BP en Pruebas Experimentales de CHOPS en Alaska

Heavyoilinfo.com entrevistó a Chris West de BP Alaska sobre el proyecto de producción experimental de crudo pesado de la compañía en la Ladera Norte.

Chris West es el Gerente de Desarrollo para el Programa de Crudo Pesado de BP Alaska. Está radicado en Anchorage y es responsable del desarrollo de crudo pesado mediante la aplicación de tecnologías no usadas anteriormente en Alaska. Lleva trabajando con BP 26 años, desempeñando sus funciones en el Golfo de México, además de Alaska. Antes de incorporarse a BP, West trabajaba con Shell UK en Aberdeen, Escocia. Chris tiene una licenciatura  BSc. en Geología por la Universidad de Londres y está homologado como geólogo por la AAPG.

Un programa de investigación y desarrollo de 5 años

BP tiene actualmente en marcha un proyecto experimental para evaluar la posible aplicación en Alaska de técnicas de producción de crudo pesado en frío con arenas (CHOPS) además de otras operaciones de recuperación en frío que están siendo usadas amplia y exitosamente en Canadá. Este proyecto forma parte de un programa de investigación y desarrollo de tecnologías de 5 años para evaluar y ponderar las opciones de producción de crudo pesado en la zona. El proyecto experimental actual duplicará, con la mayor precisión posible, el plan de perforación, los equipos de terminación y el proceso de recuperación de un pozo típico canadiense tipo CHOPS.

Hasta la fecha BP ya ha producido unos 50 millones de barriles de crudo pesado en Alaska, incluyendo los yacimientos Shrader Bluff y West Sak. La producción aquí en su mayoría es en pozos multilaterales; hasta cinco laterales por pozo, cada uno hasta 2 Km de largo. La mayoría de la producción existente es de crudo con viscosidad suficientemente baja para que los yacimientos puedan ser explotados con la asistencia de inundación de agua.

La formación de Ugnu

El proyecto experimental está orientado hacia la formación de Ugnu, que es más joven que los yacimientos productores de Shrader Bluff y West Sak. Se estima que la formación de Ugnu contiene 20 billones de bbl de crudo equivalente, alrededor de su 25% está en la unidad de Milne Point en la Ladera Norte. Milne Point fue seleccionada como localidad para la primera prueba y su crudo (14° API) es más móvil que en ciertas otras zonas. Sin embargo, se opina que el crudo ya ha pasado el límite para inundación por agua, las aguas pueden desviarse del crudo, por lo que es necesaria una estrategia alterna. 

El método CHOPS fue seleccionado para el pozo piloto de Ugnu de 3 700 pies porque los yacimientos son mucho más profundos que los de Canadá, donde los pozos SAGD tienen típicamente entre 400 y 1 200 pies. Es difícil aplicar vapor a estas profundidades, excepto quizás en una solución térmica de muy alta presión.

La formación de Ugnu tiene hasta seis intervalos del yacimiento. Las arenas del yacimiento están altamente compartimentadas con muchas fallas, desembocando en múltiples contactos locales del crudo con el agua (OWC). El proyecto experimental actual, orientado a la Baja Ugnu, está poniendo a prueba uno de los intervalos más profundos del yacimiento. Si las pruebas iniciales son exitosas, se podrán probar otras zonas de menor profundidad.

Toma de imágenes de orificios tipo gusano

En los pozos CHOPS, la extracción de gran volumen aporta arena. La mayoría de esta producción con arena viene de la creación de orificios circulares tipo gusano que irradian desde el pozo; proporcionando el componente horizontal y aumentando el índice de productividad (PI).

La formación de orificios circulares tipo gusano es difícil de pronosticar o controlar y su crecimiento está influenciado por zonas locales de fatiga. West conoce lo valioso que resulta tener imágenes precisas del subsuelo para mejorar la comprensión del yacimiento. A estos efectos BP ya adquirió un reconocimiento sísmico multicomponente 3D que formará el punto de partida de un estudio de lapso de tiempo en 4D. Este fue el primer reconocimiento multicomponente 3D que fuera emprendido en la Ladera Norte. Los reconocimientos multicomponente miden tanto las ondas de compresión (P) como los campos de ondas (S) de esfuerzo cortante. Esta combinación puede proporcionar mucha más información sobre el subsuelo que los reconocimientos convencionales. Las ventajas potenciales de los datos multicomponente incluyen mejores imágenes estructurales además de indicar las pautas regionales de fatiga, litología, saturación de fluidos, presión y fugas de gas. Está proyectado adquirir un reconocimiento repetido después de 4 ó 5 años de producción. Después, un análisis detallado de las diferencias entre los conjuntos de datos debería permitir a West a mapear cambios en la densidad y/o áreas de fuga de gas por el extremo de los orificios circulares tipo gusano. El equipo de West está también realizando un programa de estudios geomecánicos del desarrollo del  yacimiento de Ugnu, asistidos por la red global de apoyo tecnológico de BP.

Cumpliendo los desafíos en Alaska

Comparadas con áreas como Lloydminster, Canadá, las operaciones en Alaska presentan varios desafíos. Los costos logísticos en Alaska son más altos, no menos debido a su situación remota. El entorno helado permanente presenta tanto un desafío operativo como medioambiental. Las operaciones están situadas en un entorno ártico de pantanos, donde tienen su hábitat varias especies amenazadas con extinción, por tanto BP es altamente consciente de la necesidad de manejar su repercusión medioambiental y su presencia en dicho entorno. La compañía está dedicando un gran esfuerzo para abordar una gran variedad de cuestiones medioambientales, y en un área de los estudios está examinando extender el ámbito de los pozos tipo CHOPS para conseguir el drenaje máximo con la cantidad mínima de plataformas.

