La recuperación mejorada de petróleo (abreviada EOR ), también llamada recuperación terciaria , es la extracción de petróleo crudo de un yacimiento petrolífero que no se puede extraer de otra manera. Aunque las técnicas de recuperación primaria y secundaria se basan en la diferencia de presión entre la superficie y el pozo subterráneo, la recuperación mejorada de petróleo funciona alterando la composición química del petróleo en sí para facilitar su extracción. La EOR puede extraer entre el 30% y el 60% o más del petróleo de un yacimiento, [1] en comparación con el 20% al 40% utilizando la recuperación primaria y secundaria . [2] [3] Según el Departamento de Energía de EE. UU., se inyecta dióxido de carbono y agua junto con una de tres técnicas de EOR: inyección térmica, inyección de gas e inyección química. [1] Las técnicas de EOR más avanzadas y especulativas a veces se denominan recuperación cuaternaria . [4] [5] [6] [7]
Existen tres técnicas principales de EOR: inyección de gas, inyección térmica e inyección química. La inyección de gas, que utiliza gases como gas natural , nitrógeno o dióxido de carbono (CO2 ) , representa casi el 60 por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos. [1] La inyección térmica, que implica la introducción de calor , representa el 40 por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos, y la mayor parte se produce en California. [1] La inyección química, que puede implicar el uso de moléculas de cadena larga llamadas polímeros para aumentar la eficacia de las inyecciones de agua, representa aproximadamente el uno por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos. [1] En 2013, una técnica llamada tecnología de pulso de plasma se introdujo en los Estados Unidos desde Rusia. Esta técnica puede resultar en otro 50 por ciento de mejora en la producción de pozos existentes. [8]
La inyección de gas o inundación miscible es actualmente el enfoque más comúnmente utilizado en la recuperación mejorada de petróleo. La inundación miscible es un término general para los procesos de inyección que introducen gases miscibles en el yacimiento. Un proceso de desplazamiento miscible mantiene la presión del yacimiento y mejora el desplazamiento del petróleo porque se reduce la tensión interfacial entre el petróleo y el gas. Esto se refiere a la eliminación de la interfaz entre los dos fluidos que interactúan. Esto permite una eficiencia de desplazamiento total. [9] Los gases utilizados incluyen CO 2 , gas natural o nitrógeno. El fluido más comúnmente utilizado para el desplazamiento miscible es el dióxido de carbono porque reduce la viscosidad del petróleo y es menos costoso que el gas licuado de petróleo . [9] El desplazamiento del petróleo por inyección de dióxido de carbono depende del comportamiento de fase de las mezclas de ese gas y el crudo, que dependen en gran medida de la temperatura del yacimiento, la presión y la composición del petróleo crudo.
En este enfoque, se utilizan varios métodos para calentar el petróleo crudo en la formación para reducir su viscosidad y/o vaporizar parte del petróleo y así disminuir la relación de movilidad. El aumento de calor reduce la tensión superficial y aumenta la permeabilidad del petróleo. El petróleo calentado también puede vaporizarse y luego condensarse formando petróleo mejorado. Los métodos incluyen inyección de vapor cíclica , inundación de vapor y combustión. Estos métodos mejoran la eficiencia de barrido y la eficiencia de desplazamiento. La inyección de vapor se ha utilizado comercialmente desde la década de 1960 en los campos de California. [10] En 2011, se iniciaron proyectos de recuperación mejorada de petróleo con energía solar térmica en California y Omán , este método es similar a la EOR térmica pero utiliza un conjunto solar para producir el vapor.
En julio de 2015, Petroleum Development Oman y GlassPoint Solar anunciaron que habían firmado un acuerdo de 600 millones de dólares para construir un campo solar de 1 GWth en el yacimiento petrolífero de Amal. El proyecto, llamado Miraah , será el campo solar más grande del mundo medido en términos de capacidad térmica máxima.
