracturas naturales y el efecto de las propiedades mecánicas de la roca., Abstract: Gas production from coalbed methane reservoirs (CBM) is controlled not only by the fluids flow behavior through the porous medium (gas and water), but also by the rock volume change derivated from the gas sorption from the rock matrix to the fracture system. The complex interactions between the stress and the sorption chemistry in the coalbed seams exert a strong influence on the rock properties behavior in the reservoir and especially on the permeability evolution of the carbonaceous structure. A wide range of models to assess the permeability change in CBM reservoirs have been extensively described in the literature. However, comparison these models to the laboratory data and field observations indicate that the current permeability equations associated with coalbed seams would only account partially for the results obtained from studies on the ‘in situ’ reservoirs properties. The reason for this lack of accountability is that these models have a limited capacity to represent the matrix and fracture interactions impact on the evolution of permeability. Almost all models are derived from the hypothesis of a porous medium with constant overload pressure, uniaxial strain and equilibrium pressure conditions. These assumptions suggest that the impact of the interactions between the rock matrix and fracture, at the behavior of coal permeability, have not yet been fully understood, so additional improvements are valid and necessary. This knowledge gap defines the target of this work. Based on an integrated conceptual analysis approach, a theoretical model was developed to define the permeability change as function of pore pressure and measurable fundamental properties of the reservoir rock, such as the matrix elastic modulus, Biot constant, porosity and the gas sorption properties. The developed permeability model uses a poroelastic constitutive law to relate the internal rock stress variation with the coal deformation induced by the gas sorption, it incorporates the matrix and fracture interaction effect with different boundary conditions and uses a set of data obtained at the field and laboratory studies to verify the behavior of the model. Based on results, it was possible to determinate that the permeability profiles depends mainly of the relation between the elastic modulus reduction ratio and the variation of the swelling induced by the matrix gas sorption under variable boundary conditions. Thus, when the coal matrix volume is constant, the strain is controlled by the swelling behavior and by the fractures contraction; for a uniaxial strain case, only a portion of the fractures deformation contributes to the total change because there is no boundary condition that restricts the vertical deformation. The rock heterogeneity impact on the permeability behavior was assessed by the development of a sensitivity analysis of the rock matrix and fracture properties. This study identified a sort of significant factors that alter the rock permeability response and the production profile, including: strain due to stress change, the presence of high density of natural fractures and the effect of mechanical properties on the rock.

Tipo de documento:Tesis/trabajos de grado - Thesis (Maestría)
Colaborador / Asesor:Osorio Gallego, José Gildardo and Cardona Molina, Agustín
Información adicional:Línea de Investigación: Geomecánica y fenómenos de sorción
Palabras clave:CBM, Esfuerzo, Deformación, Permeabilidad, CBM, Strain, Stress, Permeability
Temática:6 Tecnología (ciencias aplicadas) / Technology > 62 Ingeniería y operaciones afines / Engineering
Unidad administrativa:Sede Medellín > Facultad de Minas > Escuela de Química y Petróleos > Ingeniería de Petróleos
Código ID:59309
Enviado por : Luis Alejandro Parra Echavarria
Enviado el día :17 Noviembre 2017 16:23
Ultima modificación:17 Noviembre 2017 16:23
Ultima modificación:17 Noviembre 2017 16:23
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