Optimizando la recuperación en Mad Dog 2

Una representación del semi Argos completo, que producirá reservas de Mad Dog 2. El nombre Argos es una referencia al perro leal de Odysseus de The Odyssey. (Imagen: BP)

El campo Mad Dog de BP en las aguas profundas del Golfo de México es una buena noticia que sigue entregando, y el equipo de gestión de embalses tiene como objetivo mantenerlo así.

Cuando se descubrió en 1998, se pensaba que el campo en los bloques 825, 826 y 782 de Green Canyon contenía mil millones de barriles de petróleo en su lugar. La producción comenzó en 2005 a partir de la armadura de celosía Mad Dog original. Conocido como el A-Spar, estaba equipado para operaciones simultáneas de producción y perforación. Los programas de evaluación y delineación posteriores combinados con datos sísmicos mejorados dispararon a los recursos estimados en hasta 5 mil millones de barriles de petróleo. BP y sus socios BHP y Chevron planearon una segunda plataforma flotante, inicialmente denominada Big Dog, para servir al campo. En 2013, desecharon el proyecto de $ 22 mil millones como antieconómico y en 2016 sancionaron un plan de $ 9 mil millones conocido como Mad Dog 2.

Cuando Mad Dog 2 se ponga en línea a fines de 2021, dependerá de una serie de estrategias de gestión de reservorios para extraer la mayor cantidad de petróleo posible del reservorio. BP ha utilizado técnicas como la tecnología LoSal EOR, apuntalante inmóvil, control de flujo de fondo de pozo y monitoreo de nodos del fondo del océano en otros campos, pero esta es la primera vez que se planifican todas las estrategias en un proyecto desde el principio.

“Hay una gran cantidad de petróleo aquí. Tenemos que hacer más para optimizarlo ”, dice Colin Bruce, gerente del equipo de modelado global en la división de tecnología ascendente de BP. "Estamos parados sobre todo el conocimiento incorporado que BP tiene y aplicándolo todo a Mad Dog 2".

Emeka Emembolu, vicepresidenta de desarrollo de embalses para el Golfo de México, dice que Mad Dog es uno de los mayores campos de Mioceno sin desarrollar en el Golfo de México. De los 5 mil millones de barriles de petróleo existentes, hasta ahora se han producido 250 millones de barriles. La mayor parte de eso, dice Emembolu, proviene de las porciones noroeste y noreste del embalse. El décimo pozo productor comenzó a producir en 2019 y superó su capacidad anterior de 80,000 b / d. Un reciente esfuerzo de eliminación de embotellamientos proporcionó una capacidad adicional más cercana a 100,000 b / d, y BP se está aprovechando de eso, dice.

"Podemos obtener 350 millones de barriles del mástil existente", que fue diseñado para producir un campo que contiene mil millones de barriles de petróleo en su lugar, dice Emembolu. “Esa no es una proporción material de los recursos actualmente entendidos. Eso es parte del conductor de las instalaciones de Mad Dog 2 ".

Él dice que de alguna manera el A-Spar ha funcionado como una prueba de pozo prolongada y ampliada antes de Mad Dog 2.

Con la combinación de técnicas de gestión de yacimientos como inundación de agua y perforación de relleno, existe el potencial de producir entre 500 millones de barriles y mil millones de barriles con el Argos semisumergible en Mad Dog 2, dice Emembolu. El Argos semi está diseñado para manejar 140,000 b / dy 75 millones de pies cúbicos por día de gas de 14 pozos de producción. Ayudará a extender la vida del campo petrolero súper gigante Mad Dog más allá de 2050.

Las reservas se encuentran en tres arenas del Mioceno, y BP ha ubicado una estructura de Paleógeno debajo de eso. Si bien eso no es parte de los planes de desarrollo actuales, dice Emembolu, producir esa estructura podría ser un proyecto futuro.

Viendo claramente
La tecnología sísmica mejorada, como la inversión de onda completa y el levantamiento de los nodos del fondo del océano, han ayudado a BP a comprender cuán vasto es el reservorio de Mad Dog.

Según Emembolu, ha sido difícil ver el embalse de Mad Dog debido a la gran cúpula de sal sobre él.

Emembolu dice que comparar los datos sísmicos en 3D del área de finales de la década de 1990 con las imágenes actuales "hace que te preguntes cómo alguien realmente encontró petróleo allí. Podemos ver mucho más sobre la estructura ahora ”.

Utilizando la inversión de onda completa, BP descubrió recursos adicionales en otros dos campos de aguas profundas del Golfo de México: Thunder Horse y Atlantis.

"Estamos en el proceso de hacer eso en Mad Dog", agrega Emembolu.

En 2017, BP llevó a cabo una encuesta sobre el nodo del fondo oceánico en el campo Mad Dog. BP colocó 2.600 grabadoras a 400 metros de distancia en el fondo del mar en 4.500 pies de agua.

