ES2929384T3 - Proceso in situ para producir hidrógeno a partir de yacimientos subterráneos de hidrocarburos - Google Patents

Abstract

Un yacimiento de hidrocarburos se trata con calor para inducir la gasificación, el cambio de agua-gas y/o las reacciones de acuatermólisis para generar gases, incluido el hidrógeno. El hidrógeno solo se produce en la superficie mediante el uso de membranas solo de hidrógeno en los pozos de producción. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Proceso in situ para producir hidrógeno a partir de yacimientos subterráneos de hidrocarburos

Campo de la invención

La presente invención se refiere a la producción de hidrógeno a partir de fuentes subterráneas.

Antecedentes de la invención

Los yacimientos de hidrocarburos son abundantes en todo el mundo, y se conocen muchas tecnologías para su uso en la producción de hidrocarburos a la superficie desde estos yacimientos, incluidos los procesos primarios y los procesos de recuperación secundaria, como la inyección de agua y la inundación química para producir hidrocarburos adicionales. Para el petróleo pesado y el petróleo extrapesado (bitumen), el hidrocarburo suele ser demasiado viscoso en las condiciones originales del yacimiento para ser producido a la superficie utilizando métodos convencionales, por lo que el petróleo pesado y el bitumen suelen tratarse térmicamente para reducir la viscosidad, de modo que el recurso fluya más fácilmente en el yacimiento, y pueda ser producido a la superficie.

Una vez que se extrae el petróleo pesado y el betún, debe convertirse en petróleo crudo sintético que, a su vez, se refina en combustibles para el transporte y materias primas para la industria petroquímica.

Sin embargo, se sabe que la producción de recursos de hidrocarburos da como resultado la generación eventual de dióxido de carbono, ya que los recursos o sus productos generalmente se queman para recolectar su energía.

Por lo tanto, existe un deseo constante de producir combustibles como el hidrógeno, que son más neutros en dióxido de carbono, que también se pueden utilizar como materia prima química para industrias como la de mejora y producción de fertilizantes. Sin embargo, también se sabe que los medios convencionales para generar hidrógeno (por ejemplo, reformado de metano con vapor o electrólisis) consumen mucho carbono, o son demasiado caros para su implementación. El documento WO2008/033268 describe un sistema para obtener hidrógeno a partir de una veta de carbón proporcionando un pozo de producción que se extiende hasta la veta de carbón.

Resumen de la invención

Por lo tanto, la presente invención busca proporcionar métodos para generar hidrógeno, una fuente de energía potencialmente neutra en dióxido de carbono y materia prima industrial, a partir de yacimientos de hidrocarburos.

De acuerdo con realizaciones de la presente invención, se emplea gasificación in situ, intercambio de agua-gas y/o acuatermólisis para producir gas de síntesis en el yacimiento subterráneo, comprendiendo dicho gas de síntesis vapor, monóxido de carbono, dióxido de carbono e hidrógeno, en donde los óxidos de carbono se rechazan para que no se produzcan en la superficie por medio de una membrana permeable solo de hidrógeno en el pozo. El proceso luego produce un producto gaseoso que comprende principalmente hidrógeno en la superficie.

El hidrógeno producido es un vector de energía alternativa que se puede producir en la superficie a partir de yacimientos de hidrocarburos. El hidrógeno producido puede luego quemarse en la superficie para generar energía o calor o consumirse en dispositivos de celdas de combustible para la producción de energía, o como materia prima industrial. En un primer aspecto amplio de la presente invención, se proporciona un método para producir hidrógeno a partir de un yacimiento de petróleo, comprendiendo el método:

a. proporcionar un pozo desde la superficie hasta el yacimiento;

b. ubicar al menos una membrana permeable al hidrógeno en el pozo;

c. calentar el yacimiento para facilitar al menos una de las reacciones de gasificación, intercambio de agua-gas y acuatermólisis entre los hidrocarburos de petróleo y el agua dentro del yacimiento, para generar una corriente de gas que comprende hidrógeno; y

d. permitir que la corriente de gas entre en el pozo y se acople a al menos una membrana permeable al hidrógeno, de modo que al menos una membrana permeable al hidrógeno permita el paso de sólo el hidrógeno en la corriente de gas a la superficie.

En algunas realizaciones ejemplares del primer aspecto, la etapa de calentar el yacimiento comprende: inyectar un agente oxidante en el yacimiento para oxidar al menos parte del hidrocarburo dentro del yacimiento; generar ondas electromagnéticas o de radiofrecuencia con una antena electromagnética o de radiofrecuencia colocada dentro del yacimiento; inyectar un material caliente en el yacimiento; o generar calor mediante el uso de un sistema de calentamiento basado en resistencia (óhmico) ubicado dentro del yacimiento. Será claro para los expertos en la técnica que otros medios de calentamiento pueden ser utilizados para las aplicaciones de la presente invención.

En algunas realizaciones ejemplares, al menos una membrana permeable al hidrógeno puede comprender al menos uno de: paladio (Pd), vanadio (V), tantalio (Ta), o niobio (Nb). Al menos una membrana permeable al hidrógeno también puede comprender una aleación de paladio-cobre, o potencialmente una aleación de paladio-plata. Al menos una membrana permeable al hidrógeno puede comprender una capa cerámica, y, de preferencia, una capa cerámica en el interior o el exterior de una aleación de paladio-cobre. Al menos una membrana permeable al hidrógeno puede comprender una capa cerámica y una capa no cerámica seleccionada del grupo que consiste en paladio, vanadio, tántalo, niobio, cobre, aleaciones de estos materiales, y combinaciones de los mismos, y la capa no cerámica puede comprender una aleación de paladio-cobre.

