La recuperación mejorada de petróleo (abreviada como EOR ), también llamada recuperación terciaria , es la extracción de petróleo crudo de un yacimiento petrolífero que no se puede extraer de otra manera. Mientras que 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 las propiedades físicas o químicas del petróleo en sí para facilitar su extracción. Cuando se utiliza la EOR, se puede extraer entre el 30% y el 60% o más del petróleo de un yacimiento, [1] en comparación con el 20% al 40% utilizando solo la recuperación primaria y secundaria . [2] [3]
Existen cuatro técnicas principales de recuperación mejorada de petróleo (EOR): inyección de dióxido de carbono (CO2 ) , inyección de otros gases, EOR térmica y EOR química. Las técnicas de EOR más avanzadas y especulativas a veces se denominan recuperación cuaternaria . [4] [5] [6] [7] La inyección de dióxido de carbono, conocida como CO2 - EOR, es el método más común. En este método, el CO2 se inyecta en un yacimiento petrolífero agotado y se deja en su mayor parte bajo tierra.
La recuperación mejorada de petróleo con CO2 se realiza generalmente utilizando CO2 de depósitos subterráneos naturales. A veces también se realiza utilizando CO2 capturado de los gases de combustión de las instalaciones industriales. Cuando la recuperación mejorada de petróleo se realiza utilizando CO2 capturado de los gases de combustión, el proceso puede evitar que se escapen algunas emisiones. Sin embargo, existe controversia sobre si el proceso en general es beneficioso para el clima, ya que las emisiones se producen cuando el petróleo se quema posteriormente.
La recuperación mejorada de petróleo aumenta el costo de producción, pero puede resultar económicamente atractiva si el precio del petróleo es alto. El Departamento de Energía de Estados Unidos estima que 20 mil millones de toneladas de CO2 capturado podrían producir 67 mil millones de barriles de petróleo recuperable económicamente. Como una forma de impulsar la producción nacional de petróleo, el código tributario federal de Estados Unidos comenzó a incluir incentivos para la recuperación mejorada de petróleo en 1979.
El desarrollo y la producción de petróleo crudo pueden incluir hasta tres fases distintas: recuperación primaria, secundaria y terciaria (o mejorada). Durante la recuperación primaria, la presión natural del yacimiento o la gravedad impulsan el petróleo hacia el pozo, combinadas con técnicas de elevación artificial (como bombas) que llevan el petróleo a la superficie. [1] Pero solo alrededor del 10 por ciento del petróleo original de un yacimiento se produce durante la recuperación primaria. [1] Las técnicas de recuperación secundaria extienden la vida productiva de un yacimiento generalmente inyectando agua o gas para desplazar el petróleo y conducirlo hacia un pozo de producción, lo que da como resultado la recuperación del 20 al 40 por ciento del petróleo original en el yacimiento. [1]
Los productores han intentado varias técnicas terciarias o de recuperación mejorada de petróleo (EOR), que ofrecen perspectivas de producir en última instancia entre el 30 y el 60 por ciento, o más, del petróleo original del yacimiento en el lugar. [1]
Las principales clases de tecnologías EOR son:
En 2017, hubo 374 proyectos de recuperación mejorada de petróleo en todo el mundo. De estos, el 44 % fueron de recuperación mejorada de petróleo con CO2 , el 12 % de recuperación mejorada de petróleo con inyección de otros gases, el 32 % de recuperación mejorada de petróleo con tecnología térmica, el 9 % de recuperación mejorada de petróleo con tecnología química y el 2 % de recuperación mejorada de petróleo con otros métodos. [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.
El uso de CO2 para la recuperación mejorada de petróleo se investigó y patentó por primera vez en 1952. [10] El proceso se intentó comercialmente por primera vez en 1977 en el condado de Scurry , Texas . [11] Desde entonces, el proceso se ha utilizado ampliamente en la región de la cuenca Pérmica de los EE. UU. y ahora, más recientemente, se está implementando en muchos estados diferentes. [12] Ahora se está implementando de manera más activa en China y en el resto del mundo. [13] [14] [15]
La mayor parte del CO2 inyectado en proyectos de recuperación mejorada de CO2 proviene de depósitos naturales subterráneos de CO2 . [ 16] Parte del CO2 utilizado en la recuperación mejorada de CO2 se captura en instalaciones industriales, como plantas de procesamiento de gas natural , mediante tecnología de captura de carbono . [16]
El CO2 es particularmente eficaz en yacimientos de más de 2000 pies de profundidad, donde el CO2 estará en un estado supercrítico . [17] En aplicaciones de alta presión con petróleos más livianos, el CO2 es miscible con el petróleo, con el resultado de que el petróleo se hincha y reduce 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 ocurrir algo de hinchazón del petróleo, y la viscosidad del petróleo aún puede reducirse significativamente. [18] [19]
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 . [20]
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. [21] [22] 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. [23] Según un estudio realizado por Kovscek, el uso de pequeñas cantidades de dióxido de carbono y agua permite una recuperación rápida del petróleo. [23] 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. [24]
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, por lo tanto, 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. [25] En la recuperación mejorada de petróleo con energía solar térmica , se utiliza un panel solar para producir el vapor. [26]
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. [27] 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. [28]
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 . [29] 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. [30] [31] 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. [29] [32] 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, emulsionando el petróleo, movilizándolo y ayudando a extraer el petróleo 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. [33] [34]
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). [35]
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, [36] 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. [37] [ 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).
