Método Bullheading Hidráulica y control de pozos

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Método Bullheading

Hidráulica y control de pozos

Profesor: Hilario Sánchez Calamaco

Integrantes:

-Luis David Niño Antonio

-Marco Daniel Cruz Gali

- Jesús Vega Hernandez

-Jesús Adrián González Reyes

Introducción

El Bullheading es uno de los métodos de control de pozo que puede ser utilizado en algunas ocasiones para controlar el pozo. El concepto de cabezazos es bombear patadas de vuelta a las formaciones utilizando un fluido que elimina el peso. Las personas generalmente usan este método cuando la circulación normal es imposible y el método volumétrico no es factible de realizar.

Desarrollo:

¿Cuándo puede considerar el uso del método de control de pozos de Bullheading?

• Cuando el tamaño de la patada es muy grande, por lo que es posible que no pueda controlar el volumen excesivo que sale a la superficie.
• Cuando necesite reducir la presión de la superficie para poder comenzar con las operaciones de control de pozos.
• Cuando existe la posibilidad de exceder la presión superficial y el volumen de gas en la superficie si se realizan los métodos convencionales (método de perforación, espera y peso y volumétrico).
• Cuando no hay tubería en el agujero mientras se toma la afluencia.
• La afluencia contiene un alto nivel de H2S que puede causar seguridad al personal de la plataforma.
• Cuando no hay manera factible de despojarse hasta el fondo para matar en el flujo de abajo.

Para cada operación de perforación, se debe discutir la decisión de llevar a cabo un cabezazo porque si el pozo está cerrado y se espera mucho tiempo antes de tomar la decisión de cabezotear el pozo, puede ser muy difícil de realizar debido a que la presión de la superficie en ese momento puede aumentar tanto debido a la migración de gas. La posibilidad de empujar la patada de vuelta al depósito se reduce.

Hay algunos factores que afectan a la viabilidad de los cabezazos, como se indica a continuación.

Permeabilidad del reservorio: el bombeo de fluido de vuelta al reservorio de baja permeabilidad toma más tiempo que el bombeo a la zona de alta permeabilidad. Puede ser necesario romper la formación para poder excavar con éxito el pozo.

Clasificación de la presión superficial: la clasificación de los equipos de superficie como BOP, cabezal de pozo, tubería de revestimiento, etc. limitará la presión de bombeo máxima permitida.

Tipo de afluencia: La afluencia de gas migrará y aumentará la presión superficial, sin embargo, la afluencia de líquido (petróleo o agua) no causará un aumento de la presión superficial porque no migrará.

Procedimiento de Bullheading

Este procedimiento a continuación le dará sólo una visión general de cómo realizar el aturdimiento, por lo tanto, debe agregar la información específica del sitio antes de realizar el trabajo real.

• Determine la limitación de la presión de la superficie del equipo de superficie.
• Calcule la presión de la superficie que fracturará la formación de la fractura durante la operación de torneado.
• Preparar una tabla de presiones de bombeo que represente los golpes bombeados frente a la presión de bombeo.
• Asegúrese de que la alineación sea correcta.
• Lleve la bomba a una velocidad baja para superar la presión superficial.
• Aumente lentamente la velocidad de bombeo hasta la velocidad de bombeo planificada.
• Monitoree de cerca la presión de la tubería y de la carcasa para asegurarse de que las presiones no excedan la limitación del equipo en ninguna etapa de la operación.
• Disminuya la velocidad de la bomba cuando el fluido se muera cerca del depósito. Usted verá que la presión superficial disminuye con el tiempo mientras que el bombeo de lodo mata al pozo porque el lodo de peso muerto aumentará la presión hidrostática.
• La presión observada aumenta cuando el fluido de peso muerto es empujado hacia la formación.
• Apague la bomba y cierre el pozo.
• Monitorear la presión. Si es necesario, purgue la presión atrapada.

Ejemplo de Cálculo para Operaciones de Bullheading

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. Lo cual podemos ver en la siguiente ecuación:

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

Información del pozo

• 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 Producción a 10.300’MD/ 10.300’TVD.
• Gradiente de Fractura de la Formación: 0.645 psi/ft
• Gradiente de Presión de la Formación: 0.445 psi/ft
• Presión de cierre en la Tubería = 2800 psi
• Revestidor de Producción: 7” OD, 29 ppf, L-80, factor de capacidad = 0.0371 bbl/ft
• Tubing de Producción: 3.5” OD, 9.2ppf, L-80, factor de capacidad = 0.0087 bbl/ft
• Capacidad de la Bomba (bbl/stk) = 0.1 bbl/stk

Cálculos

El punto de referencia para calcular Presión de Formación, Presión de Fractura, peso de matar se basa en el tope de de las perforaciones porque es el que suministra el valor de presión de formación más conservador.

1. Presión de Formación (psi) = Gradiente de Presión (psi/ft) x Tope de Perforación TVD (ft)

R: Presión de Formación (psi) = 0.445 x 11,000 = 4.895 psi

1. Presión Hidrostática Inicial (psi) = Presión de Formación (psi) – Presión de Cierre en el Cabezal del Tubing (psi)

R: Presión Hidrostática Inicial (psi) = 4,895 – 2,800 = 2.095 psi

1. Densidad Inicial Promedio del Fluido (lpg) = Presión Hidrostática Inicial (psi) ÷ (0.052 x Tope de Perforación TVD (ft))

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

1. Peso del Lodo de Matar (lpg) = Densidad Inicial Promedio del Fluido + (Presión de Cierre en Tubing (psi) ÷ 0.052 ÷ Tope de Perforación TVD (ft))

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

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