Al menos una membrana permeable al hidrógeno se encuentra, de preferencia, situada en el pozo dentro del yacimiento, pero también puede encontrarse situada en el pozo cerca del yacimiento, o en otros puntos del pozo.

En algunas realizaciones ejemplares, un material poroso se ubica en el pozo para soportar al menos una membrana permeable al hidrógeno dentro del pozo. El material poroso es, de preferencia, pero no necesariamente, acero poroso. En algunas realizaciones ejemplares, los métodos comprenden la etapa adicional, después de la etapa de calentar el yacimiento, de retrasar el acoplamiento de la corriente de gas, y al menos una membrana permeable al hidrógeno para permitir una mayor generación de hidrógeno. Esta etapa de demora puede comprender demorar por un período en el rango de 1 semana a 12 meses, y, de preferencia, en el rango de 1 semana a 4 semanas.

En realizaciones ejemplares en donde se usa calentamiento dieléctrico para la etapa de calentar el yacimiento, la radiación electromagnética puede tener una frecuencia en el rango de aproximadamente 60 Hz a 1000 GHz, y, de preferencia, en el rango de 10 MHz a 10 GHz.

Cuando se usa un sistema de calentamiento basado en una resistencia (óhmico) para calentar el yacimiento, el calentamiento es, de preferencia, a temperaturas en el rango de 200 a 800 grados C, y, de preferencia, en el rango de 400 a 700 grados C.

En el presente documento se describe un sistema para recuperar hidrógeno de un yacimiento subterráneo, comprendiendo el sistema:

un aparato para calentar el yacimiento para generar una corriente de gas que comprende hidrógeno;

un pozo ubicado en el yacimiento; y

una membrana permeable al hidrógeno en el pozo adaptada para permitir el paso del hidrógeno en la corriente de gas, pero impedir el paso de otros gases en la corriente de gas, para permitir la producción del hidrógeno a través del pozo hacia la superficie.

En algunas realizaciones ejemplares del sistema descrito en este documento, el aparato para calentar el yacimiento comprende al menos un inyector de agente oxidante, un electroimán, una antena de radiofrecuencia, y un inyector de material caliente.

El hidrógeno producido puede consumirse en un dispositivo de celda electroquímica de combustible, quemarse para generar vapor para la generación de energía, o vapor para la recuperación de petróleo, o utilizarse como materia prima industrial. A continuación, se proporciona una descripción detallada de realizaciones ejemplares de la presente invención. Debe entenderse, sin embargo, que la invención no debe interpretarse como limitada a estas realizaciones. Las realizaciones ejemplares se encuentran dirigidas a aplicaciones particulares de la presente invención, mientras que quedará claro para los expertos en la técnica que la presente invención tiene aplicabilidad más allá de las realizaciones ejemplares establecidas en este documento.

Breve descripción de las figuras

En las Figuras adjuntas, que ilustran realizaciones ejemplares del presente sistema y método:

Las Figuras 1A a 1C son diagramas de sección y elevación simplificados que ilustran etapas en un sistema y método por el cual un yacimiento de hidrocarburo se calienta oxidando una porción del hidrocarburo dentro del yacimiento.

La Figura 2 es un diagrama simplificado de sección y elevación que ilustra un sistema y un método mediante el cual se calienta un yacimiento de hidrocarburos usando una antena electromagnética/de radiofrecuencia colocada dentro del yacimiento.

La Figura 3 es un diagrama seccional simplificado que ilustra el uso de múltiples antenas y pozos de producción.

Las Figuras 4A a 4C son vistas en sección que ilustran membranas compuestas de separación de hidrógeno, a modo de ejemplo.

La Figura 5 es un diagrama simplificado de alzado y sección que ilustra un sistema y un método ejemplares, mediante los cuales se inyecta continuamente un agente oxidante en el yacimiento para producir hidrógeno.

La Figura 6 es un diagrama simplificado de alzado y sección que ilustra un sistema y un método ejemplares, en los que uno de los pozos tiene un cartucho de calentamiento por resistencia dentro del pozo para calentar el yacimiento, y producir hidrógeno.

La Figura 7 es un diagrama que ilustra algunas de las reacciones que ocurren en los ejemplos de métodos descritos en este documento, que ocurren dentro del yacimiento para producir hidrógeno.

Las Figuras 8A a 8B son diagramas que ilustran los resultados de una simulación de yacimiento reactivo térmico, utilizando el esquema de reacción ilustrado en la Figura 7, de un proceso de producción de hidrógeno en un yacimiento de petróleo pesado que comprende un proceso de inyección de agente oxidante cíclico que incluye períodos de no inyección, en donde a las reacciones químicas se les permite continuar dentro del yacimiento.

Las Figuras 9A a 9D son diagramas que ilustran los resultados de una simulación de un yacimiento reactivo térmico, usando el esquema de reacción ilustrado en la Figura 7, de un proceso de producción de hidrógeno en un yacimiento de petróleo pesado, que comprende un proceso continuo de inyección del agente oxidante.

Ahora se describirán realizaciones ejemplares de la presente invención con referencia a las Figuras adjuntas.

