Campo petrolero de Buchan - Buchan Oil Field
| Campo petrolero de Buchan | |
|---|---|
  | |
| País | Escocia |
| Región | Centro del Mar del Norte , Cuenca del Fletán Sur |
| Offshore / onshore | Costa afuera |
| Coordenadas | 57 ° 48′N 0 ° 0′E / 57.800 ° N 0.000 ° E Coordenadas : 57 ° 48′N 0 ° 0′E / 57.800 ° N 0.000 ° E |
| Operador | Energía de talismán |
| Historia de campo | |
| Descubrimiento | Agosto 1974 |
| Inicio de la producción | Mayo de 1981 |
| Pico de producción | 1983 |
| Abandono | 2018 |
El campo petrolero Buchan es un pequeño campo petrolero con pequeñas reservas de gas en el centro del Mar del Norte . Se encuentra en un área conocida como South Halibut Basin, aproximadamente a 120 millas (190 km) al noreste de Aberdeen , Escocia , y se encuentra principalmente en el bloque de licencia 21 / 1A, que se extiende hasta el bloque 20 / 5A (E). El campo fue descubierto en agosto de 1974, dos años después de la fecha de emisión de esos bloques. Lleva el nombre de Buchan, una zona del noreste de Escocia, cuya ciudad principal es Peterhead.
Inicialmente, Buchan se consideró un campo muy riesgoso, tanto comercial como operacionalmente, y se esperaba que estuviera terminado después de cinco años. La geología del campo creó importantes dificultades al inicio de su desarrollo, pero el desarrollo de nueva tecnología de perforación y extracción ha hecho posible un aumento continuo de sus reservas recuperables. Se cree que Buchan seguirá desempeñando un papel importante en el Mar del Norte y que nuevos avances tecnológicos permitirán la producción continua de este campo hasta al menos 2018.
Exploración
Como titular de la licencia inicial, Transworld Petroleum (Reino Unido) con Texaco perforó el primer pozo en el campo en agosto de 1974. En los dos años siguientes, se perforaron otros tres pozos de evaluación en el área. Sin embargo, resultó ser un área muy difícil de extraer: las pruebas revelaron un campo extremadamente complejo y fracturado, y dos de los simulacros de evaluación finalmente se perdieron. Luego, BP se convirtió en el operador del campo en 1977.
Buchan fue inicialmente descrito como un “pequeño campo de potencial de reserva incierto” (Hill 1979). Las primeras estimaciones fueron para reservas de aproximadamente 50 millones de barriles (7,900,000 m 3 ) de petróleo. Algunas estimaciones, aunque sugirieron que se podrían extraer más de 120 millones de barriles (19.000.000 m 3 ) de petróleo, dependiendo de los gastos de capital adicionales y la capacidad del yacimiento . La producción del campo comenzó en mayo de 1981 y alcanzó su máxima capacidad de producción en mayo de 1983, cuando el campo producía 32.000 barriles por día (5.100 m 3 / d).
Se han descubierto más campos en el área de campo de Buchan. El campo del satélite Buchan North fue descubierto poco después del campo principal. El cercano campo Hannay, descubierto en 1996, está vinculado a la plataforma Buchan Alpha.
Geología
El horst central del campo tiene aproximadamente 400 metros de espesor en una orientación de este a oeste. Este horst central está formado por Old Red Sandstone de los períodos Devónico y Carbonífero Inferior (Edwards 1991). El horst está rodeado por arenas del Jurásico Medio a Tardío que son fluviales y eólicas intercaladas con limolitas (Hill 1979). Sin embargo, la calidad de estas arenas varía tanto vertical como lateralmente (figura 2). Se cree que el horst central contiene 370 millones de barriles (59.000.000 m 3 ) de petróleo, mientras que se espera que las arenas jurásicas circundantes contengan significativamente menos, aproximadamente 38 millones de barriles (6.000.000 m 3 ) de petróleo (Wood Mackenzie 2002).
