Extracción de petróleo de esquisto

La extracción de petróleo de esquisto o de aceite de esquisto es un proceso industrial para la producción de petróleo no convencional. Este proceso convierte el querógeno del esquisto bituminoso en petróleo de esquisto bituminoso mediante pirólisis, hidrogenación o disolución térmica. El petróleo de esquisto resultante se usa como combustible o se mejora para cumplir con las especificaciones de materia prima de la refinería mediante la adición de hidrógeno y la eliminación de las impurezas de azufre y nitrógeno.

La extracción de petróleo de esquisto generalmente se realiza sobre el suelo (procesamiento ex situ) extrayendo el esquisto bituminoso y luego tratándolo en las instalaciones de procesamiento. Otras tecnologías modernas realizan el procesamiento bajo tierra (procesamiento in situ o in situ) mediante la aplicación de calor y la extracción del petróleo a través de pozos petroleros.

La descripción más antigua del proceso data del siglo X. En 1684, Gran Bretaña otorgó la primera patente formal de proceso de extracción. Las industrias extractivas y las innovaciones se generalizaron durante el siglo XIX. La industria se contrajo a mediados del siglo XX tras el descubrimiento de grandes reservas de petróleo convencional, pero los altos precios del petróleo a principios del siglo XXI han provocado un interés renovado, acompañado del desarrollo y prueba de nuevas tecnologías.

A partir de 2010, las principales industrias de extracción de larga data están operando en Estonia, Brasil y China. Su viabilidad económica generalmente requiere la falta de petróleo crudo disponible localmente. Los problemas de seguridad energética nacional también han jugado un papel en su desarrollo. Los críticos de la extracción de petróleo de esquisto plantean preguntas sobre cuestiones de gestión ambiental, como la eliminación de desechos, el uso extensivo del agua, la gestión de aguas residuales y la contaminación del aire.

Historia

En el siglo X, el médico asirio Masawaih al-Mardini (Mesue el Joven) escribió sobre sus experimentos para extraer petróleo de "algún tipo de esquisto bituminoso". La primera patente de extracción de petróleo de esquisto fue otorgada por la Corona británica en 1684 a tres personas que habían "encontrado una manera de extraer y producir grandes cantidades de brea, alquitrán y aceite a partir de una especie de piedra". La extracción industrial moderna de petróleo de esquisto se originó en Francia con la implementación de un proceso inventado por Alexander Selligue en 1838, mejorado una década más tarde en Escocia utilizando un proceso inventado por James Young. A fines del siglo XIX, se construyeron plantas en Australia, Brasil, Canadá y los Estados Unidos. La invención en 1894 de la retorta Pumpherston, que dependía mucho menos del calor del carbón que sus predecesores, marcó la separación de la industria del esquisto bituminoso de la industria del carbón.

China (Manchuria), Estonia, Nueva Zelanda, Sudáfrica, España, Suecia y Suiza comenzaron a extraer petróleo de esquisto a principios del siglo XX. Sin embargo, los descubrimientos de petróleo crudo en Texas durante la década de 1920 y en el Medio Oriente a mediados del siglo XX detuvieron la mayoría de las industrias de esquisto bituminoso. En 1944, EE. UU. reinició la extracción de petróleo de esquisto como parte de su Programa de Combustibles Líquidos Sintéticos. Estas industrias continuaron hasta que los precios del petróleo cayeron drásticamente en la década de 1980. La última retorta de esquisto bituminoso en EE. UU., operada por Unocal Corporation, cerró en 1991. El programa de EE. UU. se reinició en 2003, seguido de un programa de arrendamiento comercial en 2005 que permitía la extracción de esquisto bituminoso y arenas bituminosas en tierras federales de acuerdo con la Ley de Política Energética de 2005.

A partir de 2010, la extracción de petróleo de esquisto está en funcionamiento en Estonia, Brasil y China. En 2008, sus industrias produjeron alrededor de 930.000 toneladas (17.700 barriles por día) de petróleo de esquisto. Australia, EE. UU. y Canadá han probado técnicas de extracción de petróleo de esquisto a través de proyectos de demostración y están planificando la implementación comercial; Marruecos y Jordania han anunciado su intención de hacer lo mismo. Solo cuatro procesos están en uso comercial: Kiviter, Galoter, Fushun y Petrosix.

Principios de procesamiento

El proceso de extracción de petróleo de esquisto descompone el esquisto bituminoso y convierte su querógeno en petróleo de esquisto, un petróleo crudo sintético similar al petróleo. El proceso se lleva a cabo por pirólisis, hidrogenación o disolución térmica. Las eficiencias de los procesos de extracción a menudo se evalúan comparando sus rendimientos con los resultados de un ensayo de Fischer realizado en una muestra de esquisto.

