A perfuração em lote economiza tempo na plataforma do Mad Dog 2

O West Auriga, sob contrato com a BP até outubro de 2020, perfurou os poços e executou algumas das conclusões do lote (Foto: Seadrill)

Com o semi-submersível Argos, que deve iniciar a produção no campo Mad Dog da BP no final de 2021, a equipe de perfuração precisava garantir que a campanha de perfuração permanecesse dentro do cronograma.

A BP fez isso dedicando e integrando engenheiros e geocientistas experientes em perfuração para planejar, monitorar e responder durante a execução.

No geral, a BP planeja desenvolver o Mad Dog 2 no Golfo do México com 14 poços de produção e oito de injeção. Desses, a BP prometeu implantar oito poços de produção e dois de injeção quando a instalação chegar ao campo em junho de 2021.

"Não podemos maximizar a eficiência da instalação se todos os poços não forem perfurados", diz Paul Johnston, gerente da área de desenvolvimento de reservatórios da Mad Dog. "Estamos tentando gerenciar uma chegada antecipada das instalações."

Em meados de novembro, diz Johnston, a equipe está preparada para entregar nove poços de produção e quatro de injeção no prazo, se as conclusões forem como o esperado.

"Concluímos os pré-exercícios", diz Emeka Emembolu, vice-presidente de desenvolvimento de reservatórios do Golfo do México.

A campanha de perfuração direcionada às areias do mioceno "correu bem", diz Johnston. "Demos um grande passo para garantir que esses poços estejam prontos a tempo de quando a instalação aparecer."

O West Auriga da Seadrill, sob contrato com a BP até outubro de 2020, perfurou o lote dos poços e executará algumas das finalizações do lote. Outra plataforma começará um contrato no segundo trimestre de 2020 para concluir o programa de conclusão.

Os poços produzirão petróleo e gás para o semi Argos, que será ancorado em 4.500 pés de água no bloco Green Canyon 782. A produção da placa de identificação da Argos é de 140.000 barris por dia de petróleo e 75 milhões de pés cúbicos por dia de gás.

“Teremos essa capacidade em campo? Achamos que sim. Sabemos como esses poços vão fluir? Não. Teremos que ativá-los ”, diz Johnston. “Nós não fizemos as conclusões. É petróleo e gás, muitas coisas podem acontecer. Mas nos sentimos à vontade para termos um poço extra no banco do que prometemos. É uma apólice de seguro se um poço não aparecer da maneira que esperamos. ”

O projeto Mad Dog 2 está chegando há muito tempo. A BP encontrou originalmente o que se pensava ser um pool de 1 bilhão de barris de petróleo no prospecto Mad Dog no Golfo do México em 1998. O primeiro óleo a uma longarina seguido em 2005. Os dados sísmicos, de avaliação e produção aumentaram as reservas existentes estimam 5 bilhões de barris de petróleo até 2011. Entre 2014 e 2016, a BP perfurou três poços destinados a retenção de arrendamentos e delineamento do reservatório. A BP e seus parceiros, BHP e Chevron, sancionaram o projeto Mad Dog 2 como uma instalação de produção independente, atendendo 14 poços de produção e 8 poços de injeção e o primeiro óleo destinado a 2021.

Enquanto a longarina está equipada para lidar com operações de perfuração e produção, "a eficiência da perfuração de uma longarina é muito menor do que a de uma unidade de perfuração dedicada", diz Emembolu.

Além disso, a longarina limita as opções de saída. O uso de um navio de perfuração fornece flexibilidade, além de economia de tempo e custo, acrescenta Emembolu.

Um dos temas para Mad Dog 2 foi a redução de preços. Um plano anterior para desenvolver as reservas, apelidado de Big Dog, custaria US $ 22 bilhões. O plano atual mais da metade do preço para US $ 9 bilhões.

A equipe do Mad Dog 2 utilizou eficiências como o uso de uma plataforma de torre dupla, o design de poço de salto e rebaseamento de estacas, juntamente com um modelo de desempenho integrado para reduzir os custos de perfuração. Em um discurso de setembro, Bernard Looney, executivo-chefe da BP, disse: "A perfuração de poços caiu em média US $ 46 milhões por poço no Mad Dog 2."

Efetivamente, diz Glyn Edwards, líder da equipe de gerente de reservatórios da Mad Dog, a equipe economizou um ano de tempo de sonda enquanto ainda entregava o mesmo número de poços.

"Os poços estavam repetidamente indo mais rápido", diz Johnston. Um dos grandes desafios e grandes sucessos do projeto até agora, diz ele, foi gerenciar o ritmo de atividade para projetar e perfurar com segurança os poços através de uma compreensão cada vez maior de um ambiente geológico complexo.

Johnston diz que a equipe de perfuração teve um aprendizado "fantástico" de um poço para o outro.

E alguns dos aprendizados foram contra-intuitivos.

"Uma das coisas que aprendemos foi que tivemos que ir devagar para ir rápido", diz Johnston.

Os poços visam areias Miocenas naturalmente regredidas que são mais fracas que os folhelhos circundantes. O uso do peso correto da lama mantém o poço estável e evita perdas na formação. Mas isso por si só não era a solução. A BP descobriu que, diminuindo as taxas de perfuração nessas seções, as perfuradoras criaram um ambiente mais estável para lidar com as pressões.

"Não vimos as perdas que vimos nos poços anteriores", diz Johnston. “Passamos de 200 pés por hora para 70 pés por hora. É mais lento, mas é mais seguro. É uma boa técnica. ”

Outra técnica que economizou tempo foi remover uma coluna de revestimento alterando o design geral do revestimento.

Uma das eficiências foi o resultado da reavaliação do design do revestimento. Ao reavaliar a pressão dos poros e as trajetórias de perfuração, a equipe de engenharia conseguiu entregar com segurança um projeto com menos uma coluna de revestimento do que nos poços anteriores. Isso removeu o tempo fixo associado à execução da corda e teve o benefício adicional de minimizar a exposição do pessoal ao manuseio de equipamentos, diz Johnston.

O projeto de torre dupla do West Auriga impulsionou ainda mais a eficiência com a campanha de perfuração. A equipe também foi capaz de mover o preventor de explosão durante a perfuração em lote sem trazê-lo para a superfície, para gerar mais economia de tempo.

Quando a Argos estiver on-line e recebendo hidrocarbonetos, diz Johnston, a BP estudará os dados de produção por seis a 18 meses para entender melhor o campo e ver quais injetores suportam quais produtores. Com esse entendimento, ele diz, a equipe perfurará os demais poços planejados para o campo.

“Temos um modelo hoje, milhares de modelos. Nós realmente não sabemos qual é o certo. Vamos aprender com os poços e os dados de produção para ver para onde os poços futuros precisam ir ”, diz Johnston. “Você não está apenas perfurando um poço, está perfurando um poço cercado pela geologia. Aproveitaremos nossos melhores aprendizados da subsuperfície e usaremos essas informações para informar nosso caminho futuro e o que faremos no próximo poço. ”