El tratamiento con espuma de betún es un proceso utilizado en las operaciones de recuperación de betún de las arenas petrolíferas de Athabasca (AOS) para eliminar los inorgánicos finos (agua y partículas minerales) de la espuma de betún , diluyendo el betún con un disolvente de hidrocarburo ligero (nafténico o parafínico) para reducir la viscosidad de la espuma y eliminar los contaminantes que no se eliminaron en las fases anteriores de recuperación por gravedad a base de agua. [1] El betún con una alta viscosidad o con demasiados contaminantes no es adecuado para transportarlo a través de tuberías o refinarlo. El tratamiento con espuma nafténica (NFT) original y convencional utiliza un disolvente de nafta con la adición de productos químicos. El tratamiento con espuma con disolvente parafínico (PSFT), que se utilizó por primera vez de forma comercial en las arenas del Albiano a principios de la década de 2000, da como resultado un betún más limpio con niveles más bajos de contaminantes, como agua y sólidos minerales. [2] Después de los tratamientos con espuma, el betún se puede mejorar aún más utilizando "calor para producir petróleo crudo sintético mediante una unidad de coquización". [2]
Las arenas petrolíferas están formadas por una matriz de material mineral sólido: arena de cuarzo y arcillas, agua y el hidrocarburo , betún , que es la forma más pesada del petróleo. [3] Según el Instituto de las Naciones Unidas para la Formación Profesional y la Investigación , la viscosidad normal del betún es superior a 10 mPa·s y su densidad es superior a 1000 kg/m 3 . Las arenas petrolíferas, antes del procesamiento, comprenden partículas finas de limo y arcilla , que son de 44 micrones o menos, y partículas gruesas de arena y roca, que son mayores de 44 micrones. Cada grano de arena de cuarzo, que es extremadamente abrasivo y tiene formas angulares, está "completamente envuelto dentro de betún". [4] Cada grano de arena está rodeado por una fina película de agua y el betún cubre la capa acuosa y el grano de arena angular. [4] Los granos de arena de cuarzo cubiertos de betún y agua se adhieren entre sí. Si no se tratan, las arenas petrolíferas altamente abrasivas dañarían los oleoductos, los camiones y todos los equipos utilizados en la minería y las operaciones. Además, la viscosidad del betún cambia con el calor y el frío. Es como la melaza cuando está caliente y se congela cuando está frío. [4] El betún, como hidrocarburo, se considera un recurso energético valioso. Cuanto más betún haya en un depósito de arenas petrolíferas, más valioso será. Si un depósito contiene menos del 6% de betún, no vale la pena explotarlo. El depósito de arenas petrolíferas debe tener al menos un 18% de betún para ser económicamente viable. [4]
Según un artículo de 2004 publicado en el Canadian Journal of Chemical Engineering (CJCE), la producción de betún en 2004 incluyó seis procesos o unidades interrelacionados e integrados: minería, servicios públicos, extracción, tratamiento de espuma, gestión del agua, estanques de relaves de arenas petrolíferas y mejora. [5] El tratamiento de espuma es parte de un proceso integrado. [5]
Debido a su alta viscosidad, el petróleo pesado es mucho más difícil de producir y transportar. [6] La viscosidad —la "resistencia interna al flujo de fluido"— es una propiedad física del petróleo crudo y un parámetro importante en el desarrollo y diseño de tuberías de recuperación final de petróleo y flujo de fluido efectivo. [7] [8] La viscosidad es una de las propiedades de presión-volumen-temperatura (PVT) que se estima durante las diferentes etapas de exploración, producción, recuperación y transporte de petróleo. [7] [6]
En el betún, los asfaltenos , que a menudo se definen como la fracción que no se puede disolver en n-heptano , [9] tienen un impacto negativo en las operaciones de arenas petrolíferas: "imparten alta viscosidad a los petróleos crudos" y pueden causar una "miríada de problemas de producción". [10] Los asfaltenos son sustancias moleculares que se encuentran en el petróleo crudo junto con los saturados: hidrocarburos saturados como alcanos , hidrocarburos aromáticos y resinas , conocidos como (SARA) . [11]
La primera etapa del proceso de extracción, utilizado por los operadores de arenas petrolíferas en operaciones comerciales, es un proceso de extracción con agua caliente de Clark (CHWE) modificado que fue desarrollado por Karl Adolf Clark (1888-1966) en la década de 1920. [5] Según un artículo de la revista Oil Sands Magazine de 2017 , después de que la espuma de betún se haya separado utilizando la primera etapa del proceso de recuperación de betún (separación por gravedad basada en agua), la solución contiene en promedio "60% de betún, 30% de agua y 10% de sólidos finos". [12] El recipiente de separación por gravedad (la celda de separación primaria, PSC, el recipiente de separación primaria o SepCell) recupera el 90% del betún. [13] Durante este proceso se produce espuma de betún. La espuma está altamente aireada (llena de burbujas de aire) y requiere desaireación antes de que pueda bombearse a un tanque de almacenamiento de espuma. [13]
La segunda etapa es el tratamiento de espuma. [3] La calidad de la espuma de betún antes del tratamiento de espumación (un tratamiento de separación por gravedad basado en solventes) es "demasiado baja para ser procesada por un mejorador o una refinería". [13] La separación por gravedad basada en agua por sí sola no puede eliminar los contaminantes restantes, que son entre un 10 y un 15 % de sólidos y hasta un 40 % de agua. [13]
Los tratamientos con espuma utilizan un hidrocarburo ligero para reducir la viscosidad del betún, liberando las partículas finas y el agua, dando como resultado una corriente de betún diluido más limpia.
