Batchbohren spart Rig Zeit bei Mad Dog 2

Die West Auriga, die bis Oktober 2020 im Vertrag mit BP steht, hat die Bohrlöcher chargenweise gebohrt und wird einige der Chargenvervollständigungen durchführen (Foto: Seadrill).

Das Bohrteam musste sicherstellen, dass die Bohrkampagne mit dem Argos-Halbtaucher, der Ende 2021 die Produktion auf dem BP-Feld Mad Dog aufnehmen sollte, im Zeitplan blieb.

BP hat dafür erfahrene Bohringenieure und Geowissenschaftler engagiert und integriert, die während der Ausführung planen, überwachen und reagieren.

Insgesamt plant BP die Entwicklung von Mad Dog 2 im Golf von Mexiko mit 14 Produktions- und acht Injektionsbohrungen. Von diesen hat BP zugesagt, acht Produktions- und zwei Injektionsbohrlöcher aufbauen zu lassen, wenn die Anlage im Juni 2021 auf dem Feld eintrifft.

„Wir können die Effizienz der Anlage nicht maximieren, wenn nicht alle Brunnen gebohrt werden“, sagt Paul Johnston, Manager des Mad Dog-Reservoirs. "Wir versuchen, eine vorzeitige Ankunft der Einrichtung zu verwalten."

Laut Johnston soll das Team ab Mitte November neun Produktions- und vier Injektionsbohrlöcher pünktlich liefern, wenn die Fertigstellung wie erwartet verläuft.

„Wir haben die Vorbohrungen abgeschlossen“, sagt Emeka Emembolu, Vice President Reservoir Development für den Golf von Mexiko.

Die Bohrkampagne auf den Sand im Miozän ist „gut gelaufen“, sagt Johnston. "Wir haben einen großen Schritt unternommen, um sicherzustellen, dass diese Bohrlöcher rechtzeitig für das Erscheinen der Anlage bereit sind."

Die West Auriga von Seadrill, die bis Oktober 2020 im Vertrag mit BP steht, hat die Bohrlöcher chargenweise gebohrt und wird einige der Chargenvervollständigungen durchführen. Ein weiteres Bohrgerät wird im zweiten Quartal 2020 einen Vertrag abschließen, um das Abschlussprogramm abzuschließen.

Die Bohrlöcher fördern Öl und Gas für die Argos semi, die im Green Canyon Block 782 in 4.500 Fuß Wasser festgemacht werden. Die Argos-Typenschildproduktion beträgt 140.000 Barrel Öl pro Tag und 75 Millionen Kubikfuß Gas pro Tag.

„Werden wir diese Kapazität im Boden haben? Wir denken schon. Wissen wir, wie diese Brunnen fließen werden? Nein, wir müssen sie einschalten “, sagt Johnston. „Wir haben die Fertigstellung noch nicht abgeschlossen. Es ist Öl und Gas, viele Dinge können passieren. Aber wir fühlen uns wohl, dass wir in der Bank eine zusätzliche Quelle haben, von der wir versprochen haben. Es ist eine Versicherungspolice, wenn ein Brunnen nicht so aussieht, wie wir es erwarten. “

Das Mad Dog 2-Projekt hat lange auf sich warten lassen. Ursprünglich fand BP 1998 auf dem Mad Dog-Gelände im Tiefsee-Golf von Mexiko einen Pool von 1 Milliarde Barrel Öl vor. 2005 folgte das erste Öl für einen Dachstuhl Die vorhandenen Reserven werden bis 2011 auf 5 Milliarden Barrel Öl geschätzt. Zwischen 2014 und 2016 bohrte BP drei Bohrlöcher, um die Pacht zu halten und das Reservoir abzugrenzen. BP und seine Partner BHP und Chevron genehmigten das Mad Dog 2-Projekt als eigenständige Produktionsanlage, die 14 Produktions- und 8 Injektionsbohrungen sowie das erste für 2021 vorgesehene Öl versorgt.

Während der Holm sowohl für Bohrvorgänge als auch für die Produktion ausgelegt ist, ist „die Effizienz des Bohrens mit einem Holm viel geringer als das Bohren mit einer speziellen Bohreinheit“, sagt Emembolu.

Darüber hinaus schränkt der Holm die Ausstiegsmöglichkeiten ein. Die Verwendung eines Bohrschiffs bietet neben Zeit- und Kosteneinsparungen auch Flexibilität, fügt Emembolu hinzu.