Descripción detallada de las realizaciones ejemplares

A lo largo de la siguiente descripción, se exponen detalles específicos con el fin de proporcionar una comprensión más completa a los expertos en la materia. Sin embargo, es posible que los elementos bien conocidos no se hayan mostrado o descrito en detalle para evitar oscurecer innecesariamente la divulgación. La siguiente descripción de ejemplos de la invención no pretende ser exhaustiva ni limitar la invención a la forma precisa de cualquier realización ejemplar. En consecuencia, la descripción y las Figuras deben considerarse en un sentido ilustrativo, más que restrictivo.

A lo largo de esta especificación, se utilizan numerosos términos y expresiones de acuerdo con sus significados ordinarios. A continuación, se proporcionan definiciones de algunos términos y expresiones adicionales que se utilizan en la descripción que sigue.

El "petróleo" es un producto de petróleo sin refinar de origen natural compuesto de componentes de hidrocarburos. El "betún" y el "petróleo pesado" normalmente se distinguen de otros productos derivados del petróleo en función de sus densidades y viscosidades. El "petróleo pesado" se clasifica típicamente con una densidad de entre 920, y 1000 kg/m3 El "betún" normalmente tiene una densidad superior a 1000 kg/m3. A los efectos de esta especificación, los términos "petróleo", "betún" y "petróleo pesado" se utilizan indistintamente de manera que cada uno incluye al otro. Por ejemplo, cuando el término "betún" se usa solo, incluye dentro de su alcance "petróleo pesado".

Tal como se usa en el presente documento, “yacimiento de petróleo” se refiere a una formación subsuperficial que se compone principalmente de una matriz porosa que contiene productos derivados del petróleo, es decir, petróleo y gas. Como se usa en esta descripción, "yacimiento de petróleo pesado" se refiere a un yacimiento de petróleo que se compone principalmente de roca porosa que contiene petróleo pesado. Como se usa en este documento, "yacimiento de arenas petrolíferas" se refiere a un yacimiento de petróleo que se compone principalmente de roca porosa que contiene betún. El "craqueo" se refiere a la división de cadenas de hidrocarburos más grandes en compuestos de cadenas más pequeñas. El término "in situ" se refiere al entorno de un yacimiento subterráneo de arenas petrolíferas.

En aspectos generales, los métodos y sistemas ejemplares descritos en el presente documento utilizan yacimientos de arenas bituminosas como fuente de hidrógeno, tanto el betún como el agua de formación.

En general, la presente especificación describe sistemas y métodos para tratar yacimientos de petróleo (petróleo convencional, petróleo pesado, yacimientos de arenas bituminosas, yacimientos de petróleo carbonatado) para recuperar hidrógeno.

Los métodos incluyen la inyección de oxígeno o una corriente rica en oxígeno en el yacimiento para quemar una parte de los hidrocarburos en el yacimiento.

En algunas realizaciones ejemplares preferidas, durante la inyección del agente oxidante no se producen fluidos en la superficie. Una vez que se alcanza la temperatura objetivo en el yacimiento, la inyección se detiene, y durante este tiempo se consume el oxígeno remanente en el yacimiento, y tienen lugar las reacciones de gasificación y la reacción de intercambio de agua-gas. Durante estas reacciones, se produce hidrógeno dentro del yacimiento. El pozo de producción se completa con una membrana permeable solo de hidrógeno, que cuando se abre para la producción, solo produce hidrógeno en la superficie. Después de que la tasa de producción de hidrógeno cae por debajo de un valor umbral, la inyección de oxígeno comienza una vez más, y el proceso se repite varias veces hasta que la tasa de producción de hidrógeno general cae por debajo de un valor umbral. El valor umbral se puede determinar a partir de una tasa de producción de hidrógeno mínima que sea económica, que se establecerá por los costos de inyección de oxígeno, el precio de producción, almacenamiento, transporte, y consumo de hidrógeno (por ejemplo, en una celda de combustible para energía), y los costos de operación. La membrana permeable solo de hidrógeno evita la producción de óxidos de carbono en la superficie. Por lo tanto, el proceso produce hidrógeno a partir de los hidrocarburos, y el agua que se encuentran dentro del yacimiento. Si es necesario para permitir las reacciones deseadas, se puede inyectar agua en el yacimiento junto con el oxígeno.

La oxidación de los fluidos del yacimiento mediante la inyección de oxígeno en el mismo, es un medio para generar calor dentro del yacimiento. Las reacciones que ocurren en el yacimiento a temperaturas elevadas pueden incluir oxidación a baja y alta temperatura, pirólisis (craqueo térmico), acuatermólisis (pirólisis hidratada, o reacciones de craqueo térmico en presencia de agua), reacciones de gasificación, y la reacción de intercambio de agua-gas.

Las Figuras de la 1A a la 1C ilustran un sistema 10, en donde se utilizan un par de pozos 12 de drenaje por gravedad, asistido por vapor (SAGD), que comprende un pozo de inyección 14, y un pozo de producción 16 para la implementación de una realización ejemplar del presente método 18 en tres etapas. Será claro para los expertos en la técnica que los métodos ejemplares pueden emplear un par de pozos de drenaje por gravedad, asistido por vapor (SAGD) existente, o un par de pozos que simplemente usan una configuración de pozo SAGD, o un patrón de pares de pozos SAGD, por ejemplo, una almohadilla de pares de pozos SAGD.

