Manual Tècnico de Fòrmulas

C= B + R ( T+ t )M

Ph= D X P 10

Pf = Ph + PTP

C= B + R ( T+ t )M

Ph= D X P 10

Pf = Ph + PTP

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOSUNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

I

M.I. Pedro Javier Caudillo MárquezSubdirector de la Unidad de Perforación y

Mantenimiento de Pozos

Ing. Juan Antonio Silva RomoGerente de Control de Operación y Evaluación

M.I. Juan Alfredo Ríos JiménezGerente de Estrategias de Ingeniería

Ing. Mario Ernesto Rivera VelázquezGerente de Sistema Integral de Protección

Ambiental y Calidad

Ing Carlos Enrique Becerra SchulzGerente de Administración y Finanzas

Ing. Ricardo Ramírez LaraSubgerente de Perforación y Mantenimiento de

pozos

Técnico. Fernando Cruz GarduzaSuperintendente de plataforma

D i r e c t o r i o



II

r e f a c i oP

“Cuando se tiene calidad, todo lo demás es una consecuencia”.

La calidad no la dan las maquinas, ni los sistemas, ni tampoco las estructuras organizacionales.

La calidad la dan las personas.

Ciertamente que nuestro país es muy joven, pero también estoy convencido que ya está en edad de que sus integrantes actúen con madurez y responsabilidad.

Tenemos muchos problemas que en mayor o menor grado nos aquejan, alguno de ellos son muy viejos y aun los seguimos cargando, sin embargo, quiero referirme a uno solo, que, considero es el que más daño nos ha causado. El paternalismo.

El paternalismo es el enemigo de la responsabilidad: nos ha enseñado a depender de los demás y con esto es lo que hemos aprendido: es lo mismo que nos empeñamos en enseñar.

Existen organizaciones que se han especializado en promover la calidad y prácticamente en todas las empresas se hacen esfuerzos por lograr lo mismo: la realidad es que a pesar de todos estos intentos, pienso que estamos aun muy lejos de lograr el nivel de calidad, que exige nuestro mundo actual.

Volviendo al punto de partida, yo creo que lo que está pasando es que en las empresas están tratando de lograr la calidad, en base al diseño del sistema, a definir normas y a corregir los cuadros organizacionales, esto está bien pero mientras no se consiga que las personas que participen en las labores se comprometan consigo mismas y con lo que hacen, todo lo que se intente resulta en vano.

La calidad no debe considerarse como un tema de moda, debe de ser algo elevado al nivel de una filosofía y reconocer que en ello está en juego el prestigio de las personas y de las empresas.

La calidad implica un cambio total de actitud, es un nueva manera de ser y pensar, es actuar de forma y fondo diferente y es crear un nuevo estilo de vida, el nivel da calidad que estoy seguro, todos deseamos, no se podrá lograr de la noche a la mañana es ciertamente una labor que nos llevará años alcanzar, sin embargo hay que comenzar poniendo en ello todo nuestro empeño.



III

Debe de ser una acción integral del ejecutivo, del vendedor, de la secretaria, del cobrador, del estudiante, del maestro, del chofer, del obrero, del funcionario, y en fin, de todos quienes estamos involucrados en producir bienes muebles, así como de los que ofrecemos servicios a la comunidad.



IV



1

N D I C E

INTRODUCCIÓNCAPITULO I

1.- Presión hidrostática.......................................2.- Volumen de acero.........................................3.- Velocidad anular............................................4.- Capacidad en tubería, agujeros y espacio

anular..........................................................5.- Cantidad de barita para densificar el fluido de

perforación (fórmula y método práctico)........6.- Peso de tubería flotada..................................7.- Densidad que se obtiene al mezclar dos o más

fluidos de diferentes densidades.....................8.- Volumen de aceite (diesel) para emulsionar el

fluido de perforación inicialmente....................9.- Volumen de aceite para aumentar la emulsión..10.- Cantidad de agua o aceite necesaria para

disminuir la densidad....................................11.- Cantidad de agua necesaria para disminuir el

% de sólidos en exceso....................... ........12.- Para convertir % en peso a p. p. m. de NaCl....13.- Concentración para preparar un lodo base-agua

bentonítico..................................................14.- Para convertir cloruros a sal...........................15.- Cloruros (Cl-)...............................................16.- Velocidad anular óptima para rangos normales

de diámetros de agujeros y pesos de lodo........17.- Caballos de potencia hidráulica.......................

I

PAG.889

10

1112

13

1314

14

1515

151616

1617



2

18.- Cálculo de diámetro de toberas......................19.- Caída de presión en flujo turbulento...............20.- Densidad de circulación o equivalente.............21.- Caída de presión en flujo laminar en el espacio

anular.........................................................22.- Número de lingadas para sacar para llenar el

pozo...........................................................23.- Capacidad acarreadora de los fluidos...............24.- Número de emb./min, cuando se requiere un

determinado gasto........................................25.- Gasto requerido para una velocidad anular.......26.- Peso de un tubo (Parte lisa)...........................27.- Diámetro interno de un tubo..........................28.- Resistencia a la tensión de un tubo................29.- Máximo peso disponible para la barrena..........30.- Longitud o tramos de lastrabarrenas (D.C.)

para perforar................................................31.- Punto neutro................................................32.- Área transversal de un tubo...........................33.- Diámetro de un tambor.................................34.- Servicio realizado por un cable.......................35.- Carga máxima permisible en las líneas............36.- Equivalencias de tubos de diferentes pesos......37.- Presión de formación....................................38.- Presión total de sobrecarga...........................39.- Gradiente geotérmico. (Costa del Golfo de

México).......................................................40.- Intensidad y severidad de la pata de perro.......41.- Potencia al gancho........................................42.- Lineamiento de gasto y optimización hidráulica.43.- Volúmen de agua para una lechada.................44.- Principales funciones trigonométrica para

triangulo rectángulo......................................45.- Costo por metro de perforación......................

181920

20

2122

232324242526

272829293031323233

3636383939

4042

46.- Tiempo requerido de una barrena próxima, para obtener el mismo costo por metro (tiempo para salir a mano)........................................

47.- Tiempo máximo permisible para que el costo no aumente.................................................

48.- Torque de una T. P........................................49.- Gasto mínimo recomendable (Ecuación de

Fullerton)....................................................50.- Volumen de un taque cilíndrico, en posición

horizontal....................................................51.- Diámetro de estrangulador.............................52.- Disminución de la densidad en un fluido,

agregando agua o aceite, conservando el volumen constante.......................................

53.- Tipo de flujo invasor en el pozo......................54.- Presión inicial y final de circulación en el

control de un brote.......................................55.- Densidad de control......................................56.- Punto libre...................................................57.- El exponente “D”..........................................58.- Diseño de sarta de perforación.......................59.- Cálculo de la relación aceite/agua...................60.- Potencia máxima en la barrena......................61.- Desgaste de una barrena de insertos...............62.- Peso real (aproximado) sobre la barrena en un

pozo direccional...........................................63.- Velocidad de chorro necesaria contra la

velocidad de perforación................................64.- Peso de un material, en función de su densidad

y su volumen...............................................65.- Profundidad vertical y desplazamiento

horizontal en pozo direccional (ángulo promedio)...................................................

66.- Densidad equivalente en una prueba de goteo.67.- Fuerza que mantienen pegada a la tubería por

presión diferencial........................................



3

43

4446

46

4748

4950

5152525354555555

56

56

57

5860

60

CAPITULO II

T A B L A STITULO

1.- Factor de flotación (Ff).2.- Densidad en algunos materiales.3.- Resistencia de materiales.4.- Pesos de tubería de perforación.5.- Condiciones óptimas de un lodo convencional

(base agua) controlado con el viscosímetro “FAN”.

6.- Datos principales de una brida A. P. I.7.- Peso de lastrabarrenas.8.- Contaminantes más comunes, y sus efectos en

los fluídos base-agua.9.- Ton-Km para efectuar corte.10.- Relación entre factores de seguridad y factores

de servicio.11.- Declinación magnética.12.- Tabla de conversiones.13.- Condiciones óptimas para un fluido de

perforación en emulsión inversa.14.- Longitudes recomendadas para los cortes de

cable.15.- Datos de herramienta Dyna-Drill.16.- Datos de herramienta Navii-Drill.17.- Resistencia mecánica del cable (Camesa).



4

18.- Cantidad requerida de aditivos para preparar 1 3 m de fluido de Protexil EI-IMP.

19.- Clasificación API de los cementos utilizados en la industria petrolera.

20.- Aplicaciones de los cementos API.21.- Catalizadores de uso común en el cemento.22.- Aditivos de control de filtración.23.- Retardadores de uso común.24.- Materiales que se añaden comúnmente a las

lechadas para controlar pérdida de circulación.25.- Efectos de los aditivos del lodo en el cemento.26.- Datos para la colocación de grapas en cables.27.- Resistencia de cables de manila.28.- Tipos de anclas.29.- Equivalencias de conexiones.30.- Apriete adecuado para conexiones de T. P. y

T.P. extra-pesada (H.W.).31.- Flexión sufrida por la tubería de perforación en

operaciones de enrosque y desenrosque con tenazas.

32.- Recalcados de tubería.33.- Identificación y tratamiento de un fluido

contaminado.34.- Concentración óptima de opturantes.35.- Tabla de torsión aplicada a la tubería de

perforación mediante la rotaria.



5

Perforación Direccional Controlada ........................

Datos para el control de un brote .........................

Glosario ............................................................



6

PAG.

101

151

239

a recopilación de las fórmulas y tablas, contenidas en este manual, son el resultado de condensar y reunir material expuesto por diversos autores.L

No pretendo ser original, sino simplemente compendiar el material disperso que permita al personal que labora en el campo de la perforación de pozos, a quienes va dirigidoel manual, como ayuda en el desarrollo profesional de su labor en la Industria Petrolera que representan.

Se completa cada fórmula con algunos conceptos sencillos y ejemplos para su mayor comprensión y en pocos de los casos se desea una calculadora científica.

La capacidad de analizar cualquier problema en perforación de pozos deber ser en forma sencilla y lógica, para aplicar una solución en pocos principios básicos bien conocidos. El enfoque principal de éste trabajo consiste en aplicaciones prácticas y dejar para más adelante los conceptos y cálculos más difíciles.

I N T R O D U C C I Ó N



7

1.- PRESIÓN HIDROSTÁTICA.

La presión hidrostática es la presión que ejerce el peso de una columna de fluido a una determinada profundidad .

Donde:

2 Ph = Presión hidrostática, en Kg/ cm .3D = Densidad del fluido de perforación, en gr/cm .

P = Profundidad de la columna de fluido, en m.

2.- VOLUMEN DE ACERO.

Al sacar y meter la sarta de perforación es necesario saber el volúmen de fluido que baja o aumenta en las presas para detectar alguna perdida de circulación o entrada de fluido al pozo, conociendo el volúmen de acero o para otros cálculos.

C A P I T U L O I

FÓRMULAS

D X P 10

Ph =

Ps 7.85

Va=



8

Donde:

3 Va= Volumen de acero, en m o Lts.Ps= Peso de la sarta en el aire, en Tons. o Kg.

3.-VELOCIDAD ANULAR.

La velocidad anular, es la velocidad con que viaja el fluido a la superficie.

Donde:

Va= Velocidad anular, en pies/min.Q= Gasto de bomba, en gal/min.D= Diámetro del agujero, en pulg.d= Diámetro de la T. P., en pulg.

Ejemplo:

T. P. -4 ½ “.Agujero - 9 ½ “.Gasto - 350 gal/min.

24.5 x Q o Va = Q x Factor2 2

D - dVa =

24.5 x 3502 2

9.5 - 4.5Va=

8575.0 90.25-20.25

Va=

8575.0 70

Va= Va= 122.5 pies/min

1 2

3 4



9

Va = 350 gal/min x 0.357

Va = 124.9 pies/min.

4.- CAPACIDAD EN TUBERÍA, AGUJEROS Y ESPACIO ANULAR.

Donde:

V = Capacidad en tubería o agujero, en lts/m.Di = Diámetro interior del tubo o agujero sin tubería, en

pulg.Va= Capacidad anular, en lts/m.D = Diámetro del agujero, en pulg.d = Diámetro del tubo, en pulg.

5.- CANTIDAD DE BARITA PARA DENSI-FICAR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN (FORMULA Y MÉTODO PRÁCTICO).

Donde:

2 2 2 Di D - d 2 2

V= Va =



10

Df- Do x V 1 - Df Da

Pa=

Pa =Peso material agregado, en Kg.3Df =Densidad final, en gr/cm .

3Do=Densidad original, en gr/ cm .Da=Densidad del material densificante (barita), en

3gr/cm ,3

V= Volumen del fluido de perforación, en m ,

Ejemplo:

Aumentar la densidad de 1.15 x 1.28 teniendo en el 3 sistema de circulación 220.0 m de lodo. (Densidad de la

3barita en 4.16 gr/cm ).

1

3

2

4

0.13 x 220.0001 - 0.276

Pa =

28,600 0.724

Pa=

Pa= 39502 kg.



11

(1.28 - 1.15) x 220.000 1 - 1.15 4.16

Pa =

(

(

39502 kg. 50 kg.

=790 sacos

MÉTODO PRACTICO.

1ro. Se restan las densidades.

2do. El resultado anterior se multiplica por 28, que es una constante.

3ro. Multiplicando este resultado, por el volumen de 3

lodo por densificar en m , se obtiene finalmente el número de sacos.

Ejemplo: con datos anteriores.

1.28 -1.15 =0.13 0.13 x 28 =3.64 3.64 x 220 = 800 sacos

6.- PESO DE TUBERÍA FLOTADA.

Donde:

Pf = Peso de la tubería, flotada, en tons.Ff= Factor de flotación, sin unidades.Pa= Peso de la tubería en el aire, en tons.

3D= Densidad del fluído, en gr/cm .

3Da= Densidad del acero, en gr/cm .

DDa



12

Pf = Ff x Pa, Ff = 1-

7.- DENSIDAD QUE SE OBTIENE AL MEZ-CLAR DOS O MAS FLUIDOS DE DIFERENTES DENSIDADES.

Donde:

3Df = Densidad final obtenida, en gr/cm .

3d = Densidad del primer fluído, en gr/m .1

3V = Volumen del primer fluído, en m o lts.13D = Densidad del segundo fluído, en gr/cm .2

3 V = Volumen del segundo fluído, en m o Lts.2

8. VOLUMEN DE ACEITE (DIESEL) PARA EMULSIONAR EL FLUIDO DE PERFORA-CIÓN INICIALMENTE.

Donde:

3V = Volumen de aceite, en m .a

P = Por ciento que se desea emulsionar, en %.3

V = Volumen del fluído de perforación, en m .

(D x D ) + (D x V ) + ...1 2 2 2

(V + V ) + ...1 2

Df=

P (100 - P)V =a



13

x V

9.- VOLÚMEN DE ACEITE PARA AUMEN-TAR LA EMULSIÓN.

Donde:

Va=Volúmen de aceite para aumentar la emulsión, en 3

m .Pf = Porciento de la emulsión que se desea, en %.Pi = Porciento de la emulsión que tiene el fluido, en %.

3V = Volumen del fluído de perforación, en m .

10.-CANTIDAD DE AGUA O ACEITE PARA DISMINUIR LA DENSIDAD.

Donde:

3Va= Volúmen de agua o aceite, en m .3

Df = Densidad que se desea disminuir, en gr/cm .3Di = Densidad que tiene el fluído, en gr/cm .

3Da=Densidad del agua o aceite, en gr/cm .V =Volumen del fluído que se desea disminuir la

3densidad, en m .



14

(Di - Df) (Df - Da)

Va = x (V)

(Pf - Pi) (100 - Pf)Va= x V

11.-CANTIDAD DE AGUA NECESARIA PARA DISMINUIR EL % DE SÓLIDOS EN EXCESO.

Donde:

3V= Volumen de agua para agregar, en m .P =Porciento de sólido en exceso = Porciento de sólidos

en la retorta menos porciento de sólidos normales.V1 =Volumen de lodo en el sistema de circulación, en

3m .

12.-PARA CONVERTIR % EN PESO A p.p.m. DE NaCL.

(% EN PESO DE NaCL) x D x 10,000 = p.p.m. de NaCL.

Donde:

3D = Densidad de la solución, en gr/cm .

13.- CONCENTRACIÓN PARA PREPARAR UN LODO BASE-AGUA (bentónitico).

3 70 Kg (Bentonita )/ m (agua). ( al 7% ).Proporciona : Viscosidad de 42 a 48 seg.

3 Densidad de 1.079 gr/cm más o menos.

Si no se obtiene viscocidad arriba de 42 seg. es necesario incrementar la concentración de arcilla, por su deficiente calidad.

(P x V1) 100

V=



15

14.-PARA CONVERTIR CLORUROS A SAL.

-p.p.m. NaCl = ( p.p.m. Cl ) x 1.65

-p.p.m. KCL = ( p.p.m. Cl ) x 2.1-

p.p.m. CaCl = ( p.p.m. Cl ) x 1.562

--15.- CLORUROS ( CL ).

Donde:

- p.p.m. CL = Partes por millón de cloruros.V.A NO = Volumen de nitrato de plata utilizados para g 3

3obtener el color rojizo, en cm .

3V = Volumen de filtrado, en cm .F = Factor según la concentración del nitrato de

plata (1:1,000 o 1:10,000).

( V.A NO ) x Fg 3 - p.p.m. CL =

V



16

16.-VELOCIDAD ANULAR OPTIMA PARA RANGOS NORMALES DE DIÁMETRO DE AGUJEROS Y PESOS DE LODO.

Donde:

Vo = Velocidad anular óptima, en pies/min.Da= Diámetro del agujero, en pulg.

3D1= Densidad del fluido en perforación, en gr/cm .

17.- CABALLOS DE POTENCIA HIDRÁU-LICA.

Donde:

H.P.H. = Potencia hidraulica, en H.P.

Q X P 1714

H.P.H. =



17

1416( Da x D1)

Vo =

Q = Gasto de bomba, en gal/min.2 P = Presión, en Lbs./pulg (se utilizará la presión en

donde se requiera el cálculo).

18.-CALCULO DE DIÁMETRO DE TOBERAS.

Donde:

J = Tamaño de tres toberas, en 32 avos.3

Q = Gasto de bomba, en gal/min.3D = Densidad del fluido, en gr/cm .1

P = Pérdida de presión que se desea en la barrena, en 2

Lbs/pulg .J = Tamaño de dos toberas, en 32avos.2

Ejemplo:

Bna - 8 ½.Gasto -300 gal/min.

3Lodo -1.20 gr/cm .

2Presión disponible para la Bna.- 900lbs/pulg .

J = 3.469 x 300 x 1.203

900

J = 3.469 x 300 x 0.036 =3.469 x 10.83

1

2

J =3.469 X Q x D1 J = 4.249 x Qx D3 , 2 1

P P



18

J = 3.469 x 3.286=11.39933

19.-CAIDA DE PRESIÓN EN FLUJO TURBU-LENTO.

Número de Reynolds mayor de 3,000.

Donde:

P = Caída de presión por fricción en el interior del tubo, 2

en Lbs/pulg .Q = Gasto de bomba, en gal/min.

3G = Peso de fluido, en gr/cmL = Longitud de la tubería, en m.La= Longitud del espacio anular, en m.D = Diámetro interior del tubo, en pulg.D = Diámetro mayor del espacio anular, en pulg.4

D = Diámetro menor del espacio anular, en pulg.3

P = Caída de presión por fricción en el espacio anular, en a2Lbs/pulg

Vp= Viscocidad plástica (corresponde al fluido plástico de tipo Bingham), en c.t.p.

Ejemplo:

T.P.- 4 ½ - 16.6 Lbs/pie - 2500.0 m.D.I.- 3.826”.

1.86 0.8 0.2 1.86 0.8 0.2 Q x G x Vp x L , Q x G x Vp x La4.86 3 1.86 952 x D (D -D ) (D +D ) x 9524 3 4 3

P =aP =



19

Se toman: 2T - 11/32 y 1T = 12/32 ó 3T - 11/32

3Lodo-1.25gr/cm Vp - 20 c.p.s.Gasto-350 gal/min.

20.- DENSIDAD DE CIRCULACIÓN O EQUI-VALENTE.

Donde:

3Dc = Densidad de circulación, en gr/cm .Pa = Caída de presión por fricción en el espacio anular,

2en Lbs/pulg .P = Profundidad del pozo, en m.

3D1 = Densidad del fluido, en gr/cm .

21.- CAÍDA DE PRESIÓN EN FLUJO LAMI-NAR EN EL ESPACIO ANULAR.

1.86 0.8 0.2 350 x 1.25 x 20 x 25004.86 952 x 3.826

P =

53.947 x 1.195 x 1.82 x 2500 952 x 679.4P=

2P = 454 Lbs/pulg

1

2

3

L x Yp Vp x L x V2 68.58 (D-d ) 27.432 (D-d )

P =a



20

+

Pa x 0.703 P

Dc = + D1

Donde:

2Pa = Caída de presión en el espacio anular, en Lbs/pulg .D = Diámetro del agujero, en pulg.d = Diámetro de la T.P, en pulg.L = Longitud del espacio anular o profundidad del pozo,

en m.Vp =Viscosidad plástica, en c.p.s.

2Yp =Punto de cedencia, en Lbs/ 100 fL .V =Velocidad anular, en pies/min.

22.-NUMERO DE LINGADAS POR SACAR, PARA LLENAR EL POZO.

Donde:

L = Disminución del nivel del fluido para una determi-nada reducción de presión hidrostática, en m.

Ph= Presión hidrostática por reducir al sacar la T.P., en 2 2

kg/cm (Máxima recomendable 3.5 kg/cm ).3

DL = Densidad del fluido, en gr/cm .Lt = Longitud de T.P. por sacar para llenar el pozo, en m.Di = Diámetro interior de T.R., en pulg.P = Peso de T.P., en kg/m.

Ejemplo:

Bna= 8 ½,T.P.-4 ½ -24.73 Kg/m.T.R. -9 5/8” x 8.755”.

2 Ph x 10 , 4 x D i x L DL P

L = Lt = - L



21

3Lodo - 1.30 gr/cm .

2Disminución de Ph - 3.0 Kg/cm .

23.-CAPACIDAD ACARREADORA DE LOS FLUIDOS.

Donde:

Vs = Velocidad de desliz de la partícula, en pies/min.D = Diámetro de la partícula, en pulg.Vf = Velocidad promedio de la partícula, en pies/min.

3Pp = Peso de la partícula, en gr/cm .

3Pf = Peso del fluido, en gr/cm .Vp = Viscosidad plástica, en c.t.p.

2Yp = Punto de cedencia, en Lbs/100 Ft .Dh = Diámetro del agujero, en pulg.Dp = Diámetro de la T.P., en pulg.Vn= Velocidad neta hacia arriba de la partícula, en

pies/min.

3.0 x 10 1.30

L= = 23m2

4 x 8.755 x 23 24.73

L =t -23

4 x 76.65 x 23 24.73

L =t -23

L = 285-23 = 262.0 m de T.P.t

1

3

2

4

262m 27.0

= 9.7 cada 10 lingadas, llenar el pozo

2 69.250 x D x Vf x (Pp-Pf) Vp x Vf +399 x Yp (Dh-Dp)

Vs = -Vn-Vf-Vs



22

24.-NUMERO DE emb/min CUANDO SE RE-QUIERE UN DETERMINADO GASTO.

Al dividir entre gal/emb, se anotará al 100%,90% etc. De eficiencia volumétrica que desee.

25.-GASTO REQUERIDO PARA UNA VELO-CIDAD ANULAR.

Donde:

Qv= Gasto requerido para una velocidad anular, en gal/min.

Vr = Velocidad anular que se desea, en pies/min.F = Factor de la velocidad anular.

Ejemplo:

Bna - 9 ½.T.P. -4 ½.

3Lodo -1.20 gr/cm .

Se desea tener una velocidad anular de 130 pies/min, calcular el gasto de bomba.

Gasto en gal/min Gasto en gal/emb

= Nro. de emb/min

Vr F

Qv=



23

26.-PESO DE UN TUBO (Parte lisa).

2 2P = (D - d ) x 2.67

Donde:

P = Peso del tubo, en Lbs/pie.D = Diámetro externo, en pulg.d = Diámetro interno, en pulg.

27.-DIAMETRO INTERNO DE UN TUBO.

Donde:

di= Diámetro interno del tubo, en pulg.D = Diámetro externo, en púlg.P = Peso del tubo en Lbs/pie (parte lisa).

