Ejemplo de Cálculo para Operaciones de BullHeading

 El Bullheading es uno de los metodos de control de pozos que involucra el bombeo de fluidos de la formación de regreso a la misma en un pozo cerrador. Tu puedes leer detalles básicos sobre este metodo en el siguiente link  http://www.drillingformulas.com/bullheading-well-control-method/.

Para esta vez, en este articulo nos centraremos en un ejemplo de cálculo para las operaciones de forzamiento o bullheading.

Componentes de la Presión de Bombeo.

Para la operación de BullHeading, la presión de bomba en superficie ha de ser igual a la suma de todas las presiones de fricción y de Formación, menos la Presión Hidrostática (Figura 1). Lo cual podemos ver en la siguiente ecuación:

Presión de Bomba = Presión Friccional en las Lineas de Superficie + Presión Friccional en el Tubing + Presión Friccional  a través de las Perforaciones + Presión de Formación - Presión Hidrostatica del Tubing

El concepto de presión de bomba es el que se emplea para los calculos de Bull heading.

Figura 1 – Componentes de la Presión de Bomba

INFORMACION DEL POZO EJEMPLO

• Revestidor de Producción a 12.000’ MD /12.000’ TVD.
• Base de las Perforaciones a 11.500’MD/11.500’TVD.
• Tope de las Perforaciones a 11.000’MD/ 11.000’TVD.
• Fin del Tubing de Producción a 11.500’MD/ 11.500’TVD.
• Empacadura de Produccion a  10.300’MD/ 10.300’TVD.
• Gradiente de Fractura de la Formacion: 0.645 psi/ft
• Gradiente de Presión de la Formación: 0.445 psi/ft
• Presion de cierre en la Tuberia = 2800 psi
• Revestidor de Produccion: 7” OD, 29 ppf, L-80, factor de capacidad = 0.0371 bbl/ft
• Tubing de Produccion : 3.5” OD, 9.2ppf, L-80, factor de capacidad = 0.0087 bbl/ft
• Capacidad de la Bomba (bbl/stk) = 0.1 bbl/stk

En la Figura 2 se describe el Diagrama del Pozo, basado en la información suministrada

CALCULOS
El punto de referencia para calcular Presion de Formación, Presion de Fractura, peso de matar se basa en el tope de delas perforaciones porque es el que suministra el valor de presión de formación mas conservador.

• Presion de Formacion (psi) = Gradiente de Presion (psi/ft) x Tope de Perforacion TVD (ft)

Presion de Formacion (psi) = 0.445 x 11,000 = 4.895 psi

• Presion de Fractura (psi) = Gradiente de Fractura (psi/ft) x Tope de Perforacion TVD (ft)

Presion de Fractura (psi) = 0.645 x 11,000 = 7.095 psi

• Presion Hidrostatica Inicial (psi) = Presion de Formacion (psi) – Presion de Cierre en el Cabezal del Tubing (psi)

Presion Hidrostatica Inicial (psi) = 4,895 – 2,800 = 2.095 psi

• Densidad  Inicial Promedio del Fluido  (lpg) = Presion Hidrostatica Inicial (psi) ÷ (0.052 x Tope de Perforacion TVD (ft))

Densidad Inicial Promedio del Fluido (lpg) = 2,095 ÷ (0.052 x 11,000) = 3,66 lpg

• Peso del Lodo de Matar (lpg) = Densidad  Inicial Promedio del Fluido  + (Presion de Cierre en  Tubing (psi) ÷ 0.052 ÷ Tope de Perforacion TVD (ft))

Peso del Lodo de Matar (lpg) = 3.66 + (2800÷ 0.052 ÷11,000) = 8,6 lpg

• Maxima Presión Inicial en Superficie  (psi) = Formation Fracture Pressure (psi) –Initial Hydrostatic Pressure (psi)

Maxima Presión Inicial en Superficie  (psi) = 7,095 – 2,095 = 5000 psi

Los Calculos de Abajo se relacionan con la presión mientras se esta realizando el Bullheading.

• Maxima Presión Final en Tubing (psi) =  Presión de Fractura (psi) – (Peso del Lodo de Matar (ppg) x 0.052 x Fin del Tubing TVD (ft)) – Densidad  Inicial Promedio del Fluido  (ppg) x 0.052 x (Tope de Perforacion  TVD (ft) –  Fin del Tubing TVD (ft))

Maxima Presión Final en Tubing (psi) = 7,095 – (8.6 x 0.052 x 10,500) – (3.66 x 0.052 x (11,000 – 10,500)) = 2.304 psi


Presion Maxima cuando el Peso de Lodo de Matar alcanza la Perforacion

• @ Tope de la Perforacion (11.000 pies TVD)