Además, estará claro para los expertos en la técnica que los métodos ejemplares pueden emplear un pozo de estimulación cíclica de vapor (CSS) existente, o un pozo que simplemente usa una configuración de pozo CSS o un patrón de pozos CSS, por ejemplo, una plataforma de CSS pozos en la etapa 1 (ilustrada en la Figura 1A), se inyecta oxígeno en el yacimiento 18 a través de un pozo de inyección abierto 14, lo que da como resultado la combustión de una parte del betún en una zona de combustión 20 del yacimiento 18 para generar las temperaturas (como ejemplo no limitante, >700 grados C) requeridas para las reacciones de gasificación, intercambio de agua-gas, y acuatermólisis. El pozo de producción 16 permanece cerrado en esta etapa. En la etapa 2, se detiene la inyección de oxígeno y se cierra el pozo de inyección 14, y el oxígeno restante en el yacimiento 18 se consume por las reacciones en curso en la zona de combustión 20. Dado que el yacimiento 18 en la región cercana al pozo se encuentra a temperaturas elevadas, la gasificación, el intercambio de agua-gas, y las reacciones de acuatermólisis continúan. Los productos gaseosos de las reacciones se acumulan en el yacimiento 18. Posteriormente, se inicia la etapa 3, cuando se abre el pozo de producción 16 que contiene la membrana de separación de hidrógeno (no mostrada), que luego produce hidrógeno en la superficie. Una vez que la producción de hidrógeno ha disminuido a tasas no comerciales, el proceso puede reiniciarse con la etapa 1. El método no se limita a pozos horizontales, sino que también se puede realizar con pozos verticales, desviados, y multilaterales. El método puede aplicarse igualmente en un yacimiento de gas. El método puede aplicarse cuando se produce petróleo del yacimiento además de hidrógeno. El método puede aplicarse cuando se produce gas de síntesis a partir del yacimiento.

Otro sistema ejemplar 30 se ilustra en la Figura 2. En esta implementación, se proporciona calor al yacimiento 18 usando una antena electromagnética/de radiofrecuencia 32 para formar una zona caliente 36. El yacimiento calentado 18 experimenta gasificación, intercambio de agua-gas, y reacciones de acuatermólisis que generan hidrógeno, y otros gases dentro del yacimiento 18. El hidrógeno generado se produce en la superficie a través de la membrana permeable solo al hidrógeno dentro de un pozo de producción 34. Este enfoque no se limita a los pozos horizontales, como se ilustra, sino que también puede hacerse con pozos verticales, y desviados, y multilaterales. El método puede aplicarse igualmente en un yacimiento de gas.

Otra realización relacionada se ilustra en la Figura 3 en vista transversal, en donde un sistema 40 comprende múltiples pozos de producción 42, y múltiples antenas/calentadores electromagnéticos/de radiofrecuencia 44. Los calentadores electromagnéticos/de radiofrecuencia 44 se encuentran colocados entre los pozos de producción de hidrógeno 42 en el yacimiento 18, y crear una zona caliente 46. El método no se limita a pozos horizontales, sino que también se puede realizar con pozos verticales, y desviados, y multilaterales. El método puede aplicarse igualmente en un yacimiento de gas. También se pueden usar pozos con calentadores de resistencia (óhmicos).

Las reacciones generan gas que luego permite el drenaje por gravedad (debido a la diferencia de densidad) del condensado de vapor y aceite caliente movilizado hacia la base de la cámara de reacción de gasificación. Por lo tanto, se proporciona material fuente adicional para una reacción posterior moviendo el petróleo movilizado hacia la zona reactiva por encima, y alrededor del pozo de inyección o la antena. Esto ayuda con las reacciones de gasificación, y mantiene la zona de más de 700 grados C cerca del pozo. La membrana interna del pozo permite que pase el hidrógeno, pero retiene otras moléculas de gas en el yacimiento.

La Figura 5 ilustra otra realización ejemplar de un sistema 50.

Similar a la realización de las Figuras 1A a 1C, el sistema 50 comprende un par de pozos SAGD 52 (un pozo de inyección 54 y un pozo de producción 56). Sin embargo, en lugar de permitir un período de reacción química posterior a la inyección en la zona caliente 58 antes de la producción, los pozos de inyección y producción 54, 56 permanecen abiertos, y permiten un flujo continuo de agente oxidante inyectado e hidrógeno producido. El método se puede aplicar cuando se produce petróleo del yacimiento además de hidrógeno. El método puede aplicarse cuando se produce gas de síntesis a partir del yacimiento.

La Figura 6 ilustra otra realización ejemplar de un sistema 60.

En esta realización, que comprende un par de pozos 62 (un pozo de inyección 64 y un pozo de producción 66), uno de los pozos 64, 66 se encuentra provisto de un cartucho de calentamiento por resistencia que se usa para calentar una zona de pirólisis 68 en el yacimiento 18, para producir hidrógeno a través del pozo de producción 66.

En otras realizaciones no ilustradas, podría usarse una configuración de pozo único, en donde se inyecta oxígeno a lo largo de una parte del pozo, y la producción de hidrógeno solo ocurre a lo largo de otra parte del pozo. El pozo puede ser vertical, desviado, horizontal o multilateral.

En realizaciones adicionales no ilustradas, el calentamiento del yacimiento se puede realizar mediante ondas electromagnéticas o de radiofrecuencia. Alternativamente, el calentamiento del yacimiento se puede realizar utilizando vapor a alta temperatura, y alta presión.

