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Julio A. López, editor jefe.- En un mercado en el que el Brent vuelve a superar los 100 dólares por barril, cada barril extra que se pueda extraer de un pozo existente vale más. En ese contexto, la escocesa Cavitas Energy promociona THOR, un calentador de fondo de pozo que, según la compañía, duplica o incluso multiplica la producción de crudos pesados, sin la infraestructura ni las emisiones asociadas a la inyección de vapor.
THOR, sigla de Thermal Oil Recovery, fue desarrollado en Aberdeen. La tecnología nació para resolver problemas en el Mar del Norte británico y hoy se aplica en América y en Medio Oriente. A diferencia de los calentadores de cable eléctrico, THOR es un generador de calor mecánico. Lo mueve un motor de imanes permanentes, el mismo tipo que usan las bombas electrosumergibles, y se instala en la tubería de producción como si fuera una bomba más. El equipo está totalmente sellado: el fluido pasa por fuera, se calienta por conducción y nada entra ni sale de la herramienta. Un variador de velocidad permite fijar la temperatura en tiempo real.
Los datos técnicos del fabricante indican hasta 644 kW de potencia, una densidad de 55 kW por metro y un rango de operación de 0 a 260 °C, con revestimientos de 3½ a 7 pulgadas. Cavitas sostiene que esa concentración de calor es entre 50 y 100 veces superior a la de los calentadores de cable habituales. La empresa también afirma una eficiencia superior al 91%, una vida útil de tres a cinco años y un costo de capital inferior a 150.000 dólares por equipo. Para comparar, cita entre 2,5 y 3 millones de dólares para un calentador eléctrico y más de 3 millones para una planta de vapor en superficie.
Los casos de campo que presenta la compañía muestran resultados llamativos. En un yacimiento carbonatado de Medio Oriente, con más de mil millones de barriles in situ, crudo de menos de 13° API y 1.000 cP de viscosidad, el pozo estaba a más de 4.500 pies de profundidad, demasiado para inyectar vapor. Con THOR pasó de 18 a más de 90 barriles diarios durante dos años de operación. La eficiencia de la bomba subió del 20% al 77% y el costo por barril fue una décima parte del de una inyección de vapor cercana. Según el reporte, ese pozo vertical produce más del 50% que un pozo horizontal vecino de 1.200 pies.
En Utah, un operador independiente tenía crudo extrapesado con menos de 8° API, prácticamente sólido en el reservorio. Un calentador de cable solo lograba producir 2 barriles por día. Con THOR, la producción superó los 60 barriles diarios, treinta veces más. El campo tiene unos 400 millones de barriles in situ y la compañía estima 30.000 millones de barriles sin explotar en la cuenca. Según Cavitas, este caso genera más de 1,7 millones de dólares en ingresos anuales por pozo y la inversión se recupera en menos de 30 días.
En California, donde la normativa estatal impide usar vapor, un pozo agotado de 13° API pasó de 3,1 a 20,4 barriles diarios en un mes. El corte de agua bajó del 88% al 43%. La intensidad de carbono informada fue de 1,51 gCO₂/MJ, unas veinte veces menor que la de las inyecciones de vapor locales, estimada en 29,33 gCO₂/MJ. En África Oriental, en pozos de más de 10.000 pies de profundidad que llevaban cinco años cerrados por depósitos de parafina, la herramienta se instaló a 9.000 pies de profundidad. Allí mantiene el fluido por encima de la temperatura de aparición de cera, con la meta de recuperar 200 barriles diarios por pozo. La supervisión se realiza mediante SCADA satelital, ya que el campo no cuenta con cobertura telefónica.
La empresa también propone otros usos. Uno es un esquema de «barrido lineal», que consiste en mover los calentadores a lo largo de pozos horizontales. Otro es combinar el calor con la inyección de polímeros: si el crudo se calienta, su viscosidad disminuye y mejora la relación de movilidad con el agua inyectada. Cavitas calcula que así la eficiencia de barrido podría pasar del 20% al 65%. Además, ofrece una versión de superficie para ductos con la que afirma reducir las pérdidas por fricción hasta un 99%. Según la compañía, esta versión podría recuperar unos 5.000 barriles diarios bloqueados en un bloque de Sudamérica.
Graeme McNay, director ejecutivo de Cavitas, sostiene que la tecnología busca extraer más de los reservorios actuales, prolongar la vida útil de los campos y mejorar la rentabilidad con un menor impacto ambiental. Hay que tener en cuenta que las cifras de producción, costos y retorno provienen de la propia compañía y no han sido verificadas por terceros independientes.
