Bull Heading 5q1g2m

2 MÉTODO

DE

REGRESAR

FLUIDOS

CONTRA-FORMACIONES

(BULLHEADING) Este método consiste en bombear contra-formación la capacidad de la o las tuberías de la sarta de perforación o a través de un aparejo de producción o sarta de perforación. El método se lleva a cabo cuando no hay obstrucciones en la tubería y puede lograrse la inyección de los fluidos del pozo, dentro de la formación sin exceder ningún límite de presión. Se desplaza todo el volumen en el interior de la tubería con la cantidad necesaria de un fluido de perforación o un fluido de reparación. Durante la etapa de perforación de un pozo, cuando se presenta un brote y dependiendo las condiciones; puede utilizarse esta técnica. Como es el caso de un brote con fluidos de

ambiente amargo y corrosivo (H2S o C02); donde luego de efectuar el cierre del pozo, analizar la situación y tomar la decisión a seguir; sea recomendable regresar los fluidos contra-formación (Bullheading) en lugar de sacarlos a la superficie y los consiguientes riesgos a la instalación del equipo y los trastornos respiratorios para el equipo de trabajo. PROCEDIMIENTO 1

Determinar las presiones de las tuberías con el pozo cerrado, TP y TR con su límite de cada una a la presión interna.

2

Tener los cálculos de volúmenes que se pretendan bombear. Elaborar una hoja de control de brotes con su cédula de trabajo contra el total de emboladas para desplazar los fluidos hasta el extremo de la tubería o la barrena.

3

Al iniciar la operación, la bomba debe superar la presión del pozo, la cual podrá ser mayor que la presión en la tubería de perforación al cerrar el pozo (PCTP). A medida que la presión reducida de circulación está inyectando contra-formación la lectura en el manómetro, disminuirá conforme el fluido de control se acerca a la formación.

4

Al llegar el fluido a la formación, al no ser del mismo tipo del brote, causará una resistencia a la inyección contra-formación, incrementando la presión de bombeo.

5

Cuantificar el total de emboladas y parar la bomba. DESCRIPCIÓN DE LOS EVENTOS: -

Deberá cuidarse en no rebasar ninguna presión máxima permisible, cuidando los

valores de la hoja para el control de brotes y lectura en los manómetros. -

Si en los cálculos se previno un sobre desplazamiento del fluido de control se determinará inyectarlo en la misma etapa.

-

Si el pozo aún registra presión, sucedió que el gas migró hacia arriba durante el bombeo contra-formación o bien el fluido utilizado no tenía la densidad requerida. Por lo que se evitará no fracturar la formación a la profundidad de la zapata de la tubería de revestimiento y en los demás puntos del sistema de control. En operaciones de mantenimiento de pozos (workover), el inyectar contra-formación (Bullheading) puede tener limitaciones, en función al intervalo productor en explotación y condiciones del yacimiento cuando se pretenda aplicar este método. Podrá suceder que, los fluidos que aporte el intervalo productor sean demasiado viscosos, resultando que la operación se prolongue por bastante tiempo.

-

Al aplicar el método por el interior de la tubería, es recomendable represionar el espacio anular de la TR para evitar una ruptura por el exterior de la TP. Por lo que deberán tenerse registradas las presiones internas a su límite de ruptura para no excederlas.

-

El gas es un fluido más penetrable en relación al aceite y al agua salada. Por lo consiguiente puede ser menos necesario fracturar si el brote es gas.

-

El control contra-formación es una técnica común en un escenario de perforación. Cuando el pozo está perforado horizontalmente, es altamente fracturable, si la formación la componen carbonatos simples. Este no es un método recomendado para un pozo perforado verticalmente donde varias formaciones están expuestas a lo largo de la longitud del pozo.

-

En un escenario de reparación, en un pozo vertical u horizontal donde haya un agujero revestido, la mayoría de las formaciones son separadas por las tuberías de revestimiento y hay más control respecto a cual formación se regresarán los fluidos del brote utilizando este método.

-

El gas siempre causará problemas de migración, siendo recomendable agregarle al fluido de control viscosificantes que retarden este proceso durante la operación de control.

-

El yacimiento puede tener baja permeabilidad y tal vez se requerirá exceder la presión de fractura, sin llegar al límite de ocasionar una pérdida de circulación.

-

Inyectar los fluidos contra-formación (Bullheading) no está limitado a bombear por el espacio anular. Sin embargo las fricciones por este espacio son considerablemente menores que por dentro de la tubería de perforación. Esto permite una mayor disponibilidad en la presión de bombeo por el espacio anular, cuando se efectúa una operación contra-formación. Los siguientes aspectos deberán ser considerados:

a

El brote puede estar arriba de una zona muy débil del pozo.

b

El lodo podrá bombearse a un alto gasto en el cual el gas migre hacia arriba.

c

Suficiente

permeabilidad

o

fracturas

inducidas

o

naturales

pueden

presentarse al forzar contra-formación los fluidos. d

Si la permeabilidad presente es suficiente y no se desea incluir una fractura adicional, las presiones en superficie no deberán excederse al tener en consideración las presiones de fractura calculadas.

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.

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. 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.