La recuperación mejorada de petróleo mediante energía solar térmica (abreviada EOR solar ) es una forma de recuperación mejorada de petróleo (EOR) térmica, una técnica aplicada por los productores de petróleo para extraer más petróleo de los campos petrolíferos en maduración. Solar EOR utiliza paneles solares térmicos para concentrar la energía del sol para calentar agua y generar vapor. El vapor se inyecta en un yacimiento de petróleo para reducir la viscosidad, o de un crudo fino y pesado, facilitando así su flujo hacia la superficie. Los procesos de recuperación térmica, también conocidos como inyección de vapor , tradicionalmente han quemado gas natural para producir vapor. La EOR solar está demostrando ser una alternativa viable a la producción de vapor a gas para la industria petrolera. La EOR solar puede generar vapor de la misma calidad que el gas natural, alcanzando temperaturas de hasta 750 °F (399 °C) y 2500 PSI.
Si bien las operaciones típicas de inyección de vapor alimentadas con combustible inyectan vapor en el suelo a una velocidad constante, las investigaciones realizadas por los principales productores de petróleo muestran que la inyección de vapor a velocidad variable no tiene un impacto negativo en los niveles de producción. En efecto, la EOR solar podría suministrar hasta el 80 por ciento de las necesidades anuales de vapor de un campo, inyectando vapor generado por el sol durante las horas soleadas y una cantidad reducida de vapor alimentado con gas durante la noche o en climas menos soleados. Este método de integración de EOR solar desplazará mayores cantidades de consumo de gas sin afectar la producción de petróleo. [1]
Si bien existen muchos tipos de tecnologías de conversión de energía solar a vapor, a menudo denominadas energía solar térmica o energía solar concentrada , actualmente solo dos se implementan para EOR solar.
Diseñado originalmente para generar electricidad, la tecnología de torre central o torre de energía , utiliza un campo de grandes espejos de seguimiento, llamados helióstatos, para concentrar la luz solar en una caldera llena de agua que descansa sobre una torre central. La energía del sol se refleja en la caldera para producir vapor, que se utiliza para hacer girar una turbina tradicional para generar electricidad. Para EOR, el proceso finaliza con la producción de vapor. El vapor de alta temperatura elaborado a partir de agua desmineralizada en el receptor de la torre pasa a través de un intercambiador de calor, generando vapor de menor temperatura a partir de agua de alimentación de yacimientos petrolíferos altamente contaminante a temperaturas más bajas. El vapor se alimenta a cabezales de distribución que conducen a pozos de inyección, que transportan vapor a la formación petrolera.
La arquitectura de canal cerrado encapsula el sistema solar térmico dentro de un invernadero similar a un invernadero. El invernadero crea un entorno protegido para resistir los elementos que pueden afectar negativamente la confiabilidad y eficiencia del sistema solar térmico. [2]
Dentro de la estructura del invernadero se encuentran suspendidos espejos ligeros y curvos que reflejan el sol. Un sistema de seguimiento de un solo eje posiciona los espejos para seguir el sol y enfocar su luz en una red de tubos de acero estacionarios, también suspendidos de la estructura del invernadero. [3] El vapor se genera directamente, utilizando agua con calidad de yacimiento petrolífero, ya que el agua fluye desde la entrada a lo largo de las tuberías, sin intercambiadores de calor ni fluidos de trabajo intermedios.