Aunque el proceso CHOPS produce relativamente poco volumen de CO₂ , mucho menos que un proyecto de recuperación térmica, produce pequeños volúmenes de gas, y la intención es capturar este gas, comprimirlo y enviarlo a la instalación de proceso.

Producción y manejo de la arena

Las operaciones con el método CHOPS producen mucha arena; hasta 50% al comienzo de la producción, reduciéndose ese porcentaje rápidamente a lo largo del tiempo.  La producción total inicial es muy baja; quizás solo 20 bbl de equivalente de crudo (por día) al tiempo que los orificios circulares tipo gusano comienzan a formarse. Con los orificios circulares tipo gusano en desarrollo, la producción aumenta mientras que la proporción de arena producida se reduce, típicamente a 1 – 2% después de unos 6 meses. En Lloydminster, los niveles máximos de producción de crudo son alcanzados normalmente en el plazo de 6  a 12 meses. La producción de arena requiere instalaciones de superficie especiales, que BP tiene actualmente en construcción. Como en Lloydminster, la mayor parte de la separación de los pozos experimentales será realizada en la plataforma.

El volumen general de arena que se espera producir no debería ser un factor limitador. De todos modos, BP está examinando maneras de remodelar y mejorar su manejo de arenas. La compañía ya tiene en marcha la instalación más grande del mundo de “molienda e inyección”, ubicada a 35 millas de la nueva localidad experimental en Prudhoe Bay. Aquí, las arenas y sólidos producidos son inyectados en un acuífero semisalado altamente poroso sin hidrocarburos, una solución homologada por los organismos oficiales. Si los pozos experimentales de Ugnu son exitosos, una nueva instalación cercana a las operaciones podría ser considerada.

El futuro de los proyectos de crudo pesado en Alaska

Aunque factores tales como la profundidad del yacimiento, la compartimentación, los contactos OWC, la congelación permanente, las condiciones de la superficie y el alto costo, todos son desafíos, Alaska ofrece varias ventajas para la producción de crudo pesado, por ejemplo una buena infraestructura existente, incluyendo pistas y oleoductos, y la disponibilidad local de diluyente, mezclado con el crudo pesado para conseguir que fluya por el oleoducto. Además, West subraya que esa región cuenta con un equipo de trabajo grande y bien entrenado, lo que puede ser un factor distintivo y decisivo que contribuya a la futura competitividad de los proyectos de crudo pesado en Alaska.

Hasta el momento, el factor de recuperación (RF) es desconocido, pero se estima que puede situarse en un margen entre el 8 y 10% como su equivalente típico en los pozos tipo CHOPS en Canadá. BP está intentando mejorar la recuperación en los pozos experimentales de  Ugnu mediante una mejor comprensión del proceso de producción, la toma de imágenes de la red de orificios circulares tipo gusano y una mejora de las prácticas operativas. Mirando al futuro, pueden ser aplicados procesos de seguimiento de EOR tales como disolventes y/o térmicos.

West opina que los estrechos lazos que BP fomenta con los consorcios industriales, con el entorno académico y con las empresas de servicios, ayudarán a abordar el desafío de mejorar el factor general de recuperación. Existen amplias posibilidades para mejorar la simulación de yacimientos con sistemas de producción CHOPS y ventajas que ganar mediante la perforación de mayor alcance, saliendo de las plataformas de los pozos tipo CHOPS.

Conseguir factores de recuperación más altos

En la Ladera Norte existe una capacidad estimada que ronda los 20 billones de barriles de crudo. Solo entre 1 y 2 billones de barriles son técnicamente recuperables hoy en los yacimientos Schrader Bluff, West Sak y Ugnu, por tanto un pequeño aumento del RF implicaría un aumento sustancial de la recuperación.  Gran parte de este crudo está en unidades finas arenosas, y para muchos objetivos potenciales CHOPS el crudo está cerca del OWC. Una vez que los orificios circulares tipo gusano se extienden al agua, a menudo dejan de producir crudo. Usando la técnica de geodirección para colocar los pozos horizontales en posición óptima debería mejorar la recuperación de crudo cercano a los OWC.

BP proyecta usar la plataforma actual para perforar tres pozos experimentales adicionales, y esto ayudará a evaluar la capacidad para ser reproducido el experimento inicial, al mismo tiempo reduciendo las secuelas de su presencia. Uno de los pozos será horizontal y su control de arena en forma de cuñas ranuradas.

En este entorno complejo, West cree que el éxito final del proyecto experimental depende de varios factores: con los altos costos de operar en la Ladera Norte, los esfuerzos que BP está poniendo para mejorar los factores de recuperación deberían ayudar a evitar las economías marginales. Estos esfuerzos combinarán las experiencias locales y globales con nuevas tecnologías, y la nueva aplicación de tecnologías existentes. Además, el diluyente, un crudo más ligero producido en campos en vías de extinción en la Ladera Norte, y usado para transportar crudo pesado por oleoductos existentes, puede no durar indefinidamente. Es más, los proyectos tipo EOR ya en marcha para mejorar la recuperación en estos campos, combinados con la exploración continua, implicarán que el sistema existente de transporte debería jugar un papel en la viabilidad a largo plazo y en el éxito comercial de las operaciones de crudo pesado en Ugnu.