En noviembre de 2017, GlassPoint y Petroleum Development Oman (PDO) completaron la construcción del primer bloque de la planta solar Miraah de manera segura, según lo previsto y dentro del presupuesto, y entregaron vapor con éxito al yacimiento petrolífero Amal West. [11]
También en noviembre de 2017, GlassPoint y Aera Energy anunciaron un proyecto conjunto para crear el campo de recuperación mejorada de petróleo solar más grande de California en el campo petrolífero South Belridge , cerca de Bakersfield, California . Se proyecta que la instalación producirá aproximadamente 12 millones de barriles de vapor por año a través de un generador de vapor solar térmico de 850 MW. También reducirá las emisiones de carbono de la instalación en 376.000 toneladas métricas por año. [12]
La inyección de vapor (ver esquema) es un medio de introducir calor en el yacimiento bombeando vapor al pozo con un patrón similar al de la inyección de agua. [13] Finalmente, el vapor se condensa en agua caliente; en la zona de vapor, el petróleo se evapora y en la zona de agua caliente, el petróleo se expande. Como resultado, el petróleo se expande, la viscosidad disminuye y la permeabilidad aumenta. Para garantizar el éxito, el proceso tiene que ser cíclico. Este es el principal programa de recuperación mejorada de petróleo que se utiliza en la actualidad.
La inundación con fuego funciona mejor cuando la saturación y la porosidad del petróleo son altas. La combustión genera el calor dentro del propio yacimiento. La inyección continua de aire u otra mezcla de gases con alto contenido de oxígeno mantendrá el frente de llama. A medida que el fuego arde, se mueve a través del yacimiento hacia los pozos de producción. El calor del fuego reduce la viscosidad del petróleo y ayuda a vaporizar el agua del yacimiento. El vapor, el agua caliente, el gas de combustión y un banco de disolvente destilado actúan para impulsar el petróleo frente al fuego hacia los pozos de producción. [14]
Existen tres métodos de combustión: combustión seca hacia adelante, combustión inversa y combustión húmeda. La combustión seca hacia adelante utiliza un encendedor para encender el petróleo. A medida que el fuego avanza, el petróleo es empujado hacia el pozo productor. En la combustión inversa, la inyección de aire y la ignición ocurren desde direcciones opuestas. En la combustión húmeda, el agua se inyecta justo detrás del frente y la roca caliente la convierte en vapor. Esto apaga el fuego y distribuye el calor de manera más uniforme.
La inyección de varios productos químicos, generalmente como soluciones diluidas, se ha utilizado para ayudar a la movilidad y la reducción de la tensión superficial . [15] La inyección de soluciones alcalinas o cáusticas en yacimientos con petróleo que tienen ácidos orgánicos que se producen naturalmente en el petróleo dará como resultado la producción de jabón que puede reducir la tensión interfacial lo suficiente como para aumentar la producción. [16] [17] La inyección de una solución diluida de un polímero soluble en agua para aumentar la viscosidad del agua inyectada puede aumentar la cantidad de petróleo recuperado en algunas formaciones. Se pueden inyectar soluciones diluidas de surfactantes como sulfonatos de petróleo o biosurfactantes como ramnolípidos para reducir la tensión interfacial o la presión capilar que impide que las gotas de petróleo se muevan a través de un yacimiento, esto se analiza en términos del número de enlace , relacionando las fuerzas capilares con las gravitacionales. Las formulaciones especiales de petróleo, agua y surfactante, microemulsiones , pueden ser particularmente efectivas para reducir la tensión interfacial. La aplicación de estos métodos suele estar limitada por el costo de los productos químicos y su adsorción y pérdida en la roca de la formación que contiene petróleo. En todos estos métodos, los productos químicos se inyectan en varios pozos y la producción se produce en otros pozos cercanos.
La inyección de polímeros consiste en mezclar moléculas de polímeros de cadena larga con el agua inyectada para aumentar la viscosidad del agua. Este método mejora la eficiencia de barrido vertical y superficial como consecuencia de la mejora de la relación de movilidad agua/petróleo.