El presente método también se puede utilizar en yacimientos de petróleo y gas en los que el contenido de agua del yacimiento se considera alto, de modo que, en la práctica normal, estos yacimientos no se producirían para petróleo o gas, respectivamente. Los métodos y el sistema de acuerdo con la presente invención, podrían usarse en yacimientos de hidrocarburos con alto contenido de agua, ya que el hidrógeno se obtiene no solo del hidrocarburo, sino también del agua dentro del yacimiento. Por lo tanto, los métodos que se enseñan en este documento pueden ser capaces de usarse en yacimientos, en donde el alto contenido de agua los hace menos valiosos que los yacimientos saturados de petróleo, convirtiendo yacimientos de petróleo previamente menos valiosos en fuentes de energía valiosas, ya que el hidrógeno proviene tanto del petróleo como del agua en el yacimiento.

La presente invención se refiere al tratamiento de un yacimiento de petróleo o gas para la producción de hidrógeno a partir del hidrocarburo, y el agua dentro del yacimiento. El tratamiento incluye calentar el yacimiento para permitir la gasificación y la reacción de intercambio de agua-gas para producir hidrógeno dentro del yacimiento, y luego usar un pozo de producción de hidrógeno únicamente, equipado con una membrana de hidrógeno, para producir hidrógeno del yacimiento.

Por lo general, se piensa que el alto contenido de agua en los yacimientos de petróleo y gas es una desventaja para la producción de petróleo o gas. Sin embargo, se encontró que un alto contenido de agua puede ser un beneficio para la producción de hidrógeno, ya que el agua suministra hidrógeno debido a la reacción de intercambio de agua-gas. Se encontró que muchas de las reacciones que producen hidrógeno obtienen el hidrógeno del agua en el yacimiento; bajo las temperaturas de las reacciones, el agua de formación se convierte en vapor que luego participa en las reacciones de reformado con vapor con los hidrocarburos en el yacimiento.

Lo que sigue es una descripción detallada adicional con respecto a ciertas realizaciones ejemplares.

A. Calentamiento del yacimiento

En ciertas realizaciones ejemplares, el yacimiento se calienta a una temperatura en donde tienen lugar reacciones de gasificación e intercambio de agua-gas entre el aceite, y el agua dentro del yacimiento.

El calor se puede entregar al yacimiento a través de una variedad de métodos comúnmente conocidos en la técnica. Los métodos típicos utilizados en la técnica incluyen una etapa de combustión en donde se inyecta oxígeno en el yacimiento durante un período de tiempo, en donde una parte del hidrocarburo se quema para generar calor dentro del yacimiento para alcanzar temperaturas del orden de 400 a 700 grados C. Otros modos de calentamiento, incluido el calentamiento por radiofrecuencia o electromagnético. Otros modos de calefacción incluyen la inyección de materiales calientes en el yacimiento.

Después de inyectar el calor al yacimiento, si se hace por combustión, se detiene la inyección de oxígeno, y se permite que las reacciones químicas continúen dentro del yacimiento a la temperatura elevada alcanzada por la etapa de combustión. Si se calienta mediante calentamiento electromagnético, este calentamiento puede continuar manteniendo el yacimiento a la temperatura de reacción deseada.

B. Período de gasificación, desplazamiento de agua-gas y reacciones de acuatermólisis durante el lapso de tiempo en donde el yacimiento está a temperatura elevada, pueden producirse reacciones de gasificación y desplazamiento de aguagas y acuatermólisis con la consiguiente generación de hidrógeno, hidrógeno sulfuro, monóxido de carbono, dióxido de carbono y vapor (vapor de agua), y posiblemente otros gases. A medida que ocurren las reacciones en el yacimiento, los componentes del gas se acumulan dentro de los espacios porosos del yacimiento y de cualquier fractura u otros espacios vacíos en el yacimiento.

La Figura 7 ilustra algunas de las reacciones que ocurren en el yacimiento. Como puede verse, el combustible para la oxidación y gasificación es el betún, y el coque que se forman a partir de las reacciones que se producen durante el proceso. El betún se puede representar como una mezcla de maltenos (saturados, aromáticos y resinas), y asfaltenos (compuestos cíclicos grandes con gran viscosidad). Durante la oxidación, los maltenos se pueden convertir en asfaltenos. Los asfaltenos se pueden convertir, tanto por oxidación a baja y alta temperatura como por craqueo térmico, en una variedad de productos gaseosos que incluyen metano, hidrógeno, monóxido de carbono, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, y gases de alto peso molecular (por ejemplo, propano, etc.), y coque. Después, el coque se puede convertir, a través de reacciones de oxidación y gasificación, en metano, agua (vapor), monóxido de carbono, dióxido de carbono e hidrógeno. Además, el metano se puede convertir, a través de reacciones de gasificación, en hidrógeno, y dióxido de carbono, y monóxido de carbono. El monóxido de carbono y el agua (vapor) se pueden convertir, a través de la reacción de intercambio de agua-gas, en hidrógeno y dióxido de carbono. En general, los componentes del combustible en el sistema (por ejemplo, aceite, coque, metano) pueden gasificarse para producir mezclas de monóxido de carbono, dióxido de carbono e hidrógeno.