Eines der Themen für Mad Dog 2 war Preisreduzierung. Ein früherer Plan zur Erschließung der Reserven, Big Dog genannt, würde 22 Milliarden Dollar kosten. Der aktuelle Plan hat den Preis auf 9 Milliarden Dollar mehr als halbiert.

Das Mad Dog 2-Team hat Effizienzsteigerungen wie die Verwendung eines Doppelbohrturm-Bohrgeräts, das Hüpfen von Stapeln und das Aufsetzen von Bohrlöchern sowie ein integriertes Leistungsmodell genutzt, um die Bohrkosten zu senken. In einer Rede im September sagte Bernard Looney, oberster Geschäftsführer von BP: "Die Bohrungen auf Mad Dog 2 sind um durchschnittlich 46 Millionen USD pro Bohrung gesunken."

Laut Glyn Edwards, Teamleiter des Mad Dog-Reservoir-Managers, hat das Team ein Jahr Bohrzeit gespart und dennoch die gleiche Anzahl von Bohrlöchern geliefert.

"Wells wurden immer wieder schneller", sagt Johnston. Eine der großen Herausforderungen und großen Erfolge des bisherigen Projekts war es, das Aktivitätstempo zu steuern, um die Bohrlöcher durch ein sich entwickelndes Verständnis einer komplexen geologischen Umgebung zu entwerfen und sicher zu bohren.

Johnston sagt, das Bohrteam habe „fantastisches“ Lernen von einer Quelle zur nächsten gehabt.

Und einige der Erkenntnisse waren nicht intuitiv.

"Eines der Dinge, die wir gelernt haben, war, dass wir langsam fahren mussten, um schnell zu fahren", sagt Johnston.

Die Brunnen zielen auf natürlich zurückgebildete miozäne Sande ab, die schwächer sind als die umgebenden Schiefer. Die Verwendung des richtigen Schlammgewichts hält das Bohrloch stabil und verhindert Verluste in der Formation. Aber das allein war nicht die Lösung. BP stellte fest, dass die Bohrer durch Verlangsamung der Bohrgeschwindigkeiten in diesen Abschnitten eine stabilere Umgebung für den Umgang mit den Drücken schufen.

"Wir haben die Verluste, die wir in früheren Bohrlöchern gesehen haben, nicht gesehen", sagt Johnston. „Wir sind von 200 Fuß pro Stunde auf 70 Fuß pro Stunde gestiegen. Es ist langsamer, aber sicherer. Das ist eine gute Technik. “

Eine andere Technik, die Zeit sparte, war das Entfernen einer Gehäuseschnur durch Ändern des gesamten Gehäusedesigns.

Eine der Effizienzgewinne war die Neubewertung des Gehäusedesigns. Durch eine Neubewertung des Porendrucks und der Bohrpfade konnte das Engineering-Team eine Konstruktion liefern, die einen Bohrstrang weniger enthielt als die früheren Bohrlöcher. Dies beseitigte die mit dem Laufenlassen des Fadens verbundene pauschale Zeit und hatte den zusätzlichen Vorteil, die Exposition des Personals gegenüber Handhabungsgeräten zu minimieren, sagt Johnston.

Die Doppelbohrturm-Konstruktion der West Auriga hat die Effizienz der Bohrkampagne weiter gesteigert. Das Team konnte den Blowout-Preventer auch während des Chargenbohrens bewegen, ohne ihn an die Oberfläche zu bringen, um weitere Zeiteinsparungen zu erzielen.

Sobald Argos online ist und Kohlenwasserstoffe erhält, wird BP laut Johnston die Produktionsdaten sechs bis 18 Monate lang untersuchen, um das Feld besser zu verstehen und festzustellen, welche Injektoren welche Hersteller unterstützen. Mit diesem Verständnis, sagt er, wird das Team die verbleibenden für das Feld geplanten Bohrlöcher bohren.

„Wir haben heute ein Modell, Tausende von Modellen. Wir wissen nicht genau, welches Recht wir haben. Wir werden aus den Bohrungen und Produktionsdaten lernen, um zu sehen, wohin zukünftige Bohrungen führen müssen “, sagt Johnston. „Sie bohren nicht nur einen Brunnen, sondern einen Brunnen, der von Geologie umgeben ist. Wir werden unsere besten Erkenntnisse aus dem Untergrund ziehen und diese Informationen nutzen, um unseren Vorwärtspfad und das, was wir beim nächsten Bohrloch tun, zu informieren. “