En 2013, Rusia introdujo en Estados Unidos una técnica denominada tecnología de pulsos de plasma que puede mejorar en un 50 por ciento la producción de pozos existentes. [38]
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 . [39] 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. [40] 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. [41]
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. [42]
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 . [43] 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. [44] [45]
El dióxido de carbono se puede capturar de los gases de combustión de una instalación industrial, como una planta de procesamiento de gas natural o una central eléctrica de carbón. Si el CO2 capturado se utiliza para la recuperación mejorada de petróleo, el proceso se conoce como captura de carbono-recuperación de petróleo (CC-EOR) y es una forma de captura y almacenamiento de carbono . Existe controversia sobre si la CC-EOR es beneficiosa para el clima.
Cuando el petróleo extraído mediante EOR se quema posteriormente, se libera CO2 . Si se incluyen estas emisiones en los cálculos, se suele comprobar que la captura de carbono con EOR aumenta las emisiones generales en comparación con no utilizar la captura de carbono en absoluto. [46] Si se excluyen de los cálculos las emisiones derivadas de la quema del petróleo extraído, se comprueba que la captura de carbono con EOR reduce las emisiones. En los argumentos a favor de excluir estas emisiones, se supone que el petróleo producido mediante EOR desplaza al petróleo producido de forma convencional en lugar de aumentar el consumo mundial de petróleo. [46] Una revisión de 2020 concluyó que los artículos científicos estaban divididos aproximadamente por igual sobre la cuestión de si la CC-EOR aumentaba o reducía las emisiones. [46]
Cuando el CO2 utilizado en la recuperación mejorada de petróleo proviene de depósitos subterráneos de CO2 , lo que suele ser el caso, la recuperación mejorada de petróleo no aporta ningún beneficio climático. [16]
En Estados Unidos, las regulaciones pueden tanto ayudar como retrasar el desarrollo de la recuperación mejorada de petróleo para su uso en la captura y utilización de carbono, así como en la producción general de petróleo.
Como forma de impulsar la producción petrolera nacional, el código fiscal federal de los Estados Unidos comenzó a incluir incentivos para la recuperación mejorada de petróleo en 1979, cuando el petróleo crudo todavía estaba bajo control federal de precios. En 1986 se codificó un crédito fiscal del 15 por ciento con el Incentivo Fiscal Federal de los Estados Unidos para la recuperación mejorada de petróleo, y posteriormente la producción de petróleo mediante recuperación mejorada de petróleo utilizando CO2 creció rápidamente. [47]
En Estados Unidos, la Ley de Inversión en Infraestructura y Empleo de 2021 destina más de 3.000 millones de dólares a diversos proyectos de demostración de CCS. Se destina una cantidad similar a centros regionales de CCS que se centran en la captura, el transporte y el almacenamiento o el uso más amplios del CO2 capturado . Cientos de millones más se destinan anualmente a garantías de préstamos para apoyar la infraestructura de transporte de CO2 . [ 48]
La Ley de Reducción de la Inflación de 2022 (IRA, por sus siglas en inglés) actualiza la ley de crédito fiscal para fomentar el uso de la captura y almacenamiento de carbono. Los incentivos fiscales bajo la ley proporcionan hasta $85/tonelada para la captura y almacenamiento de CO2 en formaciones geológicas salinas o hasta $60/tonelada para el CO2 utilizado para la recuperación mejorada de petróleo. [49] El Servicio de Impuestos Internos se basa en la documentación de la corporación para fundamentar las afirmaciones sobre la cantidad de CO2 que se está secuestrando y no realiza investigaciones independientes. [50] En 2020, una investigación federal descubrió que los solicitantes del crédito fiscal 45Q no documentaron el almacenamiento geológico exitoso de casi $900 millones de los $1 mil millones que habían reclamado. [51]
Una de las principales regulaciones que gobiernan 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 . [52] La agencia a su vez delegó parte de este poder a su propio Programa de Control de Inyección Subterránea, [52] 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. [52] [53] Luego, la EPA recopila información de estos gobiernos locales y pozos individuales para asegurarse de que siguen la regulación federal general, como la Ley de Aire Limpio , que dicta pautas de informes para cualquier operación de secuestro de dióxido de carbono. [52] [54] Más allá de las preocupaciones atmosféricas, la mayoría de estas pautas federales son para garantizar que la inyección de dióxido de carbono no cause daños importantes a las vías fluviales de Estados Unidos. [55] En general, la localidad de la regulación de la EOR puede dificultar los proyectos de EOR, ya que diferentes estándares en diferentes regiones pueden retrasar la construcción y forzar enfoques separados para utilizar la misma tecnología. [56]
La EPA ha emitido normas de control de inyección subterránea (UIC) para proteger las fuentes de agua potable. [57] La EPA regula los pozos de recuperación mejorada de petróleo como pozos de "Clase II". Las normas exigen que los operadores de pozos vuelvan a inyectar la salmuera utilizada para la recuperación en pozos de eliminación de Clase II a gran profundidad. [44]