El método de extracción más antiguo y común implica la pirólisis (también conocida como retorta o destilación destructiva). En este proceso, el esquisto bituminoso se calienta en ausencia de oxígeno hasta que su querógeno se descompone en vapores de petróleo de esquisto bituminoso condensables y gas de esquisto bituminoso combustible no condensable. Luego, los vapores de petróleo y el gas de esquisto bituminoso se recolectan y enfrían, lo que hace que el petróleo de esquisto se condense. Además, el procesamiento de esquisto bituminoso produce esquisto bituminoso gastado, que es un residuo sólido. El esquisto gastado consta de compuestos inorgánicos (minerales) y carbón, un residuo carbonoso formado a partir del querógeno. La quema del material carbonizado del esquisto gastado produce cenizas de esquisto bituminoso. El esquisto gastado y las cenizas de esquisto se pueden utilizar como ingredientes en la fabricación de cemento o ladrillos. La composición del esquisto bituminoso puede aportar un valor añadido al proceso de extracción a través de la recuperación de subproductos, incluidos amoníaco, azufre, compuestos aromáticos, brea, asfalto y ceras.

Calentar el esquisto bituminoso a la temperatura de pirólisis y completar las reacciones endotérmicas de descomposición del kerógeno requiere una fuente de energía. Algunas tecnologías queman otros combustibles fósiles como el gas natural, el petróleo o el carbón para generar este calor y los métodos experimentales han utilizado electricidad, ondas de radio, microondas o fluidos reactivos para este propósito. Se utilizan dos estrategias para reducir, e incluso eliminar, los requisitos de energía térmica externa: el gas de esquisto bituminoso y los subproductos de carbón generados por la pirólisis pueden quemarse como fuente de energía, y el calor contenido en el esquisto bituminoso gastado y las cenizas de esquisto bituminoso calientes puede usarse para precalentar el esquisto bituminoso crudo.

Para el procesamiento ex situ, el esquisto bituminoso se tritura en pedazos más pequeños, aumentando el área de superficie para una mejor extracción. La temperatura a la que se produce la descomposición del esquisto bituminoso depende de la escala de tiempo del proceso. En los procesos de autoclave ex situ, comienza a 300 °C (570 °F) y avanza más rápida y completamente a temperaturas más altas. La cantidad de aceite producido es mayor cuando la temperatura oscila entre 480 y 520 °C (900 y 970 °F). La proporción de gas de esquisto bituminoso a petróleo de esquisto generalmente aumenta junto con las temperaturas de retorta. Para un moderno in situproceso, que puede llevar varios meses de calentamiento, la descomposición puede llevarse a cabo a temperaturas tan bajas como 250 °C (480 °F). Son preferibles las temperaturas inferiores a 600 °C (1110 °F), ya que esto evita la descomposición de la piedra caliza y la dolomita en la roca y, por lo tanto, limita las emisiones de dióxido de carbono y el consumo de energía.

La hidrogenación y la disolución térmica (procesos de fluidos reactivos) extraen el aceite utilizando donantes de hidrógeno, solventes o una combinación de estos. La disolución térmica implica la aplicación de solventes a temperaturas y presiones elevadas, lo que aumenta la producción de petróleo al craquear la materia orgánica disuelta. Diferentes métodos producen petróleo de esquisto con diferentes propiedades.

Clasificación de las tecnologías de extracción

Los analistas de la industria han creado varias clasificaciones de las tecnologías utilizadas para extraer petróleo de esquisto bituminoso.

Por principios de proceso: Basados ​​en el tratamiento del esquisto bituminoso crudo por calor y solventes, los métodos se clasifican como pirólisis, hidrogenación o disolución térmica.

Por ubicación: una distinción que se usa con frecuencia considera si el procesamiento se realiza sobre o bajo tierra, y clasifica las tecnologías en general como ex situ (desplazadas) o in situ (en el lugar). En el procesamiento ex situ, también conocido como autoclave sobre el suelo, el esquisto bituminoso se extrae bajo tierra o en la superficie y luego se transporta a una instalación de procesamiento. Por el contrario, el procesamiento in situ convierte el kerógeno mientras aún está en forma de un depósito de esquisto bituminoso, después de lo cual se extrae a través de pozos de petróleo, donde se eleva de la misma manera que el petróleo crudo convencional. A diferencia de ex situprocesamiento, no implica la extracción ni la eliminación de esquisto bituminoso gastado en la superficie, ya que el esquisto bituminoso gastado permanece bajo tierra.

Por método de calentamiento: El método de transferencia de calor de los productos de combustión a la pizarra bituminosa puede clasificarse como directo o indirecto. Mientras que los métodos que permiten que los productos de la combustión entren en contacto con la pizarra bituminosa dentro de la retorta se clasifican como directos, los métodos que queman materiales externos a la retorta para calentar otro material que entra en contacto con la pizarra bituminosa se describen como métodos indirectos.

Por portador de calor: según el material utilizado para entregar energía térmica a la pizarra bituminosa, las tecnologías de procesamiento se han clasificado en portador de calor de gas, portador de calor sólido, conducción de pared, fluido reactivo y métodos de calentamiento volumétrico. Los métodos portadores de calor se pueden subclasificar como directos o indirectos.