Luego, el vapor producido se alimenta directamente a la red de distribución de vapor existente en el campo, donde el vapor se inyecta continuamente en lo profundo del yacimiento de petróleo. Proteger los espejos del viento les permite alcanzar índices de temperatura más altos y evita que se acumule polvo como resultado de la exposición a la humedad. [2] GlassPoint Solar , la empresa que creó el método Enclosed Trough, afirma que su tecnología puede producir calor para EOR por alrededor de 5 dólares por millón de unidades térmicas británicas en regiones soleadas, en comparación con entre 10 y 12 dólares por otras tecnologías solares térmicas convencionales. [4]
GlassPoint Solar se asoció con Berry Petroleum , el mayor productor de petróleo independiente de California, para implementar el primer proyecto EOR solar comercial del mundo. El proyecto, encargado en febrero de 2011, está ubicado en un yacimiento petrolífero McKittrick de 100 años de antigüedad en McKittrick, California . El sistema, denominado Proyecto Solar 21Z del Condado de Kern, abarca aproximadamente un acre y producirá aproximadamente un millón de Btus por hora de calor solar, reemplazando el gas natural utilizado para la generación de vapor. El proyecto solar EOR se construyó en menos de seis semanas y es la primera instalación de la tecnología de canal cerrado de GlassPoint en un campo petrolero. [5]
En octubre de 2011, Chevron Corp. y BrightSource Energy revelaron una instalación de conversión de energía solar a vapor de 29 megavatios en el campo petrolífero de Coalinga en el condado de Fresno, California. El proyecto solar EOR de Coalinga abarca 100 acres y consta de 3.822 sistemas de espejos, o helióstatos, cada uno con dos espejos de 10 pies (3 metros) por 7 pies montados en un poste de acero de 6 pies que enfoca la luz en una superficie solar de 327 pies. torre. [4]
BrightSource fue contratada para proporcionar tecnología, ingeniería y servicios de producción y construcción, y Chevron Technology Ventures gestionará las operaciones del proyecto. La instalación comenzó a construirse en 2009. Se informó que Chevron gastó más de sus 28 millones de dólares en el contrato, y BrightSource perdió al menos 40 millones de dólares en el proyecto y reveló que perderá mucho más. [6]
En mayo de 2013, GlassPoint Solar and Petroleum Development Oman (PDO) encargó el primer proyecto solar EOR de Oriente Medio. [7] PDO es una empresa conjunta entre el Sultanato de Omán, Shell y Total. La instalación EOR solar de 7 MW produce un promedio diario de 50 toneladas de vapor libre de emisiones que alimenta directamente las operaciones EOR térmicas existentes en el campo Amal West de PDO en el sur de Omán. El sistema es 27 veces más grande que la primera instalación de GlassPoint en el campo petrolífero 21Z de Berry Petroleum. [8] Los informes de Petroleum Development Oman indican que el piloto se entregó a tiempo, por debajo del presupuesto y por encima de las especificaciones de producción del contrato, sin lesiones con tiempo perdido. En el primer año de operaciones, el sistema totalmente automatizado superó con éxito todas las pruebas de rendimiento y objetivos de producción. El sistema registró un tiempo de actividad del 98,6%, superando significativamente las expectativas de PDO. Incluso durante tormentas severas de polvo y arena, el sistema ha demostrado mantener operaciones regulares.
En 2015, Omán anunció Miraah , una instalación solar térmica de 1 gigavatio y valorada en 600 millones de dólares para 2017 en Amal West. La planta cubrirá 3 kilómetros cuadrados (1,2 millas cuadradas) con 36 grandes invernaderos que protegerán los colectores solares de la arena y el polvo. [9] Omán prevé que el nuevo proyecto solar sustituirá 5,6 billones de BTU de gas natural cada año, lo que equivale a la cantidad necesaria para producir electricidad para 209.000 personas en Omán. En agosto de 2017, GlassPoint y sus contratistas cruzaron el umbral de 1,5 millones de horas-hombre trabajadas sin tiempo perdido por lesiones (LTI) en Miraah.