El factor más importante de este campo es la sobrepresión del horst central. Esta sobrepresión ha sido creada por lo que se cree que es un levantamiento de 2500 m, de los cuales 1000 m ocurrieron durante el Período Cretácico Inferior (Hill 1979). Los datos de presión que se recopilaron de los pozos de evaluación muestran que hay una sobrepresión de 3200 lbf / in² (22 MPa ). Más importante aún, la zona de transición de la presión normal a esta sobrepresión ocurre sobre algunas capas extremadamente delgadas del Cretácico Inferior, que en algunas partes tienen solo 30 m de espesor.
Estos hallazgos iniciales sugirieron que este sería un campo marginal del que sería difícil extraer información. Estos datos también sugirieron que la extracción estaría limitada debido a una baja porosidad y permeabilidad . Sin embargo, como con todos los campos, a medida que se investigaron más datos de producción, se revelaron nuevos hechos sobre la geología. En este caso, el campo Buchan está bastante fracturado debido a su ubicación en una antigua falla. Por tanto, existen numerosas fisuras en el yacimiento que aumentan su porosidad y permeabilidad.
Otros tres problemas importantes de la geología del campo tendrían que superarse durante la etapa de perforación (Hill 1979). Inicialmente hubo problemas con los datos geofísicos del campo. Como se mencionó, el campo está muy fracturado debido a su ubicación. Esto redujo la calidad de los datos sísmicos, dando reflejos deficientes. Como resultado, la geofísica no pudo usarse para definir con precisión la profundidad superior del reservorio; las estimaciones iniciales de profundidad estaban por encima de hasta 133 m.
Las presiones de poro de las capas sobre el depósito también son muy peligrosas, ya que varían mucho de una a otra. Hay una presión normal en las capas de piedra caliza del Cretácico Superior, pero entre esta presión normal en la piedra caliza y el depósito sobrepresionado sólo hay una pequeña capa de lutita del Cretácico Inferior . En algunas partes, esta lutita tiene solo 30 m de espesor y separa la capa anterior y el depósito sobrepresionado. Como resultado, la presión de poro en la lutita en la parte superior es cercana a lo normal pero rápidamente se acerca a 3200 psi (22 MPa) cuando entra en contacto con el yacimiento. Esta circunstancia resultó difícil a la hora de seleccionar los pesos de lodo adecuados durante la perforación. Además, la capa de esquisto no tenía una profundidad de capa uniforme, que variaba de 30 a 200 m, por lo que era difícil extrapolar la presión de poro en diferentes secciones (Hill 1979).
Durante la perforación de pozos de evaluación en el yacimiento se descubrieron dos importantes zonas de pérdidas. Las zonas fracturadas, como las que se encuentran alrededor del campo Buchan, pueden provocar una pérdida completa o grave de toda la corriente de lodo a medida que es absorbida por la formación. Ambos casos involucraron la penetración del yacimiento a una profundidad mucho menor de lo que se consideró originalmente debido a vagos datos geotécnicos. El primer caso, en el pozo 21 / 1-2, resultó en pérdidas de lodo considerables y una sección significativa del pozo tuvo que ser abandonada para que la perforación pudiera tomar un camino diferente. Esta opción no estaba disponible en el segundo caso, en el pozo 21 / 1-4, y el pozo tuvo que abandonarse eventualmente.
Además, la composición geológica de la matriz del embalse no contribuyó a la producción del campo en la medida que se esperaba. Inicialmente se asumió que la producción total alcanzaría un pico de 72,000 bbl / d (11,400 m 3 / d) y que tendría una tasa de producción promedio de 48,000 bbl / d (7,600 m 3 / d). Sin embargo, el campo solo alcanzó un pico de 32,000 bbl / d (5,100 m 3 / d) y el promedio del campo fue significativamente menor que eso.
