El ciclo de vida de un yacimiento petrolífero típico generalmente pasa por tres etapas, según se puede apreciar en el siguiente gráfico:
En la primera fase, la gravedad, la presión natural y las técnicas de extracción artificiales por medio de equipos hidráulicos son las encargadas de extraer el crudo del subsuelo. De esta manera se extrae en torno a un 10-20% de las reservas, según estimaciones del (U.S. Department of Energy).
A continuación tiene lugar una segunda fase, en la que se llega a extraer hasta el 40% de petróleo mediante la inyección de agua o gas natural, principalmente con el objetivo de mantener la presión en el yacimiento y proveer de la suficiente energía para que el crudo se desplace hacia los pozos productores. Con el paso del tiempo, los fluidos inyectados superan la cantidad de petróleo recuperado, lo que hace ineficiente y costoso el seguir aplicando estos procesos, por lo que una vez alcanzada esta fase se produce el abandono de la explotación.
La aplicación de estas técnicas avanzadas y de modelos de visualización 3D para la extracción, ha hecho posible obtener como media, el 40% del petróleo y hasta el 75% del gas inicialmente presentes, aun así dejando el 60% de los hidrocarburos atrapados en el yacimiento, lo que históricamente ha supuesto una frustración para la industria.
Recuperación Mejorada del Petróleo – EOR (Enhanced Oil Recovery)
De ir un paso más allá, y recuperar el máximo hidrocarburo posible, es de lo que trata la Recuperación Mejorada del Petróleo (tercera fase). Los operadores están realizando inversiones importantes en nuevas tecnologías que permitan el aprovechamiento máximo del recurso remanente en el yacimiento a coste competitivo.
La Recuperación mejorada de petróleo se basa principalmente en tres técnicas:
Recuperación térmica:
Se aplica preferentemente en la explotación de crudos pesados con alta viscosidad, y por lo tanto con dificultad para fluir dentro del yacimiento. Consiste en la introducción de calor en el pozo, por ejemplo, mediante vapor de agua. De esta manera, la viscosidad del petróleo disminuye y mejora su capacidad de fluir hacia la superficie.
Recuperación química:
Se aplica principalmente en yacimientos de crudo ligero y de baja viscosidad, que hacen factible la inyección de agua. Se emplean sustancias biodegradables como por ejemplo, cierto tipo de polímeros que incrementan la viscosidad del agua inyectada y mejoran la eficiencia de empuje del petróleo por el agua. También se usan compuestos similares a detergentes (surfactantes) que aminoran la tensión superficial y facilitan que el petróleo se desprenda de la roca y se mueva por el yacimiento hacia los pozos productores.
Recuperación con gas:
En este caso se inyecta gas a alta presión en el yacimiento, generalmente nitrógeno o CO2, esta presión es capaz de extraer compuestos ligeros del petróleo y consigue movilizar de forma muy eficiente el petróleo hacia los pozos de producción.
El proceso de como interactúa el CO2 con el crudo tiene que ver con la propiedad de miscibilidad entre ambos, de manera que mediante la inyección de CO2 a una presión y temperatura determinada se produce una mezcla cuasi perfecta entre petróleo-CO2 cuyas características facilitan el desplazamiento del compuesto desde las rocas porosas hacia la superficie (Institute for 21st Century Energy, pág. 4).
Aquellos yacimientos con sistemas avanzados de EOR son capaces de recuperar hasta el 70% del volumen total del yacimiento (Devold, 2013, pág. 25).
Según (Muggeridge, y otros, 2014, pág. 20), los proyectos de EOR se van a convertir en algo común a lo largo del planeta en el futuro a pesar de las controversias sobre las emisiones GEI, ya que la demanda de petróleo seguirá creciendo al tiempo que resultará más dificultoso y complejo encontrar nuevos yacimientos. Los autores añaden que “no hemos alcanzado aún los límites tecnológicos en términos de recuperación que pueden ser obtenidos usando estos procesos. Actualmente el despliegue está determinado por restricciones operacionales y factores económicos. La investigación continúa intentando mitigar las restricciones y factores determinantes, así como el desarrollo más avanzado y efectivo del proceso de recuperación, pero el reto en cualquier caso es trasladar estas tecnologías lo más rápido posible desde el laboratorio al campo petrolífero”.
Como suele ocurrir en este negocio, la volatilidad en el precio del petróleo condicionará las inversiones para el desarrollo económico de este sistema, tal y como ha sucedido durante los últimos años con la tecnología del fracking. Ambos sistemas están sujetos a una rígida dependencia tecnológica respecto a su break even, y no disponen de margen de maniobra en potenciales disrupciones negativas de precio en la cotización del crudo en el mercado internacional.