Los contaminantes minerales inorgánicos de tamaño micrométrico presentes en la espuma de betún, después de la primera etapa de procesamiento, consisten en limo fino y arcilla y en las "gotas de emulsión de agua en aceite". Estas gotas, formadas durante el proceso de extracción de betún a base de agua, son las más difíciles de eliminar. [1] : 7199
Estas gotitas de agua emulsionadas se estabilizan aún más gracias a las partículas microscópicas de arena de cuarzo. Las emulsiones de agua en aceite son "fáciles de desestabilizar" cuando se eliminan las partículas minerales finas. [1] : 7199 Durante un proceso eficaz de eliminación de espuma, las partículas minerales finas (de tamaño microscópico) forman agregados más grandes que facilitan la desestabilización de las gotitas de agua emulsionadas. [1] : 7199
Durante el tratamiento integrado de espuma, se añade un hidrocarburo ligero (ya sea un disolvente nafténico o parafínico ) a la espuma para reducir la viscosidad del betún y eliminar las partículas inorgánicas finas con una "separación por gravedad más efectiva". [12]
En 2013, la American Chemical Society (ACS) describió el tratamiento de la espuma de betún como un "paso de proceso integrado en las operaciones de recuperación de betún de las arenas petrolíferas de Athabasca. Su objetivo es separar los sólidos minerales y el agua de la espuma de betún. La espuma de betún se diluye con disolventes nafténicos o parafínicos para reducir su viscosidad y facilitar la separación. El tratamiento de la espuma de betún es la "eliminación de sustancias inorgánicas (partículas minerales y gotitas de agua) de una solución de disolvente orgánico de betún". [1] : 7199
La relación disolvente-betún (S/B) cambia la dinámica de las emulsiones de agua en betún diluido ( dilbit ) . [14]
En 2006, se comercializaban dos procesos de tratamiento de espuma en la provincia de Alberta. En ese momento, se los denominaba "Proceso Syncrude", que implicaba "la dilución con un disolvente aromático seguida de centrifugación" y "Proceso Albian", que implicaba "la dilución con un disolvente parafínico seguida de sedimentación por gravedad". [15] [16]
Después del proceso de formación de espuma, el betún puede requerir una mayor purificación antes de que pueda transportarse por tuberías. Los procesadores que utilizan la tecnología más reciente de tratamiento con espuma de disolvente parafínico (PSFT), que se utiliza comercialmente desde 2002, ya no requieren esta etapa de purificación, lo que representa una reducción significativa en el costo del procesamiento. El tratamiento con espuma nafténica (NFT), original y más convencional, sí requiere un desclasificador.
