Optimierung der Genesung bei Mad Dog 2

Ein Rendering des fertigen Argos semi, das Reserven von Mad Dog 2 produzieren wird. Der Name Argos ist ein Hinweis auf Odysseus 'treuen Hund von The Odyssey. (Bild: BP)

Das Mad Dog-Feld von BP im Tiefsee-Golf von Mexiko ist eine gute Nachricht, die immer wieder veröffentlicht wird, und das Reservoir-Management-Team ist bestrebt, dies auch weiterhin zu tun.

Als das Feld in den Green Canyon-Blöcken 825, 826 und 782 1998 entdeckt wurde, wurde angenommen, dass es 1 Milliarde Barrel Öl enthält. Die Produktion begann im Jahr 2005 mit dem originalen Mad Dog Traversenholm. Bekannt als A-Spar, wurde es für gleichzeitige Produktions- und Bohrvorgänge ausgerüstet. Spätere Auswertungs- und Abgrenzungsprogramme in Kombination mit verbesserten seismischen Daten haben die Ressourcenschätzung auf bis zu 5 Milliarden Barrel Öl erhöht. BP und die Partner BHP und Chevron planten eine zweite schwimmende Plattform, ursprünglich Big Dog genannt, um das Feld zu bedienen. 2013 haben sie das 22-Milliarden-Dollar-Projekt als unwirtschaftlich eingestuft und 2016 einen 9-Milliarden-Dollar-Plan namens Mad Dog 2 genehmigt.

Wenn Mad Dog 2 Ende 2021 online geht, wird es auf eine Vielzahl von Reservoir-Management-Strategien angewiesen sein, um so viel Öl wie möglich aus dem Reservoir herauszudrücken. BP hat Techniken wie die LoSal EOR-Technologie, das unbewegliche Abstützen, die Steuerung des Bohrlochflusses und die Überwachung des Meeresgrundknotens in anderen Bereichen verwendet, aber dies ist das erste Mal, dass alle Strategien von Anfang an in einem Projekt geplant wurden.

„Hier ist eine riesige Menge Öl. Wir müssen mehr tun, um es zu optimieren “, sagt Colin Bruce, Manager des globalen Modellierungsteams im Upstream-Bereich von BP. "Wir stehen auf all dem eingebetteten Wissen, über das BP verfügt, und wenden es auf Mad Dog 2 an."

Laut Emeka Emembolu, Vice President Reservoir Development für den Golf von Mexiko, ist Mad Dog eines der größten unerschlossenen Felder des Miozäns im Golf von Mexiko. Von den 5 Milliarden Barrel Öl wurden bisher 250 Millionen Barrel gefördert. Das meiste davon, sagt Emembolu, stammt aus dem Nordwesten und Nordosten des Stausees. Die 10. Produktionsbohrung nahm 2019 die Produktion auf und schob den Holm über seine vorherige Kapazität von 80.000 b / d hinaus. Ein kürzlich unternommenes Debottlenecking hat zusätzliche Kapazitäten in der Nähe von 100.000 b / d bereitgestellt, und BP nutzt dies aus, sagt er.

"Wir könnten 350 Millionen Barrel aus dem vorhandenen Holm holen", der darauf ausgelegt war, ein Feld mit 1 Milliarde Barrel Öl an Ort und Stelle zu fördern, sagt Emembolu. „Das ist kein wesentlicher Anteil der derzeit verstandenen Ressourcen. Das ist Teil des Treibers für die Mad Dog 2-Einrichtung. “

Er sagt, dass der A-Spar in gewisser Weise wie ein verlängerter, vergrößerter Well-Test vor Mad Dog 2 funktioniert hat.