La siguiente tabla muestra las tecnologías de extracción clasificadas por método de calentamiento, portador de calor y ubicación (in situ o ex situ).

	Clasificación de tecnologías de procesamiento por método de calentamiento y ubicación (según Alan Burnham)
Método de calentamiento	Sobre el suelo (ex situ)	Subterráneo (in situ)
Combustión interna	Combustión de gas, NTU, Kiviter, Fushun, Union A, Paraho Direct, Superior Direct	Occidental Petroleum MIS, LLNL RISE, Geocinética Horizontal, Río Blanco
Sólidos reciclados en caliente(lutita inerte o quemada)	Alberta Taciuk, Galoter, Enefit, Lurgi-Ruhrgas, TOSCO II, Chevron STB, LLNL HRS,Shell Spher, KENTORT II	–
Conducción a través de una pared(varios combustibles)	Pumpherston, ensayo Fischer, Oil-Tech, EcoShale en cápsula, recursos de combustión	Shell ICP (método primario), American Shale Oil CCR, IEP Geothermic Fuel Cell
Gas caliente generado externamente	PetroSIX, Union B, Paraho Indirecto, Superior Indirecto, Syntec (proceso Smith)	Chevron CRUSH, Omnishale, MWE IGE
Fluidos reactivos	IGT Hytort (H 2 a alta presión), procesos de solventes donantes Proceso Rendall Reactor de lecho fluidizado de Chattanooga	Shell ICP (algunas realizaciones)
Calentamiento volumétrico	–	Procesos de ondas de radio, microondas y corriente eléctrica.

Por tamaño de partícula de esquisto bituminoso crudo: Las diversas tecnologías de procesamiento ex situ pueden diferenciarse por el tamaño de las partículas de esquisto bituminoso que se introducen en las retortas. Como regla general, las tecnologías de portadores de calor a gas procesan grumos de esquisto bituminoso que varían en diámetro de 10 a 100 milímetros (0,4 a 3,9 pulgadas), mientras que las tecnologías de conducción de pared y portadores de calor sólidos procesan finos que son partículas de menos de 10 milímetros (0,4 pulgadas) de diámetro..

Por orientación de la retorta: las tecnologías "ex situ" a veces se clasifican como verticales u horizontales. Las retortas verticales suelen ser hornos de cuba donde un lecho de esquisto se mueve de arriba a abajo por gravedad. Las retortas horizontales suelen ser tambores giratorios horizontales o tornillos donde el esquisto se mueve de un extremo al otro. Como regla general, las autoclaves verticales procesan grumos usando un gas portador de calor, mientras que las autoclaves horizontales procesan finos usando un portador de calor sólido.

Por complejidad de la tecnología: Las tecnologías in situ generalmente se clasifican como verdaderos procesos in situ o procesos in situ modificados. Los verdaderos procesos in situ no implican extraer o triturar el esquisto bituminoso. Los procesos in situ modificados implican perforar y fracturar el depósito de esquisto bituminoso objetivo para crear vacíos en el depósito. Los vacíos permiten un mejor flujo de gases y fluidos a través del depósito, aumentando así el volumen y la calidad del petróleo de esquisto producido.

Tecnologías ex situ

Combustión interna

Las tecnologías de combustión interna queman materiales (típicamente carbón y gas de esquisto bituminoso) dentro de una retorta de eje vertical para suministrar calor para la pirólisis. Por lo general, las partículas de esquisto bituminoso crudo entre 12 milímetros (0,5 pulgadas) y 75 milímetros (3,0 pulgadas) de tamaño se introducen en la parte superior de la retorta y son calentadas por los gases calientes ascendentes, que pasan a través del esquisto bituminoso descendente, lo que provoca la descomposición de el kerógeno a unos 500 °C (932 °F). La neblina de aceite de esquisto, los gases desprendidos y los gases de combustión enfriados se eliminan de la parte superior de la retorta y luego se trasladan al equipo de separación. El petróleo de esquisto condensado se recolecta, mientras que el gas no condensable se recicla y se usa para calentar la retorta. En la parte inferior de la retorta, se inyecta aire para la combustión que calienta el esquisto bituminoso gastado y los gases entre 700 °C (1292 °F) y 900 °C (1650 °F). El gas reciclado frío puede ingresar al fondo de la retorta para enfriar la ceniza de esquisto.Los procesos Union A y Superior Direct se apartan de este patrón. En el proceso Unión A, el esquisto bituminoso se alimenta a través del fondo de la retorta y una bomba lo mueve hacia arriba. En el proceso Superior Direct, el esquisto bituminoso se procesa en una retorta de rejilla móvil horizontal, segmentada y con forma de rosquilla.