Ejemplo:

T.P. - 4 ½ - Peso nominal -16.6 Lbs/pie.Peso parte plana - 14.98 Lbs/pie.

130 0.357

Qv = =364 gal/min

2 di = D - 0.374 x P

2di = 4.5 - 0.374 x 14.981



24

di = 20.25 - 5.60 = 14.65

di = 3.827”3

2

28.- RESISTENCIA A LA TENSIÓN DE UN TUBO.

Rt = 0.1333 x R x P

Donde:

Rt = Resistencia de un tubo a la tensión, en Kg.2R =Resistencia a la tensión del material, en lbs/pulg

(tabla 3).P = Peso del tubo (parte lisa), en Lbs/pie.

Cuando se trate de una tubería nueva se calcula su resistencia al 90% y usada al 65 o 70%.

Ejemplo:

T.P.- 4 ½” - Peso nominal -16.6 lbs/pie, parte lisa - 14.98 lbs/pie.Grado - x - 105 - Usada.

Rt = 0.1333 x 105,000 x 14.98Rt = 209,667.0 Kg.Al 70% 209,667 Kg. X 0.70 =146,766 Kg., 147 Tons.



25

29.-MAXIMO PESO DISPONIBLE PARA LA BARRENA.

Si la tubería de perforación trabaja en compresión, a igual forma que tienda a pandearse, sufre serios daños. Para evitar este problema, parte del peso de los D.G. ó la herramienta (10%, 15% o 20%), se utiliza para mantener en tensión la sarta de perforación y de esa forma el punto neutro queda en la herramienta, por esta razón a esta parte se le denomina factor de seguridad.

Donde:

Mp = Máximo peso disponible para la barrena, en Tons.Ph = Peso de la herramienta en el fluido de perforación,

en Tons.F.S.=Factor de seguridad, expresándose 1.10 sí es 10%

1.15 si es 15% etc.

EJEMPLO:

Calcular el máximo peso que se le puede cargar a la barrena con un factor de seguridad del 20% y si la herramienta pesa en el lodo 16.0 Tons.

Ph F.S.

Mp=

16.0 1.20

Mp = = 13.3 Tons



26

30.- LONGITUD O TRAMOS DE LASTRABA-RRENAS (D.C.) PARA PERFORAR.

Donde:

Ff = Factor de flotación, sin unidades.Lh = Longitud de lastrabarrenas, en m.Pm=Peso máximo que se espera darle a la barrena, en

Kg.Fs =Factor de seguridad, expresándose 1.10si es 10%,

1.15 si es 15% etc.P =Peso de los D.C., en Kg/m.

EJEMPLO:

Calcular el número de tramos de D.C. para perforar si se espera darle un máximo peso a la barrena de 12.0 tons. D.C. - 6 1/2” x 2 3/4” -138.3 Kg/m.

3Lodo 1.22 gr/cm , Ff - 0.844Factor de seguridad - 15%

Pm x F.S. Ff x P

Lh =

12,000 x 1.15 13,800 0.844 x 138.3 116.72

Lh = =

= 118.23m de herramientas

118.23 m 9.14 m

= 12.93 = 13 tramos ó 3 paradas

2

1

3



27

31.- PUNTO NEUTRO.

Se denomina punto neutro en la sarta de perforación, a la parte del tubo que esta sufriendo el movimiento cíclico de tensión y compresión, y por lo tanto, ante mucha consideración, es necesario que este punto se encuentre siempre trabajando en tubos de pared gruesa, como son los D.C. ó la T.P. extrapesada.

Donde:

Pn = Altura a que se encuentra el punto neutro, en m.P.S.B. = Peso que se está cargando a la barrena, en Kg.Ff = Factor de flotación sin unidades.P.D.C = Peso del D.C. en el aire, en kg/m.P = Altura a que se encuentra el punto neutro cuando se

esta utilizando la T.P. extrapesada como herramien-ta, en m.

Lh = Longitud de la herramienta o D.C., en m.Pe = Peso de la tubería extrapesada que está aplicando

a la barrena en Kg ,= Peso sobre la barrena, menos el peso de los D.C., en el lodo.

P = Peso de la T.P. extrapesada (H.W.) en el aire, en Kg/m.

P. S. B. PeFf x P.D.C Ff x P

Pn = P= Lh +



28

EJEMPLO:

Calcular el punto neutro, con los siguientes datos:D.C. - 7 3/4” x 2 3/4”, 77.0 m, 208.6 Kg/m.

3Lodo - 1.20 gr/cm , Ff - 0.847Peso de la herramienta flotada -13.6 Tons.P.S.B. 11.0 tons. (11,000 Kg).

32.-AREA TRANSVERSAL DE UN TUBO.

2 2At = 0.7854 (D - d )

Donde :

2D = Diámetro mayor, en pulg.

2d = Diámetro menor, en pulg.

2At= Área transversal del tubo, en pulg .

33.-DIAMETRO DE UN TAMBOR.

11,000 11,000 0.847 x 208.6 176.68

Pn = = = 62.2 m

62.2 m 9.14m

= 6.8 Punto neutro en el 7mo D.C.2

1

P 8

D=



29

Donde:

D= Diámetro del tambor, en pulg.P = Perímetro del tambor, en cm.

34.-SERVICIO REALIZADO POR UN CABLE.

Tp = 3 (T2 - T1).Tm = 2 (T4 - T3).

*T = 2 x Pt.

Donde:

Tvr = Trabajo realizado en un viaje redondo, en ton-Km.W1 = Peso de la T.P. flotada, en Kg/m.P = Profundidad del pozo, en m.Lp = Longitud de una parada, en m.A = Peso del aparejo, en Kg.C = Peso de los D.C. flotada (kg/m) menos el peso de la

T.P. ( Kg/m) flotada: multiplicado por la longitud de las D.C., en Kg.

Tp= Trabajo realizado cuando se perfora, en ton-KmT2= Trabajo realizado para un viaje donde se termina de

perforar, ton-Km.T1=Trabajo realizado para un viaje redondo a la

profundidad donde se comenzó a perforar, ton/Km.

W1 x P (Lp + P) +.2 X P (2A + C) 1,000,000

Tvr =

P ( Lc + P) Wc + 4 x P x A 2,000,000

Tc =



30

Tm=Trabajo realizado cuando se muestra, en ton-Km.T4=Trabajo realizado para un viaje redondo a la profun-

didad donde se terminó de muestrear, en ton-Km.T3=Trabajo realizado para un viaje redondo a la pro-

fundidad donde se comenzó a muestrear, ton-km.Tc= Trabajo realizado cuando se baja un casing (TR), en

ton-Km.Wc= Peso de la T.R. en el lodo, en Kg/m.Lc = Largo de una T.R., en m.T =Trabajo realizado para una operación de pesca, en

ton-Km.Pt =Trabajo realizado de un viaje redondo a la profun-

didad total del pozo, en ton-km

* Como sugestión para un trabajo de pesca muy fuerte se recomienda dicha fórmula.

35.- CARGA MÁXIMA PERMISIBLE EN LAS LÍNEAS.

Donde:

N = Número de líneas guarnidas.Cm= Carga máxima permisible en las líneas, en tons.Rr = Resistencia a la ruptura del cable, en tons.F.S.=Factor de seguridad sin unidades (2.5,3.0,3.5 ó 4).

Para la determinación del esfuerzo de trabajo permisible

N x Rr F.S.

Cm =



31

en un cable de acero, se adopta un factor de seguridad, es decir, que el cable de acero que está en uso, tendrá una resistencia tantas veces mayor que la que se estime para el trabajo, con la finalidad de tener mayor segu-ridad en las operaciones.

36.- Equivalencias de tubos de diferentes pesos.

Donde:

Ne = Número de tubos equivalentes.Nc = Números de tubos conocidos.Pc = Peso del tubo, de los tramos conocidos, en Lbs/pie

ó Kg/m.Pe =Peso del tubo, de los tramos no conocidos, en

Lbs/pie o Kg/m.

EJEMPLO:

¿ A cuántos tramos de H.W. de 4 ½ (62.62 kg/m) equi-valen 7 tramos de D.C. de 7 1/4 x 2 13/16 (177 Kg/m) ?

37.- PRESIÓN DE FORMACIÓN.

Pf = Ph + PTP

Nc x Pc Pe

Ne =

7 x 177 62.62

Ne = = 19.78 = 20 tramos



32

Donde:

2Pf = Presión de formación, en Kg/cm .2

Ph = Presión hidrostática, en kg/cm .2PTP = Presión en T.P., en kg/cm .

La presión de formación, es la presión que ejercen los fluidos (gas, aceite, agua salada o las combinaciones de estos), contenidos en los poros de las rocas. A esta presión se le conoce también como presión de roca, yacimiento de depósito y de poro.

Se considera para la costa del golfo de México un gradiente de presión normal de formación de 0.1076

2Kg/cm /m, que le corresponde al agua salada de 3

densidad 1.076 gr/cm y 10% de sal.

Ejemplo:

Calcular la presión normal de formación a 3500.0m 2 20.1076 kg/cm /m x 3500.0m = 377.0 kg/cm .

La presión de formación es menor que la presión total de sobrecarga ya que si esto no fuera cierto, la presión de formación fracturara la roca.

38.-PRESION TOTAL DE SOBRECARGA.

Gs = 0.1 x (1-0) x Dm +0.1 x 0 x Da



33

Donde:

Gs =Gradiente de presión total de sobrecarga, en 2

kg/cm /m.0 =Porosidad de la roca, en fracción.

3Dm =Densidad de los sedimentos minerales, en gr/cm .3

Da =Densidad de fluidos, en gr/cm (principalmente 3

agua salada de 1.07 gr/cm ).

La presión total de sobrecarga, es la presión ejercida por el peso total de los materiales (sedimentos y fluidos) sobrepuestos a una formación particular o determinada profundidad.

Es de interés esta presión, debido a la posibilidad de levantar la sobrecarga total, ya sea accidentalmente o a propósito. Por ejemplo cuando se está usando lodo de perforación muy pesado puede ser posible “Levantar” la sobrecarga, creando una fractura y causando un pro-blema de pérdida de circulación.

La fractura hidráulica es una técnica por medio de la cual se levanta la sobrecarga con objeto de incrementar los canales de flujo en tamaño alrededor del pozo.

El gradiente de presión total de sobrecarga teórico, se 2

toma como 0.231 Kg/cm /m (1.0 /PSI /pie ), ya que se ha calculado en términos de promedio de las condi-ciones de las rocas, como la porosidad, densidad de los sedimentos y los fluidos contenidos.Generalmente el gradiente de presión total de sobre-



34

carga, en una área determinada de perforación, es menor que el teórico. El conocimiento real es muy importante para algunas operaciones de perforación, como: a) los pesos de los lodos pueden aproximarse al gradiente de presión de sobrecarga y b). La presión máxima que se puede mantener en los preventores para no fracturar la formación (vea problema de ejemplo).

Ejemplo:

¿ Cuál es la presión máxima que se puede mantener en los preventores en caso de un brote para no fracturar la formación, si se tiene en el área un gradiente de presión

2total de sobrecarga de 0.173 kg/cm /m ?

Prof = 3,400 m.3Lodo = 1.25 gr/cm .

T.R. = 10 3/4” a 2200.0m.

2Ph = 275.0 Kg/cm .

Presión hidrostática actuando en la zapata (consi-derando que el pozo se encontrará lleno de lodo).

2Presión de fractura en la zapata - 0.173 kg/cm /m x 22200 m = 380.0 Kg/ cm .

Presión restante para fracturar - 380.0-275.0 = 105.0 2 2

kg/cm mantener una presión menor de 105.0 kg/cm .

2200.0 x 1.25 10

Ph =



35

La presión de fractura, es la presión necesaria para vencer la resistencia mecánica de la roca o para vencer la presión total de sobrecarga.

39.- GRADIENTE GEOTÉRMICO (COSTA DE GOLFO DE MÉXICO).

Donde:

T = Temperatura en °C (a profundidad mayor de 30 m)P = Profundidad, en m.

Ejemplo :

Calcular el gradiente geotérmico a 40000 m.

40.-INTENSIDAD Y SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO.

P.P. = ang. cos (senÖ x senÖ x cos( - )+ cosÖ x 1 2 2 1 1

cosÖ ).2

Donde:S.P.P. = Severidad de pata de perro, en grados.P.P. = Pata de perro, en grados.

á á

P35

T = 21.1 +

4000.0 35

T= 21.1 + = 21.1 + 114.3 = 135.4°C

P.P. X 30 L.C.

S.P.P. =



36

L.C. = Longitud de curso entre dos estaciones, en m.Ö = Ángulo vertical u observado, en grados (1ra. Es-1

tación).Ö = Ángulo vertical u observado, en grados (2da. Es-2

tación).= Ángulo horizontal o rumbo observado, en grados 1

(1ra. Estación).= Ángulo horizontal o rumbo observado, en grados 2

(2da. Estación).

Ejemplo: Primer estudio Segundo estudioÁngulo de

3 1desviación -9° 45° (9 /4°) 10° 30’ (10 /2°)

Dirección dela desviación N-52°-W N-60°-W

ProfundidadMedida 1,131.0 m 1,158 m

P.P. = Ang. cos ( sen ( 10.5° x sen 9.75° x cos (60°-52°) + cos 10.5° x cos 9.75°.

P.P. =Ang. cos (0.1822 x 0.1693 x 0.9902 + 0.9832 x 0.9855).

P.P. = Ang. cos(0.0305+0.9689) = ang. Cos 0.9994P.P. = 1.98°.L.C. =1158.0-1131.0 = 27m.

Á

Á



37

= 2.2°/30 m1.98 x 30 27

S.P.P. =

41.-POTENCIA AL GANCHO.

Donde:

H.P. = Potencia la gancho, en H.P.Ps = Peso de la sarta de perforación, en Kg.d = Distancia recorrida, en m.t = Tiempo para sacar una lingada, en seg.

Ejemplo :

Peso de la sarta de perforación - 110.0 tons, altura del piso a la changuera - 27.0 m, tiempo para sacar una lingada - 45 seg.

Para el caballaje en las máquinas, al caballaje obtenido agregue el 30% que se considera como pérdidas mecánicas, causadas en la transmisión desde el motor hasta el gancho, o sea, que se considere un 15% de pérdidas del motor al malacate y un 15% en la transmisión del malacate, en las poleas y cable hasta el gancho.

110,000 x 27 45 x 75

H.P. = = 880 H.P.



38

Ps x d t x 75

H.P. =

42.- LINEAMIENTO DE GASTO Y OPTIMI-ZACIÓN HIDRÁULICA.

Gasto de la bomba:Si la velocidad de penetración es menos de 4.5 m/hr de 35 G.P.M./pulg. de diámetro de la Bna. y si es mayor de 40 a 45 G.P.M./pulg. de diámetro de la Bna. (Recomen-dable).Optimización:

Potencia hidraúlica en la barrena (H.P.H.):Pb =0.65 x P Ps = 0.35 x PB B

Fuerza de impacto en la barrena (I.H.):Pb =0.49 x P Ps = 0.51 x PB B

Donde:

Pb = Presión de la barrena.P = Presión de bombeo.B

Ps = Pérdida de presión en el sistema de circulación (no incluye la barrena).

Nota.- En caso necesario, el mínimo gasto se puede utilizar es de 30 G.P.M./pulg de diámetro de la bna.

43.- VOLUMEN DE AGUA PARA UNA LE-CHADA.

P - Vs x D VI = Va + Vs D - Da

Va=



39

Donde:

Va= Volumen de agua, en Lts./saco.P = Peso de un saco, en Kg.D = Densidad de la lechada, en Kg/Lt.Da = Densidad del agua, en Kg/lt.VI = Volumen de la lechada, en lt/saco.Vs = Volumen de un saco de cemento, en Lt/saco.

Ejemplo:

Calcular el número de sacos de cemento y volumen de 3 3

agua para preparar 100 m de lechada de 1.60 gr/cm .

44.-PRINCIPALES FUNCIONES TRIGONO-MÉTRICAS PARA TRIÁNGULO REC-TÁNGULO.

Peso de un saco 50 kg Peso específico 3.1 Kg/lt.

=16.1 Lt/sacoVs = =

50-16.1 x 1.60 50-25.76 1.60 - 1.0 0.60

Va = = = 40.4 Lt/saco

VI = 40.4 + 16 = 56.4 Lt/saco

100,000 lt 56.4 Lt/saco

N° de sacos = = 1773

1

3

2

4



40

A

B

C

V = ((50 - (B x C ))/(c - 1): E = A + B

Cateto Opuesto al <A Hipotenusa

Sen. A = CBAB

=

Cateto Adyacente al <A Hipotenusa

Cos A =ACAB

=

Los valores de las funciones trigonométricas son razones entre los lados de un triángulo rectángulo, por lo tanto, son valores abstractos, que no tienen unidades: Una función trigonométrica contiene tres elementos (ángulo y dos lados), si se tratara de encontrar una de ellas, es condición necesaria y suficiente, conocer dos elementos. Si tenemos un triángulo rectángulo, podemos aplicar dos de sus propiedades muy importantes , que son los siguientes:

I.- En todo triángulo rectángulo, la suma de sus ángulos anteriores es igual a 180°.

<A+<B + 90° =180°

II.-En todo triángulo rectángulo, la suma de sus ángulos agudos es igual a 90°.

<A +<B = 90°

Ejemplo:

Calcular el < A y el lado AC en el siguiente triángulo:



41

Cateto Opuesto al <A Cateto adyacente al <A

Tg A =CBAC

=

< A = ang. Sen. 0.5548< A =33° 40’ = 33.66°< B = 90 - 33.66 = 56.34°(PROPIEDAD II)

X = 72.1 m x Cos 33° 40’X = 72.1 x 0.832 (Tabla)X = 59.98 m ± 60.0 m

45.-COSTO POR METRO DE PERFORACIÓN.

Donde :

C = Costo por metro, en $/m.B = Costo de la barrena, en $.R = Costo del equipo, en $/h.T = Tiempo perforando de la barrena, en h.t = Tiempo de viaje completo, en h.

X72.1

Cos A =

B + R (T+t) t = 0.0025 x P M

C =



42

40.0m 72.1

Sen A = = 0.5548

A

B

C

72.1 M.40.0M

X

600,000 +8000 (90 +9) 200.0

C=

600,000 +8000 x 99 200

C=

600,000 + 792,000 200

C=

C =$6,960.0/In

1

3

2

4

M = Metros perforados por la barrena.P = Profundidad del pozo, en m.

Ejemplo:

Prof. - 3500.0 m.Metros perforados - 200.0 m.Costo de la barrena - $600,000.00Costo de equipo 8000.0 $/h.Tiempo perforando - 90 h.Tiempo de viaje 9 h.

46.-TIEMPO REQUERIDO DE UNA BARRE-NA PRÓXIMA, PARA OBTENER EL MISMO COSTO POR METRO (TIEMPO PARA SALIR A MANO).

B + R x t2 1

C x (M ) -R1 1

( T )1

T =2



43

M x T1 2

T1

M =2 (

(

Donde:

T = Tiempo mínimo que debe perforar la barrena que se 2

va a usar para obtener el mismo costo por metro, en h (sin cambio de formación).

B = Costo de la barrena que se va a usar, en $.2

R = Costo del equipo, en $/h.t = Tiempo de viaje redondo, en h.1

C =Costo por metro de la barrena anterior, en $/m.1

M =Intervalo perforado de la barrena anterior, en m.1

T = Tiempo empleado en perforar (M ), en h.1 1

M =Intervalo mínimo por perforar, en m.2

Si se tiene cambios de barrenas de dientes máquinados a barrenas de insertos de carburo de tungsteno, las velocidades de penetración son diferentes, por lo tanto, la velocidad de perforación se puede hacer variar de acuerdo a su experiencia en (M /T ) cuando convenga.1 1

47.- TIEMPO MÁXIMO PERMISIBLE PARA QUE EL COSTO NO AUMENTE.

Donde:

T = Tiempo máximo permisible en la barrena para que M

el costo no aumente, en min/m,C = Costo obtenido hasta el momento del cálculo, en

$/m.R = Costo del equipo en $/h.

60 x C R

T =M



44

El calcular el costo, por metro perforado antes de terminar la vida útil de la barrena, es importante para determinar el momento que deja de ser costeable el seguir perforando con esa barrena. Para aplicar el criterio del tiempo máximo es conveniente tener presente los siguientes factores:

a) Las zonas donde existen cambios litológicos muy notables y frecuentes, este criterio deberá aplicarse conjuntamente con la experiencia obtenida del campo en particular para tomar la decisión correcta.

b) Dicho criterio debe aplicarse siempre y cuando no se tengan manifestaciones en la superficie, de que la barrena está en malas condiciones mecánicas ocasio-nado por el trabajo de la misma.

Para la justificación de la validez de está técnica, se ha aplicado con excelentes resultados en los pozos del área crétacica de Chiapas y Tabasco desde 1972. (Ing. Pedro J. Caudillo M. Depto. Perforación Sec. Tecnología, Pemex).

Ejemplo:

Prof.-2163.0 m Prof-2195.0 m.Costo por m. $175.4/h Costo por m. $174.90/m.Penetración - 6’/m. Penetración -7.5’/m.Costo del equipo-1,250/h.T =60 x 175.4 T =60 x 174.90M M

1250.0 1250.0T = 8.4´/m. T = 8.4´/m.M M



45

Se hace notar que en los casos anteriores la velocidad de penetración es menor que el tiempo máximo.

48.-TORQUE DE UNA T.P.

Donde:

T = Torque (aproximado) aplicado a una T.P. Duran-te la perforación Lbs-pie

H.P. = Potencia usada para rotar T.P., en H.P.R.P.M.= Revoluciones por minuto de la rotaria

49.-GASTO MÍNIMO RECOMENDABLE (ECUACIÓN DE FULLERTON).

Donde:

Q = Gasto mínimo recomendable, en gal/min.D = Diámetro del agujero, en pulg.H

D = Diámetro de T.P., en pulg.P3D = Densidad del lodo, en gr/cm .L

2 2 57.72 (D - D )H P

D x DH L

Q=



46

H.P. x 5250 R.P.M.

T =

Ejemplo:

Bna.-91/2”.T.P.= 4 ½”.

3Lodo-1.35 gr/cm .

50.-VOLUMEN DE UN TANQUE CILÍNDRICO EN POSICIÓN HORIZONTAL.

Donde :

D= Diámetro del tanque, en m.3V= Volumen de un taque cilíndrico, en m .

h = Altura de nivel del tanque, en m.L = Largo del tanque, en m.

Ejemplo:

Calcular el volumen del tanque que se encuentra en posición horizontal, con los siguientes datos:



47

57.72 x 70 12.825

Q =

Q =315.0 gal/min (Gasto mínimo para perforar)

3

4

2 2 57.72 (9.5 - 4.5 ) 9.5 x 1.35

Q = 57.72(90.25-20.25) 12.825

Q =1 2

21.33 Xh X L D -0.608 h

V=

Largo - 4.5 m.Diámetro - 2.5 m.Altura del nivel de combustible 1.60 m.

51.-DIÁMETRO DE ESTRANGULADOR.

Donde:D = Diámetro del estrangulador, en 64 avos.e

3DL = Densidad del fluido, en gr/cm .Q = Gasto de la bomba, en gal/min.

2P = Presión en el estrangulador, en Kg/cm .

Ejemplo:

Gasto-190 gal/min.3Lodo-1.35 gr/cm .

2Presión a través del estrangulador-70 kg/cm .

2V= 1.33 x 1.60 x 4.5 2.5 1.60

- 0.608

V= 1.33 x 2.56 x 4.5 1.5625 -0.608

V= 1.33 x 2.56 x 4.5 x 0.9769 =14.968

3V=15.0 m

1

3

2

4

De= 6.192

DL X Q P

UNIDAD DE PERFORACIÓN YMANTENIMIENTO DE POZOSUNIDAD DE PERFORACIÓN YMANTENIMIENTO DE POZOS

48


De = 32/64”

52.-DISMINUCIÓN DE LA DENSIDAD EN UN FLUIDO AGREGANDO AGUA O ACEITE CONSERVANDO EL VOLUMEN CONSTANTE.

DL - Df DL -Da

Donde:

V= Volumen del fluido por reemplazar con agua o 3aceite, para disminuir la densidad, en m o lts.

21.35 x 190 70

De = 6.19

De = 6.19 1.35 x 36,100 70

De = 6.19 696.2



49

De = 6.19 26.38 = 6.19 x 5.136 = 31.79

x V1V=

3DL= Densidad del fluido, en gr/cm .

