La recuperación solar térmica mejorada de petróleo (abreviado solar EOR ) es una forma de recuperación térmica mejorada de petróleo (EOR), 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 depósito de petróleo para reducir la viscosidad, o el crudo pesado y delgado facilitando así su flujo hacia la superficie. Procesos de recuperación térmica, también conocidos como inyección de vapor., tradicionalmente han quemado gas natural para producir vapor. Solar EOR está demostrando ser una alternativa viable a la producción de vapor a gas para la industria petrolera. Solar EOR puede generar vapor de la misma calidad que el gas natural, alcanzando temperaturas de hasta 750 ° F (400 ° C) y 2500 PSI.
Si bien las operaciones típicas de inyección de vapor a combustible inyectan vapor en el suelo a una tasa constante, la investigación realizada por los principales productores de petróleo muestra que la inyección de vapor a tasa variable no tiene un impacto negativo en los niveles de producción. En efecto, el EOR solar podría suministrar hasta el 80 por ciento de los requisitos anuales de vapor de un campo, inyectando vapor generado por el sol durante las horas soleadas y una cantidad reducida de vapor de gas por la noche o en climas o climas menos soleados. Este método de integración de EOR solar desplazará mayores cantidades de consumo de gas sin afectar la producción de petróleo. [1]
Tecnología
Si bien existen muchos tipos de tecnologías de energía solar a vapor, a menudo denominadas energía solar térmica o energía solar concentrada , actualmente solo dos se implementan para EOR solar.
Torre central
Originalmente diseñado 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 del sol 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 hecho de agua desmineralizada en el receptor de la torre pasa a través de un intercambiador de calor, generando vapor de temperatura más baja a partir del agua de alimentación de campos petrolíferos altamente contaminada a temperaturas más bajas. El vapor se alimenta a los cabezales de distribución que conducen a los pozos de inyección, que transportan el vapor a la formación petrolífera.
Comedero cerrado
La arquitectura de canal cerrado encapsula el sistema solar térmico dentro de un invernadero similar a un invernadero. El invernadero crea un ambiente protegido para resistir los elementos que pueden afectar negativamente la confiabilidad y eficiencia del sistema térmico solar. [2]
Dentro de la estructura del invernadero están suspendidos espejos ligeros curvos que reflejan el sol. Un sistema de seguimiento de un solo eje coloca los espejos para seguir el sol y enfocar su luz en una red de tuberías de acero estacionarias, también suspendidas de la estructura del invernadero. [3] El vapor se genera directamente, utilizando agua con calidad de campo petrolífero, a medida que el agua fluye desde la entrada a lo largo de las tuberías, sin intercambiadores de calor ni fluidos de trabajo intermedios.
El vapor producido luego se alimenta directamente a la red de distribución de vapor existente en el campo, donde el vapor se inyecta continuamente en las profundidades del depósito de petróleo. Proteger los espejos del viento les permite alcanzar tasas de temperatura más altas y evita que se acumule polvo como resultado de la exposición a la humedad. [2] GlassPoint Solar , la compañía que creó el método Enclosed Trough, afirma que su tecnología puede producir calor para EOR por alrededor de $ 5 por millón de unidades térmicas británicas en regiones soleadas, en comparación con entre $ 10 y $ 12 para otras tecnologías térmicas solares convencionales. [4]
Proyectos recientes
21Z en McKittrick, California
GlassPoint Solar se asoció con Berry Petroleum , el mayor productor independiente de petróleo de California, para implementar el primer proyecto EOR solar comercial del mundo. Encargado en febrero de 2011, el proyecto está ubicado en un campo petrolífero McKittrick de 100 años de antigüedad en McKittrick, California . Acuñado como el Proyecto Solar 21Z del Condado de Kern, el sistema 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]
Coalinga en Coalinga, California
En octubre de 2011, Chevron Corp. y BrightSource Energy revelaron una instalación de energía solar a vapor de 29 megavatios en el campo petrolero Coalinga en el condado de Fresno, California. El proyecto EOR solar 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 un solar de 327 pies. torre. [4]
BrightSource fue contratado para proporcionar tecnología, ingeniería y servicios de producción y construcción, y Chevron Technology Ventures administrará las operaciones del proyecto. La instalación comenzó a construirse en 2009. Se informó que Chevron gastó más de sus $ 28 millones en el contrato, y BrightSource ha perdido al menos $ 40 millones en el proyecto y reveló que perderá mucho más. [6]
Desarrollo petrolero Omán
En mayo de 2013, GlassPoint Solar and Petroleum Development Oman (PDO) encargó el primer proyecto EOR solar de Oriente Medio. [7] PDO es una empresa conjunta entre la Sultanía 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 se alimenta directamente a 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 petrolero 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 los objetivos de producción. El sistema registró un tiempo de actividad del 98,6%, superando significativamente las expectativas de PDO. Incluso durante tormentas de arena y polvo severas, el sistema ha demostrado mantener operaciones regulares.