Las tecnologías de combustión interna como Paraho Direct son térmicamente eficientes, ya que la combustión del material carbonizado en el esquisto gastado y el calor recuperado de las cenizas de esquisto y los gases emitidos pueden proporcionar todos los requisitos de calor de la retorta. Estas tecnologías pueden alcanzar el 80-90 % del rendimiento del ensayo de Fischer. Dos industrias de petróleo de esquisto bien establecidas utilizan tecnologías de combustión interna: las instalaciones de proceso de Kiviter se han operado continuamente en Estonia desde la década de 1920, y varias empresas chinas operan instalaciones de proceso de Fushun.

Los inconvenientes comunes de las tecnologías de combustión interna son que el gas de esquisto bituminoso combustible se diluye con los gases de combustión y las partículas de menos de 10 milímetros (0,4 pulgadas) no se pueden procesar. La distribución desigual del gas en la retorta puede provocar obstrucciones cuando los puntos calientes hacen que las partículas se fusionen o se desintegren.

Sólidos reciclados en caliente

Las tecnologías de sólidos reciclados en caliente entregan calor al esquisto bituminoso mediante el reciclaje de partículas sólidas calientes, generalmente cenizas de esquisto bituminoso. Estas tecnologías suelen emplear retortas de horno rotatorio o de lecho fluidizado, alimentadas por partículas finas de esquisto bituminoso que generalmente tienen un diámetro de menos de 10 milímetros (0,4 pulgadas); algunas tecnologías usan partículas incluso más pequeñas que 2,5 milímetros (0,10 pulgadas). Las partículas recicladas se calientan en una cámara o recipiente separado a unos 800 °C (1470 °F) y luego se mezclan con el esquisto bituminoso crudo para hacer que el esquisto se descomponga a unos 500 °C (932 °F). El vapor de petróleo y el gas de petróleo de esquisto se separan de los sólidos y se enfrían para condensar y recolectar el petróleo. El calor recuperado de los gases de combustión y las cenizas de esquisto se puede utilizar para secar y precalentar el esquisto bituminoso crudo antes de que se mezcle con los sólidos reciclados calientes.

En los procesos Galoter y Enefit, el esquisto bituminoso usado se quema en un horno separado y la ceniza caliente resultante se separa del gas de combustión y se mezcla con partículas de esquisto bituminoso en un horno rotatorio. Los gases de combustión del horno se utilizan para secar el esquisto bituminoso en un secador antes de mezclarlo con las cenizas calientes. El proceso TOSCO II utiliza bolas de cerámica en lugar de cenizas de esquisto como sólidos reciclados en caliente. La característica distintiva del Proceso Alberta Taciuk (ATP) es que todo el proceso ocurre en un solo recipiente horizontal giratorio de múltiples cámaras.

Debido a que los sólidos reciclados en caliente se calientan en un horno separado, el gas de esquisto bituminoso de estas tecnologías no se diluye con los gases de escape de la combustión. Otra ventaja es que no hay límite en las partículas más pequeñas que la retorta puede procesar, lo que permite utilizar todo el alimento triturado. Una desventaja es que se usa más agua para manejar la ceniza de esquisto más fina resultante.

Réplica del procesador Alberta Taciuk

Conducción a través de una pared

Estas tecnologías transfieren calor al esquisto bituminoso conduciéndolo a través de la pared de la retorta. La alimentación de esquisto generalmente consiste en partículas finas. Su ventaja radica en el hecho de que los vapores de la retorta no se combinan con los gases de combustión. El proceso de Recursos de Combustión utiliza un horno rotatorio alimentado con hidrógeno, donde el gas caliente circula a través de un espacio anular exterior. La retorta calentada eléctricamente por etapas de Oil-Tech consta de cámaras de calentamiento individuales interconectadas, apiladas una encima de la otra. Su principal ventaja radica en su diseño modular, lo que mejora su portabilidad y adaptabilidad. El proceso en cápsula EcoShale de Red Leaf Resources combina la minería de superficie con un método de calentamiento a baja temperatura similar al in situprocesos operando dentro de los confines de una estructura de tierra. Un gas caliente que circula a través de tuberías paralelas calienta los escombros de esquisto bituminoso. Una instalación dentro del espacio vacío creado por la minería permitiría una recuperación rápida de la topografía. Un inconveniente general de las tecnologías de conducción a través de una pared es que las retortas son más costosas cuando se amplían debido a la gran cantidad resultante de paredes conductoras de calor hechas de aleaciones de alta temperatura.