3Df= Densidad que se desea obtener, en gr/cm .3Da= Densidad del agua ó aceite, en gr/cm .

V1 = Volumen del fluido que desea bajar la densidad, 3

en m o Lts.

Ejemplo:

¿ Qué volúmen de lodo base-agua es necesario tirar o almacenar, para reponerlo con agua y bajar la densidad

3 3 de 1.45 gr/cm a 1.40 gr/cm si se tiene en el sistema de

3circulación 240.0 m de lodo ?

53.-TIPO DE FLUJO INVASOR EN EL POZO.

Fluido del yacimiento.

0< x< 0.3 ........Gas.0.3< x < 0.85... Gas y/o Aceite.0.85< x< 1.10... Agua salada.

1.45 -1.40 1.45-1.0

V=3 3x 240.0 = 26.66 m =27 m

V = ((B - C)/(B - 1))xL :


50


Vp - Va C T.P.

Lb = L +D.C. , agujero sin tubería Lb =

(P - P ) x 10T.R. T.P.

LbX = D1 -

VpCa

Donde:

Lb= Longitud del fluido invasor, en m.L = Longitud de D.C., en m.D.C-

Vp = Aumento de volumen en las presas, en Lts.Va= Volumen anular, en D.C. y agujero, en Lts.C = Capacidad anular en T.P., en Lts/m.T.P.

Ca= Capacidad en el agujero, en Lts./m.3

X = Densidad de fluidos invasores, en gr/cm .3

D1 = Densidad del lodo, en gr/cm .2P = Presión de cierre en T.R., en Kg/cm .T.R.

2P = Presión de cierre en T.P., en kg/cm .T.P.

54.-PRESION INICIAL Y FINAL DE CIRCU-LACIÓN EN EL CONTROL DE UN BROTE.

Donde:

2P.I.C.= Presión inicial de circulación, en kg/cm .2PT.P. = Presión en t.P., en kg/cm .

2 Pr = Presión reducida de bombeo, en kg/cm (Bomba

a media velocidad).2 P.F.C.= Presión final de circulación, en kg/cm (de ba-

rrena a la superficie con Dc).3

Dc = Densidad de control, en gr/cm .3D1 = Densidad del lodo, en gr/cm .



51

P.I.C = PT.P. + Pr Dc x Pr D1

P.F.C. =

55.-DENSIDAD DE CONTROL.

Donde:

3Dc = Densidad de control, en gr/cm .Prof = Profundidad, en m.

3D1 = Densidad del lodo, en gr/cm .3Ms = Margen de seguridad, en gr/cm .

2Pt.p. = Presión de cierre en t.p., en Kg/cm .

Nota: Si se toma la presión de cierre T.R. es conve-niente, no dar el margen de seguridad, ya que se obtiene una densidad mayor que la real.

56.-PUNTO LIBRE.

Donde:

L = Profundidad del punto libre, en m.Wt.p = Peso del tubo de la parte lisa, en Lbs/pie.e = Elongación que sufre la t.p., en cm.T1 = Tensión inicial, en ton.T2 = Tensión final, en ton.

Pt.p. x 10 Prof

Dc = + D1 +Ms

40.09 x Wt.p x e T2-T1

L=


52


57.-EL EXPONENTE “d”.

Donde:

d = Exponente “d”, sin unidades.N = Velocidad de rotación, en r.p.m.R = Velocidad de penetración, en min/m.W = Peso sobre la barrena, en ton.D = Diámetro de la barrena, en pulg.dc =Exponente “d” corregido, sin unidades.

3D1 = Densidad del lodo, en gr/cm .

Ejemplo:

Prof-2100.0 Bna. 12 1/4”3

Rotaria.140 r.p.m. Lodo.-1.50 gr/cmPenetración.-24 min/m Gradiente normal

3 1.08 gr/cmP.S.B..-12 tons

3.28 140 x 24 - 3.010 1.89 log. 0.0264 x 12 - 1.587

12.25

dc = 1.36

= =d =

=d =



53

Log=

Gradiente normal D1

Log( 3.28/N x R) log. (0.0264 x w/D)d= Dc = d x

58.-DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN.

Donde:

L = Longitud de T.P. de la primera sección de menor 1

grado o resistencia, en m.Rt = Resistencia a la tensión de T.P. de la primera 1

sección, en Kg.Wdc = Peso de los D.C. en el lodo, en kg.Mpj = Margen para jalar, en kg.Wtp = Peso ajustado de t.p. De la primera sección, en 1

kg/m.Ff = Factor de flotación.L = Longitud de T.P. de la primera sección de resis-2

tencia inmediata de la primera, en m.Rt = Resistencia a la tensión de T.P. de la segunda 2

sección, en kg.Wt = Peso ajustado en t.p. De la segunda sección, en 2

kg/m.

3

21L =1

Rt -(wdc +mpj)1

wtpl x Ff

Rt - Rt2 12 Wtp x Ff

L =2

Rt - Rt3 23 Wtp x Ff

L =3


54


59.-CALCULO DE LA RELACIÓN ACEI-TE/AGUA.

Relación aceite/agua.

Donde:

Ld = Lectura de aceite diesel, en % (Retorta).La = Lectura de agua, en % (Retorta).

60.- POTENCIA MÁXIMA EN LA BARRENA.

Donde:

Hmax = Potencia máxima en la barrena, en H.P.Db = Diámetro de la barrena, en pulg.vp = Velocidad de penetración, en pies/hr.

61.-DESGASTE DE UNA BARRENA DE IN-SERTOS.

Ld x 100 La x 100Ld + La Ld + La

Aceite = Agua=

2 x Db x vpHmax =4

8 x B L

T=



55

Donde:

T= desgaste de una barrena de insertos, clasificadas, en 8 avos.

B= Número de insertos rotos o desprendidos.L= Número total de insertos en la barrena.

62.-PESO REAL (APROXIMADO) SOBRE LA BARRENA EN UN POZO DIRECCIONAL.

P= P.S.B. X COS

Donde:

P = Peso sobre la barrena aproximado, en tons.P.S.B.= Peso sobre la barrena, en indicador, en tons. = Ángulo de inclinación, en grados.

63.-VELOCIDAD DE CHORRO NECESARIA CONTRA LA VELOCIDAD DE PER-FORACIÓN.

Donde:

Vj = Velocidad de chorro en la barrena, en pies/seg.

500 x Vp1.52 + Vp

Vj =


56


Vp = Velocidad de penetración, en m/hr.

Puesto que los flujos son dirigidos hacia el borde del pozo que está perforando, si se van a emplear las velocidades del chorro mayores que las que proporciona la ecuación anterior es muy probable que el pozo se erosione por la perforación hidráulica en las partes más blandas y se forme un agrandamiento excesivo de la pared del pozo; una velocidad excesiva del chorro en formaciones duras donde la perforación es lenta, puede erosionar o provocar abrasión excesiva de la barrena y desperdiciar potencia.

La ecuación anterior supone que no es deseable en ninguno de los casos anteriores.

64.-PESO DE UN MATERIAL EN FUNCIÓN DE SU DENSIDAD Y VOLUMEN.

P = D X V

Donde:

P = Peso del material, en gr, Kg o Ton.3 3D= Densidad, en gr/cm ( 1 gr/cm = 1 Kg/Lt = 1 Ton. /

3m ).

3 3V= Volumen del material, en cm Lts. o m .

(De acuerdo a la unidad de volumen se elige la unidad de peso para el resultado).



57

1 + 2 2

=

Ejemplo:

3Se requiere conocer el peso de 30.0 m de aceite Diesel 3

de 0.86 gr/cm .

P= 0.86 x 30.0 = 25.8 TONS 26 Tons.

65.-PROFUNDIDAD VERTICAL Y DESPLA-ZAMIENTO HORIZONTAL EN POZO DIRECCIONAL (ángulo promedio).

y = Lc x cos x = Lc x sen


58


1ra. Estación

2da. Estación.

X

Y

Donde:

=ángulo promedio de inclinación entre dos estaciones consecutivas, en grados.

=ángulo de inclinación de la primera estación, en 1

grados.=ángulo de inclinación de la segunda estación, en 2

grados.y =Profundidad vertical entre sus dos estaciones, en m.x =Desplazamiento horizontal entre dos estaciones, en

m.P.V.V.= Profundidad vertical verdadera, en m. = suma

de las profundidad de y.D.H. = Desplazamiento horizontal total en m.= suma

de los desplazamientos de x.

Ejemplo:

Y= 70 X COS 5.5 = 69.67, X = 70 X SEN 5.50 =6.71Y= 62 X COS 13.0 = 60.41, X = 62 X SEN 13.0 =13.94

Estación Prof.desvi Long.Cur Angulo Angulo Prof. Desplazaada en so en m. Grados Promedio Vertical m i e n t o m. M. Hor. en M.150.0 150.0

1 220.0 70 11 5.50 219.67 6.71 2 282.0 62 15 13.0 280.08 13.94 3 358.0 76 18 16.5 352.95 21.58



59

66.-DENSIDAD EQUIVALENTE EN UNA PRUEBA DE GOTEO.

Donde:

3De = Densidad equivalente, en gr/cm .

3D1 = Densidad del fluido, en gr/cm .

2Pr = Presión de ruptura, en kg/cm .Prof= Profundidad de la zapata, en m.

67.-FUERZA QUE MANTIENEN PEGADA A LA TUBERÍA POR PRESIÓN DIFEREN-CIAL.

Donde:

Fa= Fuerza de una aleta, en Kg.La= Longitud de una aleta, en cm.a =Ancho de una aleta, en cm.Prof.=Profundidad, en m.

3D1=Densidad del lodo, en gr/cm .

Pr x 10 Prof

De =D1 +


60


Prof (D1 - 1.08) 10

Ft = 0.314 x Dt x L x prof (D1-1.08)

Fa = La x a x

Ft =Fuerza en un tubo, en kg.Dt =Parte del diámetro del tubo pegado en cm (1/4 o un

½ del diámetro del tubo).L = Longitud de tubería pegada, en cm.

Tabla 1.Factor de flotación (Ff)

Densidad3Gr/cm

Factor deFlot (Ff )

0.85

0.892

1.00

0.873

1.05

0.866

1.10

0.860

1.15

0.853

1.20

0.847

1.25

0.840

1.30

0.834

1.35

0.828

1.40

0.822

1.45

0.815

1.50

0.809

1.55

0.802

1.60

0.796

1.65

0.790

1.70

0.783

1.75

0.777

1.80

0.770

1.85

0.764

1.90

0.758

1.95

0.751

2.00

0.745

2.05

0.739

2.10

0.732

2.15

0.726

2.20

0.280

2.25

0.713



61

Tabla 2. DENSIDAD DE ALGUNOS MATERIALES

3 3 Aluminio Barita 4.0 -- 4.5 gr/cm 2.6 gr/cm3 3 Dolomita Bentonita 2.3 -- 2.4 gr/cm 2.8 - 3.0 gr/cm3 3 Cuarzo Arcilla 2.5 -- 2.7 gr/cm 2.65 gr/cm3 3 Yeso Caliza 2.7 -- 2.9 gr/cm 2.30 gr/cm3 3 Sal Cemento 3.1 -- 3.2 gr/cm 2.16 gr/cm3 3 Agua Acero 7.85 - gr/cm 1.00 gr/cm

GRADO TUBERIA RESISTENCIA A LA TENSION MATERIAL (PUNTO GEDENTE)

2 D 55,000 Lbs/pulg 2 E 75,000 Lbs/pulg

2 X 95,000 Lbs/pulg2 G 105,000 Lbs/pulg2 S 135,000 Lbs/pulg

Tabla 3. RESISTENCIA DE MATERIALES


62


D.E. D.I. PESO LBS/PIE PESO KG/M PULG. PULG. R y C P.L. R. Y C. P.L.

2 3/8 1.995 4.85 4.43 7.22 6.56 1.815 6.65 6.26 9.90 9.31

2 7/8 2.441 6.85 6.16 10.20 9.15 2.151 10.40 9.72 15.49 14.46

3 ½ 2.992 9.50 8.81 14.15 14.20 2.764 13.30 12.31 19.81 18.32 2.602 15.50 14.63 23.09 21.77

4 3.476 11.85 10.46 17.65 15.56 3.340 14.00 12.93 20.85 19.29 3.240 15.70 14.69 23.38 21.86

4 ½ 3.958 13.74 12.24 20.48 18.26 3.826 16.60 14.98 24.73 22.27 3.640 20.00 18.69 29.79 27.77

5 4.276 19.50 17.93 29.05 26.70 4.000 25.60 24.043 38.13 35.76

51/2 4.778 21.90 19.81 32.63 29.43 4.670 24.70 22.54 36.79 33.57

D.E. D.I. PESO LBS/PIE PESO KG/M PULG. PULG. R. Y C. R. Y C.

3 ½ 2 1/16 26 38.74 4 2 9/16 28 41.72 4 ½ 2 3/4 42 62.58 5 3 50 74.50

T.P. EXTRAPESADA (H.W.)

Tabla 4. PESOS DE TUBERÍA EN PERFORACIÓN



63

Ta

bla

5

. C

ON

DIC

IO

NE

S

OP

TIM

AS

D

E

UN

L

OD

O

CO

NV

EN

CIO

NA

L

(B

AS

E

AG

UA

)

CO

NTR

OLA

DA

C

ON

EL

VIS

CO

SIM

ETR

O “

FA

NN

”.

BS

/G

AL

D V

m V

.P.

PC

SO

LID

OS

Cc/

c.c

. S

gs.

CP

S L

BS

/1

00

Ft.2

0/

0 v

olu

men

10

.0 1

.20

40

12

16

2.5

7 1

2 1

61

0.4

1.2

5 4

0 1

4 1

8 3

.5 8

14

18

10

.8 1

.30

42

15

20

4.5

9 1

5 1

91

1.3

1.3

5 4

4 1

6.5

22

5 9

1

6.5

20

.51

1.7

1.4

0 4

6 1

8.5

22

5.5

10

18

.5 2

21

2.1

1.4

5 4

8 2

0 2

6.5

6.0

10

.5 2

1.0

24

12

.5 1

.50

50

22

29

6.5

11

.0 2

2.0

24

.51

2.9

1.5

5 5

1 2

6 3

0.5

7.0

12

.0 2

2.5

26

.01

3.3

1.6

0 5

3 2

8.5

34

7.5

12

.5 2

3.5

26

.51

3.8

1.6

5 5

5

29

.5 3

6.5

7.5

13

.0 2

4.5

28

.01

4.2

1.7

0 5

6 3

2 3

8.5

8.0

14

.0 2

5.0

29

.01

4.5

1.7

5 5

8 3

5 4

1.5

8.5

14

.5 2

6.5

30

.01

5.0

1.8

0 6

0 3

8 4

6.0

9.0

15

.5 2

7.5

31

.51

5.4

1.8

5 6

1 4

1 4

8.0

10

.0 1

6.5

29

.0 3

2.5

15

.8 1

.90

63

44

51

.0 1

0.5

17

.5 3

0.0

34

.01

6.3

1.9

5 6

5 4

6.5

54

.5 1

1.0

18

.5 3

1.0

35

.01

6.7

2.0

0 6

6 4

9.5

57

.5 1

2.0

19

.5 3

2.0

36

.51

7.2

, 2.0

5 6

8 5

2.5

61

.5 1

3.0

20

.5 3

3.0

37

.51

7.5

2.1

0 7

0 5

6.5

65

.0 1

4.0

22

.0 3

4.5

39

.51

8.0

2.1

5 7

2 5

9.5

69

.0 1

5.5

24

.0 3

5.5

41

.01

8.3

2.2

0 7

3 6

3.5

74

.0 1

7.5

25

.5 3

7.0

43

.01

8.7

2.2

5 7

5 6

8.0

79

.0 1

9.5

28

.5 3

8.5

44

.51

9.1

2.3

0 7

6 7

3.0

85

.0 2

2.0

31

.5 4

0.5

46

.5


64


Tabla 6. DATOS PRINCIPALES DE UNA BRIDA A.P.I.



65

Pre

sió

nD

iám

etro

D

eN

om

inal

A I

C E

J B

F H

G D

Tra

bajo

Pu

lg.

Pu

lg.

Pu

lg.

Pu

lg.

Pu

lg. A

PI

Pu

lg. N

o.

Pu

lg. P

ulg

. Pu

lg.

6 1

2 ½

1 1

5/

16

8 5

/1

6 7

/1

6 4

5 1

0 5

/8

12

7/

8 6

½ 7

1/

16

0.9

60

8 1

5 2

3/

16

10

5/

8 7

/1

6 4

9 1

3 1

2 1

7 3

/8

9S

erie

10

17

½ 2

7/

16

12

3/

4 7

/1

6 5

3 1

5 1

/4

16

1 1

/8

8 1

/8

11

40

0 1

2 2

0 ½

2 9

/1

6 1

5 7

/1

6 5

7 1

7 3

/4

16

1 1

/4

9 1

2 1

/8

16

25

½ 2

13

/1

6 1

8 1

/2

7/

16

65

22

½ 2

0 1

3/

8 9

3/

4 1

5 ½

20

30

½ 3

1/

8 2

3 ½

73

27

24

1 ½

10

3/

4 2

0

2 6

½ 1

5/

16

3 1

/4

7/

16

23

5 8

5/

8 4

½ 2

1/

16

2 1

/2

7 ½

1 7

/1

6 4

7/

16

26

5 7

/8

8 3

/4

5 2

9/

16

2M

3 8

1/

4 1

9/

16

4 7

/8

7/

16

31

6 5

/8

8 3

/4

5 1

/4

3 1

/8

Serie

4 1

0 3

/4

1 1

3/

16

5 7

/8

7/

16

37

8 ½

8 7

/8

6 4

1/

16

60

0 6

14

2 3

/1

6 8

5/

16

7/

16

45

11

1/

2 1

2 1

7 7

1/

16

8 1

6 1

/2

2 ½

10

5/

8 7

/1

6 4

9 1

3 3

/4

12

1 1

/8

8 9

10

20

2 1

3/

16

12

3/

4 7

/1

6 5

3 1

7 1

6 1

1/

4 8

3/

4 1

1 1

2 2

2 2

15

/1

6 1

5 7

/1

6 5

7 1

9 1

/2

20

1 1

/4

9 1

3 5

/8

16

27

3 5

/1

6 1

8 1

/4

7/

16

65

23

3/

4 2

0 1

½ 1

0 1

/4

16

3/

42

0 3

2 3

7/

8 2

3 ½

73

28

½ 2

4 1

5/

8 1

1 3

/4

21

1/

42

6 3

/4

41

4 3

1/

32

29

/3

2

Bx1

67

37

½ 2

0 1

3/

4 1

3 3

/4

26

3/

4

7/

16

31

3 9

½ 1

13

/1

6 4

7/

8 7

1/

2 8

7/

8 6

3 1

/8

7/

16

37

3M

4

11

½ 2

1/

16

5 7

/8

91

/2

8 1

1/

8 7

4 1

/1

15

/3

2 4

1S

erie

5

1/

8 1

3 3

/4

2 5

/1

6 7

1/

8 1

1 8

1 ½

5 1

/8

7/

16

45

90

0 6

15

2 ½

8 5

/1

6 1

21

/2

12

1 1

/8

8 7

1/

16

7/

16

49

8 1

8 ½

2 1

3/

16

10

5/

8 1

5 ½

12

1 3

/8

9 9

7/

16

53

10

21

½ 3

1/

16

12

3/

4 1

8 ½

16

1 3

/8

9 ½

11

7/

16

57

12

24

3 7

/1

6 1

5 2

1 2

0 1

3/

8 1

0 ½

13

5/

8 5

/8

66

16

3/

4 2

7 3

/4

3 1

5/

16

18

1/

4 2

4 ½

20

1 5

/8

11

3/

4 1

6 3

/4

3/

4 7

4 2

0 3

3 3

/4

4 3

/4

23

29

½ 2

0 2

14

½ 2

0 3

/4

1 1

/6

4 1

68

26

3/

4 4

3 3

/8

6 1

1/

32

39

3/

8 2

4 2

17

26

3/

4

7/

16

24

2 8

½ 1

13

/1

6 3

3/

4 6

½ 8

7/

8 6

2 1

/1

6 7

/1

6 2

7 2

9 5

/8

1 1

5/

16

4 1

/4

7 ½

8 1

6 ½

2 9

/1

6 7

/1

6 3

5

3 1

0 ½

2 3

/1

6 5

3/

8 8

8 1

1/

8 7

½ 3

1/

8 7

/1

6 3

9

4 1

21

/4

2 7

/1

6 7

5/

8 9

½ 8

1 1

/4

8 4

1/

16

7/

16

44

5 1

/8

14

3/

4 3

3/

16

8 5

/1

6 1

1 ½

8 1

½ 8

5 1

/8

½ 4

6 6

15

½ 3

5/

8 1

0 5

/8

12

½ 1

2 1

3/

8 1

0 3

/4

7 1

/1

6 5

/8

50

5 M

8 1

9 4

1/

16

12

3/

4 1

5 ½

12

1 5

/8

12

9 5

/8

54

SER

IE

10

23

4 1

1/

16

19

12

1 7

/8

13

3/

4 1

13

5/

64

16

01

50

0 1

3 5

/8

26

½ 4

7/

16

23

½ 1

6 1

5/

8 1

2 ½

13

5/

84

5/

64

16

21

6 3

/4

30

5/

8 5

1/

8 2

6 5

/8

16

1 7

/8

14

½ 1

6 3

/4

1 1

63

18

3/

4 3

5 5

/8

6 1

7/

32

31

5/

8 2

0 2

17

½ 1

8 3

/4

1 5

/6

4 1

65

21

39

7 1

/8

34

7/

8 2

4 2

18

3/

4 2

1 1

/4

x .E t

Espesor

ipAnillo

To

C ntida tornill

ad

osD ámetr tor illos

io

n

Largo

ti

l

In . Br da nomina


66


DATOS PRINCIPALES DE UNA BRIDA A.P.I.

JPRESIÓN DIAM. A I C E API B F H G D DE NOMIN.TRABAJO PULG. PULG. PULG. PULG. PULG. No. PULG. No. PULG. PULG. PULG 1 11/16 7 3/16 1 21/32 2 7/16 2 9/64 Bx 150 5 9/16 8 3/4 5 1 11/16 1 13/16 7 3/8 1 21/32 2 19/32 15/32 151 5 3/4 8 3/4 5 1 13/16 2 1/16 7 7/8 1 47/32 2 57/32 1/2 152 6 1/4 8 3/4 5 1/4 2 1/16 2 9/16 9 1/8 2 1/64 3 1/2 9/16 153 7 1/4 8 7/8 6 2 9/16 3 1/16 10 1/8 2 19/64 4 5/64 39/64 154 8 1/2 8 1 6 3/4 3 1/16 10m 4 1/16 12 7/16 2 49/64 5 15/64 4 5/64 155 10 3/16 8 1 1/8 8 4 1/16 5 1/8 14 1/16 3 1/8 Bx 169 11 13/16 12 1 1/8 5 1/8 7 1/16 18 7/8 4 1/16 8 19/32 59/64 Bx 156 15 7/8 12 1 ½ 11 1/4 7 1/16 9 21 3/4 4 7/8 10 47/64 1 3/64 157 18 3/4 16 1 ½ 13 9 11 25 3/4 5 9/16 12 59/64 1 5/32 158 22 1/4 16 1 1/3 15 11 13 5/8 30 1/4 6 5/8 15 3/4 1 9/32 159 26 1/2 20 1 7/8 17 1/4 13 5/8 16 3/4 34 5/16 6 5/8 45/64 Bx 162 30 9/16 24 1 7/8 17 1/2 16 3/4 18 3/4 40 15/16 8 25/32 1 19/64 Bx 164 36 7/16 24 2 1/4 22 1/2 18 3/4 21 1/4 45 9 1/2 1 3/4 Bx 166 40 1/4 24 2 1/2 24 1/2 21 1/4

1 11/16 7 5/8 1 3/4 2 7/16 29/64 Bx 150 6 8 3/4 5 1/4 2 11/16 1 13/16 8 3/16 1 25/32 2 19/16 15/32 151 6 5/16 8 7/8 5 ½ 1 13/16 2 1/16 8 3/4 2 2 57/64 1/2 152 6 7/8 8 7/8 6 2 1/16 2 9/16 10 2 1/2 3 1/2 5/16 153 7 7/8 8 1 6 3/4 2 9/16 15m 3 1/16 11 5/16 2 17/32 4 5/64 39/64 154 9 1/16 8 1 1/8 7 1/2 3 1/16 4 1/16 14 3/16 3 3/32 45/64 Bx 155 11 7/16 8 1 3/8 9 1/4 4 1/16 7 1/16 19 7/8 4 11/16 8 19/32 59/64 156 16 7/16 16 1 1/2 12 3/4 7 1/16 9 25 3/4 5 3/4 1 1/32 Bx 157 21 3/4 16 1 7/8 15 3/4 9 11 32 7 3/8 1 5/32 158 28 20 2 19 ½ 11 13 5/8 34 7/8 7 7/8 159 30 3/8 20 2 ½ 18 ½ 13 5/8

1 13/16 10 1/8 2 1/2 5/32 Bx 151 8 8 1 7 1/2 1 13/16 2 1/16 11 5/16 2 13/16 1/2 152 9 1/16 8 1 1/8 8 1/4 2 1/16 20m 2 9/16 12 13/16 3 1/8 5/16 153 10 5/16 8 1 1/4 9 1/4 2 9/16 3 1/16 14 1/16 3 3/8 39 /64 154 11 5/16 8 1 3/8 10 3 1/16 4 1/16 17 9/16 4 3/16 45/64 155 14 1/16 8 1 3/4 12 1/4 4 1/16 7 1/16 25 13/16 6 1/2 59/64 156 21 13/16 16 2 17 1/2 7 1/16

No. + A. P. I



67

Tabla 7. PESO DE LASTRABERRENAS


CONTAMINANTE ANHIDRITA CEMENTO BACTERIAS CLORURO O YESO O CAL O BICAR- DE

BONATO SODIO

FORMULA QUIMICA CaSO4 Ca(OH)2 NaHCO3 NaCl

PROPIEDADES QUE AFECTAN:

Viscosidad plástica

Punto de Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Cedencia

Gelatinosidades Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta

pH Baja Aumenta Baja

Filtrado API Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta

Dureza Total Aumenta Aumenta Baja

Salinidad Aumenta

Pm Baja Aumenta Baja

pf Baja Aumenta Baja

Mf Aumenta

Densidad

Tabla 8. CONTAMINANTES MAS COMUNES Y SUSEFECTOS EN LOS FLUIDOS BASE AGUA


68

Contenido de Sólidos

Contenido de Aceite

Contenido de Agua

Capacidad de Intercambio catiónico (Prue- ba con azul de Metileno).

