Drenaje por gravedad asistido por vapor

En 1974, el primer ministro de Alberta, Peter Lougheed, creó la Autoridad de Investigación y Tecnología de Arenas Bituminosas de Alberta (AOSTRA) como una corporación de la corona de Alberta para promover el desarrollo y el uso de nuevas tecnologías para la producción de arenas bituminosas y petróleo crudo pesado, y la recuperación mejorada de petróleo crudo convencional. Su primera instalación fue propiedad de diez participantes industriales y operada por ellos, y recibió un amplio apoyo gubernamental (Deutsch y McLennan 2005) ^{[ 2 ]} incluyendo del Fondo Fiduciario de Ahorros del Patrimonio de Alberta . ^{[ 14 ] [ 15 ] [ 16 ]} Uno de los principales objetivos de AOSTRA era encontrar tecnologías adecuadas para esa parte de las arenas bituminosas de Athabasca que no podía recuperarse utilizando tecnologías convencionales de minería a cielo abierto. ^{[ 2 ]}

La planta de Foster Creek en Alberta, Canadá, construida en 1996 y operada por Cenovus Energy , fue el primer proyecto comercial de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) y para 2010 Foster Creek "se convirtió en el mayor proyecto comercial SAGD en Alberta en alcanzar el estatus de pago de regalías". ^{[ 17 ] [ 18 ]}

Los pozos SAGD originales de UTF se perforaban horizontalmente desde un túnel en la capa de caliza subyacente, al que se accedía mediante pozos mineros verticales . Este concepto coincidió con el desarrollo de técnicas de perforación direccional que permitieron a las empresas perforar pozos horizontales con precisión, a bajo costo y de manera eficiente, hasta el punto de que ya no resultaba viable perforar un pozo vertical convencional. Gracias al bajo costo de perforar pares de pozos horizontales y a las elevadas tasas de recuperación del proceso SAGD (hasta el 60 % del petróleo in situ), este método resulta económicamente atractivo para las compañías petroleras.

En Foster Creek, Cenovus ha empleado su tecnología patentada ^{[ 19 ]} de "pozo de cuña" para recuperar recursos residuales que no se recuperan en las operaciones SAGD regulares, lo que mejora la tasa de recuperación total de la operación. La tecnología de "pozo de cuña" funciona accediendo al betún residual que se pierde en las operaciones SAGD regulares perforando un pozo de relleno entre dos pares de pozos SAGD operativos establecidos una vez que las cámaras de vapor SAGD han madurado hasta el punto en que se han fusionado y están en comunicación de fluidos, y lo que queda por recuperar en esa área del yacimiento entre los pares de pozos SAGD operativos es una "cuña" de petróleo residual, que no se recupera. Se ha demostrado que la tecnología de pozo de cuña mejora las tasas de recuperación generales en un 5%-10% con un costo de capital reducido, ya que se requiere menos vapor una vez que las cámaras de vapor maduran hasta el punto en que están en comunicación de fluidos y, típicamente en esta etapa del proceso de recuperación, también conocida comúnmente como la fase de "descarga", ^{[ 20 ]} el vapor inyectado se reemplaza con un gas no condensable como el metano, lo que reduce aún más los costos de producción. ^{[ 21 ]}

El proceso SAGD, un proceso de recuperación térmica, consume grandes cantidades de agua y gas natural. ^{[ 5 ] : 4}

El petróleo de las arenas bituminosas canadienses, extraído mediante técnicas de minería a cielo abierto, puede consumir hasta 20 veces más agua que la perforación petrolífera convencional. Como ejemplo concreto de una deficiencia en los datos, esta cifra no incluye la técnica de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD), cada vez más importante. Animamos a futuros investigadores a subsanar esta deficiencia.

