Otimizando a recuperação no Mad Dog 2

Uma renderização do semi Argos completo, que produzirá reservas do Mad Dog 2. O nome Argos é uma referência ao cão leal de Odisseu, do Odyssey. (Imagem: BP)

O campo Mad Dog da BP no Golfo do México, em águas profundas, é uma boa notícia que continua sendo entregue, e a equipe de gerenciamento de reservatórios pretende mantê-lo dessa maneira.

Quando descoberto em 1998, acreditava-se que o campo de Green Canyon bloqueia 825, 826 e 782 mantinha 1 bilhão de barris de petróleo no local. A produção começou em 2005 a partir da longarina original da treliça Mad Dog. Conhecido como A-Spar, foi equipado para operações simultâneas de produção e perfuração. Os programas de avaliação e delineamento posteriores, combinados com dados sísmicos aprimorados, registraram os recursos estimados em até 5 bilhões de barris de petróleo. A BP e os parceiros BHP e Chevron planejaram uma segunda plataforma flutuante, inicialmente chamada Big Dog, para servir em campo. Em 2013, eles descartaram o projeto de US $ 22 bilhões como não econômico e em 2016 sancionaram um plano de US $ 9 bilhões conhecido como Mad Dog 2.

Quando o Mad Dog 2 entra em operação no final de 2021, ele conta com uma série de estratégias de gerenciamento de reservatórios para extrair o máximo de petróleo possível do reservatório. A BP usou técnicas como a tecnologia LoSal EOR, propante imóvel, controle de fluxo de fundo de poço e monitoramento de nós no fundo do oceano em outros campos, mas é a primeira vez que todas as estratégias são planejadas em um projeto desde o início.

“Há uma enorme quantidade de petróleo aqui. Temos que fazer mais para otimizá-lo ”, diz Colin Bruce, gerente da equipe global de modelagem da divisão de tecnologia upstream da BP. "Estamos apoiando todo o conhecimento incorporado que a BP possui e aplicando tudo ao Mad Dog 2."

Emeka Emembolu, vice-presidente de desenvolvimento de reservatórios do Golfo do México, diz que Mad Dog é um dos maiores campos de mioceno ainda não desenvolvidos do Golfo do México. Dos 5 bilhões de barris de petróleo existentes, até agora 250 milhões de barris foram produzidos. A maior parte disso, diz Emembolu, veio das partes noroeste e nordeste do reservatório. O décimo poço produtor iniciou a produção em 2019 e superou a capacidade anterior de 80.000 b / d. Um recente esforço de remoção de gargalos forneceu capacidade adicional próxima a 100.000 b / d, ea BP está tirando vantagem disso, diz ele.

"Podemos tirar 350 milhões de barris da longarina existente", que foi projetada para produzir um campo com 1 bilhão de barris de petróleo, diz Emembolu. “Essa não é uma proporção material dos recursos atualmente entendidos. Isso faz parte do motorista da instalação do Mad Dog 2. ”

Ele diz que, de certa forma, o A-Spar funcionou como um teste prolongado e bem ampliado à frente do Mad Dog 2.

Com a combinação de técnicas de gerenciamento de reservatórios, como inundação de água e perfuração de enchimento, existe o potencial de produzir entre 500 milhões e 1 bilhão de barris com o semi-submersível Argos no Mad Dog 2, diz Emembolu. O semi Argos foi projetado para lidar com 140.000 b / de 75 milhões de pés cúbicos por dia de gás de 14 poços de produção. Isso ajudará a prolongar a vida útil do super-gigante campo de petróleo Mad Dog além de 2050.

As reservas estão em três areias do Mioceno, e a BP localizou uma estrutura Paleogene sob essa. Embora isso não faça parte dos planos de desenvolvimento atuais, diz Emembolu, produzir essa estrutura pode ser um projeto futuro.

Vendo claramente
A tecnologia sísmica aprimorada, como inversão de onda completa e levantamento de nós no fundo do oceano, ajudou a BP a entender o quão vasto é o reservatório Mad Dog.

Segundo Emembolu, tem sido difícil ver o reservatório Mad Dog por causa da grande cúpula de sal sobre ele.

Emembolu diz que comparar dados sísmicos 3D da área do final dos anos 90 com as imagens atuais “faz você pensar em como alguém realmente encontrou petróleo lá. Podemos ver muito mais sobre a estrutura agora. ”

Usando inversão de onda completa, a BP descobriu recursos adicionais em outros dois campos de águas profundas do Golfo do México - Thunder Horse e Atlantis.

"Estamos fazendo isso no Mad Dog", acrescenta Emembolu.

Em 2017, a BP realizou uma pesquisa de nós no fundo do oceano no campo Mad Dog. A BP colocou 2.600 gravadores a 400 metros de distância no fundo do mar em 4.500 pés de água.