TRATAMIENTO: Cambiar a Cambiar a Cromoligni- Fluido Contaminación fluido de fluido de to y cal salado excesiva yeso cal

Ligeramente Soda Ash, Bicarbonato Cromoligni- CLS, Contaminado CLS de sodio y to y cal sosa

Cromolignito cáustica o CLS



69

CONTAMINANTES MAS COMUNES Y SUS EFECTOS EN LOS FLUIDOS BASE AGUA

Continuación de la tabla anterior


CLORURO ACIDO SÓLIDOS ACEITE BIOXIDO DE SULFHI- PERFORADOS DE CALCIO DRICO CARBONO

CaCl H S CO2 2 2

Aumenta Aumenta

Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta

Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta

Baja Baja

Aumenta Aumenta Baja Aumenta

Aumenta

Aumenta

Baja Baja

Baja Baja

Aumenta

Puede Aumentar Baja

Aumenta Baja

Aumenta

Baja

Aumenta

Fluido Sosa Agua, sosa Diluir Sosa cáustica

Salado cáustica, cáustica, Densificar y cal CLS CLS

CLS, soda Sosa Sosa Cáus- Densificar Sosacáustica

Ash y sosa cáustica, tica,CLS, y cal Cáustica CLS equipo de

control de Sólidos

CONTAMINANTES MAS COMUNES Y SUS EFECTOS EN LOS FLUIDOS BASE AGUA


70




71

Tabla 9.



72

Tabla 10.



73

Tab

la 1

1.


UNIDAD DE LONGITUD

DE -- PIES -- A -- MTS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.3048 DE -- PIES -- A -- CMS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 30.48 DE -- PIES -- A -- MM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 304.8 DE -- PIES -- A -- PULG -- MULTIPLIQUE -- POR -- 12 DE -- PULGS -- A -- MTS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0254 DE -- PULGS -- A -- CMS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 2.54 DE -- PULGS -- A -- MM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 25.4 DE -- PULGS -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0833 DE -- MTS. -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 3.28 DE -- MTS. -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 39.37 DE -- CMS. -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0328 DE -- CMS. -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.3937 DE -- MM. -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.03937 DE -- MILLA -- A -- KM. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.609

8 DE --ANGS- -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 10 TROM(A) DE -- 64avos de pulg. -- A -- MM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.4

UNIDAD DE SUPERFICIE

2 2 DE -- PIES -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1442 2 DE -- PIES -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 929.032 2 DE -- PIES -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0929

2 2 DE -- PULGS -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.00692 2 DE -- PULGS -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 6.45162 2 DE -- PULGS -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.000645

2 2 DE -- CM -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.1552 2 DE -- CM -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.001076

2 2 DE -- M -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1550.32 2 DE -- M -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 10.762 2 DE -- M -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 10,000

Tabla 12. TABLA DE CONVERSIONES

SISTEMA METRICOI DECIMAL- SISTEMA INGLES


74



75

UNIDAD DE PESO O FUERZA

DE -- Lbs -- A -- GRS. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 453 DE -- Lbs -- A -- KGS. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.453 DE -- Lbs -- A -- TONS. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.000453 DE -- Lbs -- A - NEWTON -- MULTIPLIQUE -- POR -- 4.448

(NW) DE -- Kgs -- A -- Lbs -- MULTIPLIQUE -- POR -- 2.205 DE -- Lbs/pie -- A - Kgs/Mts -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.49 DE -- KGS -- A -- NEWTON -- MULTIPLIQUE -- POR -- 9.807 DE -- Grs -- A -- Lbs -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0022 DE -- Tons. -- A -- Lbs -- MULTIPLIQUE -- POR -- 2205 (Métrica) DE -- Tons. -- A -- Lbs -- MULTIPLIQUE -- POR -- 2240 (larga) DE -- Tons. -- A -- Lbs -- MULTIPLIQUE -- POR -- 2000 (corta o neta) DE -- Tons. -- A -- Tons. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.907 (corta o neta) (métrica) DE -- Tons. -- A -- Kg. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000 (Métrica)

UNIDAD DE DENSIDAD

3 3 DE -- grs/cm -- A -- Lbs/pie -- MULTIPLIQUE -- POR -- 62.53 DE -- grs/cm -- A -- Lbs/gal -- MULTIPLIQUE -- POR -- 8.33

3 3 DE -- Kg/m -- A -- grs/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0013 3 DE -- Lbs/pies -- A -- gr/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0160

3 DE -- Lbs/gal -- A -- gr/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.123 DE -- Lbs/gal -- A -- Lbs/pie -- MULTIPLIQUE -- POR -- 7.51

3 DE -- Lbs/pies -- A -- Lbs/gal -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.1333 DE -- Lbs/pulg -- A -- grs/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 27.683 3 DE -- Lbs/pies -- A -- Kg/m -- MULTIPLIQUE -- POR -- 16.02

TABLA DE CONVERSIONES



UNIDAD DE PRESIÓN

2 2 DE -- Lbs/pulg -- A -- Kg/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0703 (P.S.I)

2 DE -- Kg/cm -- A -- Lbs/ -- MULTIPLIQUE -- POR -- 14.22 Pulgs

DE -- Aim -- A -- Lbs/ -- MULTIPLIQUE -- POR -- 14.72pulgs

DE -- Aim -- A -- MMHg -- MULTIPLIQUE -- POR -- 760 DE -- Aim -- A -- Pulg Hg -- MULTIPLIQUE -- POR -- 29.92 DE -- Aim -- A -- pie H O -- MULTIPLIQUE -- POR -- 33.942

2 DE -- Aim -- A -- Kg/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.034

UNIDAD DE POTENCIA

DE -- H.P (caba- -- A -- Kilowatss -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0 .7457 llo de fuerza) DE -- C.V. (Caba- -- A -- Kgm/seg. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 75 llo de vapor) DE -- H.P. -- A -- Kgm/seg. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 76 DE -- H.P. -- A -- C.V. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.0139 DE -- H.P. -- A --Lbs.pie/seg -- MULTIPLIQUE -- POR -- 550 DE -- Kilowatt. -- A -- Watts -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000 DE -- Lbs.pie/seg. -- A -- Watts -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.356


76







77

UNIDADES DE VOLUMEN

3 DE -- LITROS -- A-- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 61.02 DE -- LITROS -- A -- GAL -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.2642

3 DE -- LITROS -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.03531 DE -- LITROS -- A -- GAL -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.2642

3 3 DE -- PULG -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 16.393 3 DE -- PULG -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0000163

DE -- BRL. -- A -- GAL -- MULTIPLIQUE -- POR -- 42 DE -- BRL. -- A -- LTS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 159

3 DE -- BRL. -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.1593 DE -- BRL. -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 5.6

DE -- GAL -- A -- LTS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 3.7853 DE -- GAL -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.003785

DE -- GAL -- A -- BRL -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.02383 DE -- GAL -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 3785

3 DE -- GAL -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.1333 DE -- M -- A -- LTS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 10003 3 DE -- M -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000,0003 DE -- M -- A -- ML. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000,0003 3 DE -- M -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 35.313 DE -- M -- A -- BRL. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 6.283 DE -- M -- A -- GAL . -- MULTIPLIQUE -- POR -- 264.2

3 DE -- PIES -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.02833 DE -- PIES -- A -- LTS. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 28.33 DE -- PIES -- A -- BRL. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.1783 3 DE -- PIES -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 28316.843 DE -- PIES -- A -- GAL. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 7.54

3 DE -- CM -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.00003513 DE -- CM -- A -- GAL. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0002642

UNIDAD DE GASTO

3 DE -- BRL/HR -- A -- PIES /MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0936 DE -- BRL/HR -- A -- GAL/MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.7 DE -- BRL/DIA -- A -- GAL/MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.02917 DE -- BRL/MIN -- A -- LTS/MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 159

3 DE -- PIES /MIN -- A -- GAL/MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 7.481 DE -- GAL/MIN. -- A -- LTS/MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 3.7854





UNIDAD DE TORSION

DE -- Lbs.pie --- Kg.m -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.1382 DE -- Lbs.pie ---Nw.m -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.356

FORMULA DE TORQUE

T= F x D

Donde:

F = Fuerza o jalón, en Lbsd = Brazo de palanca o longitud de la llave, en pies.

Ejemplo:

Calcular la fuerza o jalón de llave, para proporcionar un torque de 40,000 Lbs-pie, con una llave de 3.5 pies

T E M P E R A T U R A

F =Td

= 11,428 LbsF =40,000

3.5

°F = °C x 1.8 + 32°C = °F - 32 1.8


78




°C = Temperatura, en grados centígrados

°F = Temperatura, en grados Fahrenheit

1 Calorías = El calor necesario para elevar la tempera-tura de un kilogramo de agua. 1°C= 3.9683 B. T. U.

1 B. T. U. = Calor necesario para elevar la Temperatura de una libra de - agua, 1°F = 0.252 calorías

NOTA: Cuando las unidades que se quieren convertir se localizan en dirección derecha - izquierda, el factor se toma dividiendo.

Ejemplo:

CONVERTIR: 80 Km a millas

= 49.72 millas.80

1.609



79

Densidad Viscosidad Punto de Cedencia Relación:3 2 (gr/cm ) Plástica (cps) (lb/100 pie ) Aceite/Agua.

1.0 16 - 24 6 - 10 60/40

1.10 20 - 30 8 - 12 62/38

1.20 22 - 36 10 - 16 64/36

1.30 26 - 42 10 - 20 65/35

1.40 28 - 48 12 - 22 67/33

1.50 32 - 54 14 - 24 70/30

1.60 34 - 60 16 - 28 70/30

1.70 36 - 64 16 - 30 72/28

1.80 40 - 70 18 - 32 75/25

1.90 44 - 78 18 - 36 75/25

2.00 50 - 84 20 - 40 77/23

2.10 58 - 94 22 - 46 80/20

2.20 64 - 104 24 - 52 80/20

2.30 70 - 110 28 - 56 85/15

2.40 72 - 114 30 - 60 90/10

Tabla 13. CONDICIONES OPTIMAS PARA UN FLUIDO DE PERFORACION DE E.I.



80

Tab

la 1

4. L

ON

GITU

DES

(M

ETR

OS

) R

EC

OM

EN

DA

DA

S P

AR

A L

OS

CO

RTES

DE C

AB

LE

DE A

CU

ER

DO

CO

N L

A A

LTU

RA

DEL M

AS

TIL Y

D

EL D

IA

METR

O D

EL T

AM

BO

R

DIA

METR

O D

EL T

AM

BO

R E

N M

ILIM

ETR

OS

Y P

ULG

AD

AS

Altu

ra d

el m

ástil

27

9.4

33

0.2

35

5.6

40

6.4

45

7.2

50

8.9

58

8.8

60

9.6

66

0.4

71

1.2

76

2.0

81

2.8

86

3.0

91

4.4

ó to

rre e

n m

etro

s (

11

") (

13

") (

14

") (

16

") (

18

”) (

20

") (

22

") (

24

") (

26

") (

28

") (

30

") (

32

") (

34

") (

36

")

y p

ies.

NU

MER

O D

E M

ETR

OS

PO

R C

OR

TA

R

56

.8 3

5.0

35

.0 3

4.0

34

.0 3

3.0

(1

86

')

43

.1 4

3.5

44

.5 2

6.0

26

.0 2

6.0

27

.0 2

7.0

27

.0(1

41

´) (

14

5´

) (

14

6´

)

40

.5 4

1.3

42

.0 2

5.0

27

.0 2

4.0

24

.0 2

6.0

25

.02

4.0

(1

33

´) (

13

5´

) (

13

8´

)

40

.5 3

9.2

39

.8 2

2.0

22

.0 2

3.0

23

.0 2

4.0

24

.0 2

3.0

23

.02

4.0

(1

33

´) (

12

9´

) (

13

1´

)

28

.5 2

9.2

30

.4 2

0.0

20

.0 1

9.0

18

.0 1

8.0

19

.0 1

8.0

12

.0 (

94

´) (

96

´) (

10

0´

)

20

.51

8.0

16

.0 1

6.0

17

.0 (

87

´)

20

.0 1

1.0

12

.0 (

66

´)

NO

TA: S

e p

ueden h

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esliz

am

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nte

s d

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, sie

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a d

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s lo

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des s

ea ig

ual la

longitu

d d

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orte

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unto

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e c

arg

a.



81



82

DYNA - DRILL DIAMETRO LONGITUD CONEXIÓN -DIAMETRO Y TIPO DIAMETRO (D) AGUJERO (D ) (L) PESO VALVULA DE PASO SUSTITUIDO NORMAL DE LA1

D.E. - plg Dia - plg Pies Lbs DOBLE (Caja arriba) BARRENA (Caja Abajo)

1 ¾ M.S 1 7/8 a 2 15/16 8.2 47 AW ROD CONN. AW ROD CONN 2 3/8 M.S 2 3/4 - 4 9.7 100 BW ROD CONN. BW ROD CONN 3 7/8 DD 4 5/8 -8 ½ 19.2 465 2 7/8 PI REG 2 7/8 API REG 5 DD 6 -7 7/8 19.7 844 3 ½ API REG 3 ½ API REG 6 1/2 D.D 8 3/8 - 9 7/80 19.6 1422 4 ½ API REG 5 ½ API REG 7 ¾ D.D 9 7/8 - 12 ¼ 21.0 2222 5 ½ API REG 6 5/8 API REG 9 5/8 D.D. 12 ¼ - 17 ½ 26.4 4147 6 5/8 API REG 7 5/8 API REG 5 S.H. 6 - 7 7/8 23.9 944 3 ½ API REG 3 ½ API REG 6 ½ S.H. 8 3/8 - 9 7/8 24.1 1807 4 ½ API REG 4 ½ API REG 7 3/4 S.H. 9 7/8 - 12 ¼ 24.5 2802 5 ½ API REG 6 7/8 API REG

DATOS DIMENSIONALES DE LA HERRAMIENTA.

Tabla 15. DATOS DE HERRAMIENTA DYNA-DRILL.

DATOS DE OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA.

M.S. - Herramienta Micro - Delgada: D.D. - Herramienta direccional: S.H. - Herramienta para agujero vertical: H.S. - Herramienta de alta velocidad: - juntas especiales para el sustituto de la barrena sobre pedido.

DYNA DRILL VOLUMENES PRESION VELOCIDAD TORQUE DIAMETRO RECOMENDADOS DIFERENCIAL APROXIMADA APROXIMADO D.E. - plg GPM RECOMENDADA DE LA BARRENA Pies-lb

PSI RPM

1 ¾ M.S. 20 250 875 8.8

2 3/8 M.S. 25 1000 1100 38

3 7/8 M.S. 130 800 420 325

5 D.D. 225 250 460 283

6 ½ D.D 325 250 410 467

7 ¾ D.D 400 250 310 700

9 5/8 D.D. 600 250 350 1080

5 S.H. 250 250 380 400

6 ½ S.H. 350 250 360 625

7 ¾ S.H. 450 250 320 935

5 H.S. 250 500 760 400

6 ½ H.S. 350 500 720 625

Diá

metro

de V

álv

ula

de p

aso S

ustitu

to d

e la

Gasto

de M

áxim

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(D.E

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ferio

r G

.P.M.

Barre

na.

Lbs - p

ie.

Mendado

Min

. max.

R.P.M

.

3 - ¾

" 2 - 7

/8" R

eg

2 -7

/8"R

eg 7

2 1

80 5

80

340 - 8

55

240

39

4-1

/4"-5

7/8

" 16.8

400

4 - ¾

" 3 - 1

/2" R

eg

3 -1

/2"R

eg 9

0 2

25 5

80

270 - 6

80

380

50

6" - 7

-7/8

" 17.5

680

6 - ¼

" 4

- 1/2

" Reg

4- 1

/2"R

eg 1

65 4

25 5

80

200 - 5

10 9

40 9

2 7

- 7/8

"-9-7

/8"

6 - ¾

" 4

- 1/2

" Reg

4- 1

/2"R

eg 1

90 4

75 4

65

190 - 4

80

1080

100

8 - 3

/8"-1

0 5

/8" 2

1.9

1760

8"

5 1

/2" R

eg

6- 5

/8"R

eg 2

30 5

80 4

65

160 - 4

00

1550 1

20 9

- 1/2

"- 12 1

/4" 2

3.8

2420

9 - ½

" 7 - 5

/8" R

eg 6

- 5/8

"Reg 2

75 6

85 4

65

135 - 3

40

2170 1

42 1

2- 1

/4"- 1

7 1

/2" 2

4.9

3960

11 - ¼

" 7 - 5

/8" R

eg

7 - 5

/8"R

eg 3

25 8

10 4

65

115 - 2

90 2

960 1

66

17- 1

/2" - 2

6" 2

6.0

5940

Conexió

n

Tab

la 1

6. D

ATO

S D

E H

ER

RA

MIEN

TA

NA

VI - D

RILL



83

Diámetro Resistencia a la ruptura. Resistencia a la ruptura. pulg. Tipo BOA.Serie 6x19.Alma Tipo COBRA. 6x19. Alma

de acero. Acero de arado de fibra. Acero de arado me- mejorado (AAM). jorado (AAM).

Efectiva. Peso. Efectiva. Peso. Tons. Kg./m Tons. Kg./m

1/8 0.69 0.040 0.69 0.040

3/16 1.43 0.100 1.4 0.080

1/4 2.74 0.170 2.4 0.150

5/16 4.25 0.280 3.86 0.240

3/8 6.08 0.390 5.53 0.360

7/16 8.25 0.510 7.50 0.460

½ 10.68 0.690 9.71 0.620

9/16 13.48 0.870 12.2 0.790

5/8 16.67 1.080 15.1 0.980

3/4 23.75 1.540 21.6 1.400

7/8 32.13 2.100 29.2 1.900

1 41.71 2.750 37.9 2.480

1 - 1/8 52.49 3.470 47.7 3.120

1 - 1/4 64.47 4.200 58.6 3.760

1 - 3/8 77.54 5.150 70.5 4.550

1 - ½ 91.80 6.200 83.5 5.430

1 - 5/8 106.77 7.140 97.1 6.370

1 - 3/4 123.74 8.300 112.0 7.380

1 - 7/8 140.70 9.520 128.0 8.480

2 159.66 10.820 145.0 9.640

CONSTRUCCIONES:

6 x 9 - Seale (9/9/1) - Alma de Acero Independiente (AAI).6 x 26 - (10/5 + 5/5/1) - AAI.6 x 25 - Filler (12/6/6/1) - AAI.6 x 19 - Seale ( 9/9/1) - Alma de Fibra (AI).



84

Tabla 17. RESISTENCIA MECANICA DEL CABLE (CAMESA).

DENSIDAD RELACIÓN DIESEL SALMUERA PREPARACION DE LA BARITA SACOS (Gr/ml) ACEITE/AGUA de CaCl SALMUERA DE CaCl (Kg) DE2 2

(LTS) (LTS) BARITA Kg CaCl lts de agua DE2

50KGS

1.10 60/40 515.35 390.41 173.03 343.56 26.83 0.54

1.15 60/40 507.14 384.19 170.28 338.09 94.00 1.88

1.20 60/40 498.89 377.94 167.51 332.89 181.14 3.22

1.25 60/40 490.68 371.72 164.72 327.11 228.30 4.57

1.30 65/35 522.69 319.80 141.73 281.45 320.26 6.41

1.35 65/35 513.76 314.35 139.31 276.84 386.97 7.74

1.40 65/35 504.85 308.89 136.89 271.84 453.69 9.07

1.45 65/35 495.93 303.43 134.47 267.04 520.41 10.41

1.50 65/35 487.01 297.98 132.06 262.24 587.13 11.75

1.55 65/35 478.08 292.52 129.62 257.43 653.85 13.08

1.60 65/35 469.17 287.06 127.22 252.63 720.57 14.41

1.65 70/30 495.78 241.46 107.02 212.48 808.87 15.18

1.70 70/30 486.17 236.78 104.94 208.36 875.17 17.50

1.75 70/30 476.56 232.10 102.87 204.25 941.47 18.83

1.80 70/30 466.96 227.42 100.80 200.13 1,007.77 20.16

1.85 70/30 457.35 222.74 98.72 195.00 1,074.07 21.48

1.90 70/30 447.74 218.06 96.65 191.89 1,140.38 22.81

Tabla 18. CANTIDAD REQUERIDA DE ADITIVOS PARA PREPARAR 1M3 DE FLUIDO PROTEXIL - EI - IMP DENSIFICADO CON

SALINIDAD DE 330,000 ppm.



85

DENSIDAD RELACIÓN DIESEL SALMUERA PREPARACION DE LA BARITA SACOS (Gr/ml) ACEITE/AGUA de CaCl SALMUERA DE CaCl (Kg) DE2 2

(LTS) (LTS) BARITA Kg CaCl lts de agua DE2

50KGS

1.95 75/25 468.13 177.32 78.60 156.05 1,234.85 24.70

2.00 75/25 457.86 173.43 76.87 152.62 1,300.52 26.01

2.05 75/25 447.60 169.55 75.15 149.20 1,366.21 27.32

2.10 75/25 437.33 165.66 73.43 145.78 1,431.89 28.54

2.15 75/25 427.06 161.77 71.70 142.36 1,497.58 29.95

2.20 75/25 416.80 157.88 69.98 138.94 1,563.26 31.26

1.95 80/20 499.55 141.92 62.90 124.89 1,253.33 25.07

2.00 80/20 488.60 138.80 61.52 122.15 1,318.62 26.37

2.05 80/20 477.64 135.69 60.15 199.41 1,383.89 27.68

2.10 80/20 466.69 132.58 58.76 116.67 1,449.17 28.99

2.15 80/20 455.70 129.46 57.38 113.92 1,514.65 30.29

2.20 80/20 444.78 126.35 56.00 111.19 1,579.72 31.60



86


CANTIDAD REQUERIDA DE ADITIVOS PARA PREPARAR 1M3 DE FLUIDO PROTEXIL - EI - IMP DENSIFICADO CON

SALINIDAD DE 330,000 ppm.

Tabla 19. TABLA DE LA CLASIFICACION API DE LOS CEMENTOS UTILIZADOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

La industria petrolera emplea cementos con especificaciones marcadas por el Instituto Americano del Petróleo (API) según normas 10A (API Standars 10A).