Perforación
BP tuvo que emplear medidas sofisticadas para superar las dificultades geológicas del campo. Estos problemas fueron lo suficientemente importantes como para que los dos ingenieros superiores del proyecto publicaran un artículo sobre ellos en la Society of Petroleum Engineers . Enfrentaron problemas con el tiempo del proyecto, con la perforación operativa del pozo y con la fase de terminación (Pinchbeck 1979).
La falta de datos geofísicos adecuados sobre el reservorio requirió serias precauciones. El pozo fue diseñado para tener numerosos refuerzos para asegurar que si la parte superior del depósito se penetrara accidentalmente, las sartas de revestimiento pudieran manejar la sobrepresión. También estaba el problema del encuentro con otras zonas de pérdida como las experimentadas por los pozos de tasación, que fue superado mediante una combinación de control estricto de la perforación y su ubicación, junto con un análisis cuidadoso de las diversas variables geológicas. Esto aseguró que se perforaran los pozos del tamaño correcto a través de las zonas de pérdida y que se evitaran las lutitas sobrepresionadas mediante un control cuidadoso de la presión de poro. En total, se perforaron nueve pozos para producción (siete pozos centrales y dos pozos satélites).
Desarrollo
La vida útil inicial de este campo fue de cinco años con una producción de 50 millones de barriles (7,900,000 m 3 ) de petróleo, por lo que para maximizar las ganancias, el desarrollo tuvo que avanzar muy rápidamente y todos los costos de capital se mantuvieron al mínimo (Mieras 1983). Por esta razón, gran parte del desarrollo se realizó en paralelo para que los pozos, las tuberías y la boya de carga en alta mar se completaran a tiempo. Dado que la perforación se completó por completo y luego se cerró el otoño anterior, cuando la plataforma estuvo disponible para entrar en línea, casi pudo alcanzar la capacidad total de producción del yacimiento de inmediato. La mayor demora se debió a la conversión de una plataforma de perforación semisumergible, Drillmaster, a una plataforma de producción, que terminó con 20 meses de retraso y un 40% más de lo previsto (Mieras 1983). Estas actualizaciones retrospectivas fueron necesarias después de que una plataforma similar, Alexander L. Keilland , colapsara y matara a 100 personas.
Las superficies superiores de Buchan Alpha fueron diseñadas por Matthew Hall Engineering, que también era responsable de las adquisiciones, la gestión de proyectos, la gestión de la construcción y los servicios de instalación en alta mar. Se les adjudicó el contrato en octubre de 1977. Inicialmente había instalaciones para ocho pozos de producción de petróleo. La capacidad de producción fue de 70.000 barriles de petróleo por día y 600.000 metros cúbicos estándar de gas por día. Había un solo tren de producción de tres etapas de separación con la primera etapa operando a una presión de 10 barg . La generación de electricidad fue impulsada por cuatro motores diesel de 2 MW. El alojamiento en la parte superior era para 80 personas.
La producción del campo Buchan Oil se puso en marcha en mayo de 1981 y la exportación de petróleo se inició en junio de 1981. Inicialmente, el petróleo se descargaba de la plataforma a un petrolero . Sin embargo, en 1986 se construyó un oleoducto que se conecta con el sistema de oleoductos Forties y luego con Cruden Bay . Este oleoducto sumó otros 15 millones de barriles (2.400.000 m 3 ) a las reservas recuperables.
La producción alcanzó su punto máximo pronto en 1983 con un promedio de 32.000 bbl / d (5.100 m 3 / d), pero a finales de 1984 la producción estaba disminuyendo y la plataforma se sometió a un importante programa de mantenimiento junto con la adición de instalaciones de elevación por gas. A diferencia de la mayoría de las instalaciones de elevadores de gas que provocan grandes retrasos en la producción, se había anticipado la necesidad de un elevador de gas y, por lo tanto, se pudo completar mediante la intervención con cable (Pinchbeck 1979). La adición del levantamiento de gas permitió que la producción alcanzara los 20 000 bbl / d (3200 m 3 / d) durante varios años antes de comenzar una lenta disminución constante en 1989. Cualquier gas restante se quema.