Gas caliente generado externamente

En general, las tecnologías de gas caliente generado externamente son similares a las tecnologías de combustión interna en el sentido de que también procesan grumos de esquisto bituminoso en hornos de eje vertical. Sin embargo, significativamente, el calor en estas tecnologías es entregado por gases calentados fuera del recipiente de la retorta y, por lo tanto, los vapores de la retorta no se diluyen con los gases de escape de la combustión. Petrosix y Paraho Indirect emplean esta tecnología. Además de no aceptar partículas finas como alimentación, estas tecnologías no utilizan el calor potencial de quemar el material carbonizado en el esquisto gastado y, por lo tanto, deben quemar combustibles más valiosos. Sin embargo, debido a la falta de combustión del esquisto gastado, el esquisto bituminoso no supera los 500 °C (932 °F) y la descomposición significativa del mineral de carbonato y el posterior CO ₂la generación se puede evitar para algunas lutitas bituminosas. Además, estas tecnologías tienden a ser más estables y más fáciles de controlar que las tecnologías de combustión interna o de reciclaje de sólidos en caliente.

Fluidos reactivos

El kerógeno está fuertemente ligado al esquisto y resiste la disolución por la mayoría de los solventes. A pesar de esta limitación, se ha probado la extracción con fluidos especialmente reactivos, incluidos aquellos en estado supercrítico. Las tecnologías de fluidos reactivos son adecuadas para el procesamiento de esquistos bituminosos con un bajo contenido de hidrógeno. En estas tecnologías, el hidrógeno gaseoso (H ₂) o los donantes de hidrógeno (sustancias químicas que donan hidrógeno durante las reacciones químicas) reaccionan con los precursores del coque (estructuras químicas en el esquisto bituminoso que son propensas a formar carbón durante la retorta pero aún no lo han hecho). _{Las tecnologías de fluidos reactivos incluyen el proceso IGT Hytort (H 2} a alta presión), procesos de solventes donantes y el reactor de lecho fluidizado de Chattanooga. En IGT Hytort, el esquisto bituminoso se procesa en un entorno de hidrógeno a alta presión. El proceso de Chattanooga utiliza un reactor de lecho fluidizado y un calentador de hidrógeno asociado para la hidrogenación y el craqueo térmico de esquisto bituminoso. Los resultados de laboratorio indican que estas tecnologías a menudo pueden obtener rendimientos de aceite significativamente más altos que los procesos de pirólisis. Los inconvenientes son el costo adicional y la complejidad de la producción de hidrógeno y los recipientes de retorta de alta presión.

Gasificación por plasma

Se han realizado varias pruebas experimentales para la gasificación de esquisto bituminoso mediante el uso de tecnologías de plasma. En estas tecnologías, el esquisto bituminoso es bombardeado por radicales (iones). Los radicales rompen las moléculas de querógeno formando gas y petróleo sintéticos. El aire, el hidrógeno o el nitrógeno se utilizan como gas de plasma y los procesos pueden operar en un modo de arco, arco de plasma o electrólisis de plasma. El principal beneficio de estas tecnologías es el procesamiento sin usar agua.

Tecnologías in situ

Las tecnologías in situ calientan el esquisto bituminoso bajo tierra mediante la inyección de fluidos calientes en la formación rocosa, o mediante el uso de fuentes de calor lineales o planas seguidas de conducción térmica y convección para distribuir el calor a través del área objetivo. Luego, el petróleo de esquisto se recupera a través de pozos verticales perforados en la formación. Estas tecnologías son potencialmente capaces de extraer más petróleo de esquisto de un área determinada de tierra que las tecnologías de procesamiento ex situ convencionales, ya que los pozos pueden alcanzar mayores profundidades que las minas de superficie. Presentan una oportunidad para recuperar petróleo de esquisto de depósitos de baja ley que las técnicas tradicionales de minería no podrían extraer.

John Fell experimentó con la extracción in situ, en Newnes, Australia, durante 1921, con cierto éxito, pero sus ambiciones estaban muy por delante de las tecnologías disponibles en ese momento.

Durante la Segunda Guerra Mundial, se implementó un proceso de extracción in situ modificado sin éxito significativo en Alemania. Uno de los primeros procesos exitosos in situ fue la gasificación subterránea por energía eléctrica (método Ljungström), un proceso explotado entre 1940 y 1966 para la extracción de petróleo de esquisto en Kvarntorp en Suecia. Antes de la década de 1980, en los Estados Unidos se exploraron muchas variaciones del proceso in situ. El primer experimento de esquisto bituminoso in situ modificado en los Estados Unidos fue realizado por Occidental Petroleum en 1972 en Logan Wash, Colorado. Se están explorando tecnologías más nuevas que utilizan una variedad de fuentes de calor y sistemas de suministro de calor.

Conducción de pared

Las tecnologías de conducción de pared in situ utilizan elementos calefactores o tuberías calefactoras colocadas dentro de la formación de esquisto bituminoso. El proceso de conversión in situ de Shell (Shell ICP) utiliza elementos calefactores eléctricos para calentar la capa de esquisto bituminoso a entre 340 y 370 °C (650 y 700 °F) durante un período de aproximadamente cuatro años. El área de procesamiento está aislada del agua subterránea circundante por un muro de congelación que consta de pozos llenos de un fluido súper enfriado en circulación. Las desventajas de este proceso son el gran consumo de energía eléctrica, el uso extensivo de agua y el riesgo de contaminación de las aguas subterráneas. El proceso se probó desde principios de la década de 1980 en el sitio de prueba de Mahogany en Piceance Basin. En 2004 se extrajeron 270 metros cúbicos (1700 bbl) de petróleo en un área de prueba de 9 por 12 metros (30 por 40 pies).