Estas normas catalogan a los cementos de acuerdo a la siguiente designación.

CLASE A. Se emplea desde la superficie hasta profundidades de 1,830 m ( 6,000 pies) ( similar al Tipo l ASTM).

CLASE B. Se emplea desde la superficie hasta profundidades de 1,830 m (6,000 pies). Se requiere que sean resistentes a la acción de los sulfatos en concentraciones moderadas y elevadas ( similar al Tipo ll ASTM).

CLASE E. Se emplea para profundidades de 3,050 m a 4,270 m (10,000 pies - 140,000 pies), para alta presión y temperatura.

CLASE F. Se emplea para profundidades de 3,050 m



87

a 4,880 m ( 10,000 pies - 160,000 pies), para presión y temperatura extremas, deben de ser para alta resistencia a la acción de los sulfatos.

CLASE G Se emplea para profundidades de 0 m a 2,440 m básicamente, pero con la adición de aceleradores o retardadores de fraguado, su uso se puede generalizar para cualquier tipo de presión y temperatura, así como para la acción de los sulfatos.

CLASE H Su uso es similar al de la Clase E. Pero su resistencia a la acción de los sulfatos es moderada.

API AGUA DENSIDAD DE PROFUNDIDAD TEMPERATURA CLASIFICACION REQUERIDA LA LECHADA (m) ESTATICA

Lts/saco (gr/cm3) (°C)

A (portland) 23.36 1.87 0 -1830 26.6 - 76.6

B (portland) 23.36 1.87 0 -1830 26.6 - 76.7

C (resistencia Prematura) 36.31 1.78 0 -1830 26.6 -76.7

D (retardado) 19.3 1.97 1830 - 3050 76.7 - 126.7

E (retardado) 19.3 1.97 3050 - 4270 76.7 - 143.3

F (retardado) 20.44 1.94 3050 - 4880 110 - 160.0

G (básico)* 23.36 1.87 0 - 2440 26.6 - 93.3

H (básico)* 19.3 1.97 0 - 2440 26.6 - 93.3

* Puede contener aceleradores o retardadores.

Tabla 20. APLICACIONES DE LOS CEMENTOS API



88

CATALIZADOR CANTIDAD EMPLEADA TIPO DE CEMENTO COMO SE % EN PESO DE CEMENTO EMPLEA

CLORURO DE CALCIO (CaCl ) DE 2 a 4 CUALQUIER TIPO API SECO O CON2

(ESCAMAS, POLVO,. AGUA. ANHIDRO)

CLORURO DE SODIO DE 3 A 10* CUALQUIER TIPO API SECO O CON 1.5 A 5 AGUA.

FORMAS SEMIHIDRA- TADAS DE YESO ( YE- 20 A 100 CLASE API, A,B,C,G ó H SOLO SECO. SO DE PARIS)

SILICATO DE SODIO 1 A 75 CLASE API, A,B,C,G, ó H SOLO O CON (Na SlO ) AGUA.2 2

CEMENTO CON DIS- PERSANTES Y AGUA 0.5 A 1.0 CLASE API A,B,C,G, ó H SOLO OREDUCIDA CON AGUA.

AGUA DE MAR ---- CLASE API,A,B,C,D,E,G ó H COMO AGUA

DE MEZCLA.

* Por ciento en peso de agua.



89

Tabla 21. CATALIZADORES DE USO COMÚNEN EL CEMENTO

TIPO Y FUNCION CANTIDAD TIPO DE COMO SE DEL ADITIVO RECOMENDADA CEMENTO SE EMPLEA

POLIMEROS OR- GANICOS(CELU- DE 0.5 A 1.5 POR TODA CLASE MEZCLADO LOSA)PARA FOR- CIENTO EN SECO. MAR PELÍCULAS.

POLIMEROS OR- GANICOS(DIS- PERSANTES) PA- MEZCLADO RA MEJORAR LA DE 0.5 A 1.25 POR TODA CLASE EN DISTRIBUCIÓN CIENTO (DENSIFICADO) SECO O AGUA DE PARTICULAS DE MEZCLA Y FORMAR PELI- CULAS.

CARBOXIMETIL MEZCLADO HIDROXIETIL EN CELULOSA PARA DE 0.3 A 1.0 POR TODA CLASE SECO O CON FORMAR PELICU- CIENTO AGUA DE LAS. MEZCLA

ADITIVOS DE MEZCLADO LATEX PARA 1.0 gal/sc TODA CLASE EN SECO O FORMAR PELI- CON AGUA CULAS. DE MEZCLA.

CEMENTO DE BENTONITA CON DISPERSANTE PARA 1.0 DE DISPERSANTE CLASE A,G, ó H MEZCLA POR MEJORAR LA DIS- BACHES TRIBUCIÓN DE PARTICULAS

* Por ciento por peso de cemento.



90

Tabla 22. ADITIVOS DE CONTROL DE FILTRACIÓN



91

MATERIAL CANTIDAD A EMPLEAR(POR CIENTO POR PESO DE

CEMENTO)

LIGNINA 0.1 - 1.0

ACIDO ORGANICO 0.1 - 2.5

CARBOXIMETIL HIDROXIETL CELULOSA 0.1 - 1.5

BORAX 0.1 - 0.5

SAL ( SU USO ES EN lb/sc) 14 - 16

Tabla 23.RETARDADORES DE USO COMUN

TIPO MATERIAL NATURALEZA CANTIDAD AGUA REQUERIDA DE LAS PARTI- EMPLEADA CULAS

ADITIVOS PARA CONTROLAR PERDIDA DE CIRCULACIÓN

GRANULAR GILSONITA GRANULAR DE 5 A 50 lb/s 2gal/50lb PERLITA DE EXPANSION DE ½ A 1 cu pies/s 4 gal/cu pies CORTEZA DE NOGAL GRANULAR DE 1 A 5 lb/s 0.85 gal/50lb CARBON GRANULAR DE 1 A 10 lb/s 2 gal/50lb

HOJUELAS CELOFAN LAMINARES DE 1/8 A ½ lb/s NINGUNA FIBROSO NYLON FIBRAS CORTAS DE 1/8 A ¼ lb/s NINGUNA

DE MATERIALES PARA CONTROLAR LA PERDIDA DE CIRCULACIÓN

SEMISÓLIDO DE FRAGUADO INMEDIATO

CEMENTO DE YESO 4.8gal/100lb CEMENTO PÓRTLAND DE YESO DE 10 A 20% YESO 5.0gal/100lb CEMENTO DE BENTONITA DE 10 A 25 % GEL DE 12 A16gal/s CEMENTO + SILICATO DE SODIO (EL SILICATO SE

MEZCLA CON AGUA ANTES DE AÑADIRLE CE- MENTO).

GELATINIZACION RAPIDA DIESEL BENTONITA

Tabla 24. MATERIALES QUE SE AÑADEN COMÚNMENTE A LAS LECHADASPARA CONTROLAR PERDIDA DE CIRCULACIÓN


92


ADITIVO PROPÓSITO EFECTO EN EL CEMENTO

Sulfato de Bario Para densificar el lodo Aumenta la densidad, reduce la Resis- (BaSO ) tencia.4

Caústicas( NaOH, Para ajustar el pH. Acelerador Na , CO , etc)2 3

Compuestos de Calcio (CaO, Ca Para acondicionar el pozo Acelera el fraguado

2 2 (OH) , CaCl , y controlar pH.4 CaSO , 2H O).2

Hidrocarburos Para controlar la perdida Baja la densidad (petróleo diesel del fluido y lubricar el y crudo alquilado) pozo.

Selladores (celu- Para control de perdida Retarda el fraguado losa, hule....). de circulación.

Adelgazadores (taninos, lignosu- Para dispersar los sóli- Retarda el fraguado lienates, quebra- dos del lodo. cho, revestimientos, etc)

Emulsificantes (lignosulfonaatos, Para formar lodos de alquiletileno, sul- aceite en agua o agua Retarda el fraguado fonato de hidro- en aceite. carburo).

Bactericidas (fe- Para proteger los archi- noles substitui- vos orgánicos contra la Retarda el fraguado dos, folmaldehi- descomposición bacteri- do,etc.). cida.

Aditivos de perdida de control del fluido (cmc, Para reducir la perdida almidón, guar. del filtrado, del lodo a Retarda el fraguado poliacrilamidos, la filtración. lignosulfonatos.

Tabla 25. EFECTOS DE LOS ADITIVOS DEL LODO EN EL CEMENTO



93

Diámetro Número de Espacio entre Longitud de ca- del cable grapas grapas. ble doblado, ex- (pulg.) (cm.) cluyendo el ojo.

(cm.)

3/8 2 6 13

1/2 3 8 23

5/8 3 9.5 28

3/4 4 1.1 46

7/8 4 13 53

1 4 15 61

1 - 1/8 5 18 99

1 - 1/4 5 20 102

1 - 3/8 6 23 137

1 - ½ 6 25 152

El método correcto de la instalación de las grapas, es colo-car sus partes cur-vas en la parte corta del cable.

Tabla 26. DATOS PARA LA COLOCACIÓN DE GRAPAS EN CABLES DE ACERO

Diámetro Peso Resistencia en Kg. (pulg,) (Kg/m) Máxima F.S. = 5

1/4 0.030 270 54

3/8 0.060 610 122

1/2 0.112 1200 240

5/8 0.198 2000 400

3/4 0.248 2450 490

1 0.400 4080 816

1 - 1/8 0.550 5100 1020

1 - 1/4 0.620 6120 1224

1 - 1/2 0.890 8400 1680

Tabla 27. CABLES DE MANILA ( Uso general)


94


ANCLA INDICADOR CABLE CAPACIDAD PESO SENSOR DE PESO (RECOMENDADO) Ton. Kg.

Pulg.

D D 1 - 1/8- -1- 1/4 22.7 487 E80 E EB 1 - 3/8- -1- 1/2 34.0 707 E80 EB EB 1 - 1/2- -1- 5/8 45.4 707 E80 FS F 7/8 - -1 18.0 175 E160A G G 7/8 - -1 13.6 91 E190

Tabla 28. TIPOS DE ANCLAS NATIONAL

NC26 = 2-3/8" I.F. = 2-7/8" S.H. NC50 = 4-1/2” I.F. = 5"X.H. = 5-1/2 DSL NC46 = 4" I.F. = 4-1/2" X.H. Nc31 = 2-7/8" I.F. NC38 = 3-1/2" I.F. NC40 = 4" F.H.

NOMENCLATURA:

NC. - IDENTIFICACION API PARA JUNTAS, ACTUALES. I.F. - API INTERNAL FLUSH. F.H.- API FULL HOLE. X.H.- XTRA HOLE. DSL.- REDD DOUBLE STREAMLINE.

Tabla 29. EQUIVALENCIAS DE CONEXIONES ACTUALIZADAS.



95

Conexión Rango de Apriete (Lbs. - pie)

2 - 3/8" I.F. 2,500 - 2,750

2 - 7/8" I.F. 7,300 - 8,030

3 - 1/2" I.F. 9,900 - 10,890 (D.E. 4-3/4")

3 - 1/2" I.F. 12,800 - 14,080 (D.E. 5")

4 - 1/2" F.H. 17,900 - 19,690 (D.E. 5-3/4")

4 - 1/2" F.H. 18,800 - 21,780 (D.E. 6")

4" I.F. 22,200 - 24,420

5" X.H. 32,000 - 35,200

4 ½" I.F. 32,000 - 35,200

Tabla 30. APRIETE ADECUADO PARA CONEXIONES DE T.P.Y T.P. EXTRAPESADA (H.W.)

D.E. D.I. Unión de T.P. Apriete D.E sección pulg. pulg. Conexión D.E D.I. Lbs,-pie recalcada

pulg. pulg. pulg.

3-1/2 2-1/16 NC 38 4-3/4 2-3/16 9,900 4

4 2-9/16 NC 40 5-1/4 2-11/16 13,250 4-1/2

4-1/2 2-3/4 NC 46 6-1/4 2-7/8 21,800 5

5 5 NC 50 6-1/2 3-1/8 29,400 5-1/2

T.P. EXTRAPESADA


96


5.9 Flexión sufrida por la Tubería de Perforación en Operaciones de Enrosque y Desenrosque con Tenazas. Es bien conocido que la unión de la tubería de perforación necesita posicionarse lo más cerca posible de las cuñas durante las operaciones de enrosque y desenrosque para prevenir la flexión de la tubería. Hay una altura máxima hasta donde puede estar posicionada la unión sobre las cuñas, sin que la tubería de perforación se flexione cuando se le aplica la torsión máxima permisible de enrosque y desenrosque a la unión. Muchos factores afectan esta limitación de altura. Algunos de estos factores, los cuales deben considerarse muy detenidamente, se presentan a continuación: (1) el ángulo de separación entre las tenazas de

enrosque, que se puede apreciar en las casos I y II.

(El caso I muestra las tenazas posicionadas a 90º y el caso II muestra las tenazas posicionadas a 180º).

(2) la resistencia mínima a punto cedente de la tubería;

(3) la longitud del mango de la tenaza; y (4) la torsión máxima permisible de enrosque.

Donde:

Hmax = altura del hombro de la unión sobre las cuñas-pies.

Y = esfuerzo mínimo de tensión a punto cedente de m 2

la tubería-lbs/pg . L = longitud del mango de la tenaza-pies.T

P = tensión de la línea (carga)-lbs. T = torsión de enrosque aplicada a la unión (P x L )- T

lbs-pies,y3 I/C = módulo de sección de la tubería-pg .

Los constantes .053 y .038 incluyen un factor de 0.9 para reducir Y a un limite proporcional.m

Por ejemplo:Suponga: tubería de perforación Grado E de 4 1/2 pg y

16.60 lbs/pie, con uniones de 4 1/2 x 6 1/2 pg D.E. x 3 1/2 D.I.;

Mango de la tenaza de 3 ½ pies; yTenazas posicionadas a 90º (Caso I)

Usando la ecuación 5.81:

2 Y = 75,000 lbs/pg (para el Grado E)m

3 I/C = 4.27 pg L = 3.5 piesT

T = 17,000 lbs/pies.

* Valores del Módulo de Sección

1 2 Diámetro exterior Diámetro exterior I de la tubería de la tubería C

3 pg lbs/pie pg

2 3/8 4.85 0.66 6.65 0.87

2 7/8 6.85 1.12 10.40 1.60

3 ½ 9.50 1.96 13.30 2.57 15.50 2.92

4 11.85 2.70 14.00 3.22 15.70 3.58

4 ½ 13.75 3.59 16.60 4.27 20.00 5.17 22.82 5.68 24.66 6.03 25.50 6.19

5 16.25 4.86 19.50 5.71 25.60 7.25

5 ½ 19.20 6.11 21.90 7.03 24.70 7.84

6 5/8 25.20 9.79

=Hmax..053 Y L (I/C)m T

T

(Caso I ............5.81)

=Hmax..053 (Y ) (I/C) (L )m T

T

=Hmax..038 Y L (I/C)m T

T

(Caso II ...........5.82)

=Hmax..053 (75,000) (4.27) (3.5)

17,000= 3.4 pies

Tabla 31. CÁLCULO DE LA ALTURA MÁXIMA DE LA UNION ENCIMA DE LAS CUÑAS



97

Tabla 32. RECALCADOS DE TUBERÍA


98


Principales contaminantes del fluido de control.- Las propiedades fundamentales de los fluidos de control que se requieren conservar dentro de unos límites determinados, son: densidad, viscosidad, filtrado y enjarre. Las características de las formaciones que se perforen son los principales causantes de los problemas para conservar las propiedades fundamentales de los fluidos, pero también pueden causarse con materiales agregados en la superficie, por ejemplo cemento, aire y agua.

Los materiales que entren al fluido de control y alteren sus propiedades en forma indeseable, se llaman contaminantes.

C O N T A M I N A N T E S : O R I G E N :

Sulfato de calcio (CaSO ) Formación con Anhidrita ó yeso4

Hidróxido de calcio (Ca(OH) ) Cemento ó cal2

Cloruro de sodio (NaCl) Flujo de agua salada, docoSalino

Cloruro de Calcio (CaCl ) Flujo de Salmueras2

Bicarbonato de sodio (NaHCO ) Bacterias o de la formación3

Sólidos (arcillas, lutitas, etc.) Problema permanente al per-forar

Aceite De la formación

Acido sulfhídrico De la formación

Bióxido de Carbono De la formación

Gas natural De la formación

Cuando se tiene una contaminación masiva puede requerirse hacer un cambio del tipo de fluido si no puede eliminarse el ión químico contaminante o su efecto. Una contaminación moderada requiere de pruebas piloto para tomar una deci-sión.

Tabla 33. IDENTIFICACIÓN Y TRATAMIENTO DE UN FLUIDO CONTAMINADO.



99

ION QUIMICO POR MATERIAL QUIMICO FACTOR PARA ENCONTRAR ELIMINAR RECOMENDADO LA CANTIDAD RECOMENDADA

3(emp x factor = kg/m )

++ Ca Soda ash; Na CO 0.0532 3

-3 HCO Cal; Ca (OH) 0.0372

-3 CO Cal; Ca (OH) 0.0372

Tabla 34. CONCENTRACIÓN OPTIMA DE OPTURANTES.

PROCUCTO Conc. Optima de Trabajo

3 Ob. Granular muy fino 1 a 10 kg/m (como preventivo)

3 Ob. Granular fino 5 a 30 kg/m (según grado de perdida)

3 Ob. Granular medio 5 a 30 kg/m (según grado de perdida)

3 Ob. Granular grueso 5 a 30 kg/m (según grado de perdida)

3 Fibroso No 8 5 a 30 kg/m (según grado de perdida)

3 Sello automático 5 a 30 kg/m (según grado de perdida)

Nota: Pueden usarse combinados los granulares medio y grueso, lo mismo pueden combinarse con el fibroso y el sello automático.

PROHIBIDO USARSE EN ZONAS PRODUCTORAS


100


AMPERES DEL MOTOR ROT. NATIONAL C725 ROT. CM-IDECO 275K ROT. OILWELL DE DE LA ROTARIA TORSIÓN EN LBS-PIE TORSION EN LBS-PIE 37 ½ TORSIÓN EN

LBS-PIE TRANS TRANS ALTA BAJA

50 237 300 290 46975 442 560 542 875

100 632 800 774 1250 125 885 1120 1084 1750 150 1169 1480 1432 2313 175 1517 1920 1858 3000 200 1833 2320 2245 3625 225 2149 2720 2632 4250 250 2496 3160 3057 4938 275 2907 3680 3560 5750 300 3318 4200 4064 6563 325 3729 4720 4567 7375 350 4282 5420 5244 8469 375 4629 5900 5670 9156 400 4977 6300 6095 9844 425 5372 6800 6579 10625 450 5925 7500 7256 11719 475 6320 8000 7740 12500 500 6715 8500 8224 13281 525 7236 9160 8862 14313 550 7774 9840 9520 15375 575 8279 10480 10139 16375 600 8722 11040 10681 17250 625 9227 11680 11300 18250 650 9717 12300 11900 19219 675 10191 12900 12480 20156 700 10744 13600 13158 21250 725 11218 14200 13739 22188 750 11692 14800 14319 23125 775 12166 15400 14900 24063 800 12640 16000 15480 25000 825 13146 16640 16099 26000 850 13714 17360 16796 27125 875 14283 18080 17492 28250 900 14852 18800 18189 29375 925 15421 19520 18886 30500 950 15990 20240 19582 31625 975 16527 20920 20240 32688 1000 17064 21600 20898 33750

Tabla 35. TABLA DE TORSIÓN APLICADA A LA TUBERÍA DE PERFORACIÓNMEDIANTE ROTARIAS IMPULSADAS CON MOTOR ELECTRICO

“EMD” MODELO D79M DE 800 CABALLOS DE FUERZA.

PerforaciónDireccionalControlada


102


Pulg

s.

0" 1

" 2" 3

" 4" 5

" 6" 7

" 8" 9

" 10" 1

1"

00 .0

833 .1

667 .2

500 .3

333 .4

167 .5

000 .5

833 .6

667 .7

500 .8

333 .9

167

1/1

6 .0

052 .0

885 .1

719 .2

552 .3

385 .4

219 .5

052 .5

885 .6

719 .7

552 .8

385 .9

219

1/8

.0104 .0

938 .1

771 .2

604 .3

438 .4

271 .5

104 .5

938 .6

771 .7

604 .8

438 .9

271

3/1

6 .0

156 .0

990 .1

823 .2

656 .3

490 .4

323 .5

156 .5

990 .6

823 .7

656 .8

490 .9

323

1/4

.0208 .1

042 .1

875 .2

708 .3

542 .4

375 .5

208 .6

042 .6

875 .7

708 .8

542 .9

375

5/1

6 .0

260 .1

094 .1

927 .2

760 .3

594 .4

427 .5

260 .6

094 .6

927 .7

760 .8

594 .9

427

3/8

.0313 .1

146 .1

979 .2

812 .3

646 .4

479 .5

313 .6

146 .6

979 .7

813 .8

646 .9

479

7/1

6 .0

365 .1

198 .2

031 .2

865 .3

698 .4

531 .5

365 .6

198 .7

031 .7

865 .8

698 .9

531

1/2

.0417 .1

250 .2

083 .2

917 .3

750 .4

583 .5

417 .6

250 .7

083 .7

917 .8

750 .9

583

9/1

6 .0

469 .1

302 .2

135 .2

969 .3

802 .4

635 .5

469 .6

302 .7

135 .7

969 .8

802 .9

635

5/8

.0521 .1

354 .2

188 .3

021 .3

854 .4

688 .5

521 .6

354 .7

188 .8

021 .8

854 .9

680

11/1

6 .0

573 .1

406 .2

240 .3

073

.3906 .4

740 .5

573 .6

406 .7

240 .8

073 .8

906 .9

740

3/4

.0625 .1

458 .2

292 .3

125 .3

958 .4

792 .5

625 .6

458 .7

292 .8

125 .8

958 .9

792

13/1

6 .0

677 .1

510 .2

344 .3

177 .4

010 .4

844 .5

677 .6

510 .7

344 .8

177 .9

010 .9

844

7/8

.0729 .1

563 .2

396 .3

229 .4

063 .4

896 .5

729 .6

563 .7

396 .8

229 .9

063 .9

896

15/1

6 .0

781 .1

615 .2

448 .3

281 .4

115 .4

948 .5

781 .6

615 .7

448 .8

281 .9

115 .9

948

1 .0

833 .1

667 .2

500 .3

333 .4

167 .5

000 .5

833 .6

667 .7

500 .8

333 .9

167 1

.0000

DEC

IM

ALES

DE P

IE


103UNIDAD DE PERFORACIÓN YMANTENIMIENTO DE POZOSUNIDAD DE PERFORACIÓN YMANTENIMIENTO DE POZOS

COTANGENTE

COS CAENTE

SENO

COSENOID O

RA

=1

TC

E

SA

EN

TANGENTE

MIN. GRAD. MIN. GRAD. MIN. GRAD. MIN. GRAD. MIN. GRAD. MIN. GRAD.