C. Producción de hidrógeno

Después de que haya transcurrido suficiente tiempo para la generación de hidrógeno, el hidrógeno se produce desde el yacimiento a través de las membranas de solo hidrógeno dentro del pozo de producción. De esta manera, el sulfuro de hidrógeno, el monóxido de carbono, el dióxido de carbono, el vapor, y otros componentes del gas, permanecen en el yacimiento mientras que solo el hidrógeno sale a la superficie. Dado que el hidrógeno se elimina del yacimiento, esto promueve las reacciones para generar más hidrógeno.

Para colocar la membrana de solo hidrógeno en el pozo de producción, las membranas metálicas, por ejemplo, construidas con paladio (Pd), vanadio (V), tantalio (Ta), o niobio (Nb), son mecánicamente robustas, pero con rangos limitados de rendimiento óptimo con respecto a la temperatura. Estas membranas funcionan mediante un mecanismo de solubilidad-difusión, en donde el hidrógeno se disuelve en el material de la membrana, y se difunde hacia el otro lado en donde se libera; este mecanismo produce un flujo de hidrógeno (tasa de transporte de moles por unidad de área) proporcional a la raíz cuadrada de la presión. Para ilustrar, la permeabilidad del vanadio y el titanio al hidrógeno cae a altas temperaturas y también forma capas de óxido de metal que impiden la separación eficiente del hidrógeno. Las membranas basadas en paladio tienen la ventaja de que su permeabilidad al hidrógeno aumenta con el aumento de la temperatura. Sin embargo, las membranas de Pd se encuentran envenenadas por sulfuro de hidrógeno (H2S) y monóxido de carbono (CO), que se crean por acuatermólisis cuando el vapor y el aceite, por ejemplo, betún, se ponen en contacto a temperaturas elevadas. Esto se puede contrarrestar usando aleaciones de Pd-Cobre. Para reducir costos, se podrían construir membranas multicapa que consisten en una aleación de Pd-Cu y V, Ta y Nb. Otras aleaciones tales como aleaciones de paladio-plata, también pueden ser útiles para ciertas realizaciones de la presente invención.

Las membranas cerámicas son inertes al H2S y al CO, y se pueden usar a temperaturas alcanzadas mediante procesos de gasificación in situ. Las membranas cerámicas microporosas para la separación de hidrógeno tienen varias ventajas sobre las membranas metálicas: el flujo es directamente proporcional a la presión; la permeabilidad de las membranas microporosas cerámicas aumenta significativamente con la temperatura; y el costo de las materias primas para las membranas cerámicas es mucho menor que el de las membranas metálicas. Dado que son porosas, tienden a no producir hidrógeno puro, aunque pueden ser selectivas para el hidrógeno con una permeabilidad al hidrógeno relativamente alta. En algunas realizaciones, la membrana puede tener una capa de cerámica no solo para proporcionar la capacidad de separar el hidrógeno de los componentes del gas generados a partir de las reacciones, sino también para fortalecer la membrana.

En algunas realizaciones, la membrana de hidrógeno se encuentra configurada para ser altamente selectiva al hidrógeno (especialmente si el hidrógeno gaseoso se va a usar para la generación de energía a partir de una celda de combustible en la superficie), altamente permeable al hidrógeno, capaz de soportar un calentamiento de hasta 700 °C. grados C, capaz de soportar gas H2S y CO, mecánicamente robusta dada la dificultad de colocar las membranas en el pozo, y/o capaz de fabricarse con diámetros y longitudes que puedan caber en pozos (entre 20-30 cm de diámetro y 700 -1000 m de longitud). En algunas realizaciones, las membranas también pueden resistir la etapa de oxidación parcial que consumirá carbón, y otras acumulaciones sólidas en la superficie exterior de la membrana compuesta.

Volviendo ahora a las Figuras 4A a 4C, se ilustran ejemplos de realizaciones de membranas. La Figura 4A ilustra una disposición de membrana 70, en donde la disposición 70 se encuentra ubicada dentro de un forro de pozo 72. La disposición 70 comprende una capa de soporte de acero poroso 74, una capa de aleación de Pd-Cu superpuesta 76, y una capa exterior de cerámica 78. En la Figura 4B, la capa de soporte se encuentra ausente, y la disposición 80 comprende una capa de aleación interna 86, y una capa de cerámica externa 88 dispuestas dentro del forro del pozo 82. La Figura 4C ilustra una disposición 90 que comprende solo una capa de aleación 96 en un forro del pozo 92.

D. Nuevo ciclo

Si el calentamiento se realiza de manera cíclica, por ejemplo, a partir de la combustión in situ, luego de que la temperatura del yacimiento haya descendido de tal manera que la gasificación, el intercambio agua-gas y las velocidades de reacción de la acuatermólisis hayan disminuido, de modo que la producción de hidrógeno disminuya por debajo de un valor umbral, comenzará un nuevo ciclo de inyección de oxígeno, y la consiguiente combustión in situ que conducirá a un nuevo calentamiento del yacimiento. A continuación, se repiten las etapas A a C anteriores. Si el calentamiento continuo se realiza mediante inyección de agente de oxidación o métodos de calentamiento electromagnético, de radiofrecuencia o resistivo, entonces puede ocurrir una producción continua de hidrógeno desde el yacimiento.