En 2015, Omán anunció Miraah , una instalación termosolar de 1 gigavatio y 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 reemplazará 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 lesiones con tiempo perdido (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 manera segura, según lo programado y dentro del presupuesto, y entregaron vapor con éxito al campo petrolífero de Amal West. [10]
Belridge Solar
El Proyecto Belridge Solar es una empresa conjunta entre GlassPoint Solar y Aera Energy . El proyecto se anunció en noviembre de 2017 y, cuando se complete, se proyecta que produzca aproximadamente 12 millones de barriles de vapor por año a través de un generador de vapor solar térmico de 850MW. El proyecto se ubicará en el campo petrolífero 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]
Mercado
El mercado global de tecnologías EOR fue de $ 4.7 mil millones en 2009 y se espera que crezca a una tasa anual compuesta de 5 años del 28 por ciento, alcanzando los $ 16.3 mil millones en 2014. [4] Si bien está ganando terreno rápidamente, se predice que el EOR solar tendrá un mínimo impacto en el mercado hasta 2015. [12] A medida que aumenta la EOR solar, 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 el uso de gas, incluso cuando los precios actuales están deprimidos. El vapor representa hasta el 60 por ciento del costo de producción para la extracción de petróleo en gran medida. [12] Además de ser competitivo en costos con el gas, el EOR solar proporciona una cobertura contra la escalada a largo plazo del precio del gas. Las proyecciones de precios a largo plazo sitúan el gas natural en $ 5,00 por mil pies cúbicos, considerablemente más alto que el pronóstico de 2011 de $ 3,75 por mil pies cúbicos. Cuando un productor de petróleo invierte en un sistema EOR solar, todos los costos son por adelantado y la vida útil estándar del equipo es de 30 años. [12]
Estados Unidos
California es una geografía prometedora para EOR solar con su alto nivel de luz solar y 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 pocos 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 los 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]
Oriente Medio
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 suministro limitado de gas natural se ve agravado por el crecimiento de las economías locales que requieren gas natural para la desalinización, la 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 extender sus suministros domésticos de gas natural a usos de mayor valor. Esto es especialmente relevante para Omán, que está persiguiendo agresivamente la EOR, por ejemplo, en el campo Mukhaizna, que es 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 su uso en sus operaciones EOR. La escasez de gas en Omán significa que el precio allí es de alrededor de $ 10 por 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 representó el 80% de las necesidades de EOR térmico de Omán, podría ahorrar hasta 500 millones de pies cúbicos (bcf ) de gas por día y aportarán más de 12.000 millones de dólares al PIB de Omán para 2023. [16]
Historia
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 de funcionamiento pico. [17] Aunque técnicamente viable, el sistema no fue rentable y no se replicó. [4] El piloto ARCO fue la primera vez que se aplicó vapor solar para facilitar la recuperación de petróleo pesado.
