La perforación por lotes ahorra tiempo de aparejo en Mad Dog 2

West Auriga, bajo contrato con BP hasta octubre de 2020, perforó los pozos por lotes y llevará a cabo algunas de las terminaciones de los lotes (Foto: Seadrill)

Con el Argos semisumergible debido a que comenzará la producción del campo Mad Dog de BP a fines de 2021, el equipo de perforación necesitaba asegurarse de que la campaña de perforación se mantuviera a tiempo.

BP hizo esto dedicando e integrando ingenieros de perforación y geocientíficos experimentados para planificar, monitorear y responder durante la ejecución.

En general, BP planea desarrollar Mad Dog 2 en el Golfo de México con 14 pozos de producción y ocho de inyección. De ellos, BP ha prometido instalar ocho pozos de producción y dos de inyección cuando la instalación llegue al campo en junio de 2021.

"No podemos maximizar la eficiencia de la instalación si no se perforan todos los pozos", dice Paul Johnston, gerente del área de desarrollo del embalse de Mad Dog. "Estamos tratando de gestionar una llegada anticipada de las instalaciones".

A mediados de noviembre, dice Johnston, el equipo está configurado para entregar nueve pozos de producción y cuatro de inyección a tiempo si las terminaciones salen como se esperaba.

"Hemos completado los pretaladros", dice Emeka Emembolu, vicepresidenta de desarrollo de yacimientos para el Golfo de México.

La campaña de perforación dirigida a las arenas del Mioceno "ha ido bien", dice Johnston. "Hemos dado un gran paso para asegurarnos de que estos pozos estén listos a tiempo para cuando aparezca la instalación".

West Auriga de Seadrill, bajo contrato con BP hasta octubre de 2020, perforó los pozos por lotes y llevará a cabo algunas de las terminaciones de lotes. Otra plataforma comenzará un contrato en el segundo trimestre de 2020 para finalizar el programa de terminaciones.

Los pozos producirán petróleo y gas para el semi Argos, que se amarrará en 4.500 pies de agua en el bloque 782 de Green Canyon. La producción de placas de identificación de Argos es de 140,000 barriles por día de petróleo y 75 millones de pies cúbicos por día de gas.

“¿Tendremos esa capacidad en el suelo? Nosotros creemos que si. ¿Sabemos cómo van a fluir estos pozos? No. Tendremos que encenderlos ”, dice Johnston. “No hemos hecho las terminaciones. Es petróleo y gas, pueden pasar muchas cosas. Pero nos sentimos cómodos de tener un pozo extra en el banco de lo que prometimos. Es una póliza de seguro si un pozo no aparece como esperamos ".

El proyecto Mad Dog 2 ha tardado mucho en llegar. Originalmente, BP encontró lo que se pensaba que era un grupo de mil millones de barriles de petróleo en el prospecto Mad Dog en las aguas profundas del Golfo de México en 1998. El primer petróleo en una armadura de armadura siguió en 2005. Los datos de sísmica, perforación de evaluación y producción aumentaron las reservas vigentes se estiman en 5 mil millones de barriles de petróleo para 2011. Entre 2014 y 2016, BP perforó tres pozos destinados a retener el arrendamiento y delinear el yacimiento. BP y sus socios, BHP y Chevron, sancionaron el proyecto Mad Dog 2 como una instalación de producción independiente que presta servicio a 14 pozos de producción y 8 de inyección y el primer petróleo destinado para 2021.

Si bien el mástil está equipado para manejar tanto las operaciones de perforación como la producción, "la eficiencia de la perforación desde un mástil es mucho menor que la perforación desde una unidad de perforación dedicada", dice Emembolu.

Más allá de eso, el spar limita las opciones de salida. El uso de un buque de perforación proporciona flexibilidad además de ahorro de tiempo y costos, agrega Emembolu.

Uno de los temas para Mad Dog 2 ha sido la reducción de precios. Un plan anterior para desarrollar las reservas, denominado Big Dog, costaría $ 22 mil millones. El plan actual redujo a la mitad el precio a $ 9 mil millones.

El equipo de Mad Dog 2 ha utilizado eficiencias como el uso de un equipo de torre de perforación doble, el diseño de pozos de salto de pila y rebase junto con un modelo de rendimiento integrado para reducir los costos de perforación. En un discurso de septiembre, Bernard Looney, director ejecutivo de BP, aguas arriba, dijo: "La perforación de pozos ha disminuido en un promedio de $ 46 millones por pozo en Mad Dog 2".

Efectivamente, dice Glyn Edwards, líder del equipo gerente de embalse de Mad Dog, el equipo ha ahorrado un año de tiempo en la plataforma sin dejar de entregar la misma cantidad de pozos.

"Los pozos iban repetidamente más rápido", dice Johnston. Según él, uno de los grandes desafíos y grandes éxitos del proyecto hasta la fecha ha sido administrar el ritmo de la actividad para diseñar y perforar los pozos de forma segura a través de una comprensión evolutiva de un entorno geológico complejo.

Johnston dice que el equipo de perforación ha tenido un aprendizaje "fantástico" de un pozo a otro.

Y algunos de los aprendizajes fueron contra-intuitivos.

"Una de las cosas que aprendimos fue que teníamos que ir despacio para ir rápido", dice Johnston.

Los pozos apuntan a las arenas del Mioceno en regresión natural que son más débiles que las lutitas circundantes. El uso del peso de lodo correcto mantiene el pozo estable y evita pérdidas en la formación. Pero eso solo no era la solución. BP descubrió que al reducir las tasas de perforación en estas secciones, los perforadores creaban un entorno más estable para manejar las presiones.

"No vimos las pérdidas que vimos en pozos anteriores", dice Johnston. “Pasamos de 200 pies por hora a 70 pies por hora. Es más lento, pero es más seguro. Es una buena técnica ".

Otra técnica que ahorró tiempo fue eliminar una cadena de carcasa cambiando el diseño general de la carcasa.

Una de las eficiencias fue el resultado de reevaluar el diseño de la carcasa. Al reevaluar la presión de poro y las trayectorias de perforación, el equipo de ingeniería pudo entregar de manera segura un diseño que tenía una cadena de revestimiento menos que los pozos anteriores. Esto eliminó el tiempo fijo asociado con la ejecución de la cadena y tuvo el beneficio adicional de minimizar la exposición del personal al equipo de manipulación, dice Johnston.

El diseño de doble torre de perforación de West Auriga impulsó aún más la eficiencia con la campaña de perforación. El equipo también pudo mover el dispositivo de prevención de reventones durante la perforación por lotes sin llevarlo a la superficie, para crear más ahorros de tiempo.

Una vez que Argos esté en línea y reciba hidrocarburos, dice Johnston, BP estudiará los datos de producción durante seis a 18 meses para comprender mejor el campo y ver qué inyectores respaldan a qué productores. Con ese entendimiento, dice, el equipo perforará los pozos restantes planeados para el campo.

“Tenemos un modelo hoy, miles de modelos. Realmente no sabemos cuál es el correcto. Aprenderemos de los pozos y los datos de producción para ver a dónde deben ir los pozos futuros ”, dice Johnston. “No solo estás perforando un pozo, estás perforando un pozo rodeado de geología. Tomaremos nuestros mejores aprendizajes del subsuelo y utilizaremos esa información para informar nuestro camino hacia adelante y lo que haremos en el próximo pozo ”.