Esa encuesta "ha mostrado imágenes bastante espectaculares debajo de esa sal", dice Glyn Edwards, líder del equipo gerente del embalse de Mad Dog. "Estamos comenzando a poder ver el contacto del fluido".

Y 4D sísmica proporciona aún más de una ventana al depósito.

"Gran parte de la industria petrolera ha estado haciendo agujeros en el suelo y viendo lo que está sucediendo", dice Bruce.

Paul Johnston, gerente del área de desarrollo del reservorio Mad Dog, dice que si bien 4D sismic se ha usado antes, la aplicación efectiva de este bajo un complejo cuerpo de sal es nueva.

Los datos 4D permitirán a BP monitorear visualmente la inundación de agua, dice Bruce.

Edwards dice que su equipo está considerando una prueba de tecnología de reprocesamiento de adquisición mixta 4D para ver si pueden ver el movimiento del agua o los cambios en la presión del reservorio entre una encuesta de serpentinas remolcadas en 2005 y la encuesta más reciente sobre el nodo del fondo marino de 2018.

"Si podemos ver el movimiento de los fluidos bajo la sal, sería el próximo gran avance sísmico para el manejo de reservorios", dice Edwards.

El ascensor del Módulo de generación de 3.600 toneladas métricas se completó de forma segura desde el muelle 7 de SHI hasta el casco de la FPU Argos ubicado en el dique seco flotante en alta mar. (Imagen: BP)

Modelos múltiples
BP utiliza un proceso de conjunto para modelar. El conjunto de modelos, dice Edwards, presenta una gama de futuros potenciales, lo que permite capitalizar los aspectos positivos y mitigar los inconvenientes.

El equipo de gestión de embalses de Mad Dog tiene alrededor de 3.000 modelos históricos que combinan datos con diferentes descripciones del subsuelo.

“Si solo tiene un modelo, se convence de que sabe lo que está sucediendo. Puede llevar a una conversación difícil con la alta gerencia si no se desarrolla de esa manera ”, dice Edwards.

Emembolu compara el acercamiento a las proyecciones probabilísticas del camino de huracanes que distribuyen los meteorólogos.

"Utilizamos muchos modelos diferentes, ponderados de diferentes maneras", dice Edwards. "De esta manera no nos vinculamos a ningún resultado en particular".

Solución EOR
El spar Mad Dog no tiene capacidad para la inyección de agua, pero en 2021, BP emprenderá un proyecto para tomar agua de Argos para inyectar en la sección norte del campo Mad Dog, dice Johnston. El proyecto North West Injection incluirá futuros inyectores de agua por los pozos A-spar productores de Flanco Occidental. El proyecto toma agua de las instalaciones de Argos, pero el beneficio de producción se ve en el A-spar, según BP. Se espera que el beneficio de soporte de presión aumente la producción mucho más allá del actual cese de producción del A-spar en 2039, lo que permite aún más opciones de desarrollo futuro.

El Mad Dog 2 semi está diseñado para inyectar 140,000 b / d de LoSal EOR.

LoSal EOR "es un facilitador clave para sacar los factores de recuperación del campo que anticipamos", dice Emembolu.

BP desarrolló la tecnología LoSal EOR después de que la investigación mostró que inyectar agua con bajos niveles de salinidad aumentó significativamente las tasas de producción. BP implementó por primera vez la tecnología LoSal en Clair Ridge el año pasado, y ha dicho que se espera que el uso de la tecnología produzca 40 millones de barriles adicionales en ese campo.

En Mad Dog 2, BP reducirá la salinidad del agua de mar y la inyectará a través de uno de los ocho pozos de inyección de agua para extraer más petróleo del depósito.

Según Emembolu, LoSal hará más que solo aumentar las tasas de producción en Mad Dog 2. También mitiga la agruración y la escala a medida que el campo madura.

Trazando un camino
BP utilizará una combinación de simulación de yacimientos, sísmica 4D, control de flujo de fondo de pozo y trazadores para comprender y gestionar la inundación de agua y las interacciones entre el larguero y la semi producción, que estarán a unos 10 kilómetros de distancia.

"El combate se comunica de alguna manera con el área sur donde estará Mad Dog 2, pero no es una comunicación fuerte", dice Edwards.

La interacción clave, agrega Edwards, es en torno al agotamiento de la presión.

"La inundación de agua mantendrá la presión del depósito, por lo que ayudará a moderar el efecto", dice Edwards.

Los trazadores permitirán que BP vea qué pozos de inyección de agua se conectan a qué pozos productores y apuntalante inmóvil maximizará la vida útil de esos inyectores.

"Lo que hace que Mad Dog 2 sea único es la utilización de apuntalante inmóvil, inyección de agua LoSal trazada individualmente con control de flujo de fondo de pozo desde el inicio", dice Johnston. "Es la agregación e incorporación de todas estas técnicas desde el primer momento para maximizar el éxito".