En el proceso CCR propuesto por American Shale Oil, se hace circular vapor sobrecalentado u otro medio de transferencia de calor a través de una serie de tuberías colocadas debajo de la capa de esquisto bituminoso que se va a extraer. El sistema combina pozos horizontales, a través de los cuales pasa el vapor, y pozos verticales, que proporcionan transferencia de calor vertical a través del reflujo del petróleo de esquisto convertido y un medio para recolectar los hidrocarburos producidos. El calor es suministrado por la combustión de gas natural o propano en la fase inicial y por el gas de esquisto bituminoso en una etapa posterior.

El proceso de celdas de combustible geotérmico (IEP GFC) propuesto por Independent Energy Partners extrae petróleo de esquisto mediante la explotación de una pila de celdas de combustible de alta temperatura. Las celdas, ubicadas en la formación de esquisto bituminoso, son alimentadas con gas natural durante un período de calentamiento y luego con gas de esquisto bituminoso generado por su propio calor residual.

Gas caliente generado externamente

Las tecnologías in situ de gas caliente generado externamente utilizan gases calientes calentados sobre el suelo y luego inyectados en la formación de esquisto bituminoso. El proceso Chevron CRUSH, que fue investigado por Chevron Corporation en asociación con el Laboratorio Nacional de Los Alamos, inyecta dióxido de carbono calentado en la formación a través de pozos perforados y para calentar la formación a través de una serie de fracturas horizontales a través de las cuales circula el gas. General Synfuels International ha propuesto el proceso Omnishale que implica la inyección de aire sobrecalentado en la formación de esquisto bituminoso. El proceso de extracción de vapor in situ de Mountain West Energy utiliza principios similares de inyección de gas a alta temperatura.

ExxonMobil Electrofrac

La tecnología in situ de ExxonMobil (ExxonMobil Electrofrac) utiliza calentamiento eléctrico con elementos de conducción de pared y métodos de calentamiento volumétrico. Inyecta un material eléctricamente conductor como el coque de petróleo calcinado en las fracturas hidráulicas creadas en la formación de esquisto bituminoso que luego forma un elemento de calentamiento. Los pozos de calefacción se colocan en una fila paralela con un segundo pozo horizontal que los cruza en la punta. Esto permite que se apliquen cargas eléctricas opuestas en cualquiera de los extremos.

Calentamiento volumétrico

El Instituto de Tecnología de Illinois desarrolló el concepto de calentamiento volumétrico de esquisto bituminoso utilizando ondas de radio (procesamiento de radiofrecuencia) a fines de la década de 1970. Esta tecnología fue desarrollada aún más por el Laboratorio Nacional Lawrence Livermore. El esquisto bituminoso se calienta mediante conjuntos de electrodos verticales. Los volúmenes más profundos podrían procesarse a velocidades de calentamiento más lentas mediante instalaciones espaciadas a decenas de metros. El concepto supone una frecuencia de radio en la que la profundidad de la piel es de muchas decenas de metros, superando así los tiempos de difusión térmica necesarios para el calentamiento conductivo. Sus inconvenientes incluyen una demanda eléctrica intensiva y la posibilidad de que las aguas subterráneas o el carbón absorban cantidades indebidas de energía. El procesamiento de radiofrecuencia junto con fluidos críticos está siendo desarrollado por Raytheon junto con CF Technologies y Schlumberger lo está probando.

Las tecnologías de calentamiento por microondas se basan en los mismos principios que el calentamiento por ondas de radio, aunque se cree que el calentamiento por ondas de radio es una mejora sobre el calentamiento por microondas porque su energía puede penetrar más profundamente en la formación de esquisto bituminoso. El proceso de calentamiento por microondas fue probado por Global Resource Corporation. Electro-Petroleum propone la recuperación de petróleo mejorada eléctricamente mediante el paso de corriente continua entre cátodos en pozos productores y ánodos ubicados en la superficie o en profundidad en otros pozos. El paso de la corriente a través de la formación de esquisto bituminoso da como resultado un calentamiento Joule resistivo.

Aceite de esquisto bituminoso

Las propiedades del petróleo de esquisto crudo varían según la composición del esquisto bituminoso padre y la tecnología de extracción utilizada. Al igual que el petróleo convencional, el petróleo de esquisto es una mezcla compleja de hidrocarburos, y se caracteriza utilizando las propiedades a granel del petróleo. El petróleo de esquisto suele contener grandes cantidades de hidrocarburos olefínicos y aromáticos. El petróleo de esquisto también puede contener cantidades significativas de heteroátomos. Una composición típica de petróleo de esquisto incluye 0,5 a 1 % de oxígeno, 1,5 a 2 % de nitrógeno y 0,15 a 1 % de azufre, y algunos depósitos contienen más heteroátomos. Las partículas minerales y los metales también suelen estar presentes. En general, el petróleo es menos fluido que el petróleo crudo y se puede verter a temperaturas entre 24 y 27 °C (75 y 81 °F), mientras que el petróleo crudo convencional se puede verter a temperaturas entre -60 y 30 °C (-76 a 86 °F). F); esta propiedad afecta la capacidad del petróleo de esquisto para ser transportado en los oleoductos existentes.