Ejemplos

Las Figuras 8A a 8B ilustran los resultados de una primera simulación de yacimientos reactivos térmicos realizada con el software de simulación de yacimientos CMG STARS™ (un producto de software que es el estándar de la industria para la simulación de procesos de producción de yacimientos reactivos térmicos; resuelve los balances de energía y materiales en el contexto de equilibrio de fase y flujo de Darcy dentro de un medio poroso) para un proceso cíclico, de acuerdo con la presente invención. En este caso, se utiliza un solo pozo vertical tanto para la inyección como para la producción dentro del yacimiento. En este ejemplo, la operación se realiza de forma cíclica, en donde se inyecta oxígeno durante un período de tiempo después del cual se cierra y luego se abre para la producción durante un período después del cual se cierra. Este ciclo de inyección y producción se repite hasta que el proceso global ya no es productivo a niveles predeterminados. Las propiedades del yacimiento utilizadas en este modelo tridimensional de simulación de yacimientos tienen propiedades típicas de un yacimiento de arenas bituminosas (porosidad 0,3, permeabilidad horizontal 2200 mD, permeabilidad vertical 1100 mD, espesor 37 m, saturación de petróleo 0,7, presión inicial 2800 kPa, temperatura inicial 13 grados C, relación gas-petróleo de gas de solución inicial 10 m3/m3). En el modelo, el esquema de reacción ilustrado en la Figura 7 se utiliza. La Figura 8A muestra que, al inyectar oxígeno de manera cíclica, se genera hidrógeno en el yacimiento a través de las reacciones descritas en la Figura 7. La Figura 8B muestra las distribuciones de temperatura en el plano vertical del pozo de inyección/producción. Los resultados muestran que la temperatura alcanza los 500 grados C en el yacimiento que rodea el pozo vertical después de la inyección de oxígeno en el yacimiento. Como consecuencia de este aumento de temperatura, las reacciones descritas en la Figura 7 ocurren con la consiguiente generación de hidrógeno en el yacimiento. Una vez que se completa la etapa de inyección de oxígeno, el pozo se convierte en modo de producción y solo se produce hidrógeno del yacimiento. Los ciclos continúan hasta que la cantidad de hidrógeno producido por ciclo ya no es económica.

Las Figuras 9A a 9D ilustran los resultados de una segunda simulación utilizando el software de simulación de yacimientos CMG STARS™, para una realización ejemplar de la presente invención, en donde se coloca un pozo de inyección inferior en el yacimiento cerca de la base del yacimiento y se coloca un pozo de producción superior encima del pozo de inyección. En este caso, el pozo de producción se encuentra inclinado dentro del yacimiento, como se puede apreciar mejor en la Figura 9A. En este ejemplo, la longitud del pozo de inyección es igual a 105 m. Las propiedades del yacimiento utilizadas en este modelo tridimensional de simulación de yacimientos tienen propiedades típicas de un yacimiento de arenas bituminosas (porosidad 0,3, permeabilidad horizontal 2200 mD, permeabilidad vertical 1100 mD, espesor 37 m, saturación de petróleo 0,7, presión inicial 2800 kPa, temperatura inicial 13 grados C, relación gas-petróleo del gas de solución inicial 10 m3/m3). En el modelo, el esquema de reacción ilustrado en la Figura 7 se utiliza.

La Figura 9B ilustra operaciones en las que se inyectan tres caudales diferentes de oxígeno en el yacimiento. En los Casos A, B y C, las tasas de inyección de oxígeno son 495.544,8, 29.732,7, y 49.554,5 m3/día (17,5, 1,05 y 1,75 millones de scf/día), respectivamente.

La Figura 9C muestra los volúmenes de producción de hidrógeno resultantes del yacimiento correspondientes a los Casos A, B y C. Los volúmenes acumulados de hidrógeno producido después de 700 días de operación son 2.944.952,05, 1.047.723,3, y 1.245.941,25 m3 (104, 37 y 44 millones de scf) de hidrógeno.

La Figura 9D presenta un ejemplo de las distribuciones de temperatura en el plano horizontal-vertical de los pozos de inyección y producción para el Caso A. Los resultados muestran que a medida que se inyecta oxígeno en el yacimiento, se crea una zona reactiva dentro del mismo. La zona reactiva se caracteriza por la zona con temperatura superior a la temperatura original del yacimiento. Los resultados demuestran que la temperatura sube por encima de los 450 grados C, y en el frente de reacción la temperatura alcanza los 900 grados C. Con temperaturas superiores a los 400 grados C, ocurren reacciones de gasificación dentro de la zona caliente que generan hidrógeno que es exclusivamente producido por el pozo de producción superior a la superficie. Dentro de la zona caliente alrededor del pozo de inyección, el aceite calentado se drena y se acumula alrededor del pozo de inyección, lo que proporciona más combustible para las reacciones que ocurren alrededor del pozo de inyección.

Los ejemplos anteriores ilustran métodos ejemplares para llevar a cabo reacciones de gasificación in situ dentro de un yacimiento en donde se usa una membrana en el pozo de producción para producir hidrógeno en la superficie.

El hidrógeno generado a partir de los métodos que se muestran en esta descripción se puede usar en celdas de combustible en la superficie para generar energía, o se quema para producir vapor que se puede usar para generar energía o para otros procesos de recuperación de petróleo in situ, o se puede vender como materia prima industrial.

Como quedará claro de lo anterior, los expertos en la técnica podrán determinar fácilmente variantes obvias capaces de proporcionar la funcionalidad descrita, y se pretende que todas estas variantes y equivalentes funcionales caigan dentro del alcance de la presente invención.

A menos que el contexto claramente requiera lo contrario, a lo largo de la descripción y las reivindicaciones:

• "comprende", "que comprende" y similares, deben interpretarse en un sentido inclusivo, en oposición a un sentido exclusivo o exhaustivo; es decir, en el sentido de "incluyendo, pero no limitado a".