En noviembre de 2017, GlassPoint y Petroleum Development Oman (PDO) completaron la construcción del primer bloque de la planta solar Miraah de forma segura, según lo previsto y dentro del presupuesto, y entregaron vapor con éxito al campo petrolífero de Amal West. [10]
El Proyecto Solar Belridge es una empresa conjunta entre GlassPoint Solar y Aera Energy . El proyecto se anunció en noviembre de 2017 y, cuando esté terminado, se prevé que produzca aproximadamente 12 millones de barriles de vapor por año a través de un generador de vapor solar térmico de 850 MW. El proyecto estará ubicado en el campo petrolífero de South Belridge , cerca de Bakersfield , California, y será el campo EOR solar más grande del estado cuando esté terminado. También reducirá las emisiones de carbono de la instalación en 376.000 toneladas métricas por año. [11]
El mercado mundial de tecnologías EOR fue de 4.700 millones de dólares en 2009 y se espera que crezca a una tasa anual compuesta de 28 por ciento en cinco años, hasta alcanzar los 16.300 millones de dólares en 2014. [4] Si bien está ganando terreno rápidamente, se prevé que la EOR solar tendrá un impacto mínimo. impacto en el mercado hasta 2015. [12] A medida que la EOR solar aumente, los productores de petróleo consumirán menos gas para la producción de petróleo [4]
Según los analistas de investigación de Raymond James, la EOR solar se puede realizar de manera más rentable que usar gas, incluso con los precios bajos actuales. El vapor representa hasta el 60 por ciento del coste de producción en caso de extracción intensa de petróleo. [12] Además de ser competitivo en costos con el gas, la EOR solar proporciona una protección contra la escalada del precio del gas a largo plazo. Las proyecciones de precios a largo plazo sitúan el gas natural en 5 dólares por mil pies cúbicos, considerablemente más alto que el pronóstico de 2011 de 3,75 dólares por mil pies cúbicos. Cuando un productor de petróleo invierte en un sistema EOR solar, todos los costos son iniciales y la vida útil estándar del equipo es de 30 años. [12]
California es una geografía prometedora para la EOR solar con su alto nivel de luz solar y sus vastas reservas de petróleo pesado. Actualmente, el 40 por ciento de la producción de petróleo de California utiliza inyección de vapor para EOR y en unos años crecerá hasta el 60 por ciento. [2] [4] En conjunto, cinco productores de petróleo pesado (Chevron, Aera Energy, Berry Petroleum, Plains y Occidental) consumen alrededor de 283 Bcf de gas al año. Esto equivale al 1,3 por ciento de la demanda total en Estados Unidos. Sin embargo, los analistas dicen que la EOR solar podría reemplazar el 20 por ciento del gas natural utilizado para la EOR en California. [13]
El Golfo Pérsico tiene una insolación excepcionalmente favorable, que en algunos lugares supera los niveles del desierto de Mojave, lo que es un factor que hace que la EOR solar sea muy prometedora allí. El otro factor es menos obvio pero aún más importante: con la excepción de Qatar, los países del Golfo Pérsico tienen escasez de gas natural y de hecho tienen que importar gas. El limitado suministro de gas natural se ve agravado por las crecientes economías locales que requieren gas natural para desalinización, electricidad y otros usos industriales. [14]
Al utilizar energía solar, en lugar de gas, para generar vapor para EOR, las empresas de Oriente Medio pueden ampliar sus suministros nacionales de gas natural a usos de mayor valor. Esto es especialmente relevante para Omán, que está aplicando agresivamente la EOR, por ejemplo en el campo Mukhaizna, operado por Occidental Petroleum. [14] Omán construyó una terminal de exportación de gas natural, pero desde que su producción de petróleo alcanzó su punto máximo en 2000, el país redirigió el gas para utilizarlo en sus operaciones EOR. La escasez de gas en Omán significa que el precio allí ronda los 10 dólares por cada mil pies cúbicos. [14] Omán utiliza actualmente una cantidad significativa de su gas natural para EOR. [15] Un informe publicado por Ernst & Young en enero de 2014 encontró que el despliegue a gran escala de EOR solar en Omán, en el que el vapor solar representaba el 80% de las necesidades de EOR térmica de Omán, podría ahorrar hasta 500 millones de pies cúbicos (bcf ) de gas por día y contribuirá con más de 12 mil millones de dólares al PIB de Omán para 2023. [16]
En 1983, ARCO Solar construyó un piloto de generación de vapor solar utilizando tecnología de torre central en Taft, California . El sistema generó un megavatio de energía térmica durante las condiciones operativas máximas. [17] Aunque técnicamente factible, el sistema no fue rentable y no fue replicado. [4] El piloto ARCO fue la primera vez que se aplicó vapor solar para facilitar la recuperación de petróleo pesado.