Presion Maxima Final (psi) = Presion de Fractura de la Formacion @ tope de perforacion (psi) – (Peso de Matar del Lodo (ppg) x 0.052 x Tope de la Perforación TVD (ft))
Presion Maxima Final  (psi) = 0.645 x 11,000 – (8.6 x 0.052 x 11,000)
Presion Maxima Final (psi) = 2.176 psi

• @ Base de la Perforacion (11.500 ft TVD)

Presion Final Maxima (psi) = Presion de Fractura de la Formacion @ Base de perforacion (psi) – (Peso de Matar del Lodo (ppg) x 0.052 x Base de la Perforación TVD (ft))
Presion Final Maxima (psi) = 0.645 x 11,500 – (8.6 x 0.052 x 11,500)
Presion Final Maxima (psi) = 2.275 psi

La presion final maxima mas conservadora es 2.176 psi.

Como se puede notar, al tener como referencia el tope de la formación nos da un valor de la presion final maxima mas conservador, por ello esa es la razón que se seleccione ese punto para los calculos.

• Volumen Bombeado en la Tuberia (bbl) = Factor de Capacidad del Tubing (bbl/ft) x Longitud del Tubing (ft)

Volumen Bombeado en la Tuberia (bbl) = 0.0087 x 10,500 = 91,4 bbl

• Emboladas Bombeadas en Tubing  (stk) = Volumen Bombeado en la Tuberia (bbl) ÷ Capacidad de Desplazamiento de la Bomba (bbl/strk)

Emboladas Bombeadas en Tubing (stk) = 91.4 ÷ 0.1 = 914 emboladas

• Volumen Bombeado desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (bbl) = Factor de Capacidad del revestidor (bbl/ft) x (Tope de Perforacion TVD (ft) – Fin del Tubing TVD (ft))  = 0.0317 x (11,000 – 10,500) = 18,6 bbl

• Emboladas Bombeadas desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación  (stk) = Volumen Bombeado en Revestidor (bbl) ÷ Capacidad de Desplazamiento de la Bomba (bbl/strk) = 18.6 ÷ 0.1 = 186 emboladas

• Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación (bbl) = Capacidad del Revestidor (bbl/ft) x (Base de la Perforacion TVD (ft) – Tope de la Perforacion TVD (ft))  = 0.0317 x (11,500 – 11,000) = 18,6 bbl

• Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación (stk)) = Volumen Bombeado en revestidor (bbl) ÷ Capacidad de la Bomba (bbl/strk) = 18.6 ÷ 0.1 = 186 strokes

Sumario Total del Volumen Bombeado


Con el fin de empujar de regreso a todos los fluidos de la formación, se requiere que el volumen bombeado debe ser al menos desde la superficie hasta el final de la perforacion cañoneada.

Programa de Presiones Mientras se realiza Bull Heading
Tiene el mismo concepto del metodo de control de pozos por Esperar y Pesar.

Reducción de la Presión en Tubing  (psi/stks requeridos) = (Maxima Presion Inicial en Superficie (psi) – Maxima Presión al Fin del Tubing  (psi)) X Emboladas Requeridas (stks) ÷ Volumen en Tubing (stk)
Para estos Calculos , se selecciona 100 emboladas.

Reducción de la Presión en Tubing (psi/required stks) = (5,000 – 2,304) x 100 ÷ 914 = 295 psi / 100 stks

Reducción de la Presión  en el Revestidor (psi/stks requeridos) = (Maxima Presión Inicial al Fin del Tubing  (psi) – Presión Maxima Final (psi)) X Emboladas Requeridas (stks) ÷  Volumen desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (stk)  = (2,304 – 2,176) X 100 ÷ 186 =  96psi / 100 stks


Dibujar el Grafico de Bullheading basado en los Datos Suministrados.
La linea roja es la presión maxima. Si la presión excede la linea roja , la formación se rompera (zona de fractura).  La linea azul representa la condicion de cierre. Las presiones por debajo de la linea azul indican que el pozo esta en Bajo balance (Zona de Influjo). El area entre la linea roja y la azul es la zona de seguridad para la operación de Bullheading (Figura 3).

Figura 3 – Grafico de BullHeading

Para operaciones seguras, la presión de bombeo tiene que estar dentro de la zona de bullheading. (Figure 4).

Figura 4 –  Bullheading Seguro

Las formaciones pueden fracturarse si la presión de bombeo excede la linea de fractura. (Figura 5).

Figura 5 - Operaciones Bullheading excediendo la presion de Fractura.

 Nota:  Este grafico se realizo sin tomar en cuenta la presión de fricción. Es la mas conservativa presión para prevenir la fractura de la formación.

Reference books: Well Control Books

TRADUCIDO DESDE

Bullheading Calculation Example

by DrillingFormulas.Com on July 12, 2015

http://www.drillingformulas.com/bullheading-calculation-example/