Para producir un crudo sintético comercializable a partir de bitumen de arenas petrolíferas, el petróleo pesado solo puede procesarse en refinerías especiales que incluyen un complejo mejorador de petróleo pesado con una unidad de coquización . [17] En Canadá, el Complejo de Refinería Cooperativa de Regina, Saskatchewan (anteriormente Consumers Co-operative Refinery Limited [CCRL]) tiene una sección de mejoramiento de petróleo pesado de la planta con la unidad de coquización necesaria capaz de procesar el producto de arenas petrolíferas, como el petróleo pesado de Lloydminster, que es un componente del Western Canadian Select (WCS). [Notas 1] [17] [2] [Notas 2]
El tratamiento de espuma original y convencional utiliza un disolvente nafta con la adición de productos químicos para desestabilizar la emulsión. [2] Durante treinta años, desde la década de 1970 hasta principios de la década de 2000, la única tecnología disponible en la industria de las arenas petrolíferas para la recuperación de betún fue el tratamiento de espuma nafténica (NFT). [12]
En un artículo publicado en 2002 en la revista Chemosphere , que ha sido citado más de 100 veces, los autores dijeron que los ácidos nafténicos están presentes en el agua de los estanques de relaves (TPW) de las arenas petrolíferas de Athabasca (AOL) en una concentración estimada de 81 mg/L, que es un nivel demasiado bajo para que el TPW se considere una fuente viable para la recuperación comercial. [18] Estudiaron un procedimiento de laboratorio basado en solventes desarrollado para "extraer eficientemente los ácidos nafténicos de volúmenes masivos de agua de los estanques de relaves (TPW) de las arenas petrolíferas de Athabasca". [18] Los mismos autores habían publicado el artículo de 2001, frecuentemente citado, en las Ciencias Toxicológicas de la Sociedad de Toxicología , en el que afirmaban que "los ácidos nafténicos son los contaminantes ambientales más significativos resultantes de la extracción de petróleo de los depósitos de arenas petrolíferas". Encontraron que "en las peores condiciones de exposición, es poco probable que se produzca toxicidad aguda en mamíferos salvajes expuestos a ácidos nafténicos" en el agua de los estanques de relaves de [arenas petrolíferas de Athabasca] (AOS), "pero la exposición repetida puede tener efectos adversos para la salud". [19]
En 1990, se desarrolló el tratamiento con espuma de solvente parafínico (PSFT, por sus siglas en inglés) con la investigación aportada por CanmetENERGY. [2] Syncrude patentó el proceso en 1994 y "puso los derechos de uso a disposición de todos los miembros de un consorcio de tratamiento con espuma de arenas petrolíferas, lo que permitió que el proceso se implementara en otras operaciones de arenas petrolíferas". [12]
La PFT reduce la "viscosidad del betún, lo que permite la eliminación del agua y los sólidos mediante separación por gravedad". También precipita los asfaltenos , que se unen al agua y los sólidos, lo que da como resultado un betún más limpio que está "prácticamente libre de impurezas". Esto crea un betún más limpio con niveles más bajos de contaminantes acuosos y minerales. [2]
En 2011, SNC Lavalin firmó un contrato de 650 millones de dólares canadienses para construir una planta PSFT en la región de arenas petrolíferas de Athabaska en 2012, la primera en la industria de arenas petrolíferas de Canadá. [20]
La primera comercialización del tratamiento de espuma parafínica (PFT) fue realizada por el Proyecto de Arenas Petrolíferas de Athabasca (AOSP), en la Municipalidad Regional de Wood Buffalo a principios de la década de 2000. [10] [12] AOSP, también conocido como Albian Sands , es una empresa conjunta entre Canadian Natural Resources (CNRL) (70%), Chevron Canada (20%) y Shell Canada (10%) [21] AOSP consta de la mina Muskeg River, la mina Jack Pine y el mejorador Scotford. [21] CNRL compró las acciones de Shell en 2017. [22] [23]
La tecnología PSFT también se utiliza en Kearl Oil Sands de Imperial Oil , [24] y en la operación de extracción de arenas petrolíferas a cielo abierto Fort Hills de Teck Resources . [25] Teck planea utilizarla en su propuesta operación masiva de extracción de arenas petrolíferas a cielo abierto Frontier. [25] La tecnología PSFT, que elimina el uso de un mejorador, tiene una "intensidad de GEI menor que aproximadamente la mitad del petróleo refinado actualmente en los EE. UU.", según Teck. [25]
En 2011, los costos proyectados para la "megamina" Kearl de Imperial Oil habían aumentado a "C$10.9 mil millones desde las estimaciones iniciales de C$8 mil millones". [20] Imperial redujo los costos al utilizar la técnica de espumado "en lugar de construir un mejorador para procesar el betún crudo". [20]
Hay varios proyectos de investigación para mejorar y evaluar las innovaciones en el tratamiento de espuma. [14] [26] [27] [28] [29] [30] [31]
El Regulador de Energía de Alberta (AER) , financiado por la industria y autorizado por el gobierno provincial, regula la extracción de bitumen en la provincia. La Directiva 082 de la AER: Criterios operativos - Requisitos de recuperación de recursos para minas de arenas petrolíferas y plantas de procesamiento establece tasas mínimas de recuperación para todas las operaciones de arenas petrolíferas en la provincia. Los depósitos de arenas petrolíferas tienen diferentes grados de mineral y algunos tienen un mayor contenido de bitumen que otros. [13]