Los surfactantes pueden utilizarse junto con polímeros y poligliceroles hiperramificados; disminuyen la tensión interfacial entre el aceite y el agua. [15] [18] Esto reduce la saturación de aceite residual y mejora la eficiencia macroscópica del proceso.
Los surfactantes primarios generalmente tienen co-surfactantes, potenciadores de actividad y co-disolventes agregados para mejorar la estabilidad de la formulación.
La inyección cáustica consiste en agregar hidróxido de sodio al agua de inyección. Esto se logra reduciendo la tensión superficial, revirtiendo la humectabilidad de la roca, emulsificando el petróleo, movilizándolo y ayudando a extraerlo de la roca.
Los procesos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) se pueden mejorar con nanopartículas de tres maneras: nanocatalizadores, nanofluidos y nanoemulsiones. Los nanofluidos son fluidos base que contienen nanopartículas en suspensiones coloidales. Los nanofluidos realizan muchas funciones en la recuperación mejorada de petróleo de los campos petrolíferos, incluyendo la presión de desunión de poros, el taponamiento de canales, la reducción de la tensión interfacial, la relación de movilidad, la alteración de la humectabilidad y la prevención de la precipitación de asfaltenos. Los nanofluidos facilitan la presión de desunión para eliminar el petróleo atrapado en los sedimentos a través de la agregación en la interfaz. Alternativamente, la alteración de la humectabilidad y la reducción de la tensión superficial interfacial son otros mecanismos alternativos de recuperación mejorada de petróleo. [19] [20]
La inyección microbiana es parte de la recuperación mejorada de petróleo mediante microbios y rara vez se utiliza debido a su mayor costo y a que el desarrollo no es ampliamente aceptado. Estos microbios funcionan ya sea digiriendo parcialmente moléculas largas de hidrocarburos , generando biosurfactantes o emitiendo dióxido de carbono (que luego funciona como se describe en la inyección de gas anterior). [21]
Se han utilizado tres enfoques para lograr la inyección microbiana. En el primer enfoque, se inyectan cultivos bacterianos mezclados con una fuente de alimento (comúnmente se utiliza un carbohidrato como la melaza ) en el campo petrolífero. En el segundo enfoque, utilizado desde 1985, [22] se inyectan nutrientes en el suelo para nutrir los cuerpos microbianos existentes; estos nutrientes hacen que las bacterias aumenten la producción de los surfactantes naturales que normalmente utilizan para metabolizar el petróleo crudo bajo tierra. [23] [ se necesita una mejor fuente ] Después de que se consumen los nutrientes inyectados, los microbios entran en modo casi de apagado, sus exteriores se vuelven hidrófilos y migran al área de interfaz petróleo-agua, donde hacen que se formen gotitas de petróleo a partir de la masa de petróleo más grande, lo que hace que las gotitas tengan más probabilidades de migrar a la boca del pozo. Este enfoque se ha utilizado en campos petrolíferos cerca de Four Corners y en el campo petrolífero de Beverly Hills en Beverly Hills, California .
El tercer enfoque se utiliza para abordar el problema de los componentes de parafina del petróleo crudo, que tienden a precipitarse a medida que el crudo fluye hacia la superficie, ya que la superficie de la Tierra es considerablemente más fría que los depósitos de petróleo (una caída de temperatura de 9-10-14 °C por cada mil pies de profundidad es habitual).