El aceite de esquisto contiene hidrocarburos aromáticos policíclicos que son cancerígenos. Se ha descrito que el petróleo de esquisto crudo tiene un potencial carcinogénico leve que es comparable con algunos productos de refinería intermedios, mientras que el petróleo de esquisto mejorado tiene un potencial carcinogénico más bajo ya que se cree que la mayoría de los compuestos aromáticos policíclicos se descomponen por hidrogenación.

Aunque el petróleo de esquisto crudo se puede quemar inmediatamente como combustible, muchas de sus aplicaciones requieren que se mejore. Las diferentes propiedades de los aceites crudos exigen varios pretratamientos correspondientes antes de que puedan enviarse a una refinería de petróleo convencional.

Las partículas en el aceite crudo obstruyen los procesos posteriores; el azufre y el nitrógeno crean contaminación del aire. El azufre y el nitrógeno, junto con el arsénico y el hierro que puedan estar presentes, también destruyen los catalizadores utilizados en la refinación. Las olefinas forman sedimentos insolubles y provocan inestabilidad. El oxígeno dentro del petróleo, presente en niveles más altos que en el petróleo crudo, se presta a la formación de radicales libres destructivos. La hidrodesulfuración y la hidrodesnitrogenación pueden abordar estos problemas y dar como resultado un producto comparable al petróleo crudo de referencia. Los fenoles se pueden eliminar primero mediante extracción con agua. La conversión del petróleo de esquisto bituminoso en combustibles para el transporte requiere el ajuste de las proporciones de hidrógeno y carbono mediante la adición de hidrógeno (hidrocraqueo) o la eliminación del carbono (coquización).

Antes de la Segunda Guerra Mundial, la mayor parte del petróleo de esquisto se mejoraba para su uso como combustible para el transporte. Posteriormente, se usó como materia prima para productos químicos intermedios, productos químicos puros y resinas industriales, y como conservante de madera de ferrocarril. A partir de 2008, se utiliza principalmente como aceite de calefacción y combustible marino y, en menor medida, en la producción de diversos productos químicos.

La concentración de compuestos de alto punto de ebullición del petróleo de esquisto es adecuada para la producción de destilados medios como el queroseno, el combustible para aviones y el combustible diésel. El craqueo adicional puede crear los hidrocarburos más livianos que se usan en la gasolina.

Ciencias económicas

La pregunta dominante para la producción de petróleo de esquisto es bajo qué condiciones el petróleo de esquisto es económicamente viable. Según el Departamento de Energía de los Estados Unidos, los costos de capital de un complejo de procesamiento ex situ de 100 000 barriles por día (16 000 m / d) son de $ 3 a 10 mil millones. Los diversos intentos de desarrollar depósitos de esquisto bituminoso solo han tenido éxito cuando el costo de producción del petróleo de esquisto bituminoso en una región determinada es inferior al precio del petróleo o de sus otros sustitutos. Según una encuesta realizada por RAND Corporation, el costo de producir petróleo de esquisto bituminoso en un hipotético complejo de autoclave de superficie en los Estados Unidos (que comprende una mina, una planta de autoclave, una planta de mejora, servicios auxiliares y recuperación de esquisto bituminoso gastado) sería de un rango de $70–95 por barril ($440–600/m), ajustado a valores de 2005. Suponiendo un aumento gradual en la producción después del inicio de la producción comercial, el análisis proyecta una reducción gradual en los costos de procesamiento a $30-40 por barril ($190-250/m) después de alcanzar el hito de 1000 millones de barriles (160 × 10 m). El Departamento de Energía de los Estados Unidos estima que el procesamiento ex situ sería económico a precios mundiales promedio sostenidos del petróleo superiores a $54 por barril y el procesamiento in situ sería económico a precios superiores a $35 por barril. Estas estimaciones suponen una tasa de retorno del 15%. Royal Dutch Shell anunció en 2006 que su tecnología Shell ICP obtendría una ganancia cuando los precios del petróleo crudo superen los $30 por barril ($190/m), mientras que algunas tecnologías en producción a gran escala aseguran una rentabilidad a precios del petróleo incluso inferiores a $ 20 por barril ($ 130 / m).