"El petróleo de las arenas bituminosas canadienses extraído mediante técnicas de minería a cielo abierto puede consumir 20 veces más agua que la perforación petrolera convencional." Sin embargo, para 2011 había datos insuficientes sobre la cantidad de agua utilizada en el método de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD), cada vez más importante. ^{[ 5 ] : 4} Los evaporadores pueden tratar el agua producida por SAGD para producir agua dulce de alta calidad para su reutilización en operaciones de SAGD. ^{[ 22 ]} Sin embargo, los evaporadores producen un gran volumen de residuos de purga que requieren una gestión adicional. ^{[ 22 ]}

Como en todos los procesos de recuperación térmica, el costo de la generación de vapor representa una parte importante del costo de producción de petróleo. Históricamente, el gas natural se ha utilizado como combustible en los proyectos de arenas bituminosas canadienses, debido a la presencia de grandes reservas de gas aisladas en la zona. Sin embargo, con la construcción de gasoductos hacia mercados externos en Canadá y Estados Unidos, el precio del gas se ha convertido en un factor crucial. El hecho de que la producción de gas natural en Canadá haya alcanzado su punto máximo y ahora esté disminuyendo también constituye un problema. Se están considerando otras fuentes de generación de calor, en particular la gasificación de las fracciones pesadas del betún producido para generar gas de síntesis , el uso de los yacimientos de carbón cercanos (y masivos) , o incluso la construcción de reactores nucleares para producir calor.

Se requiere una fuente de grandes cantidades de agua dulce y salobre, así como grandes instalaciones de reciclaje de agua, para generar el vapor necesario para el proceso SAGD. El agua es un tema recurrente en el debate sobre su uso y gestión. En 2008, la producción petrolera estadounidense (sin limitarse al SAGD) generaba más de 5 mil millones de galones de agua producida diariamente. ^{[ 23 ] [ 24 ]} La preocupación por el uso de grandes cantidades de agua tiene poco que ver con la proporción de agua utilizada, sino más bien con su calidad. Tradicionalmente, cerca de 70 millones de metros cúbicos del volumen de agua utilizado en el proceso SAGD eran agua dulce superficial. En 2010, se produjo una reducción significativa en el uso de agua dulce, que pasó a ser de aproximadamente 18 millones de metros cúbicos. Sin embargo, para compensar esta drástica reducción, la industria comenzó a incrementar significativamente el volumen de agua subterránea salina involucrada. Esto, junto con otras técnicas más generales de ahorro de agua, ha permitido que el uso de agua superficial por parte de las operaciones de arenas bituminosas se haya reducido en más del triple desde el inicio de la producción. ^{[ 25 ]} Al depender del drenaje por gravedad, el SAGD también requiere yacimientos relativamente gruesos y homogéneos, por lo que no es adecuado para todas las áreas de producción de petróleo pesado.

Canadian Natural Resources emplea la tecnología de vapor cíclico o "inyección y soplado" para desarrollar recursos de betún. Esta tecnología requiere un pozo y la producción consiste en la inyección para fracturar y calentar la formación antes de las fases de producción. Primero, se inyecta vapor por encima del punto de fractura de la formación durante varias semanas o meses, movilizando el betún frío; luego, el pozo se cierra durante varias semanas o meses para permitir que el vapor penetre en la formación. Posteriormente, se invierte el flujo en el pozo de inyección, produciendo petróleo a través del mismo pozo. Las fases de inyección y producción juntas comprenden un ciclo. Se vuelve a inyectar vapor para comenzar un nuevo ciclo cuando las tasas de producción de petróleo caen por debajo de un umbral crítico debido al enfriamiento del yacimiento. ^{[ 26 ]} La estimulación cíclica con vapor también tiene una serie de procesos de seguimiento o mejora CSS, incluidos el aumento de presión y la purga (PUBD), el drenaje y empuje de vapor de pozo mixto (MWSDD), la extracción de vapor (Vapex), la adición de líquido al vapor para la recuperación mejorada de betún (LASER) y el proceso SAGD asistido por HPCSS y el proceso híbrido. ^{[ 4 ]}

"Aproximadamente el 35 por ciento de toda la producción in situ en las arenas bituminosas de Alberta utiliza una técnica llamada estimulación cíclica de vapor a alta presión (HPCSS), que alterna entre dos fases: primero, se inyecta vapor en un depósito subterráneo de arenas bituminosas para fracturar y calentar la formación y ablandar el betún, al igual que lo hace CSS, pero a presiones aún más altas; luego, el ciclo cambia a producción, donde la mezcla caliente resultante de betún y vapor (llamada "emulsión de betún") se bombea a la superficie a través del mismo pozo, de nuevo como CSS, hasta que la caída de presión resultante reduce la producción a una etapa antieconómica. El proceso se repite varias veces." ^{[ 27 ]} Un comunicado de prensa del Regulador de Energía de Alberta (AER) explicó la diferencia entre la estimulación cíclica de vapor a alta presión (HPCSS) y el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD). "El HPCSS se ha utilizado en la recuperación de petróleo en Alberta durante más de 30 años. El método consiste en inyectar vapor a alta presión, muy por encima de la presión ambiente del yacimiento, en un yacimiento durante un período prolongado. A medida que el calor ablanda el betún y el agua lo diluye y lo separa de la arena, la presión crea fracturas, grietas y aberturas a través de las cuales el betún puede fluir de regreso a los pozos inyectores de vapor. El HPCSS difiere de las operaciones de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD), donde el vapor se inyecta continuamente a presiones más bajas sin fracturar el yacimiento y utiliza el drenaje por gravedad como mecanismo principal de recuperación." ^{[ 28 ]} En algunos casos, se utilizaron técnicas de radar satelital InSAR para monitorear la deformación de la superficie asociada con la extracción de petróleo. ^{[ 29 ]}