Beneficios medioambientales de la EOR.
La creciente urgencia para combatir el cambio climático ha puesto el foco en la CCS (CO2 Capture Storage) y en la potencialidad sobre el papel que el CO2-EOR podría jugar en el almacenaje geológico de este gas. En contraposición al impacto negativo que en general produce la industria petrolífera en el medio, conviene señalar los beneficios medioambientales que se podrían aprovechar en la expansión de las operaciones durante la fase de recuperación mejorada, y que se concretan en tres aspectos de acuerdo con lo que señala, entre otros, la compañía (OXY - Occidental Petroleum Corporation):
En primer lugar, la recuperación adicional de crudo desde los campos en explotación ya existentes, requieren de menos recursos que la instalación de nuevas infraestructuras y equipos en una nueva localización a explotar. Por tanto, las tecnologías para la EOR maximizan la eficiencia de las infraestructuras en producción y reducen los impactos en el suelo y la degradación de los hábitats.
En segundo lugar, el desarrollo de las operaciones de EOR mediante la utilización de gases como agente facilitador de extracción de petróleo, especialmente el CO2, se puede convertir en un sistema muy eficaz y potencialmente apropiado para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, mediante la captura por almacenamiento del CO2 dentro del yacimiento una vez extraído el crudo.
En tercer lugar, de acuerdo con la experiencia en el proceso de almacenamiento subterráneo de CO2, se puede obtener información para desarrollar a gran escala proyectos comerciales de captura para otros GEI y nuevas tecnologías de almacenamiento CCS.
No obstante, tal y como indican (Heidug, Lipponen, McCoy, & Benoit, 2015, págs. 16, 17) hay que tener en cuenta que los productores de petróleo están inyectando CO2 con la única intención de mejorar la recuperación de crudo, por lo que para considerar una práctica real que pueda ser evaluada como CCS y garantizar la contención a largo plazo del CO2 secuestrado sin riesgos secundarios, se requiere la integración de actividades adicionales antes, durante y después de la inyección de CO2. Todas estas actividades representan un coste suplementario para los operadores de EOR-CO2 que podrían, si no son compensados con medidas subsidiarias, impactar negativamente en los proyectos de inversión en CCS. Esto requerirá un marco normativo para abordar el proceso mediante regulaciones que permitan introducir suficientes atractivos a los operadores, por ejemplo a través de ventajas económicas por derechos de emisión.
(Zakkour, 2015), apunta que existen algunos factores desfavorables en la evaluación del proceso, como podría ser la utilización del subsidio para intensificar la producción de combustibles fósiles vía EOR, y por tanto desviando recursos que podrían haber ido a las renovables, con lo que finalmente al producirse mayor cantidad de petróleo nunca se reducirán las emisiones de CO2 en valores absolutos.
Antonio Cano es Jefe de Contabilidad de Refino en la refinería de BP en Castellón.
Trabajos citados
Devold, H. (2013). Oil and gas production handbook An introduction to oil and gas production, transport, refining and petrochemical industry (Edition 3.0 Oslo, August 2013. ISBN 978-82-997886-3-2 ed.). Oslo: ABB Oil and Gas.
Heidug, W., Lipponen, J., McCoy, S., & Benoit, P. (2015). Soring CO2 thought Enhanced Oil recovery. IEA, International Energy Agency.
https://www.iea.org/publications/insights/insightpublications/Storing_CO2_through_Enhanced_Oil_Recovery.pdf.
Institute for 21st Century Energy. (n.d.). Retrieved 11 03, 2017, from
https://www.globalenergyinstitute.org/sites/default/files/020174_EI21_EnhancedOilRecovery_final.pdf
Muggeridge, A., Cockin, A., Webb, K., Frampton, H., Collins, I., Moulds, T., et al. (2014, December 2). Recovery rates, enhanced oil recovery and technological limits. Royal Society Publishing. Phil. Trans. R. Soc. A 372: 20120320.
OXY - Occidental Petroleum Corporation. (n.d.). Retrieved 10 18, 2017, from http://www.oxy.com/OurBusinesses/OilandGas/Technology/Enhanced-Oil-Recovery/Pages/default.aspx
U.S. Department of Energy. (n.d.). Retrieved 10 20, 2017, from https://energy.gov/fe/science-innovation/oil-gas-research/enhanced-oil-recovery
Zakkour, P. (2015). Emissions accounting for CO2-EOR. 7th IEA CCS Regulators Network Meeting, Paris, 23.04.2015.
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