1 .0166

11

.1833 21 .3500 31 .5166 41 .6833 51 .8500 2 .0333

12 .2000 22 .3666 32 .5333 42 .7000 52 .8666 3 .0500

13 .2166 23 .3833 33 .5500 43 .7166 53 .8833

4 .0666

14 .2333 24 .4000 34 .5666 44 .7333 54 .9000 5 .0833 15 .2500 25 .4166 35 .5833 45 .7500 55 .9166 6 1000 16 .2666 26 .4333 36 .6000 46 .7666 56 .9333 7 .1166 17 .2833 27 .4500 37 .6166 47 .7833 57 .9500 8 .1333 18 .3000 28 .4666 38 .6333 48 .8000 58 .9666 9 .1500 19 .3166 29 .4833 39 .6500 49 .8166 59 .9833

10 .1666 20 .3333 30 .5000 40 .6666 50 .8333 60 1.0000

FORMULAS PARA ENCONTRAR LAS FUNCIONES ADE LOS ANGULOS

Cateto opuesto = SENO

Hipotenusa

Cateto adyacente

= COSENO

Hipotenusa

Cateto opuesto = TANGENTE Cateto adyacente

Cateto adyacente

= COTANGENTE

Cateto opuesto

Hipotenusa = SECANTE

Cateto adyacente

Hipotenusa = COSECANTECateto opuesto

MINUTOS CONVERTIDOS A DECIMALES DE GRADO


104


FORMULAS PARA HALLAR LA LONGITUD DE LOS LADOS DE UN TRIANGULO RECTANGULO CUANDO SE CONOCE UN ANGULO YUN LADO

Hipotenusa X seno

Longitud de

Hipotenusa / cosecantecateto opuesto

Cateto adyacente X tangente Cateto adyacente / cotangente

Hipotenusa X cosenoLongitud de Hipotenusa / secantecateto adyacente Cateto opuesto X cotangente

Cateto opuesto / tangente

Cateto opuesto X cosecanteLongitud de

Cateto opuesto / senola hipotenusa Cateto adyacentes X secante

Cateto adyacente / coseno

}}}

}

f; A

- idéntico a- diferente a- mayor que- menor que- no es mayor que

- no es menor que

- diferencia A Disj B

o también -

disjuntos o ajenos

A) (B

#A

– cardinal de A - para todo x

D(R) - dominio de R

Im (R) – imagen de R

x R y – x está relacionado

por R con y

R-1

– relación inversa de R

y = f(x)

y igual función de xN – conjunto de los

números naturalesZ – conjunto de los

números enterosQ – conjunto de los

números racionales- B – función de f de A en B

=

=

\

–

- pertenece a- no pertenece a - incluido en

-

/

incluido estrictamente- incluye estrictamente- unión o reunión

- intersección

- existe por lo menos uno

- tal que

- “o” inclusivo

- y

- corresponde unívoca- mente; implica

- corresponde biuní-

vocamente; si y sólo si

-{} conjunto

- conjunto vacío

- conjunto universal

– conjunto comple-

mentario B del conjunto A

- igual a- es coordinable

=

U

-

U-

UU

U

- Incluye a

U

U

E

U

0u

[C B](A)

SIGNOS MATEMÁTICOS



POZO_________CONDUCTOR_______PLATAFORMA_____EQUIPO_____

COORDENADAS OBJETIVO

X: =Y: =

COORDENDAS CONDUCTOR

X: =Y: =

P.V.

DATOS

P.D.

T.R.

T.R

T.R

INICIA DESVIACION

DESPLAZAMIENTO

RUMBO ANGULO MAXIMO

SEV. DE LA CURVA

PROF. VERT. OBJETIVO

PROF. TOTAL DES.

DEC. MAGNETICA

A.M. = Tg-1 P V D Rc + Rcd P V D Rci + Rcd - DH P V D Rci + Rcd - DH

- cos-1 sen. Tg.-1{ { ){ ) ) )- cos-1 -1sen. Tg.

L c1

DESPLAZAMIENTO

P.V.

D H

P V D

D N 1

Pv2

D H 2

P v1

I.D.

Rcd

L c2

R ci

A.M.

P.D.


106


De

p=

sl.

803.

95

R

2

MO

28

1´”E

UB

N

°

3

X = 381.77

Y=70

7.52

COORDENADAS CONDUCTOR

X = 604,543.96Y = 2´141,649.89

COORDENADAS OBJETIVO

X = 604,925.73Y = 2´142,357.41

POZO CANTERE II-87 CONDUCTOR 5 PLATAFORMA NOHOCH-A

P.V.

DATOS

P.D.

T.R.

T.R

T.R

INICIA DESVIACION

DESPLAZAMIENTO

RUMBO ANGULO MAXIMO

SEV. DE LA CURVA

PROF. VERT. OBJETIVO

PROF. TOTAL DES.

DEC. MAGNETICA

13 3/8” 1400 1431.58

9 5/8” 2440 2638.37

900

T.R. 20” 400 400

7” 2680 2916.86

803.95

N28´21´3” E

30´28´53”

2500

2707.99

2916.86

SEV. DE LA CURVA

4” E

2º/30

B PAL - 25001

I.D. - 900

34

5.9

6

1.

745

2118.78

1335.96

MAX = 30° 28´53” A 1357.27m

P.U.R.A.

1600 M.

P.V. 2680

Despl. = 803.95

P.D.C.O. = 2707.44

P.T.D. = 2916.86



48.

159

4

N 29° 19

w´

-783.06X-W

3.9

92

12

EX

Del Prof. 30

X c/30 mts.

YN

RC= 57.29

30

S-Y

Coordenadas conductorx = 604923.06 my = 2157052.14 m

Coordenadas objetivox = 604140.00 my = 2158445.64 m

I.D. 1200

MÁX. 27°54´1618m.

600 m. T.R.20”

T.R.13 3/8” a 1814.14 m.

m

3199

.

T.R. 9 5/8” 3256.85 m.

T.R. 7”4818.65 4817.65

5”5067.70 m.

Desplazamiento al objetivo

D = 1598.44

1714.97

248.95

116.53

P.V.4430

Desplazamiento

P.V.402.24

99.95

418.

m65

P.UR.A. 323 OM.

022

Desplazamiento Total

P.V. Total 4650


108


Para conocer los grados que se necesitan dedesplazamiento para llegar al objetivo ya seaa la derecha o la izquierda o sean en paraleloo por dentro.

Prof. Vert. Del objetivo - Prof. Vert. De la última estación. Ejemplo: 2500 - 1500 = 1000 m.

Desplazamiento horizontal del objetivo - el desplazamiento de la última estación. Ejemplo: 500 - 250 = 250 m.

Se divide el desplazamiento horizontal entre la prof. Vert. el resultado inversa tangente nos dalos grados que necesitamos para llegar al obje-tivo.

Ejemplo: 250 / 1000 = 0.25 INV Tg = 14°03´



30°

2501500 m.

2000 m.

1000 m

.

1000 m

.

Ultima estación 1000 m.

250 m.2500 m.

1000 m. 500 m.

N

E

30°

05

N

45E

500

200


110


Metodo para sacar la prof. desv. para meter T.R.a la prof. vert. del plano donde alcanza el ang. máxle restas la prof. del plano donde colocarás la T.R. vert. la divides entre el cos. del ang. máx. el resultadose lo sumas a la prof. des. donde alcanza el ang. Máx.el resultado es la prof. des. donde se meterá la T.R.

Ejemplo:1602 - 1775 = 173 / cos. 27°9´=

173 / 88376563 = 195.75 =195.75 + 1618.55 = 1814.30 m.

1814.30 m.1602 m

s1

73

mt

. 1618.55 m

1775 m.

8.

2m

21

14

195.75

3181.18 m

3050 m

27°9´



7

6

5

1

4

3

2

Valvula de vaciado

PARTE DE UN MOTOR DE FONDO (MAPESA)

Estator ( Dentro está el rotor )

Caja de acoplamiento flexible

Caja de balero máximo superior

Caja de baleros

Caja de baleros máximo inferior

Sustituto de rotación


112


3 ¾

” 5

” 6

½” 7

¾”

9 5

/8”

del

de

Bent S

ub.

Aguj. D

esv. A

guj. D

esv. A

guj. D

esv. A

guj. D

esv.

Aguj. D

esv.

1°

4 ¼

” 4°00´ 6

” 3°30´

8 ¾

” 2°30´

9 7

/8” 2

°30´ 1

3 ½

” 2°00´

1° ½

4

¼” 4

°30´ 6

” 4°45´

8 ¾

” 3°30´

9 7

/8" 3

°45´ 1

3 ½

” 3°00´

2°

4 ¼

” 5°30´ 6

” 5°30´

8 ¾

”

4°30´

9 7

/8” 5

°00´ 1

3 ½

” 4°30´

1°

4 ¾

” 3°00´ 6

¾” 3

°00´

9 7

/8” 1

°45´

1

0 5

/8” 2

°00´

1

5”

1°45´

1° ½

4 ¾

” 3°30´

6

¾” 4

°15´

9 7

/8” 3

°00´

1

0 5

/8” 3

°30´

1

5” 2

°30´

2°

4 ¾

”

4°00´

6

¾” 5

°00´

9 7

/8”

3

°45´

1

0 5

/8” 4

°15´

1

5” 3

°45´

2° ½

4 ¾

”

5°00´

6

¾” 5

°45´

9 7

/8”

5

°00´

1

0 5

/8” 5

°30´

1

5” 5

°00´

1°

5 7

/8” 2

°00´

7

7/8

” 2°30´ 1

0 5

/8” 1

°15´ 1

2 ¼

” 1°45´ 1

7 ½

” 1°45´

1° ½

5 7

/8” 2

°30´

7 7

/8” 3

°30´ 1

0 5

/8” 2

°00´ 1

2 ¼

” 2°30́

17 ½

” 2°15´

2°

5 7

/8” 3

°00´ 7

7/8

” 4°30´ 1

0 5

/8” 3

°00´ 1

2 ¼

” 3°30´ 1

7 ½

” 3°00´

2° ½

5 7

/8” 3

°30´

7 7

/8” 5

°30´ 1

0 5

/8” 4

°00´ 1

2 ¼

” 5°00´ 1

7 ½

” 4°30´

00

00

0

An

gu

lo d

e d

esvia

ció

n e

sp

era

do

del D

yn

a D

rill po

r cad

a 1

00

pie

s (

30

m)

(En

sam

ble

Ben

t. Su

b.)



Angulo

del

5”

6 ½

”

7 ¾

”

Bent.

Hausin

g

Aguj.

D

esv.

A

guj.

D

esv.

Aguj.

D

esv.

0°45´

6

” 3°

8

¾”

9 7

/8”

1°00´

6

” 4°

8

¾”

9 7

/8”

1°15´

6

” 5°

8

¾”

4°

9 7

/8”

1°30´

6

” 6°

8

¾”

7°

9 7

/8”

1°45´

6

”

8

¾”

9 7

/8”

0°45´

6 ¾

” 1°

9 7

/8”

10 5

/8”

1°00´

6 ¾

” 2°

9 7

/8”

10 5

/8”

1°15´

6 ¾

” 3°

9 7

/8”

2° ½

” 10 5

/8”

1°30´

6 ¾

” 5°

9 7

/8”

3°

10 5

/8”

1°45´

6 ¾

”

9 7

/8”

4°

10 5

/8”

0°45´

7 7

/8”

1°

10 5

/8”

12 ¼

”

1°00´

7 7

/8”

2°

10 5

/8”

1°15´

7 7

/8”

3° ½

10 5

/8”

1°

1°30´

7 7

/8”

4°

10 5

/8”

2°

1°45´

7 7

/8”

10 5

/8”

3°

5

°

00

0

Angulo

de d

esvia

ció

n e

spera

do p

or

el D

yna D

rill p

or

cada 1

00 p

ies (

30m

)

(Ensam

ble

Bent

Hannin

g)


114


Datos:

T.R. 20” a 350 m. Vert.

T.R. 13 3/8” a 1200 m. Vert.

T.R. 9 5/8” a 2200 m. Vert.

T.R. 7” a 2500 m. Vert. Inicia desviar a 450 m. Desplazamiento 1377.67 m. Rumbo 51° 9´E Ang. Máx. 43° 33´

Prof. vert. 2600 m.

Prof. Des. Caliza 2757.53 m Inclinación 5°15´

Severidad de la Curva 2° c/30m.

5

Ds

lz 17

.9

epa

.37

-

77.3

2Y

13

X 27.75

T.R. 20” 350 mts.Inicia desv.

450 m.

592.62 m.

237.03 m.

147.40

6.5

e

f.

153

3P

r

1598.24

m

L.C.

54.

6

Ang. Máx. 43°6´Alcanzar a 1104 m.

Tramo recto pcementar T.R.13 3/8” 1321.35

1197.38 m.

P.V.R.A. 1790 m.

L.T.R. 9 5/8”2200 m.

2240 m.

73

21

.5

T.R. 9 5/8”2702.23 m.Prof. Des. Cont.caliza

T.R. 7”3116.50 m.

T.R. 5”

T.R. 7” a 2500 m. vert.

Prof. vert. obj.

P.V.T

2600 m.

1377.67 m.

1720.49 m.

342.82 m.

360

Cnt

cto l

oa

caiza

497

11

.

.m

1104

1653.532757.53m

+

2757.53

497.113254.64 Prof. Total des.

+

POZO CANT. 2098 COND. # 8 PLAT. AKAL “J”



A – Programación de gabinete ( 1°, 2°, 3°, 4° )Operación Desviar B – Desarrollo de Campo I-II-III-IV-V-VI-VII-VIII{

{

{1° Elaboración de un diagrama de conductores hasta el

último pozo perforado

2° Programa de asentamiento T.R.

A= 3° Elaboración del proyecto direccional del pozo ( en datos

proporcionados por ingeniería petrolera)

4° Programación de las herramientas adecuadas para desviar de acuerdo a la capacidad del equipo.

I - Programa de sartas para perforar antes de empezar a desviar

II - Programa de tomas de desviaciones requeridas

III – Cálculo de estaciones y control de la gráfica de los conductores de 20”

B =

IV - Inicio a desviar y ángulo máximo que se alcanzará con la herramienta defectora

V - Operación a seguir ganando ángulo con sarta

flexible VI - Operación de Control del pozo con diferentes diseños

de sartas

VII - Programa de correcciones necesarias (rumbo)

VIII - Programa de ampliar agujero ( no siempre Necesarios )


116


1° Elaboración del diagrama de conductores hasta el último pozo perforado

A.- Bajar con barrena de 26” hasta la z apata de 30”

B.- Tomar registros giroscópicos de la T.R. 30”

C. – Graficar este punto en la gráfica de conductores

D.- De acuerdo a la situación de la zapata de 30” definir programa de acuerdo a las conclusiones; el programa que se deberá seguir es el siguiente:

Perforar con sarta pendular con arreglo de estabilizadores de la siguiente manera:

T.P.

T.P.H.W. Comb. 6 5/8” Reg. a 4” I.F. + Estab 8” X 26”

6 D.C. 8”

5 D.C. 8”

4 D.C. 8”

+ Estab. 8” X 26”

evitando con esto romper dicha tube-

El motivo de esta sarta es mantenerel pozo lo más vertical pósible antela posibilidad de un choque con un conductor de 20” las aletas de los es-tabilizadores quedaran muy arriba

ría de revestimiento del pozo afecta-do.

3 D.C. 8”

+ Estab. 8 X 26”

2 D.C. 8”

Se tomará lectura de desviación c/30 m hasta donde vaya acentadala T.R. 20”.

1 D.C. 8”pta. Bra. Liso 8”Bra. 26”

Para saber la tendencia y circunfe-rencia, dirección, rumbo, distan-cia en metros en cuanto a su centro del pozo.



2° Programa de asentamiento de T.R. área marina golfo de Campeche.

A = Tubo conductor de 30" a 120 m.b = T.R. superficial de 20” a 500m.c = T.R. intermedia de 13 3/8 a 1500 m.d = T.R. de explotación de 9 5/8 es variable

3° Elaboración del proyecto direccional del pozo

1° Coordenadas del conductor2° Coordenadas del objetivo3° Profundidades verticales objetivo4° Profundidad vertical total5° Profundidad brechas del paleoceno6° Profundidades verticales de las T.R.s.7° Severidad de la curva *8° Inicio a desviar **

+-

+-

+-

1° Desplazamiento objetivo***

2° Rumbo

3° Juicio a desviar

4° Angulo Máximo Datos proporcionalespor IngenieríaPetrolera

5° Profundidad desarrollada al objetivoy/o a la profundidad total

6° Severidad a la curva

{


118


* Se tomará lo que mejor convenga. ** Según permita la formación y la araña de conductores.

*** Si el ángulo allí es muy severo se puede calcular hasta la profundidad total vertical ya que diametralmente pasarála línea por el objetivo.

Formula para hacer los proyectos Desplazamiento en metros

Coordenadas Coordenadas

D= a X2 + a y2 = Desplazamiento en metros

D = X objetivo X conductor

= a x

D = y objetivo y conductor

= a y

Rumbo: Relación de los cuadrantes La X para el este y el oeste La y para el norte y el sur X positivos para el este

X negativos para el oeste



y positivo para el norte y negativo para sur: por lo sigu iente X positiva y positiva = ++= Nor – este X positiva y negativa = + - = Sur – este X negativa y negativa = -- = Sur – oeste X negativa y positiva = -+ = Nor – oeste Todo el tiempo mandarán las X quedando X como obsisas y “y” como ordenadas.

S-y

+

+ -

-2 1

3 4

( + + )

( + - )( - - )

( - + )

Y +N

-XW

E X+

-1Rumbo = TG ax = Grados ay

: buscar cuadrantes

Nota: Todo el tiempo será así x y


120


Angulo Máximo Hay tres maneras diferentes de obtener el ángulo máximo.

1° Por medio de las gráficas de Severidad y es como sigue: a la prof. vert. del objetivo o total se le resta la prof. del inicio a desviar; el resultado será prof. vert. contra desplazamiento del objetivo. Se unirán las líneas de las gráficas y esa será el ángulo máximo; la severidad por cada 30 mts., (número de estaciones) y la longitud de curso para alcanzar el Angulo Máximo. 2° Por medio de la ecuación siguiente:

A M = Tg -1 ( D-Rc ) + Sen -1 ( RC Cos ( Tg-1 D -Rc )

PVRA PVRA

PVRA

( )

Angulo Máximo: Rc = 57.2958 Lc Donde: Rc = Radio de curvatura Lc = Longitud de curso entre 2 estaciones (30 mts.) = Severidad de la curva entre 2 estaciones

D = Desplazamiento horizontal al objetivo

57.2958 = sale de 360° = Iradian 2

P.V.R.A. = Profundidad vertical real aprovechable ( Diferencia entre la profundidad vert. total y la prof. vert. de inicio de desvia- ción).



C

eu

Hi

s

pon

t

at

Cad

net

ate

oyace

Cat op.C

AB

.L

C.

b

3° Será por medio del triángulo rectángulo

Sen C = c Cat. op.

= Sen-1 DH M.b hipotenusa L.C.(x)

= =

Cos C =

a Cat. ayte. = Cos -1 P.V. M.

b hipotenusa L.C.(x)= =

Tg C =

c= Tg -1 DH M.

b P.V. = =

Cat. op. Cat. ayte.

Para sacar la hipotenusa (L.C.) por el teorema Pitágoras

2 2Cat. Opto. + Cat adyte = L.C.

Por lo tanto si el incremento es de X grados y el máx. “N” grados

y queremos saber el N° de estaciones = = N° de estaciones x

30 mts. para alcanzar el máx.

“X” “N”

Profundidad Vertical

D.H. R.C. (Cos 1 – Cos 2 ) o RC x ( 1 – Cos a.m.) = mts.

P.V. = R.C. (Sen 1 – Sen 2 ) o RC x (Sen a.m.) = mts.

Desplazamiento Horizontal

Longitud del curso

1.- L.C. = Rc x max

57.292.-

max

Grados de severidadx 30 mts. = L.C.

3.- Por el teorema de Pitagoras.

Hay 3 formas:

Coordenadas objetivo x = 599725.73


122


Coordenadas conductor x =

27.75

599697.98

Coordenadas objetivo y = 2141664.59

Coordenadas conductor y =

1377.32

2143041.90

Desplazamiento = X2

+ y = 27.75 2 + 1377.32 2

= 1377.59

2

Rumbo = S1° 9´ 3

Rumbo = Tg -1 = Tg-1 = 1.15° = 1° 9´ 1377.32

xy

27.75

Angulo Máximo = 43.6° = 43° 36´

AM = Tg -1 ( D – R. C. ) + Sen -1 R.C. Cos ( Tg

P.U.R.A. P.U.R.A.

-1 D - R. C.P.U.R.A.( ()

Tg-1 ( 1377.59 – 859.35 ) + Sen-1 (859.35 Cos Tg.-1 1377.59 – 859.35

)1790

1790

1790

Longitud de Curso = 654 mts

= 654 mts.

450 + 654 = 1104 mts. Se alcanzará el Máximo.

LC = RC = Sustituyendo LC = 859.35 57.29 57.29

(43° 6´)



Profundidad Vertical = 592.62 mts.

V1 = 1° Estación

V2 = 2° Estación

P.V. = RC ( Sen V2 Sen V 1 )

= 592.62 mts.

0Sustituyendo 859.35 (Sen 43° 6´ - Sen )

Desplazamiento Horizontal = 237.03 mts.

Despl. = RC ( cos V1 - cos V2 ) = Sustit. 859.35

( Cos 0 - Cos 43° 6´) = 237.03

C = b y Tg = C 360 Tg. 43°6´= 342.82

2600 P.V.T.2240 P.V. Obj.360 m.

a =

B

Cos.

360

Cos. 43°6´= a = 497.11

360 m. b

43°6´

a

c

41

97.1

342.82

Prof. desarrollada contacto caliza

= 1104 + 1653.53 = 2753.53 m.


124


Prof. desarrollada Total a perforar

= 2753.53 + 497.11 = 3250.64

2240 – 450 – 592.62 = 1197.38

1197.38

Cos. 43°6´x = = 1653.44 m.

2600 – 450 – 592.62 = 1557.38

1557.38

Cos. 43°6´x = = 2,150.56 m.

1104 + 2150.56 = 3,254.64 prof total des.

Vertical de T.R. 1200 m. - 450 - 592.62 = 157.38 m.

Ecuación para brindar la T.R. en una parte recta

157.38

Cos 43°6´ X = = 217.32 m. =

450 + 654 + 217.32 = 1321.32 m. long. T.R. 13 3/8”

Tg X altura 360m 43°6´ Tg (360) = 342.82 Catto. Adyte.

Sen X desarrollada 497//m. 43°6´(497.11) = 342.82 Hipotenusa

T.R. 9 5/8” P. Vert. a 2200 m.

2200 – 450 + 592.62 = 1157.38



1157.38

Cos. 43°6´ X = = 1598.21 m.

1104 + 1598.21 = 2702.21 Prof. Desv. para T.R. 9 5/8”

T.R. 7” a 2500 m. vert.

2500 – 450 – 592.62 = 1457.38 m.

1457.38

Cos. 43°6´ X = = 2012.47 m.

1104 + 2012.47 = 3116.47 m Prof. Des. T.R. 7”

Des. = LC = RC ( Cos. V – Sen V )1 2

LC = 859.35 ( Cos 0 – Cos 43°6´)

Vert. LC = ( 859.35 ( Sen 43°6´ – Sen 0 )

V* = Q

= Pies/seg.

2.45 (D2-d

2)

2 1.08 Vp + 1.08 Vp + 9.26 ( D –

2 d ) Pc

(D – d) Vc =

L Vp V* Pc L

1000 (D-d)2 200(D-d)

= + = ps1P Laminar


126


Si V es menor Vc laminar

Si V es igual o mayor Vc Turbulento

Vp = visc. Plástica cps.

Pc = punto cedencia lb /100 ft

*V = pies / seg.

D y d = pulgadas O

=Densidad lb /gal.

L = Pies

1.08 = factor

9.96 = factor

P Total = P + P2 + P3

P Total= lb/gal.DEC =

(0.052)(L.Total)+

= Gr./ccDEC = (gr/cc) =8.33



11

2

3

4

1. VC = (1.08 X 69) + 1.08

(VP) (F) (Pc) D-d

(69 ) + (9.26) (50) (8.49) (6-4.75) 2

74.52 + 1.08 4761 + 3930.9 (1.56)

8.49 ( 6 – 4 – 75 ) =

= 17.65

342

2.45 (6 2-4.75 2) 2. VI. = = 10.38 laminar

3. AD =1 (582) (69) (10.38) (50) (582)

1000 (6 – 4.75) 2 200 (6 - 4.75)= 383 P.S.I.+

4. V =2 342

2.45 (62 – 3.5 2) = 5.87

(1566.39) (69) (5.87) (50) (1566.39)

1000 (6-3.5) 2 200 (2.5) +

= 258 P.S.I.

6. V =3 342

2.45 (85352 – 3.5 2) = 2.30

P = Viscosidad plástica

A = O Mayor Int. T.R. o Diámetro agujero

T = Ext. T.P. D.C. O

2

5. P =

2


128


Y = Punto de cedencia

M = Densidad de lodo LDS/GAL

Q = Gasto G.P.M.

L = Longitud en pies

V = Velocidad anular PIES/SEG

F = Prof. en pies

S = Caída de presión en el E.A

C = Velocidad crítica FT/SEG

E = D.E.C.

D = Perdida de presiones

Cálculo Hidráulico

C = ( 1.08 x P ) + 1.08 x (9.26 ( A-T )2 x Y x M

+ ( Pl 2) / ( M ( A -T ) :

V = Q / ( 2.45 ( A 2-T2) :

D = P x L x V / 1000 (A -T)2 + Y x L / 200 (A-T) :

E = M + S/ (0. 052 x F ) :



= 101.55 P.S.I.

