Proceso de conversión de Shell in situ - Shell in situ conversion process
 Instalación experimental de esquisto bituminoso in situ de Shell, Piceance Basin, Colorado.
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| Tipo de proceso | químico |
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| Sector (es) industrial (es) | industria química , industria petrolera |
| Materia prima | pizarra bituminosa |
| Producto (s) | aceite de esquisto bituminoso |
| Compañías líderes | Shell Oil Company |
| Instalaciones principales | Proyecto de investigación de caoba |
| Desarrollador (es) | Shell Oil Company |
El Shell in situ proceso de conversión ( Shell ICP ) es una in situ la extracción de petróleo de esquisto tecnología para convertir querógeno en la pizarra de aceite a aceite de esquisto . Está desarrollado por Shell Oil Company .
Historia
El proceso de conversión in situ de Shell ha estado en desarrollo desde principios de la década de 1980. En 1997, se realizó la primera prueba a pequeña escala en el sitio de prueba de propiedades de caoba de 30 por 40 pies (9.1 por 12.2 m), ubicado a 200 millas (320 km) al oeste de Denver en la ladera occidental de Colorado en la cuenca de Piceance Creek . Desde 2000, se han llevado a cabo actividades adicionales de investigación y desarrollo como parte del Proyecto de Investigación de la Caoba. El calentamiento de la lutita bituminosa en Mahogany comenzó a principios de 2004. Desde este sitio de prueba, Shell ha recuperado 1.700 barriles (270 m 3 ) de petróleo de lutita.
Proceso
El proceso calienta secciones del vasto campo de esquisto bituminoso in situ , liberando el petróleo de esquisto y el gas de esquisto bituminoso de la roca para que pueda bombearse a la superficie y convertirse en combustible . En este proceso, primero se construye una pared de congelación para aislar el área de procesamiento del agua subterránea circundante. Para maximizar la funcionalidad de las paredes de congelación, las zonas de trabajo adyacentes se desarrollarán sucesivamente. Se perforan pozos de 2,000 pies (610 m), a ocho pies de distancia, y se llenan con un líquido superfrío en circulación para enfriar el suelo a -60 ° F (-50 ° C). Luego se retira el agua de la zona de trabajo. Los pozos de calentamiento y recuperación se perforan a intervalos de 40 pies (12 m) dentro de la zona de trabajo. Los elementos calefactores eléctricos se introducen en los pozos calefactores y se utilizan para calentar el esquisto bituminoso entre 650 ° F (340 ° C) y 700 ° F (370 ° C) durante un período de aproximadamente cuatro años. El kerógeno en la lutita bituminosa se convierte lentamente en petróleo y gases de lutita, que luego fluyen hacia la superficie a través de pozos de recuperación.
Consumo de energía
Un estudio de RAND en 2005 estimó que una producción de 100.000 barriles por día (16.000 m 3 / d) de petróleo (5,4 millones de toneladas / año) requeriría teóricamente una capacidad de generación de energía dedicada de 1,2 gigavatios (10 mil millones de kWh / año), asumiendo depósitos riqueza de 25 galones estadounidenses (95 l; 21 imp gal) por tonelada, con una eficiencia de pirólisis del 100% y una extracción del 100% de productos de pirólisis. Si esta cantidad de electricidad fuera generada por una central eléctrica de carbón, consumiría cinco millones de toneladas de carbón al año (alrededor de 2,2 millones de tep ).
En 2006, Shell estimó que durante el ciclo de vida del proyecto, por cada unidad de energía consumida, se producirían de tres a cuatro unidades. Tal " energía devuelta sobre la energía invertida " sería significativamente mejor que la lograda en las pruebas de Mahogony. Para la prueba de 1996, Shell aplicó 440.000 kWh (lo que requeriría una entrada de energía de 96 tep en una planta de carbón), para generar 250 barriles (40 m 3 ) de petróleo (37 tep de producción).
Impactos ambientales
El proceso de conversión subterránea de Shell requiere un desarrollo significativo en la superficie. La separación entre pozos perforados es de menos de cinco metros y los pozos deben estar conectados mediante cableado eléctrico y mediante tuberías a las instalaciones de almacenamiento y procesamiento. Shell estima que la huella de las operaciones de extracción sería similar a la de la perforación convencional de petróleo y gas. Sin embargo, las dimensiones de la prueba de Shell de 2005 indican que se requiere una huella mucho mayor. La producción de 50.000 bbl / día requeriría que la tierra se desarrolle a un ritmo del orden de 1 kilómetro cuadrado (0,39 millas cuadradas) por año.
El uso extensivo del agua y el riesgo de contaminación del agua subterránea son los mayores desafíos de la tecnología.
Implementaciones actuales
En 2006, Shell recibió un contrato de arrendamiento de la Oficina de Administración de Tierras para realizar una gran demostración con una capacidad de 1.500 barriles por día (240 m 3 / d); Desde entonces, Shell ha abandonado esos planes y está planeando una prueba basada en ICP que produciría un total mínimo de 1,500 barriles (240 m 3 ), junto con nacolita , durante un período de siete años.
En Israel, IEI, una subsidiaria de IDT Corp. está planeando un piloto de esquisto basado en tecnología ICP. El proyecto produciría un total de 1.500 barriles. Sin embargo, IEI también ha anunciado que los proyectos posteriores no utilizarán la tecnología ICP, sino que utilizarán pozos horizontales y métodos de calentamiento de gas caliente.
En Jordania, la subsidiaria de Shell, JOSCO, planea utilizar la tecnología ICP para lograr una producción comercial a "finales de la década de 2020". En octubre de 2011, se informó que JOSCO había perforado más de 100 pozos de prueba durante los dos años anteriores, aparentemente con el propósito de probar muestras de esquisto.
Shell abandonó el proyecto Mahogany Oil Shale en 2013 debido a la economía desfavorable del proyecto.