El dióxido de carbono (CO2 ) es particularmente eficaz en yacimientos de más de 2000 pies de profundidad, donde el CO2 estará en un estado supercrítico . [24] En aplicaciones de alta presión con petróleos más ligeros, el CO2 es miscible con el petróleo, con el consiguiente hinchamiento del petróleo y reducción de la viscosidad, y posiblemente también con una reducción de la tensión superficial con la roca del yacimiento. En el caso de yacimientos de baja presión o petróleos pesados, el CO2 formará un fluido inmiscible, o se mezclará solo parcialmente con el petróleo. Puede producirse algo de hinchamiento del petróleo, y la viscosidad del petróleo aún puede reducirse significativamente. [25] [26]
En estas aplicaciones, entre la mitad y dos tercios del CO2 inyectado regresa con el petróleo producido y normalmente se reinyecta en el yacimiento para minimizar los costos operativos. El resto queda atrapado en el yacimiento de petróleo por diversos medios. El dióxido de carbono como disolvente tiene la ventaja de ser más económico que otros fluidos miscibles de manera similar, como el propano y el butano . [27]
La inyección de agua y gas alternado (WAG) es otra técnica empleada en la recuperación mejorada de petróleo. Además del dióxido de carbono, se utiliza agua. En este caso, se utiliza una solución salina para no alterar las formaciones de carbonato en los pozos petrolíferos. [28] [29] Se inyecta agua y dióxido de carbono en el pozo petrolífero para lograr una mayor recuperación, ya que normalmente tienen una baja miscibilidad con el petróleo. El uso tanto de agua como de dióxido de carbono también reduce la movilidad del dióxido de carbono, lo que hace que el gas sea más eficaz para desplazar el petróleo en el pozo. [30] Según un estudio realizado por Kovscek, el uso de pequeñas cantidades de dióxido de carbono y agua permite una recuperación rápida del petróleo. [30] Además, en un estudio realizado por Dang en 2014, el uso de agua con una salinidad más baja permite una mayor eliminación de petróleo y mayores interacciones geoquímicas. [31]
La tecnología de pulso de plasma es una técnica utilizada en los EE. UU. a partir de 2013. [ cita requerida ] La tecnología se originó en la Federación Rusa en la Universidad Estatal de Minería de San Petersburgo con financiación y asistencia del Centro de Innovación Skolkovo . [32] El equipo de desarrollo en Rusia y los equipos de implementación en Rusia, Europa y ahora los EE. UU. han probado esta tecnología en pozos verticales y casi el 90% de los pozos mostraron efectos positivos. [ cita requerida ]
La recuperación mejorada de petróleo mediante pulsos de plasma utiliza emisiones de baja energía para crear el mismo efecto que muchas otras tecnologías pueden producir, excepto que no tiene un impacto ecológico negativo. [ cita requerida ] En casi todos los casos, el volumen de agua extraído con el petróleo en realidad se reduce con respecto al tratamiento previo a la recuperación mejorada de petróleo en lugar de aumentar. [ cita requerida ] Entre los clientes y usuarios actuales de la nueva tecnología se incluyen ConocoPhillips , ONGC , Gazprom , Rosneft y Lukoil . [ cita requerida ]
Se basa en la misma tecnología que el propulsor de plasma pulsado ruso que se utilizó en dos naves espaciales y que actualmente se encuentra en desarrollo para su uso en pozos horizontales. [ cita requerida ]
La incorporación de métodos de recuperación de petróleo aumenta el costo del petróleo (en el caso del CO2, por lo general, entre 0,5 y 8,0 dólares estadounidenses por tonelada de CO2 ) . Por otra parte, el aumento de la extracción de petróleo es un beneficio económico cuyos ingresos dependen de los precios vigentes del petróleo . [33] La recuperación mejorada de petróleo en tierra firme ha pagado entre 10 y 16 dólares estadounidenses netos por tonelada de CO2 inyectada a precios del petróleo de entre 15 y 20 dólares estadounidenses por barril . Los precios vigentes dependen de muchos factores, pero pueden determinar la idoneidad económica de cualquier procedimiento, siendo más procedimientos y procedimientos más costosos económicamente viables a precios más altos. [34] Ejemplo: con precios del petróleo de alrededor de 90 dólares estadounidenses por barril, el beneficio económico es de unos 70 dólares estadounidenses por tonelada de CO2 . El Departamento de Energía de los Estados Unidos estima que 20 mil millones de toneladas de CO2 capturado podrían producir 67 mil millones de barriles de petróleo económicamente recuperable. [35]