Referencias
- ^ Van Heel, APG; Shell Technology Oman; van Wunnik, JNM; Bentouati, S .; Terres, R .; Petroleum Development Oman, "The Impact of Daily and Seasonal Cycles In Solar-Generated Steam On Oil Recovery" Archivado el 25 de abril de 2012en Wayback Machine , "Society of Petroleum Engineers", 11-13 de abril de 2010
- ^ a b c Deloitte Touche Tohmatsu Ltd, "Energy & Resources Predictions 2012" , 2 de noviembre de 2011
- ^ Helman, Christopher, "Aceite del sol" , "Forbes", 25 de abril de 2011
- ^ a b c d e Goossens, Ehren, "Chevron usa vapor termosolar para extraer petróleo en California" , "Bloomberg", 3 de octubre de 2011
- ^ Comienza el primer proyecto EOR solar comercial del mundo
- ^ Gilbert, Daniel, "La perforación de crudo se vuelve solar" , "The Wall Street Journal", 1 de octubre de 2011
- ^ Mahdi, Wael (21 de mayo de 2013). "GlassPoint Solar ve interés de las empresas petroleras de Oriente Medio" . Bloomberg . Consultado el 25 de junio de 2013 .
- ^ "Petroleum Development Oman selecciona GlassPoint para construir el primer piloto solar de recuperación de petróleo mejorada en la región del Golfo" . Reuters . 3 de agosto de 2011 . Consultado el 25 de junio de 2013 .
- ^ Omán para construir una planta solar gigante para extraer petróleo , Wall Street Journal , Georgi Kantchev, 8 de julio de 2015
- ^ "Petroleum Development Oman y GlassPoint anuncian el comienzo de la entrega de vapor desde la planta solar de Miraah" .
- ^ "Campo petrolero de South Belridge" .
- ^ a b c Molchanov, Pavel, "Can Thermal Technology Transform the Economics of Enhanced Oil Recovery" [ enlace muerto permanente ] , "Raymond James Energy Report", 7 de marzo de 2011 (obtenido el 12 de octubre de 2011)
- ^ Novio, Nichola, "Análisis: las compañías petroleras recurren a la energía solar para aprovechar suministros difíciles de conseguir" , "Edición de Estados Unidos; Reuters". Consultado el 17 de agosto de 2011.
- ^ a b c Molchanov, Pavel, "Solar EOR sigue avanzando: Omán para construir el primer sistema en Medio Oriente" Archivado 2012-04-25 en Wayback Machine , "Raymond James Energy Report". Consultado el 10 de noviembre de 2011
- ^ Ali Khan, Gulam (21 de mayo de 2013). "Proyecto EOR Solar Comisiones DOP" . Muscat Daily . Consultado el 25 de junio de 2013 .
- ^ http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/EY-Solar-enhanced-oil-recovery-in-Oman-January-2014/$FILE/EY-Solar-enhanced-oil-recovery-in-Oman- Enero-2014.pdf
- ^ Larson, Ronald, "Implementación de tecnología solar térmica" Archivado el 10 de septiembre de 2006 en la Wayback Machine , 'MIT Press ", 1996
enlaces externos
- http://www.google.com/patents/US7472548
Energía geotérmica solar aumentada (SAGE) - Patente de EE. UU. 7472548 B2
Resumen
Se describe un aparato y un método para el almacenamiento de energía solar en un depósito geológico subterráneo. El método incluye transferir energía solar térmica concentrada a un fluido, generando así un fluido supercrítico. Luego, el fluido supercrítico se inyecta en el yacimiento geológico subsuperficial a través de al menos un pozo de inyección. El yacimiento geológico subsuperficial puede ser un estrato sedimentario altamente permeable y poroso, un campo de hidrocarburos empobrecido, un campo de hidrocarburos empobrecido, un campo de petróleo empobrecido, un campo de petróleo empobrecido, un campo de gas empobrecido o un campo de gas empobrecido. Una vez cargada con el fluido supercrítico, la formación geológica del subsuelo forma un reservorio geotérmico sintético.