• "conectado", "acoplado", o cualquiera de sus variantes, significa cualquier conexión o acoplamiento, directo o indirecto, entre dos o más elementos; el acoplamiento o conexión entre los elementos puede ser físico, lógico o una combinación de los mismos.

• "aquí", "arriba", "abajo" y palabras de importancia similar, cuando se utilicen para describir esta especificación, se referirán a esta especificación como un todo y no a ninguna parte particular de esta especificación.

• "o", en referencia a una lista de dos o más elementos, cubre todas las interpretaciones siguientes de la palabra: cualquiera de los elementos de la lista, todos los elementos de la lista y cualquier combinación de los elementos de la lista • las formas singulares "un", "uno" y "el" también incluyen el significado de cualquier forma plural apropiada.

Palabras que indican direcciones como "vertical", "transversal", "horizontal", "hacia arriba", "hacia abajo", "hacia adelante", "hacia atrás", "hacia adentro", "hacia afuera", "transverso", "izquierda", "derecha", "frente", "atrás", "arriba", "abajo", "debajo" y similares, utilizados en esta descripción, y las reivindicaciones adjuntas (cuando las haya), dependen de la orientación específica del aparato descrito e ilustrado. El tema descrito en este documento puede asumir varias orientaciones alternativas. En consecuencia, estos términos direccionales no se encuentran estrictamente definidos, y no deben interpretarse de manera restringida.

En el presente documento se describieron ejemplos específicos de métodos, y sistemas con fines ilustrativos. Estos son solo ejemplos. La tecnología proporcionada en este documento se puede aplicar a contextos distintos de los contextos ejemplares descritos anteriormente. Muchas alteraciones, modificaciones, adiciones, omisiones, y permutaciones son posibles dentro de la práctica de esta invención. Esta invención incluye variaciones de las realizaciones descritas que serían evidentes para el experto en la materia, incluidas las variaciones obtenidas al: reemplazar características, elementos y/o actos con características, elementos y/o actos equivalentes; mezclar y combinar características, elementos y/o actos de diferentes realizaciones; combinar características, elementos y/o actos de realizaciones como se describe en este documento, con características, elementos y/o actos de otra tecnología; y/u omitir la combinación de características, elementos y/o actos de las realizaciones descritas.

Lo anterior se considera únicamente como ilustrativo de los principios de la invención. El alcance de las reivindicaciones no debe encontrarse limitado por las realizaciones ejemplares establecidas en lo anterior, sino que debe darse la interpretación más amplia consistente con la especificación en su conjunto.

Claims (11)

REIVINDICACIONES

1. Un método para producir hidrógeno a partir de un yacimiento de petróleo (18), comprendiendo el método:

a. proporcionar un pozo (12, 34, 42, 52, 62) desde la superficie hasta el yacimiento (18);

b. ubicar en el pozo (12, 34, 42, 52, 62) al menos una membrana permeable al hidrógeno (76, 86, 96);

c. calentar el yacimiento (18) para facilitar al menos una de las reacciones de gasificación, intercambio de agua-gas y acuatermólisis entre los hidrocarburos de petróleo, y el agua dentro del yacimiento (18) para generar una corriente de gas que comprende hidrógeno; y

d. permitir que la corriente de gas ingrese al pozo (12, 34, 42, 52, 62) y se acople a al menos una membrana permeable al hidrógeno (76, 86, 96), de tal manera que al menos una membrana permeable al hidrógeno (76, 86, 96) permite el paso de sólo el hidrógeno en la corriente de gas a la superficie.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la etapa de calentar el yacimiento (18) comprende inyectar un agente oxidante en el yacimiento (18) para oxidar al menos algunos de los hidrocarburos de petróleo dentro del yacimiento.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la etapa de calentar el yacimiento (18) comprende generar ondas electromagnéticas o de radiofrecuencia con una antena electromagnética o de radiofrecuencia (32, 44) colocada dentro del yacimiento (18).

4. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la etapa de calentar el yacimiento (18) comprende inyectar un material caliente en el yacimiento (18).

5. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la etapa de calentar el yacimiento (18) comprende generar calor mediante el uso de un sistema de calentamiento basado en resistencia (óhmica) situado dentro del yacimiento (18).

6. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde al menos una membrana permeable al hidrógeno comprende al menos uno de: paladio (Pd), vanadio (V), tantalio (Ta), o niobio (Nb).

7. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en donde al menos una membrana permeable al hidrógeno comprende una aleación de paladio-cobre.

8. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, que comprende la etapa adicional, después de la etapa de calentar el yacimiento, de retrasar el acoplamiento de la corriente de gas, y al menos una membrana permeable al hidrógeno para permitir la generación adicional de hidrógeno.

9. El método de acuerdo con la reivindicación 8, en donde la etapa de retrasar comprende retrasar durante un período en el intervalo de 1 semana a 12 meses.

10. El método de acuerdo con la reivindicación 3, en donde se usa calentamiento dieléctrico para la etapa de calentar el yacimiento (18), en donde la radiación electromagnética tiene una frecuencia en el rango de aproximadamente 60 Hz a 1000 GHz.

11. El método de acuerdo con la reivindicación 5, en donde el sistema de calentamiento basado en resistencia (óhmico) se usa para calentar el yacimiento (18) a temperaturas en el rango de 200 a 800 grados C.