Entre 1986 y 2008, la producción de petróleo derivada de la EOR aumentó del 0,3% al 5%, gracias a una creciente demanda de petróleo y a una reducción de la oferta de petróleo. [36]
El proyecto de la central eléctrica Boundary Dam de SaskPower modernizó su central eléctrica a carbón en 2014 con tecnología de captura y secuestro de carbono (CCS). La planta capturará 1 millón de toneladas de CO2 al año, que vendió a Cenovus Energy para mejorar la recuperación de petróleo en su campo petrolífero de Weyburn, [37] antes de la venta de los activos de Cenovus en Saskatchewan en 2017 a Whitecap Resources. [38] Se espera que el proyecto inyecte 18 millones de toneladas netas de CO2 y recupere 130 millones de barriles (21 000 000 m3) adicionales de petróleo, lo que extenderá la vida útil del campo petrolífero en 25 años. [39] Se estima que se almacenarán más de 26 millones de toneladas (netas de producción) de CO2 en Weyburn, además de otros 8,5 millones de toneladas (netas de producción) almacenadas en el Proyecto de dióxido de carbono de Weyburn-Midale , lo que dará como resultado una reducción neta del CO2 atmosférico mediante el almacenamiento de CO2 en el yacimiento petrolífero. Eso equivale a sacar de circulación casi 7 millones de automóviles durante un año. [40] Desde que comenzó la inyección de CO2 a fines de 2000, el proyecto EOR ha funcionado en gran medida como se predijo. Actualmente, se están produciendo unos 1600 m3 ( 10 063 barriles) por día de petróleo adicional en el yacimiento.
El proyecto Petra Nova utiliza la absorción de aminas postcombustión para capturar algunas de las emisiones de dióxido de carbono de una de las calderas de la planta de energía WA Parish en Texas, y las transporta por tubería al campo petrolífero West Ranch para su uso en la recuperación mejorada de petróleo.
La planta de energía del condado de Kemper de Mississippi Power , o Proyecto Kemper , iba a ser la primera planta de su tipo en los EE. UU. y se esperaba que estuviera en funcionamiento en 2015. [41] Desde entonces, su componente de gasificación de carbón se ha cancelado y la planta se ha convertido en una planta de energía de ciclo combinado de gas natural convencional sin captura de carbono. La subsidiaria de Southern Company trabajó con el Departamento de Energía de los EE. UU. y otros socios con la intención de desarrollar métodos más limpios, menos costosos y más confiables para producir electricidad con carbón que también respalden la producción EOR. La tecnología de gasificación fue designada para alimentar la planta de energía de ciclo combinado de gasificación integrada . [35] Además, la ubicación única del Proyecto Kemper y su proximidad a las reservas de petróleo lo convirtieron en un candidato ideal para la recuperación mejorada de petróleo. [42]
En 2000, el campo petrolífero Weyburn-Midale de Saskatchewan comenzó a emplear EOR como método de extracción de petróleo. [43] En 2008, el campo petrolífero se convirtió en el sitio de almacenamiento de dióxido de carbono más grande del mundo. [44] El dióxido de carbono llega a través de 320 km de tuberías desde la instalación de gasificación de Dakota . Se estima que el proyecto EOR almacenará alrededor de 20 millones de toneladas de dióxido de carbono, generará alrededor de 130 millones de barriles de petróleo y extenderá la vida útil del campo por más de dos décadas. [45] El sitio también es notable porque albergó un estudio sobre los efectos de EOR en la actividad sísmica cercana. [43]
Estados Unidos ha estado utilizando CO 2 EOR durante varias décadas. Durante más de 30 años, los campos petrolíferos en la Cuenca Pérmica han implementado CO 2 EOR utilizando CO 2 de origen natural de Nuevo México y Colorado. [46] El Departamento de Energía (DOE) ha estimado que el uso completo de CO 2 -EOR de "próxima generación" en Estados Unidos podría generar 240 mil millones de barriles adicionales (38 km 3 ) de recursos petroleros recuperables. Desarrollar este potencial dependería de la disponibilidad de CO 2 comercial en grandes volúmenes, lo que podría ser posible mediante el uso generalizado de la captura y almacenamiento de carbono. A modo de comparación, el total de recursos petroleros domésticos no desarrollados de Estados Unidos que aún se encuentran en el suelo suman más de 1 billón de barriles (160 km 3 ), la mayoría de los cuales siguen siendo irrecuperables. El DOE estima que si se aprovechara por completo el potencial de EOR, los tesoros estatales y locales obtendrían $ 280 mil millones en ingresos por regalías futuras , impuestos sobre la explotación e impuestos estatales sobre la renta de la producción de petróleo, además de otros beneficios económicos.