Essa pesquisa "mostrou imagens bastante espetaculares sob esse sal", diz Glyn Edwards, líder da equipe de gerente de reservatórios da Mad Dog. "Estamos começando a ser capazes de ver contato fluido."

E a sísmica 4D fornece ainda mais uma janela para o reservatório.

"Grande parte da indústria do petróleo está abrindo buracos no chão e vendo o que está acontecendo", diz Bruce.

Paul Johnston, gerente da área de desenvolvimento de reservatórios da Mad Dog, diz que, embora a sísmica 4D já tenha sido usada anteriormente, a aplicação efetiva dela sob um corpo salino complexo é nova.

Os dados 4D permitirão que a BP monitore visualmente o dilúvio, diz Bruce.

Edwards diz que sua equipe está considerando um teste de tecnologia de reprocessamento de aquisição mista 4D para ver se eles podem ver mudanças no movimento da água ou na pressão do reservatório entre uma pesquisa de serpentinas rebocadas em 2005 e a mais recente pesquisa de nós do fundo do oceano em 2018.

"Se pudermos ver o movimento de fluidos sob o sal, seria o próximo grande avanço sísmico para o gerenciamento de reservatórios", diz Edwards.

A elevação do módulo de geração de 3.600 toneladas foi concluída com segurança do cais 7 da SHI até o casco da FPU de Argos, localizado na doca flutuante offshore. (Imagem: BP)

Vários modelos
A BP usa um processo de conjunto para modelagem. O conjunto de modelos, diz Edwards, apresenta uma variedade de futuros em potencial, possibilitando capitalizar vantagens e mitigar desvantagens.

A equipe de gerenciamento de reservatórios Mad Dog possui cerca de 3.000 modelos de histórico que correspondem a dados com diferentes descrições de subsuperfície.

“Se você tem apenas um modelo, se convence de que sabe o que está acontecendo. Pode levar a uma conversa difícil com a alta gerência, se não for assim ”, diz Edwards.

Emembolu compara a abordagem às projeções probabilísticas do caminho dos furacões que os meteorologistas distribuem.

"Usamos muitos modelos diferentes, ponderados de maneiras diferentes", diz Edwards. "Dessa forma, não nos ligamos a nenhum resultado específico."

Solução EOR
A longarina Mad Dog não tem capacidade de injeção de água, mas em 2021, a BP empreenderá um projeto para levar água de Argos para injetar na seção norte do campo Mad Dog, diz Johnston. O projeto North West Injection incluirá futuros injetores de água que caem dos flancos ocidentais produtores de flanco ocidental. O projeto retira água da instalação de Argos, mas o benefício da produção é visto na A-spar, de acordo com a BP. Espera-se que o benefício do suporte de pressão aumente a produção muito além da atual interrupção da produção do A-spar em 2039, possibilitando ainda mais opções de desenvolvimento futuro.

O Mad Dog 2 semi foi projetado para injetar 140.000 b / d de LoSal EOR.

O LoSal EOR "é um facilitador essencial para obter os fatores de recuperação fora do campo que esperamos obter", diz Emembolu.

A BP desenvolveu a tecnologia LoSal EOR depois que pesquisas mostraram que a injeção de água com baixos níveis de salinidade aumentou significativamente as taxas de produção. A BP implantou pela primeira vez a tecnologia LoSal em Clair Ridge no ano passado e disse que o uso da tecnologia deve render 40 milhões de barris adicionais nesse campo.

No Mad Dog 2, a BP reduzirá a salinidade da água do mar e a injetará em um dos oito poços de injeção de água para extrair mais petróleo do reservatório.

De acordo com Emembolu, o LoSal fará mais do que apenas aumentar as taxas de produção no Mad Dog 2. Ele também mitiga o acúmulo e a escalabilidade à medida que o campo amadurece.

Traçando um caminho
A BP usará uma combinação de simulação de reservatório, sísmica 4D, controle de fluxo de fundo de poço e traçadores para entender e gerenciar o fluxo de água e as interações entre a longarina e a semi produção, que estarão a cerca de 10 quilômetros de distância uma da outra.

“A longarina se comunica um pouco na área sul, onde Mad Dog 2 estará, mas não é uma comunicação forte”, diz Edwards.

Edwards acrescenta que a principal interação é em torno do esgotamento da pressão.

"O dilúvio manterá a pressão do reservatório, o que ajudará a moderar o efeito", diz Edwards.

Os rastreadores permitirão à BP ver quais poços de injeção de água se conectam a quais poços produtores e propante imóvel maximizarão a vida útil desses injetores.

“O que torna Mad Dog 2 único é a utilização de propante imóvel, injeção de água LoSal rastreada individualmente e controle de fluxo no fundo do poço desde o início”, diz Johnston. "É a agregação e incorporação de todas essas técnicas desde o início para maximizar o sucesso".