Para aumentar la eficiencia de la retorta de esquisto bituminoso y, por lo tanto, la viabilidad de la producción de petróleo de esquisto bituminoso, los investigadores han propuesto y probado varios procesos de copirolisis, en los que se esterilizan otros materiales como biomasa, turba, betún residual o desechos de caucho y plástico. junto con la pizarra bituminosa. Algunas tecnologías modificadas proponen combinar una retorta de lecho fluidizado con un horno de lecho fluidizado circulante para quemar los subproductos de la pirólisis (carbón y gas de esquisto bituminoso) y, por lo tanto, mejorar la producción de petróleo, aumentar el rendimiento y disminuir el tiempo de retorta.

Otras formas de mejorar la economía de la extracción de petróleo de esquisto podrían ser aumentar el tamaño de la operación para lograr economías de escala, usar esquisto bituminoso que es un subproducto de la minería del carbón, como en Fushun China, producir productos químicos especiales como los de Viru Keemia. Grupp en Estonia, cogenera electricidad a partir del calor residual y procesa esquisto bituminoso de alto grado que produce más petróleo por esquisto procesado.

Una posible medida de la viabilidad del esquisto bituminoso como fuente de energía radica en la relación entre la energía del petróleo extraído y la energía utilizada en su extracción y procesamiento (Energía devuelta sobre energía invertida, o EROEI). Un estudio de 1984 estimó que la EROEI de los diversos depósitos de esquisto bituminoso conocidos varía entre 0,7 y 13,3; Algunas empresas y tecnologías más nuevas afirman un EROEI entre 3 y 10. Según World Energy Outlook 2010, el EROEI del procesamiento ex situ suele ser de 4 a 5, mientras que el procesamiento in situ puede ser incluso tan bajo como 2.

Para aumentar la TRE, se propusieron varias tecnologías combinadas. Estos incluyen el uso del calor residual del proceso, por ejemplo, la gasificación o la combustión del carbono residual (char), y el uso del calor residual de otros procesos industriales, como la gasificación del carbón y la generación de energía nuclear.

Los requisitos de agua de los procesos de extracción son una consideración económica adicional en regiones donde el agua es un recurso escaso.

Consideraciones ambientales

La extracción de esquisto bituminoso implica una serie de impactos ambientales, más pronunciados en la minería a cielo abierto que en la minería subterránea. Estos incluyen el drenaje ácido inducido por la exposición repentina y rápida y la posterior oxidación de materiales anteriormente enterrados, la introducción de metales, incluido el mercurio, en las aguas superficiales y subterráneas, el aumento de la erosión, las emisiones de gas de azufre y la contaminación del aire causada por la producción de partículas durante el procesamiento., transporte y actividades de apoyo. En 2002, alrededor del 97 % de la contaminación del aire, el 86 % de los desechos totales y el 23 % de la contaminación del agua en Estonia provenían de la industria energética, que utiliza esquisto bituminoso como recurso principal para su producción de energía.

La extracción de esquisto bituminoso puede dañar el valor biológico y recreativo de la tierra y el ecosistema en el área minera. La combustión y el procesamiento térmico generan material de desecho. Además, las emisiones atmosféricas del procesamiento y la combustión del esquisto bituminoso incluyen dióxido de carbono, un gas de efecto invernadero. Los ecologistas se oponen a la producción y el uso de esquisto bituminoso, ya que genera incluso más gases de efecto invernadero que los combustibles fósiles convencionales. Los procesos experimentales de conversión in situ y las tecnologías de captura y almacenamiento de carbono pueden reducir algunas de estas preocupaciones en el futuro, pero al mismo tiempo pueden causar otros problemas, incluida la contaminación de las aguas subterráneas. Entre los contaminantes del agua comúnmente asociados con el procesamiento de esquisto bituminoso se encuentran los hidrocarburos heterocíclicos de oxígeno y nitrógeno. Los ejemplos comúnmente detectados incluyen derivados de quinolina, piridina y varios homólogos de alquilo de piridina (picolina, lutidina).

Las preocupaciones por el agua son cuestiones delicadas en las regiones áridas, como el oeste de EE. UU. y el desierto de Negev en Israel, donde existen planes para expandir la extracción de esquisto bituminoso a pesar de la escasez de agua. Dependiendo de la tecnología, el autoclave sobre el suelo utiliza entre uno y cinco barriles de agua por barril de petróleo de esquisto producido. Una declaración programática de impacto ambiental de 2008 emitida por la Oficina de Administración de Tierras de EE. UU. declaró que las operaciones de retorta y minería de superficie producen de 2 a 10 galones estadounidenses (7,6 a 37,9 l; 1,7 a 8,3 imp gal) de aguas residuales por 1 tonelada corta (0,91 t) de esquisto bituminoso procesado. El procesamiento in situ, según una estimación, utiliza alrededor de una décima parte de agua. Activistas medioambientales, incluidos miembros de Greenpeace, han organizado fuertes protestas contra la industria del esquisto bituminoso. En un resultado, Queensland Energy Resources puso en suspenso el Proyecto Stuart Oil Shale en Australia en 2004.