En la Formación Clearwater, cerca de Cold Lake, Alberta, se utiliza la estimulación cíclica con vapor a alta presión (HPCSS). ^{[ 4 ]} Existen pozos horizontales y verticales. La inyección se realiza a presión de fractura. El espaciamiento entre pozos horizontales es de 60 m a 180 m. Los pozos verticales se espacian entre 2 y 8 acres. El desarrollo puede alcanzar tan solo 7 m de espesor neto productivo. Se utiliza en áreas con poca o ninguna presencia de agua de fondo o gas de techo. La relación de recuperación de la capa superficial (CSOR) es de 3,3 a 4,5. La recuperación final prevista es del 15 al 35 %. ^{[ 4 ]} El método de recuperación térmica SAGD también se utiliza en las formaciones Clearwater y Lower Grand Rapids con pares de pozos horizontales (700 a 1000 m), presión de operación de 3 a 5 MPa, el SAGD de Burnt Lake se inició con una presión de operación más alta cercana a la presión de dilatación, espaciamiento de 75 m a 120 m, desarrollo hasta tan solo 10 m de espesor neto productivo, en áreas con o sin agua de fondo, CSOR: 2,8 a 4,0 (con 100% de calidad), recuperación final prevista: 45% a 55%. ^{[ 4 ]}

El proyecto de arenas bituminosas in situ Primrose y Wolf Lake de Canadian Natural Resources Limited (CNRL), ubicado cerca de Cold Lake, Alberta , en la Formación Clearwater , operado por la subsidiaria de CNRL, Horizon Oil Sands , utiliza la estimulación cíclica con vapor a alta presión (HPCSS). ^{[ 4 ]}

Entre los mecanismos alternativos de recuperación mejorada de petróleo se incluyen VAPEX ( Extracción de Petróleo Asistida por Vapor ), el Proceso de Desprendimiento Dinámico Electrotérmico (ET-DSP) e ISC (Combustión In Situ). VAPEX, un proceso de drenaje por gravedad que utiliza disolventes vaporizados en lugar de vapor para desplazar o producir petróleo pesado y reducir su viscosidad, también fue inventado por Butler. ^{[ 30 ]}

ET-DSP es un proceso patentado que utiliza electricidad para calentar los depósitos de arenas bituminosas y movilizar el betún, permitiendo la producción mediante pozos verticales sencillos. ISC utiliza oxígeno para generar calor que disminuye la viscosidad del petróleo; junto con el dióxido de carbono generado por el crudo pesado, desplaza el petróleo hacia los pozos de producción. Un método de ISC se denomina THAI (Inyección de Aire de Punta a Talón). La planta THAI en Saskatchewan fue adquirida en 2017 por Proton Technologies Canada Inc., que ha demostrado la separación de hidrógeno puro en este sitio. El objetivo de Proton es dejar el carbono en el subsuelo y extraer únicamente el hidrógeno de los hidrocarburos. ^{[ 30 ]}

eMSAGP es un proceso patentado por MEG Energy ^{[ 31 ]} en el que MEG, en asociación con Cenovus, ^{[ 32 ]} desarrolló un proceso de recuperación modificado denominado “empuje de vapor y gas modificado mejorado” (eMSAGP), una modificación de SAGP diseñada para mejorar la eficiencia térmica de SAGD mediante el uso de productores adicionales ubicados a medio camino entre pares de pozos SAGD adyacentes, a la altura de los productores SAGD. Estos productores adicionales, comúnmente denominados pozos de “relleno”, son una parte integral del sistema de recuperación eMSAGP.