Sin embargo, las reservas para el campo se mejoraron continuamente de la prudente predicción de 50 millones de barriles de petróleo en 1979 a 134 mbo en 2002. Esto se atribuyó a un mayor conocimiento del campo, así como a la mejora de los métodos de extracción.
BP continuó siendo el principal operador del campo junto a Texaco, que se había adjudicado el bloque 20/5 (a). Esto continuó hasta agosto de 1996, cuando el campo se vendió junto con los campos Beatrice Oil Field y Clyde Oil Field a Talisman Energy , una compañía petrolera canadiense que se especializa en campos que se acercan a su etapa de abandono. En 2002, se pensaba que el campo aún tenía 37 millones de barriles (5.900.000 m 3 ) de petróleo recuperable. Debido a los avances en la tecnología y una mejor comprensión del campo, se cree que el tamaño final de las reservas recuperables será de 155 millones de barriles (24,600,000 m 3 ) de petróleo.
Futuro
Talisman se especializa en extraer una cantidad significativa de reservas de campos maduros mediante el uso de técnicas de perforación avanzadas para mejorar la producción y aprovechar reservas adicionales en el campo.
Uno de estos métodos que se está probando a partir de 2001 es para un programa de perforación con tubería en espiral y perforación con bajo balance , que en ese momento no había sido probado antes por una FSPO (CCNMathews 2001). Esto desviaría un pozo existente y aumentaría la producción. De hecho, esto aumentó la producción en 5.500 bbl / d (870 m 3 / d), elevando el promedio diario a 13.000 bbl / d (2.100 m 3 / d). Dado el éxito de este tipo de perforación, otros dos pozos se someterán a este tratamiento.
El campo Buchan juega un papel integral en la estrategia a largo plazo de Talisman, ya que esperan continuar produciendo en este campo mucho más allá de la fecha de cierre prevista de 2015. Este éxito continuo con la nueva tecnología ha inspirado la esperanza de que Talisman pueda extraer una parte mucho mayor de el total de 400 millones de barriles (64.000.000 m 3 ) en el lugar.
La última actualización del HSE es que el campo Buchan dejará de producir en septiembre de 2017, a pesar de que el extenso estudio de la estructura mecánica de la plataforma de perforación Buchan Alpha no descubrió signos de fatiga o debilidad del metal dentro de la instalación. Técnicamente, podría durar años, pero es muy poco probable que se permita.
Ver también
Referencias
- Edwards, CW 1991. The Buchan Field, Bloques 20 / 5a, 21 / 1a, Reino Unido Mar del Norte. En Reino Unido, yacimientos de petróleo y gas, volumen conmemorativo de los 25 años . Londres, The Geological Society, Memoir 14,253-259.
- Hill, PJ y Smith. G., Aspectos geológicos de la perforación del campo Buchan , SPE No. 8153, Conferencia de Europa en alta mar, 1979. [1]
- Pinchbeck, RH y Powell, SE, Perforación y finalización del campo Buchan , SPE No. 8154, Conferencia de Europa en alta mar, 1979. [2]
- Mieras, AA, Desempeño operativo del sistema de carga flotante y de producción flotante del campo petrolífero de Buchan , SPE 12433, Conferencia costa afuera de Asia sudoriental, febrero de 1983. [3]
- CCNMathews., Talisman News Release, 20 de agosto de 2001. Consultado el 8 de octubre de 2004 en [4].
- Wood Mackenzie ,. Servicio Upstream del área de Fife Reino Unido-Mar del Norte central, 1980 [5]
- Wood Mackenzie ,. Servicio Upstream del Reino Unido del área de Fife-Mar del Norte central, 1984 [6]
- Wood Mackenzie ,. Servicio Upstream del Reino Unido del área de Fife-Mar del Norte central, 2002 [7]