7. P =3 (1816.35) (69) (2.30) (50) (1816.35)

1000 (8.535 – 3.5) 2 200 (5.035) +

= 369.43 P.S.I.

9. P =4 (5047.7) (69) (2.65) (50) (5077.7)

1000 (5.535 – 4.5) 2 200 (4.035) +

10. P = Total 1112 P.S.I.

DEC =1112

0.052 x 9013+ 8.49 = 10.87 lb/gal

= 1.30 gr/cc 10.87/8.33 = 1.30 gr/cc

8. V =4 342= 2.65

2.45 (8.535 – 4.5 2) 2

Angulo: Es la abertura de dos líneas que se unenen un punto llamado vértice

Cateto: Son los lados que forman un triángulo rectángulo sin ser hipotenusa

Hipotenusa: Es el lado más largo en un triángulorectángulo

Los ángulos agudos de un triángulo rectángulo suman 90°

Seno = Desplazamiento

Coseno = Vertical

No utilizar ninguna función natural con 90°

Seno es igual al coseno de un triángulo opuesto oreciproco

Utilizar Seno y Coseno para adquirir “H”

Para afinar tapón los últimos 10 m. cm. 150 R.P.M. Y4 - 5 Tons. S/bna

- Mínimo sin estabilizar 3 DC.

Parámetros (“variable”)

+ Peso incrementa el ángulo

- Peso decrece el ángulo o mantiene


130




+ Rotación mantiene el rumbo o gira a la izquierda

- Rotación gira a la derecha

Coordenadas = Sistema de líneas que permite determinar la posición de un punto en un astroo la de un astro en la esfera celeste.

Procedimiento para el cálculo de la Planilla

L.C. = Resta del a prof. anterior – prof. actual = m.

Angulo Promedio = Ang. Anterior + Ang. Actual / 2 = Grados

P.V. = Longitud de curso x Cos de Ang. Promedio

P.V. Real = Prof. Vert. actual + Prof. Vert. real anterior

Proyección Horizontal = L.C. x Seno de Ang. Promedio

Rumbo Promedio = al rumbo observado ant. + el actual entre 2

Diferencia de Rumbo = al objetivo (marcado arriba de laplanilla) menos el rumbo promedio (nunca será mayor de180°)

Sección vertical = La suma de la Sección vert. anterior + la diferencia de sección.

Coordenadas Parciales

Norte y Sur por Cos

Este y Oeste por Seno

Coor. Parc. Norte = Al cos. de rumbo promedio por proyec.Horiz.Coor. Parc. W = Seno del rumbo promedio por proyec. horiz.

Diferencia de Sección = Cos. De diferencia de rumbo porla proyección horizontal


132


Lista de implementos necesarios para Desviaciones(Traer siempre consigo)

Baterías Triple aaa 8

Baterías Doble aa 6

Baterías Tipo “C” 6

Sobre para películas y “Lector”

Películas tipo R Eastman

Copias de Planillas hoja de cálculo

Películas tipo Pini y Pecomex3

Líquido revelador

Mango de tela negra ( obscura completamente )

Bote envase para revelar (obscuro)

Llave Allen de 3/8”

Foco para las cámaras

Cuña para la camisa orientadora

Desarmador pequeño

Presiones para camisa (machuelo)

Transformador de 360°

Regla, escuadra, compás, centímetro, profesionalismo,lupa y lámpara, lápiz y borrador

Probador de baterías



K = Angulo observado Anterior (operador)

Q = Angulo observado Actual (operador)

L = Longitud de curso (operador)

Programa de Cálculo Direccional (Prog. 2)

Nivel

Calculadora

M = Angulo Promedio (Calculador M = ( K + Q ) / 2)

V = Profundidad vert. (Calculadora V = Lx Cos (M))

B = Prof. Vert. real anterior ( B = B + V )

H = Proyección Horizontal (Calculadora H = Lx Sen (M))

D = Diferencia de Rumbo (operador)

S = Diferencia de Sección (Calculadora S = cos (D) x H)

T = Sección Vertical Anterior (Calculadora T = T+S)

W = Rumbo Promedio (operador)

Y = Coordenadas Parciales Sur o Nte (Calculadora x = Cos (w) x H)

X = Coordenadas parciales Este y Oeste (Calculadora y = Sen (w) x H)

G = Rumbo observado anterior (operado)

J = Rumbo observado actual (operador)

F = Severidad de la Pata de Perro


134


Formula

M = ( K + Q )/2: V = L x Cos. (m): B = B+V: H = L x Sen (m):

S = H x Cos (D): T = T+S: Y = H x Cos (w): X = H x Sen (w):

F = Cos - 1 (( Sen (k) x Sen (Q) x Cos (G - J)) + Cos (k) x Cos (Q) x 30/L



D = Desplazamiento

X = Coordenada Final (Siempre N° positivo)

Y = Coordenada Final (Siempre N° positivo)

R = Rumbo Objetivo

C = Radio del Circulo

A = Angulo Máximo

V = Prof. Vert. Real aprovechable

L = Longitud del Curso

H = Desplazamiento Horizontal

P = Prof. Vert. Parcial

Proyecto Direccional

W = Prof. Total Desarrollada

O = Prof. Vert. Obj.

I = Prof. I.D.

Formula

X = (B – E):

Y = (G – J):

D = (x + y ):2 2

R = Tan (x/y)-1

-1

C = 57.29 x (30/N):

A = ((Tan ((D – C) / V) + (Sen (cx ((Cos ( Tan ((D – C) / V))) / V )))

L = Cx ( A / 57.29 ):

H = Cx ((1 – Cos (A)))

P = C (Sen (A))

W = ((o) – (P) – (1)) / ((cos A)) + I + L

-1 -1

Longitud de DC necesarios y punto neutro


136


H = (P x F) / (G x J) / 9.14: N = (B) / (E x D) / 9.14 :

Px Fs / 9.14 12,000 x 1.20 P / 9.14 1500

Wx Ff 225 x .785 Wx Ff 228 x .854H = N =

A.- Actividades:

- Calcular y Elaborar Proyectos Direccionales.

- Iniciar la Desviación de los Pozos de acuerdo a los proyectos programados.

- Corregir la trayectoria del rumbo de los pozos desviados cuando este fuera de objetivo.

- Programar los aparejos de Perforación de acuerdo a la Geometría del pozo.

- Fijar y Supervisar las condiciones de Perforación (R.P.M.P.S.B., Gasto etc.) - Para mantener los pozos direccionales dentro de los límites Programados.

- Efectuar y interpretar las tomas sencillas de desviación de los pozos direccionales.

- Efectuar los cálculos de los pozos direccionales y proyec- tarles en los planos.

- Desviar pozos con Problemas Mecánicas (pozos con pescado).

Grupo Perforación Direccional

Operador de Perforación direccional



- Graficar e interpretar planos, con varios pozos direccionales (Arañas).

- Desviar pozos con problemas mecánicos dentro de la tu- bería de Revestimiento (abrir ventana de la T.R.).

- Revisar y mantener en Optimas condiciones de operación el Equipo desviación.

- Conocer los programas de Perforación de los pozos.

- Efectuar e interpretar registros de tomas múltiples de los pozos direccionales.

- Interpretar registros giroscópicos.

- Empatar cable de Sonido de 9/16”.


138


- Operar el equipo de Teleorientación.

Si se desea corregir un rumbo al S7° E y el rumbo actualesta a S7° W que haría si deseamos conservar el mismo ángulo.

07 0

8 H.S.S7° W

9090

DI

N

W E

S7°W S S7°E




140


I.D. 200

Inicia a desviar 1a. parte alcanzar 26° Ang. Máx. parcial

390 m. Longitud de curso p alcanzar Máx. Parcial

26° Parcial T.R. 16”189 m. Plano Recto

Inicia a desviar p alcanzar Máx. 44°779 m.

270 m.

Máx 44° a 1049 m. des.

3600 m. des.Desplazamiento 1491.63

1833

1890 m. P.V.R.A.

2800 M.V.

220.22 m.967. m. V.

170.01 m.746 m. V.

376.68 m.

X = 1262.89 Y = 793.77 = N 57° 50 W

390 = 26º / 2x30 ó 859.35 x 26º / 57.29

376.68 = Sen Ang. Máx. X 859.35

189.14 = 1049 – 200 - 390 – 270

270 = 18° x 30 / 2

170 = Cos 26° x 189

220 = 967 – 200 – 170 – 376.68

779 = 200 + 390 + 189

746 = 200 + 376 + 170

D = 1491.63 m.

Prof. Des. 3600 m. Prof vert. = 2800 m.

Perforar a 700 m. Prof. Vertical.

La proyección de fue hasta 445 m. y 1° c/16.3 mts.

Manteniendo rumbo a 12° a la izquierda levan-tando 2° c/30 mts. Aprox.

+-




142


Tg -1 = 4430 859.35 + 1145

Sen Tg-1

859.35+1145–1598.44 4430

859.35+1145-1598.44

0.452449209

Tg =-1 4430 = 10.91

Cos-1 0.452449209 = Tg-1 10.91 = 84.76

63.09 Sen. 84.76 =

Tg = 10.91 = 84.76 0.995820882

63.09 x 0.995820882 = 62.82

84.76 – 62.82 = 21.94° = 21° 56´24”

-1

4430

405.91

Rumbo Objetivo = 57º wN

W E

S

57°W

51.5 W

181.5

54° E

176187

Rumbo Promedio 51° 5W

Diferencia de Rumbo5” 5´

Para saber la longitud de M. a perf. Y alcanzar una prof.Vert. determinada se tomará en cuenta el ang. Prome-dio de la última estación.

Prof. Desarrollada = 690 m. Fondo

Prof. Toma Desviación = 683 m.

Prof. vert. última estación = 662.27 m.

Angulo promedio última estación = 24° 25°

Prof. vert. objetivo = 700 m.

Prof. a Perforar = 724.38 m.

Ejemplo:

A la prof. desarrollada se le resta a donde se tomó la des-viación y el resultado se multiplica por el Cos. del ángulopromedio de la última estación y se le suma a la Prof. Vert.y a la vez se le resta a la prof. vert. objetivo este resultado se divide, entre el Cos del Ang. Prom. de la última estacióny el resultado de la suma a la prof. desarrollada y este será laprof. a perforar.

7 x Cos 24°25° = 6.38234305


143

P = ((A – B) x (Cos. D) + (c) :(

Prof. a Perforar para alcanzar 700 m. Vert.

J = (H – P ) / ( Cos. D ) + ( A )

690 Prof. Des.

683 Prof. Toma

007

A = -Prof. Vert. 662.27

6.38

668.65

+

700.00 Prof. vert. Obj.-

668.65 Prof. vert. ult. Desv.

031.34 31.34 = 34.44

24°25°Cos.

34.44

690.00

724.44

+



144


Para corregir rumbo manteniendo el ángulo

H.S.

50

70 80

ID

Corregir rumbo y ángulo

Creg

rr

bo ángul

or

ium

y

o

N

W E

= H.S.

S

* *



Segmento = El área del segmento circular A M B

Es la diferencia entre el área del sector correspondiente a,ó, b, M y el triángulo isósceles a, ó b:

Arco

Cuerda

refn

eu

nc

cr

i

i

a

C

Segm

ento

Fle

cha

Radio

Secante

Circulo

Tangente

Di

r

ámet o

B

M

A

El volumen de un segmento esférico es equivalente al vo-lumen de una esfera de Diámetro la semisuma del volumen de los cilindros, esta altura es igual a la del segmento y de la base respectivamente igual a la dos bases del mismo.

5°

Se c

orre

girá

el ru

mbo d

e u

n p

ozo: C

orre

gir 3

0° a

la d

ere

cha d

el

rum

bo d

el p

ozo te

nie

ndo e

ste

26° d

el á

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, Moto

r de H

ondo 7

¾”

Ben S

ub. ( re

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Aguje

ro 1

2”

Codo d

e 8

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baja

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a 9

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cha d

el ru

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ozo

Severid

ad d

e la

curv

a 2

.5° c

/30 m

ts. (e

ste

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e la

tabla

de c

álc

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del D

yna D

rill tabla

10 p

asiv

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50).

¿ C

uánto

s m

etro

s n

ecesita

rem

os p

erfo

rar p

ara

corre

gir e

l rum

bo ?

Respuesta

= 1

80 m

ts. p

ara

corre

cció

n.

Severid

ad d

e la

curv

a 2

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/30 m

ts.

Gra

dos n

ecesario

s x

30

2

900

=

180 m

900

180

40

00

5


146


30

25

20

15

10

50

1º

1º

2º

2º

3º

3º

4º

4º

5º

5º

6º

6º

7º

7º

8º 8

º

26 25

20

15

10

Tg-1 759 = 26°27´ 3°43´ ángulo

1525

Desplazamiento Total del Pozo = 1580 m. (plano)

Desplazamiento última estación = 821.56 m. (Posible)

Prof. vert. aprovechable al obj. 1680 m (plano)

Prof. vert. última estación planilla 3294.36

B Coordenadas X del plano 52.01

C Coordenadas Final cálculo = 4.65

E Coordenadas “y” del plano = 1579.12

F Coordenadas y Finales del Cálculo = 813.72

Tg 47.36 3.54 = 4°45´ Rumbo

0.30 )765.40)-1



Cálculo p cierre de pozo, saber grados faltantes parallegar al objetivo.

7 2 2

D = D – D D = DI 1057.99 – D 879.29 = 178.70

1 2 1 2

V = V V V = V 3450 – V 3231.91 = 218.09

1B D = Desplazamiento total del pozo.

2

C D = Desplazamiento Total de la última estación planilla.

1E V = Vertical Total del pozo al objetivo P.V.A.

2F V = Prof. Vert. última estación planilla.

D = (B - C): V = (E - F): A = Tg (D/V): J= (A - K):- 1

W = W 1 – W2 W 1 = 815.77 – W2 = 610.69 = 205.08

S = S – S S´ = 673.69 – S = 647.97 = 5.721 2 2

W = 815.77 = Coordenadas X del plano1

W = 610.69 = Coordenadas Finales del cálculo X – 205.082

S = 673.69 = Coordenadas y del plano1

S = 647.97 = Coordenadas Finales del cálculo Y – 25.722

K = Ángulo ó rumbo de la última estación planilla.

D 178.70V 218.09

Tg =-1 = = 39.33 – 28 = 11.19


148


VOLUMEN DE CIRCULACIÓN EN GALONES POR MINUTO

Tamaño Número de vía de circulación P Barrenas de Diamantes

Pulg. Pulg. 3 4 5 6 8 9 10 12 15 16 18 20 24 30Ancho Altura 1/16 25 33 38 43 50 62 66 75 82 100 1251/8” 3/32 41 55 63 69 83 104 111 124 139 167 209 1/8 58 78 87 97 117 146 156 175 195 234 292

3/32 58 78 87 97 117 146 156 175 195 234 290 1/8 69 83 111 123 139 167 207 223 250 279 334 4103/16” 5/32 52 69 87 104 139 160 174 200 261 278 312 348 416 535 3/16 64 86 108 129 173 197 216 259 324 346 388 432 525 658 1/4 90 120 150 180 240 270 300 360 450 480 535 598

3/32 71 95 104 118 142 177 190 218 237 284 355 3/32 50 66 83 100 133 147 167 200 250 267 300 334 400 490 1/8 (52) 69 87 104 139 155 174 208 261 278 312 348 416 5751/4” 5/32 62 92 115 138 184 200 230 276 345 368 414 458 542 678 3/16 83 111 139 167 223 252 279 334 418 446 503 560 672 1/4 119 159 198 238 316 352 396 477 595 625 5/16 152 203 254 305 407 447 497 596

5/32 79 106 132 159 216 240 265 318 397 4325/16” 1/4 140 189 237 284 379 427 474 565 5/16 182 242 303 364 484 504 600

3/16 115 153 191 230 307 349 383 460 582 6203/8” 1/4 163 217 272 326 434 493 548 658 5/6 213 284 355 426 568 640 3/8 263 351 439 527 700½ 1/4 205 273 341 410 547 619

Volumen

Calculado para una velocidad de circula-ción (jet) de 225 pies/seg



CIERRE DE POZO ANGULO

P.V. Planilla 2693.01 D. 846.56 Planilla

Cat. Adye.396.99

380.54

Cat. OpuestoP.V. = 3090 Plano D = 1227.10 Plano

Tg =-1 Cat. OpCat. Adye.

380.54396.99

Tg .958563188 = 43.78 = (43º47´16”)-1

Tg =-1


150


Control de unbrote

Recomendaciones

Al ocurrir un brote con o sin herramienta dentro del mismo cerrarlo para tomar lectura de presión y nunca dejarlo cerrado permanentemente ya que eso ocasionará que la burbuja migre a superficie con la presión de fondo y causaría proble-ma(daños en la zapata y en el pozo en general

Al ocurrir un brote con o sin herramienta dentro del mismo cerrarlo para tomar lectura de presión y nunca dejarlo abierto permanentemente ya que la burbuja inmigrara y se expandiría en forma descontrolada ocasionando daños al pozo

En ambos casos utilizar el método de presión y purga de control de pozos.

A. DATOS PARA EL CONTROL

Si por alguna razón se origina un brote, cuanto más pronto se detecte en la superficie y se tomen las medidas pertinentes para cada caso, menor será la magnitud y las consecuencias del mismo.

Una vez cerrado el pozo es necesario restaurar el control, para ello se han desarrollado varios métodos tendientes a equilibrar la presión de formación con la presión hidrostática del fluido de perforación.

La mayor parte de los métodos de control se fundamentan en el principio de “ mantener la presión de fondo constante y ligeramente mayor que la presión de formación ” impidiendo, de esta forma, la entrada de más fluido invasor al pozo; sin embargo, los métodos para controlar están limitados por las presiones en tuberías de perforación y tuberías de revestimiento, ya que una excesiva presión superficial, puede causar daño en las conexiones superficiales de control a la tubería de revestimiento o provocar una fractura en la formación expuesta, lo cual generaría un descontrol subterráneo y acarrearía grandes consecuencias.

Para realizar los cálculos y controlar un pozo cuando ocurre un brote, es necesario disponer de ciertos parámetros relacionados con el equipo y las operaciones normales de un pozo. Por lo que se debe


152


recavar y conservar esta información en la libreta del perforador y en el reporte diario de perforación, para el momento en que ocurra una contingencia. Puesto que los brotes no son predecibles, estos datos deben actua-lizarse a medida que las condiciones del equipo y del pozo cambien.

Los parámetros necesarios son:

a. Máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones superficiales de control y tubería de revestimiento.

b. Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento de la formación expuesta.

c. Gasto y presión reducida de circulación.

A. MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE EN EL ESPACIO ANULAR POR CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL Y TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

La norma API- 6A y el Boletín API- 13, listan especifi-caciones para equipo y bridas respecto a su presión



máxima de trabajo, las cuales son: 2 000, 3 000, 5 000, 210,000 y 15,000 lb/pg . Los elementos individuales

pueden exceder (pero no ser menores) a la presión de trabajo del conjunto. Esta presión debe ser mayor que:

La resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento.

La presión máxima anticipada.

La presión de fractura de la formación en la zapata de la tubería de revestimiento (no necesaria en todos los casos).

Por otro lado, para determinar la máxima resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento, se debe considerar la sección que sirve como ancla a las conexiones superficiales, debido a que el comportamiento de la presión interna en una tubería alojada en un pozo es máxima en la superficie.

Lo contrario ocurre con la resistencia al colapso.

Los valores de resistencia a la presión interna para cada grado, tipo y peso unitario de la tubería, se encuentran en las tablas ubicadas en el Apéndice de este manual.

EJEMPLO 1


154


Se tiene una tubería de revestimiento que soporte el conjunto de conexiones superficiales con las siguientes características.

TR 7 pg, 29 lb/pie P-110 BUTTRESS

De las tablas de diseño de las tuberías de revestimiento se obtiene que la resistencia a la presión interna es de

211,220 lb/pg .

El factor de seguridad 0.80 se debe considerar siempre para tubería en buenas condiciones, por lo que la resistencia a la presión interna será:

211,220 x 0.80 = 8976 lb/pg

La máxima presión permisible en el espacio anular es igual a la menor presión permisible entre la presión nominal de las conexiones superficiales y la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento con su margen de seguridad.

2Presión nominal de conexiones superficiales = 10,000 lb/pg2

Resistencia a la presión interna de TR 7 pg = 8976 lb/pg

De lo anterior, se observa que la máxima presión 2permisible en el espacio anular será de 8976 lb/pg .

Por lo que, en ningún caso se debe exceder dicha presión, ya que se tendría el riesgo de provocar un descontrol total.



El valor de la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento se tomó con un factor de seguridad de 0.80 (en este ejemplo); sin embargo, las condiciones de desgaste o deterioro de la tubería de revestimiento son directamente proporcionales al tiempo de perforación y obligan a disminuir el valor de dicho factor, fundamentalmente por las siguientes causas:

Viajes de tubería.Falta de hules protectores en la tubería de perfo-ración.Rotación de la flecha.Presencia de ácido sulfhídrico.Pozos desviados.Pozos direccionales.Accidentes mecánicos.Daño al cabezal por falta del buje de desgaste y/o mástil desnivelado.Corridas con cable para registro eléctrico y otras herramientas.

b. MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE EN EL ESPACIO ANULAR POR RESISTENCIA AL FRACTURAMIENTO DE LA FORMA-CIÓN EXPUESTA.

Otro parámetro también importante para controlar un pozo cuando ocurre un brote es la presión que


156


corresponde a la resistencia al fracturamiento de la formación expuesta, ésta se puede obtener por métodos analíticos o por pruebas prácticas. Dentro de los métodos se encuentran:

Los que utilizan las medidas obtenidas a través de registros geofísicos.Por medio de ecuaciones desarrolladas por varios autores (Gubert-Willis, Mattews-Kelly, Eaton, Christman, etcétera).A partir de esta información se determina el gradiente de fractura y, por lo tanto, la resistencia al fracturamiento de la formación.

Las pruebas prácticas (o de campo) determinan con mayor confiabilidad el gradiente mínimo de fractura.

El procedimiento comúnmente usado es la prueba de goteo, también llamada prueba integral de presión.

De la interpretación de los datos obtenidos por los medios citados se podrá conocer cuál es la máxima presión permisible en el espacio anular, para evitar una pérdida de circulación y, por lo tanto, un descontrol subterráneo. Por lo que es importante evitar exceder la presión; sin embargo, existen situaciones en las que la máxima presión permisibles está restringida, tanto en las operaciones de cierre de un pozo al ocurrir un brote como al estar circulando el mismo. Tales situaciones



suelen ocurrir en formaciones superficiales de escasa compactación.

El responsable de la operación deberá decidir entre desfogar la presión o permitir una pérdida de circulación (y descontrol subterráneo) o, si las condiciones lo permiten, emplear la técnica de estrangulación l imitada, que se expl icará posteriormente.

La decisión anterior se basa en la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento y el tipo de formación en que está cementada, así como en la calidad de la cementación e integridad de la propia tubería.

Datos estadísticos demuestran que donde la tubería de revestimiento está cementada a menos de 600 m y la máxima presión permisible a la fractura se rebasa al producirse un brote, se ocasionará un reventón subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie fluyendo por fuera de la tubería de revestimiento.

Esto es más probable cuando se hayan tenido problemas durante la cementación de la misma como canalización del cemento, pérdida de circulación, falla del equipo de bombeo, etcétera.


158


EJEMPLO 2

Se cementó una tubería de revestimiento de 13 3/8 pg a una profundidad de 2 700 m y se efectuó una prueba de goteo que aportó una densidad equivalente a la

3presión de goteo de 1.86 gr/cm .

Para calcular la máxima presión permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de

31.65 gr/cm , se obtiene con la siguiente ecuación:

Dens. Eq. a la presión de goteo x Prof.10

P =F

1.86 x 2 70010

P =F

2= 502.2 kg/cm

1.65 x 2 70010

Ph =2= 445.5 kg/cm

P. MAX. E.A. = P PhF

P. MAX. E.A. = 502.2 445.5

2P. MAX. E.A. = 56.7 kg/cm



donde:

P = Presión de formaciónF

Ph = Presión hidrostáticaP. MAX. E.A. = Presión máxima permisible en el espacio

anular

EJEMPLO 3

Se tiene un pozo con la tubería de revestimiento cementada a 450 m y la prueba de goteo aportó que la densidad equivalente a la presión de goteo es de 1.28

3gr/cm .