En los EE. UU., las regulaciones pueden tanto ayudar como frenar el desarrollo de la EOR para su uso en la captura y utilización de carbono, así como en la producción general de petróleo. Una de las principales regulaciones que regulan la EOR es la Ley de Agua Potable Segura de 1974 (SDWA), que otorga la mayor parte del poder regulatorio sobre la EOR y operaciones similares de recuperación de petróleo a la EPA . [47] La agencia a su vez delegó parte de este poder a su propio Programa de Control de Inyección Subterránea, [47] y gran parte del resto de esta autoridad regulatoria a los gobiernos estatales y tribales, haciendo que gran parte de la regulación de la EOR sea un asunto localizado bajo los requisitos mínimos de la SDWA. [47] [48] Luego, la EPA recopila información de estos gobiernos locales y pozos individuales para asegurarse de que sigan la regulación federal general, como la Ley de Aire Limpio , que dicta pautas de presentación de informes para cualquier operación de secuestro de dióxido de carbono. [47] [49] Más allá de las preocupaciones atmosféricas, la mayoría de estas pautas federales tienen como objetivo garantizar que la inyección de dióxido de carbono no cause daños importantes a las vías fluviales de Estados Unidos. [50] En general, la localidad de la regulación de la EOR puede dificultar los proyectos de EOR, ya que las diferentes normas en diferentes regiones pueden retrasar la construcción y forzar enfoques separados para utilizar la misma tecnología. [51]
En febrero de 2018, el Congreso aprobó y el Presidente firmó una ampliación de los créditos fiscales por captura de carbono definidos en la sección 45Q del código de Rentas Internas del IRS. Anteriormente, estos créditos estaban limitados a $10/tonelada y tenían un tope de un total de 75 millones de toneladas. Con la ampliación, los proyectos de captura y utilización de carbono como la EOR serán elegibles para un crédito fiscal de $35/tonelada, y los proyectos de secuestro recibirán un crédito de $50/tonelada. [52] El crédito fiscal ampliado estaría disponible durante 12 años para cualquier planta construida para 2024, sin límite de volumen. Si tienen éxito, estos créditos "podrían ayudar a secuestrar entre 200 millones y 2.2 mil millones de toneladas métricas de dióxido de carbono" [53] y reducir los costos de captura y secuestro de carbono de un estimado actual de $60/tonelada en Petra Nova a tan solo $10/tonelada.
Los pozos de recuperación mejorada de petróleo suelen bombear grandes cantidades de agua producida a la superficie. Esta agua contiene salmuera y también puede contener metales pesados tóxicos y sustancias radiactivas . [54] Esto puede ser muy perjudicial para las fuentes de agua potable y el medio ambiente en general si no se controla adecuadamente. Los pozos de eliminación se utilizan para evitar la contaminación superficial del suelo y el agua mediante la inyección del agua producida a gran profundidad. [55] [56]
En los Estados Unidos, la actividad de los pozos de inyección está regulada por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) y los gobiernos estatales bajo la Ley de Agua Potable Segura . [57] La EPA ha emitido regulaciones de Control de Inyección Subterránea (UIC) para proteger las fuentes de agua potable. [58] Los pozos de recuperación mejorada de petróleo están regulados como pozos de "Clase II" por la EPA. Las regulaciones requieren que los operadores de pozos reinyecten la salmuera utilizada para la recuperación en pozos de eliminación de Clase II a gran profundidad. [55]