La tecnología existente esta pensada para tener accesibilidad a 174 mil millones de 1.63 trillones de barriles de los depósitos de arena petrolífera (oilsand) de Alberta, de los cuales casi el 90% se deben extraer "in-situ". La regla dice que las tecnologías "in-situ" actuales requieren un mcf de gas o más para producir cada barril de crudo. Con ese porcentaje, la producción total requeriría teóricamente por lo menos 150 tcf del gas. Las reservas restantes establecidas de gas en Canadá se estiman cerca de 59 tcf.
Stephen Larter, profesor de la Universidad de Calgary, y su equipo de científicos están persiguiendo alternativas más viables para el centro de Alberta para la energía "in-situ", una iniciativa del instituto para la energía sostenible, el ambiente y la economía.
No es exactamente algo que se pierde en la industria del petróleo y del gas, pero Larter ve la necesidad de estas técnicas que son mucho más rentables y sostenibles, ambiental y económicamente que las tecnologías de hoy de explotación minera superficial y de drenaje vapor-asistido de subsuperficie de gravedad (SAGD)
. El Objetivo es la refinería subterránea -- una especialidad de Larter. Es un apodo para un concepto aparentemente demasiado bueno que aumentaría la mezcla/betún en la tierra, sin emitir virtualmente ningún gas, no consume casi ningún gas natural, utiliza el agua insignificante, no requiere ningún diluyente, y deja los residuos y los metales en la tierra. Todo lo que sale del pozo sería petróleo con una gravedad de hasta 30 grados (API).
El proceso necesita calor con intensidades correctas y en los lugares apropiados, catalizadores listos y un buen conocimiento del reservorio.
La fuente subterránea de la energía podría ser una corriente de fuego (fireflood) que genera temperaturas de hasta 300 C. Bajo esas condiciones se puede tener reacciones químicas que permitan aumentar el petróleo "in-situ". La idea básica de esta refinería en el reservorio es que en vez de traer el petróleo a la refinería y de moverlo a través de un catalizador, es poder llevar el catalizador al reservorio.
En el reservorio, es importante que los catalizadores sean de tamaño extremadamente pequeño -- necesitan poder atravesar realmente los poros en una piedra arenisca o del tamaño típico del poro que es muy pequeño.
Los catalizadores en la tierra no deben presentar ningún problema ambiental. Los catalizadores ayudan principalmente generando el hidrógeno, y el hidrógeno alternadamente puede aumentar el petróleo. Larter dice que el hidrógeno generándolo y consiguiéndolo en los lugares correctos es la clave.
Conseguir las temperaturas apropiadas y los catalizadores en las localizaciones correctas es un desafío. Larter hace la comparación con una refinería verdadera.
Así pues, con ausencia de sistemas de una refinería verdadera, los miembros del equipo están viendo otras maneras de supervisar la acción en los subsuelos: estudiando la química fluida, usando métodos sísmicos, y empleando técnicas geoquímicas a la imagen del reservorio y determinar en tiempo real si los catalizadores consiguen el lugar correcto en el tiempo y en la temperatura correctos.
El equipo tiene por lo menos 16 proyectos activos del laboratorio en curso. Algunos implican el desarrollo de los catalizadores y cómo se mueven con medios porosos subterráneos. Éstos no han salido de la etapa de prueba, Larter espera que en algunos años tengan un par de demostraciones experimentales de campo. Algunos proyectos están mirando métodos sísmicos del campo para supervisar el progreso y temperaturas de la combustión, y algunos son modelos de computadora de varios procesos, mientras que otros son estudios químicos del laboratorio, los proyectos teóricos y un proyecto biológico uniforme de la generación del metano.
PROYECTOS DE PRODUCTOR
Algunos productores de modo individual también están explorando el concepto de refinería subterránea o refinería en subsuelos. Canadá tiene un proyecto de investigación en reducida escala en su complejo del río Peace que esta experimentando con los calentadores eléctricos en
Tierra para llevar el petróleo pesado
a un crudo subterráneo más liviano.
Nexen Inc. y OPTI Canadá tiene en su proyecto del lago Long, a 40 kilómetros de Fort McMurray, para trabajar hacia la eliminación de la necesidad del gas natural generando el gas y el hidrógeno sintético de los asfaltos naturales (bitumen asphaltenes). El gas será utilizado para crear el vapor SAGD y el hidrógeno aumente el betún. Este proceso no niega la necesidad del agua, pero el aumento se podría hacer subterráneamente con SAGD -- las temperaturas alcanzadas con vapor se pueden combinar con los catalizadores para aumentar las temperaturas de hasta sólo 250 C.
El proyecto que esta más cerca a una refinería subterránea según lo previsto por Larter es el proyecto experimental THAI de Whitesands (Toe-to-Heel Air Injection) proyecto de Petrobank Energía y Recursos Ltd. cerca de Conklin, Alberta. Actualmente bajo construcción, apoyada por una comisión de inversión de sociedades de tecnología de Canadá y un financiamiento reciente de $24 millones de Richardson Capital, el proyecto experimental está para comenzar en el primer trimestre de 2006. THAI es un proceso de combustión "in-situ" que combina la inyección vertical de aire con pozos horizontales. Dicho simplemente, el frente de la combustión quema parte de petróleo del reservorio, generando el calor que reduce la viscosidad del petróleo que fluye vía gravedad en el pozo horizontal. La presión de aire del pozo de inyección mantiene el movimiento y la dirección de la producción del pozo, que soluciona el problema de dirigir el frente de la combustión.
El modelo de Petrobank tendrá tres pozos horizontales, con 500 metros de largo y 100 metros de separado, tres pozos de inyección vertical de aire y 19 pozos verticales de observación (17 para la temperatura y dos para las observaciones de la presión).
La producción máxima de los tres pozos se estima en 1.800 barriles por día o 600 barriles de petróleo por día por pozo horizontal. El costo total del proyecto se estima en $30 millones.
THAI tiene el potencial para todas las ventajas de refinería en Subsuelo: necesidad mínima de quemar gas, necesidad mínima de agua dulce, casi ninguna emisión de GHG (de hecho en reservorios agotados podría ser utilizado el CO2), y ningún requisito con respecto a diluyentes. Y porque hay poca pérdida de calor, THAI funciona en mayores profundidades que SAGD. Pero es también importante su capacidad de aumentar y de agrietar el petróleo crudo en subsuelos.
La compañía primero probará el proceso THAI; entonces, en un cierto punto, podrá agregar los catalizadores para alcanzar más las profundidades del subsuelo. Esto implicará el embalaje de los catalizadores alrededor de la producción del pozo horizontal así que el petróleo pasará a través de ellos antes de entrar en un proceso adicional de THAI/CAPRI. Con el aumento termal, 20 grados API pueden esperar; con los catalizadores (CAPRI), quizás 30 grados API.
La mayoría de las investigaciones en Refinerías de Subsuelo hasta la fecha se ha concentrado en reservorios no-explotables, que con técnicas actuales de recuperación utilizan cantidades más grandes de gas natural que la explotación minera superficial. Larter no espera que la refinación en Subsuelo substituya la arena petrolífera actual que mina en estos momentos. La extracción superficial continuará porque es tecnología probada.
Fuente: New Technology Magazine
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