Durch die Kombination von Reservoir-Management-Techniken wie Wasserfluten und Auffüllbohrungen besteht das Potenzial, mit dem Argos-Halbtauchboot bei Mad Dog 2 zwischen 500 Millionen und 1 Milliarde Barrel zu fördern, so Emembolu. Der Argos semi ist für die Förderung von 140.000 b / d und 75 Millionen Kubikfuß Gas pro Tag aus 14 Produktionsbohrungen ausgelegt. Es wird dazu beitragen, die Lebensdauer des Super-Riesen-Ölfeldes Mad Dog über das Jahr 2050 hinaus zu verlängern.

Die Reserven liegen in drei miozänen Sanden und BP hat eine paläogene Struktur darunter lokalisiert. Obwohl dies nicht Teil der aktuellen Entwicklungspläne ist, könnte es laut Emembolu ein zukünftiges Projekt sein, diese Struktur herzustellen.

Klar sehen
Verbesserte seismische Technologien wie die vollständige Welleninversion und die Untersuchung des Meeresgrundknotens haben BP dabei geholfen, zu verstehen, wie groß das Mad Dog-Reservoir ist.

Laut Emembolu war es schwierig, den Mad Dog-Stausee zu sehen, da sich ein großer Salzstock darüber befand.

Emembolu sagt, der Vergleich von 3D-seismischen Daten des Gebiets aus den späten 1990er Jahren mit aktuellen Bildern „lässt Sie sich fragen, wie jemand dort tatsächlich Öl gefunden hat. Wir können jetzt viel mehr über die Struktur sehen. “

BP entdeckte mithilfe der Vollwelleninversion zusätzliche Ressourcen in zwei weiteren Tiefwasserfeldern des Golfs von Mexiko - Thunder Horse und Atlantis.

"Wir sind dabei, das bei Mad Dog zu tun", fügt Emembolu hinzu.

Im Jahr 2017 führte BP eine Untersuchung des Meeresgrundknotens auf dem Mad Dog-Feld durch. BP platzierte 2.600 Rekorder in einem Abstand von 400 Metern auf dem Meeresboden in 4.500 Fuß Wasser.

Diese Umfrage "hat ziemlich spektakuläre Bilder unter diesem Salz gezeigt", sagt Glyn Edwards, Teamleiter des Mad Dog Reservoir Managers. "Wir beginnen in der Lage zu sein, Flüssigkeitskontakt zu sehen."

Und 4D seismic bietet noch mehr Fenster in den Stausee.

"So viel von der Ölindustrie hat Löcher in den Boden gestochen und gesehen, was passiert", sagt Bruce.

Paul Johnston, Manager des Mad Dog-Reservoirs, sagt, dass die effektive Anwendung von 4D-Seismik unter einem komplexen Salzkörper neu ist, obwohl sie zuvor verwendet wurde.

Mit 4D-Daten kann BP die Wasserflut visuell überwachen, sagt Bruce.

Laut Edwards erwägt sein Team einen Versuch mit einer gemischten 4D-Akquisitionstechnologie zur Wiederaufbereitung, um festzustellen, ob sich die Wasserbewegung oder der Druck des Reservoirs zwischen einer Schlepp-Streamer-Untersuchung von 2005 und der letzten Meeresboden-Knoten-Untersuchung von 2018 geändert hat.

"Wenn wir unter Salz eine fließende Bewegung beobachten können, wäre dies der nächste große seismische Durchbruch für das Reservoir-Management", sagt Edwards.

Der 3.600 Tonnen schwere Aufzug des Generation Module wurde sicher vom Kai 7 von SHI zum Argos-FPU-Rumpf im schwimmenden Offshore-Trockendock fertiggestellt. (Bild: BP)

Mehrere Modelle
BP verwendet einen Ensemble-Prozess zur Modellierung. Die Modellsuite, so Edwards, bietet eine Reihe potenzieller Zukünfte, die es ermöglichen, Vorteile zu nutzen und Nachteile zu mildern.

Das Reservoir-Management-Team von Mad Dog verfügt über rund 3.000 Historienmodelle, die Daten mit unterschiedlichen Beschreibungen des Untergrunds abgleichen.

„Wenn Sie nur ein Modell haben, können Sie sich davon überzeugen, dass Sie wissen, was los ist. Wenn dies nicht funktioniert, kann dies zu einem schwierigen Gespräch mit dem höheren Management führen “, sagt Edwards.

Emembolu vergleicht den Ansatz mit den probabilistischen Hurrikanpfadprojektionen, die Meteorologen verteilen.

„Wir verwenden viele verschiedene Modelle, die unterschiedlich gewichtet sind“, sagt Edwards. "Auf diese Weise binden wir uns nicht an ein bestimmtes Ergebnis."

EOR-Lösung
Der Mad Dog-Holm hat keine Kapazität für die Wasserinjektion, aber im Jahr 2021 wird BP ein Projekt durchführen, um Argos Wasser für die Injektion im nördlichen Teil des Mad Dog-Feldes zu entziehen, sagt Johnston. Das North West Injection-Projekt umfasst künftige Wasserinjektoren, die die A-Holm-Bohrlöcher an der Westflanke fördern. Das Projekt bezieht Wasser aus der Argos-Anlage, der Produktionsvorteil wird laut BP jedoch am A-Holm gesehen. Es wird erwartet, dass der Vorteil der Druckunterstützung die Produktion weit über die derzeitige Einstellung der Produktion des A-Holms im Jahr 2039 hinaus steigern wird, was noch mehr zukünftige Entwicklungsoptionen ermöglicht.

Der Mad Dog 2 semi ist für die Injektion von 140.000 b / d LoSal EOR ausgelegt.

LoSal EOR „ist ein entscheidender Faktor, um die von uns erwarteten Wiederherstellungsfaktoren aus dem Feld herauszuholen“, sagt Emembolu.

BP entwickelte die LoSal EOR-Technologie, nachdem Untersuchungen gezeigt hatten, dass das Injizieren von Wasser mit niedrigem Salzgehalt die Produktionsraten signifikant steigerte. BP setzte die LoSal-Technologie zum ersten Mal im vergangenen Jahr bei Clair Ridge ein und gab bekannt, dass durch den Einsatz der Technologie auf diesem Gebiet voraussichtlich weitere 40 Millionen Barrel gefördert werden.

Bei Mad Dog 2 wird BP den Salzgehalt von Meerwasser reduzieren und es durch einen von acht Wasserinjektionsbrunnen injizieren, um mehr Öl aus dem Reservoir herauszuholen.

Laut Emembolu wird LoSal bei Mad Dog 2 nicht nur die Produktionsraten steigern, sondern auch das Säuern und Skalieren im Laufe der Feldreife verringern.

Pfad verfolgen
BP wird eine Kombination aus Reservoirsimulation, 4D-Seismik, Steuerung des Bohrlochflusses und Tracern verwenden, um die Wasserflut und die Wechselwirkungen zwischen Holm und Produktionshalbzeug zu verstehen und zu steuern, die etwa 10 km voneinander entfernt sein werden.

"Der Holm kommuniziert etwas in den südlichen Bereich, in dem Mad Dog 2 sein wird, aber es ist keine starke Kommunikation", sagt Edwards.

Edwards fügt hinzu, dass sich die Schlüsselinteraktion um den Druckabbau dreht.

"Die Wasserflut wird den Druck im Reservoir aufrechterhalten, so dass der Effekt gemildert werden kann", sagt Edwards.

Mit Hilfe von Tracern kann BP feststellen, welche Wasserinjektionsbohrungen an welche Produktionsbohrungen angeschlossen sind, und das unbewegliche Stützmittel maximiert die Lebensdauer dieser Injektoren.

"Was Mad Dog 2 so einzigartig macht, ist die Verwendung von unbeweglichem Stützmittel, individuell nachverfolgbarer LoSal-Wasserinjektion mit Steuerung des Bohrlochdurchflusses von Anfang an", sagt Johnston. "Es ist die Zusammenfassung und Einbeziehung all dieser Techniken von Anfang an, um den Erfolg zu maximieren."