Determinar cual es la presión máxima permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de

31.15 gr/cm , para lo cual se despejan las siguientes ecuaciones:

Dens. Eq. a la presión de goteo x Prof.10

P =F

1.28 x 45010

P =F

2= 67.6 kg/cm

1.15 x 45010

Ph =2

= 51.7 kg/cm


160


Como se observa, la presión máxima permisible en el espacio anular de la formación expuesta, en este caso en particular, es muy baja. Por lo tanto, si ocurriera un brote no es aconsejable cerrar el pozo, ya que al hacerlo se tendría el riesgo de provocar un descontrol subterráneo.

Cuando no se tienen datos del gradiente de fractura en un pozo, se puede tomar como referencia a la presión de fractura de otros pozos vecinos y experiencias propias si se trata de campos de desarrollo.

Durante la planeación del pozo, se deben incluir prácticas de seguridad de perforación para prevenir los brotes y consecuentemente un descontrol en potencia, en ella se deberán considerar todos los posibles problemas del área o campo donde se perfore el pozo. Dentro de estos problemas se pueden incluir:

P. MAX. E.A. = P PhF

P.MAX. E.A. = 57.6 51.7

2P. MAX. E.A.= 5.85 kg/cm



Las formaciones fracturadas.Las formaciones que contengan gases tóxicos.Las zonas de alta presión.

A demás para compensar los posibles problemas se deben tomar medidas preventivas desde el inicio de la planeación del pozo.

En la planeación de un pozo se toman en cuanta muchos aspectos, pero solo algunos tópicos están dirigidos al control de brotes, éstos incluyen:

La determinación de gradientes de fractura.La detección de zonas de presión anormal.La selección de la profundidad de asentamiento de las tuberías derevestimiento.El diseño de tuberías de revestimiento.Consideraciones de presencia de ácidos sulfhídrico y el Plan de Emergencia.

Los brotes que ocurran en pozos de 500 m o menos deberán manejarse con sistema desviador de flujo y los que sobrepasen esta profundidad podrán cerrarse.


162


c. GASTO Y PRESIÓN REDUCIDA DE CIR-CULACIÓN

El gasto reducido de circulación (Q ) se determina R

disminuyendo la presión en el sistema de circulación a cualquier gasto menos del gasto de trabajo.

Esto es, que no necesariamente tiene que ser el 50% del gasto normal de trabajo. Esto dependerá de las condiciones reales que se tengan en el pozo, así como el equipo de bombeo.

Al tener este gasto estabilizado se debe leer la presión de bombeo en la tubería de perforación, está presión superficial será la presión reducida de circulación ( P ) y R

representa las caídas de presión por fricción en el sistema a determinado gasto (Q ).R

El gasto de la bomba durante el control de un brote se reduce por las siguientes razones:

1. Disminuye la presión de circulación requerida durante el control.

2. Disminuye la posibilidad de falla del equipo de bombeo por la fatiga.

3. Permite adicionar barita durante la operación de control.

4. Se dispone de más tiempo para analizar los problemas que se suscitan.



5. Permite que el rango de trabajo del estrangulador variable sea el adecuado.

6. Reduce las caídas de presión por fricción en el sistema durante el control.

El gasto y la presión reducida de circulación se deben actualizar cuando se realice un cambio de geometría en la sarta de perforación, cuando cambien las propie-dades del lodo o cada vez que se incremente la profun-didad en 150 m.

Cuando no se cuanta con dicha información, es posible calcular la presión reducida de circulación a un gasto dado con las formulas de caídas de presión por fricción en el sistema, y algunas consideraciones prácticas:

Caídas de presión en el interior de tuberías

6 0.18 0.82 1.827.65 x 10 x VP x d x L x Q4.82

DP =T

Caídas en presión en las toberas de la barrena

2D x Q210,858 x At

P =TOB

Caídas de presión por fricción entre el EA y THA; EA yTP HW; TR y TP.

-5 0.18 0.82 1.827.65 x 10 x VP x d x L x Q

4.82(DEA - DHTA)

P =EA


164


donde:

P = Caídas de presión por fricción en interior de T 2

tubería (lb/pg ).P = Caídas de presión por fricción en toberas de la TOB

2barrena (lb/pg ).P = Caídas de presión por fricción en el espacio anular EA

2(lb/pg ).

VP = Viscosidad plástica del lodo (cp).d = Densidad del lodo (lb/gal).L = Longitud de TP o HTA (pies).Q = Gasto de la bomba (gpm).D = Diámetro interior de TP o HTA (pg).

D = Diámetro del espacio anular (pg).EA

D = Diámetro exterior de HTA (pg).HTA

D = Diámetro exterior de TP (pg).TP2 AT = Área de toberas (pg2) de tablas.

Por regla empírica puede considerarse que en las caídas de presión por fricción en el espacio anular, es posible tener una buena aproximación con relación al diámetro de la barrena, esto es:



DIÁMETRO % PRESIÓN CAÍDA DE PRESIÓN DE DURANTE EL EN ESPACIO ANULAR BARRENA BOMBEO ( P )EA

pg

26,22,18 1/2,17 1/2, 14 ¾ 10% 10% PB)

12, 9 1/2,8 1/2, 8 3/8 15% 15% PB

6 1/2, 5 7/8 20% 20% PB

DIÁMETROS MENORES(CASOS ESPECIALES) 30% 30% PB

EJEMPLO 4

De acuerdo alas ecuaciones para caídas de presión por fricción, determinar la presión reducida de circulación (P ) a un gasto reducido de circulación preestablecido R

de 180 gal/min en el pozo cuyas condiciones mecánicas se muestran en la figura 1.


166


Datos:

Longitud TP 4 1/2 pg (D.l. = 3.826 pg) 3 188 mLongitud TP 4 1/2 pg HW (D.l. = 2.750 pg) 110mLongitud herramienta 8 pg (D.l. = 3 000pg) 152 m

Prof Total 3 450 m

Barrena 12 pg con 3 toneladas de 15/32 pg3Densidad de lodo 1.85 gr/cm = 15.41 lb/gal

Viscosidad plástica = 55 cpGasto reducido de la bomba = 180 gpm

2Presión reducida = 58 kg/cm

Soluciones:

Caídas de presión por fricción en interior de TP 4 1/2 pg utilizando la siguiente ecuación y sustituyendo valores:

-5 0.18 0.82 1.827.65 x 10 x PV x d x L x Q

4.82D

P =T

-5 0.18 0.82 1.827.65 x 10 x 55 x 15.41 x 10,456.64 x 1804.823.826

P =TP

2= 306.26 lb/pg

2P = 21 kg/cm a 180 gpmTP



Caídas de presión por fricción en interior de TP 4 1/2 pg HW utilizando la ecuación indicada y sustituyendo valores:

Caídas de presión por fricción en interior de herra-mienta de 8 pg utilizando la ecuación indicada y sustituyendo valores:

-8 0.18 0.82 1.827.65 x 10 x 55 x 15.41 x 360.8 x 180

4.622,750

P =TP HW

2= 51.90 lb/pg

2P = 3.65 kg /cm a 180 gpmTP HW

-5 0.18 0.82 1.827.65 x 10 x 55 x 15.41 x 498.66 x 180

4.823,000P =HTA

2= 47.15 lb/pg

2P = 3.32 kg/cm a 180 gpmHTA


168


Caídas de presión por fricción en toberas de 15/32 pg utilizando la ecuación y sustituyendo valores:

215.41 x (180)2

10,858 x (0.5177)P =TOB =

2 d x Q

210,858 x At

2= 12.32 lb/pg

2P = 0.86 kg/cm a 180 gpmTOB

Caídas de presión por fricción en conexiones super-2

ficiales: 3.5 kg/cm .

La suma de caídas de presión por fricción en el interior de la sarta, toberas y conexiones superficiales será:

P = P + P + P + P + P T TP TP HW HTA TOB

= 21 + 3.65 + 3.32 + 0.86 + 3.5

2 P = 32.33 kg/cmT



Caídas de presión por fricción entre el EA y HTA:

-5 0.18 0.82 1.827.65 x 10 x VP x d x L x Q4.82

(D - D )EA HTA

P =EA y HTA

-5 0.18 0.82 1.827.65 X 10 X 55 X 15.41 X 498.56 X 1804.82(12 - 8)

P =EA Y HTA

2= 11.78 lb/pg

2P = 0.82 kg/cm a 180 gpmEA y HTA

Caídas de presión por fricción entre el EA y TP HW:

-5 0.18 0.82 1.827.65 x 10 x 55 x 15.41 x 226.3 x 180

4.82(12.0 4.5)P =EA y TP HW

2= 2.58 lb/pg

2P = 0.18 kg/cm a 180 gpmEA Y TP HW


170


Caídas de presión por fricción entre TR y TP:

-5 0.18 0.82 1.827.65 x 10 x 55 x 15.41 x 8554.24 x 1804.82(12.575 - 4.500)

P =TR y TP

2= 8.84 lb/pg

2P = 0.48 kg/cm a 180 gpmTR y TP

La suma de caídas de presión por fricción en el espacio anular será de:

P = 0.82 + 0.18 + 0.48EA

2P = 1.48 kg/cmEA

Por lo tanto, la caída de presión por fricción totales en el sistema serán:

P = P + = 32.33 + 1.48TOT T EA

2P = P = 33.81 kg/cm a un Q de 180 gpmTOT R R



Si la bomba tiene un rendimiento de 3.06 gal/emb se tendrá:

180 gal/min3.06 gal/emb

= 58.8 emb/min

= 59 emb/min

Esto es:

P = 41 kg/cm2 a 59 emb/minR

La determinación de la presión reducida de circulación a diferentes gastos, se obtiene tomando como base los parámetros de gasto y presión reducida de circulación determinados en forma práctica o analíticamente, y por medio de una ecuación empírica, es posible conocer que presiones de bombeo se obtendrá al variar el gasto. Siendo también en este caso la presión y el gasto de circulación reducidos, su ecuación es:

1.86Q r3

Qr1

Pr2 Pr1= (

(


172


donde:

2P = Presión reducida de circulación original (kg/cm ).R12

P = Nueva presión reducida de circulación (kg/cm ).R2

Q = Gasto reducida de circulación original (emb/min).R1

Q = Nuevo gasto reducido de circulación ( emb/min).R2

Nota: El exponente se puede aproximar a 2 para fines prácticos.

Es muy importante señalar que el exponente también varía para lodos de emulsión inversa, ya que el exponente de 1.86 ó 2 se restringe a lodos base-agua. En lodos base- aceite, dada su composición, un valor de 1.1 es suficiente, pero para efectos prácticos y sim-plicidad de cálculo 1 es de una buena aproximación quedando la ecuación anterior de la siguiente manera:

Qr2

Qr1

Pr2 Pr1= (

(

EJEMPLO 5

De los datos de gasto y presión reducida de circulación, obtenidos en el ejemplo anterior para determinar la presión de bombeo, si el gasto se varía a 90 emb/min,



se realiza lo siguiente:

Datos:

2P = 185 kg/cmR1

Q = 70 emb/minR1

Q = 90 emb/minR2

Soluciones:

Con lodo base- agua

290 70

P = 185R2 ( 2= 306 kg/cm

(

Con lodo base - aceite

190 70

P = 185R2 ( 2= 238 kg/cm

(


174


B. PRESIONES DE CIERRE

Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportador seguirá fluyendo hasta que las presiones hidrostática y de formación se equilibren y estabilicen, lo cual puede llevar algunos minutos dependiendo del tipo de fluido invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez estabilizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación.

En la mayoría de los casos, la Presión de Cierre en Tubería de Revestimiento (PCTR) será más alta que la Presión de Cierre en Tubería de Perforación (PCTP). Esto que se debe a que los fluidos de la formación por mayor facilidad fluyen al espacio anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática lo que no ocurre comúnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor de PCTP con el más confiable para calcular la densidad de control; vea la figura 2.

Sin embargo, debe señalarse que existen situaciones ocasionales, donde la presión de cierre en la TP no es muy confiable. Tal caso ocurre cuando se presentó un brote al estar perforando y no fue detectado oportunamente. La descompensación de columnas puede ser tan grande que al cerrar el pozo la columna de la TP esté parcialmente vacía y no haya presión



(PCTP = 0). Posteriormente, al ser rellenada la TP (con el fluido invasor) se tendrá una represión (PCTP distinta de cero) que al calcular la densidad de control dará un valor erróneo. Como se observa, éste control estará destinado, desde sus inicios, a generar problemas adicionales.

C. HOJA DE TRABAJO PARA LA DETERMI-NACIÓN DE LOS DATOS NECESARIOS PARA CONTROLAR UN POZO CUANDO OCURRE UN BROTE

A continuación se presenta la hoja de trabajo que puede ser utilizada en el equipo de perforación, ésta tiene la


176


ventaja de que los datos necesarios para el control son calculados previamente por el personal técnico responsable del equipo y proporciona las instrucciones precisas al Perforados para que considere si puede o no cerrar el pozo con base en la máxima presión permisible en superficie, para evitar la fractura de la formación expuesta o el daño a la tubería de revestimiento y conexiones superficiales de control.

HOJA DE TRABAJO PARA EL PERFORADOR

Sr. Perforador:

Si observa algún indicio de que el pozo se está arrancando, proceda al cierre, teniendo precaución de que al cerrar el estrangulador o la válvula de control, no se rebase la presión máxima permisible en superficie.

1. Si observa que antes de cerrar completamente el estrangulador, la presión manométrica está cercana al valor anterior NO CIERRE EL POZO.

2. Desvíe el flujo e inicie a circular el brote de inmediato utilizando el:

GASTO MÁXIMO DE CIRCULACIÓN _________ emb/min con la bomba 1



GASTO MÁXIMO DE CIRCULACIÓN _________ emb/min con la bomba 2

3. Observe constantemente la presión en el espacio anular (TR) tratando siempre de mantener la presión abajo del valor límite:

2 2PRESION MÁXIMA REGISTRADA EN TP: _______ kg/cm _______ lb/pg

2 2PRESION MÁXIMA REGISTRADA EN TR: ______ kg/cm _______ lb/pg

4. Si no se presenta la situación anterior, cierre el pozo tomando en cuenta todas las medidas de seguridad.

REGISTRE LOS DATOS AL CIERRE DEL POZO

2 2PRESION DE CIERRE EN TP ESTABILIZADA:_______kg/cm _____ lb/pg

2 2PRESION DE CIERRE EN TR ESTABILIZADA:_______kg/cm _____ lb/pg

3INCREMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS: _________ m _______ bl

5. Avise de inmediato a sus superiores y lleve un regis-tro por tiempo del comportamiento de presiones.

Tiempo Presiones2Minutos kg/cm

TP TR

1 __ __ 2 __ __ ” __ __ ” __ __ ” __ __


178


DATOS

( ESTA PARTE SERA LLENADA POR EL TÉCNICO)

1. Presión de trabajo del conjunto de preventores: 2 2

kg/cm ________lb/pg ____________

2. Diámetro de la TR (conectado al cabezal) _____ pg grado: _____; peso unitario: __________ lb/pie; presión nominal de ruptura.(Resist. Presión Interna)

2 2__________ kg/cm = ______________ lb/pg

FACTOR DE SEGURIDAD (0.80 para tuberías de revestimiento en buenas condiciones y menos para tuberías de revestimiento con desgaste).

PRESION DE TRABAJO DE LA TR = PRESION NOMINAL DE RUPTURA X FACTOR

2= ___________ x ____________ = ____________ kg/cm

2= ___________ x ____________ = ____________ lb/pg

3. La máxima presión permisible en espacio anular por conexiones sup. Y TR, es igual a la menor entre presión nominal del conjunto de preventores y la

2presión de trabajo de la TR = __________ kg/cm 2

___________ = ______________ lb/pg



4. La máxima presión permisible en el espacio anular, por resistencia al fracturamiento de la formación expuesta, para evitar un descontrol subterráneo, cuando se tenga sólo cementada una TR superficial y que puede ocasionar el descontrol total del pozo fuera de la TR.

PRESION DE PRUEBA DE GOTEO _________ 2 2kg/cm = ___________lb/pg (o la equivalente).

Presión hidrostática con la densidad actual calculada a la profundidad de la zapata.

DENS. LODO x PROF. ZAPATA 10

Ph =

3gr/cm x m 10

Ph =

Ph = kg/cm2

Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento.

2 2 P. GOTEO - Ph =_________kg/cm -________kg/cm

2=______ kg/cm

De los parámetros calculados:


180


MAX. PRES. PERMISIBLE POR CONEX. SUP. Y TR 2 2=_____kg/cm _______ lb/pg

MAX. PRES. PERMISIBLE POR RESIST. AL FRAC. 2 2=________ kg/cm _________ lb/pg

5. La máxima presión permisible en superficie será la menor de las dos anteriores.

TRANSFIERA ESTE DATO A LAS INSTRUCCIONES PARA EL PERFORADOR



Metodos decontrol

A. MÉTODO DEL PERFORADOR (PARA DE-SALOJAR EL FLUIDO INVASOR)

Se basa en el principio básico de control, requiere de un ciclo de circulación completo para que los fluidos invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con densidad original a un gasto y presión constante y un estrangulador ajustable.El método del PERFORADOR se usa ampliamente por su relativa facilidad de aplicación, ya que al detectar la presencia de un brote se toman medidas inmediatas para desalojarlo, tomando en cuenta las restricciones que se señalaron en la hoja del trabajo del Perforador.

A) Secuencia

Para aplicar este método realice las siguientes instrucciones:

1. Lleve a cabo las instrucciones de la hoja de trabajo del perforador.

2. Abra el estrangulador, y simultáneamente inicie el bombeo.

3. Ajuste el estrangulador, hasta que la presión que se observe en el espacio anular sea igual a la presión de cierre estabilizada en la tubería de revestimiento (PCTR), manteniendo constante el gasto reducido de circulación.



4. Después de realizar la anterior instrucción registre la presión en tubería de perforación (que será la presión inicial de circulación PIC).

5. Mantenga constante la presión en tubería de per-foración ajustando el estrangulador. Si la presión en la tubería de perforación se incrementa, abra el estrangulador; si disminuye, ciérrelo, manteniendo constante el gasto reducido de circulación.

6. Después de desalojar la burbuja y que salga lodo en condiciones, suspenda el bombeo.

7. Si la presiones en tuberías de perforación y de reves-timiento son iguales a cero, el pozo estará controlado.

La densidad original del lodo fue suficiente para equilibrar la presión de formación.

8. Si las presiones en tuberías de perforación y de revestimiento son mayores a cero, pero iguales, la densidad del lodo deberá incrementar para lograr el equilibrio, prosiga con el Método del Ingeniero.

9. Si las presiones no son iguales, es indicativo que durante la circulación se ha introducido un segundo brote al espacio anular. Continúe la circulación con


184


las mismas condiciones, hasta que las presiones en TP y TR sean iguales con el pozo cerrado y a bomba parada.

B) Descripción de los eventos

- La presión en el espacio anular no varía signi-ficativamente , durante la etapa de desplazamiento de la capacidad de la tubería de perforación.

- Sólo se observará una pequeña disminución en esta presión al pasar el fluido invasor del espacio anular entre la herramienta y el agujero o tubería de reves-timiento, al espacio anular entre la tubería de perforación y el agujero o la tubería de revestimien-to.

- Con respecto al volumen en presas y al gasto , se ob-servará que, al circular el brote, ambos se incrementan (esto no ocurre si el fluido invasor es agua salada). El incremento es similar a la expansión que sufre el gas en su viaje a la superficie.

- Conforme la burbuja de gas se acerca a la superficie, la presión en el espacio anular se incrementará (si el fluido invasor es aceite o gas) y de no tener el conocimiento del comportamiento de este tipo de fluido, el incremento podría interpretarse errónea-mente como una nueva aportación.



- La decisión de abrir el estrangulador para abatir esta presión complicaría el problema, ya que se permitiría la introducción de otra burbuja. Debe entenderse que el incremento en la presión del espacio anular, sirve para compensar la disminución de la presión hidrostática en el mismo, resultante de tener una menor columna de lodo (completada con gas).

- De no permitir la expansión de la burbuja, la misma llegaría a la superficie con la presión del yacimiento, vea la gráfica 1.

Lo anterior no es favorable, ya que lo más probable es que las conexiones superficiales de control o la tubería de revestimiento no soporten dicha presión ocasionando un problema de graves consecuencias o que, en el mejor de los casos, se produzca pérdida de circulación (reventón subterráneo).


186


Gráfica 1.- Migración de 1 BL de gas sin permitir expansión.

Si la expansión de la burbuja se ha efectuado, la máxima presión a registrar en el espacio anular será cuando la masa de la misma llegue a la superficie (gráfica 2)

RECOMENDACIÓN

Cierre ligeramente el estrangulador al momento que se desaloje la burbuja del pozo, la cual sufre una expansión súbita al no tener la carga hidrostática de un fluido más pesado arriba de ella. Por esto, una descompensación en la presión de fondo provocada por la expansión de la burbuja , podría permitir la introducción de otra durante el desalojo de la primera, observándose disminución en la presión del espacio



Gráfica 2.- Migración de 1 BL de gas con expansión.

anular, hasta un valor similar a la presión de cierre en la tubería de perforación (PCTP), que será la presión con que excede el yacimiento a la hidrostática de la columna del lodo.

Cuando la burbuja ha sido eliminada y salga lodo en condiciones favorables (densidad, viscosidad, etc.), al suspender el bombeo las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento deben ser iguales a la PCTP original, ya que, en el espacio anular y en la tubería de perforación habrá lodo con la misma densidad a la existente en la tubería de perforación al ocurrir el brote y cerrar el pozo.

Este será el momento para hacer los preparativos y cálculos necesarios para poder llevar a cabo la segunda etapa del control, con el Método del Ingeniero o cualquier otro, sin el riesgo de que las presiones se incrementen.

C. Hoja de trabajo del perforador

Esta hoja muestra la secuencia de eventos que se llevarán a cabo, con instrucciones directas al perforador, para que en cualquier momento esta persona pueda tomar las acciones inmediatas. La hoja citada se muestra a continuación:


188


INSTRUCCIONES

1. Circule el brote para desalojar la burbuja.

2. Abra ligeramente el estrangulador y simultánea-mente inicie el bombeo.

3. Ajuste el estrangulador, hasta que la presión se observe en el espacio anular sea igual a la PCTR con el gasto reducido de circulación.

HOJA DE TRABAJO DEL METODO DEL PERFORADOR

2 2Máxima presión permisible en superficie: ______ kg/cm _____ lb/pg

2 2Máxima presión permisible en TR: ______ kg/cm _____ lb/pg

Q = Gasto reducido de circulación: ______________ emb/minR

P = Presión reducida de circulación: ______________ kg/cm2R

2PCTP = Presión de cierre de TP estabilizada: ______________ kg/cm

2PCTR = Presión de cierre de TR estabilizada: ______________ kg/cm

3D = Densidad del lodo: ______________________________ gm/cmL

PROF = Profundidad de la barrena: _________________________ m



4. Cumpliendo el inciso anterior, registre la presión TP (que será la presión inicial a la circulación PIC).

5. Mantenga constante presión en TP. ajustando el estrangulador, si la presión en TP se incrementa abra el estrangulador; si disminuye, ciérrelo.

6. Mantenga el gasto constante.

7. Cuando salga lodo en condiciones, después de desalojar la burbuja, cierre el pozo.

Las presiones al cierre TP y TR, deberán ser iguales o menores a la presión de cierre en TP original. En caso de no cumplirse esta condición, continúe la circulación ya que un segundo brote se ha introducido al espacio anular, en este caso repita las instrucciones anteriores.

Si las presiones en TP y TR son iguales entre sí, proceda al control final utilizando el Método del Ingeniero.


190


D. Perfil de presiones

Este perfil se describe en las gráficas tres a ocho.

VO

LU

MEN

EN

PR

ES

AS

PR

ES

IÓ

N E

N T

RP

RES

IÓ

N E

N T

PP

RES

IÓ

N E

NEL F

ON

DO

6

4

2

0

3

2

1

0

TIEMPO

3

2

1

0

60

40

20

0

TIEMPO

TIEMPO

TIEMPO

IDENTIFICACIÓN DEL BROTE

INCREMENTOINICIAL

VOLUMENINICIAL

PRESIÓN DE FORMACIÓN (pf)

PRESIÓN HIDROSTATICA (Ph)



Gráfica 3.- Identificación del brote.

LODO CON DENSIDAD ORIGINAL

LODO CONTAMINADO

FLUIDO INVASOR

VO

LU

MEN

EN

P

RES

AS

PR

ES

IÓ

N E

N T

RP

RES

IÓ

N E

N T

PP

RES

IÓN

EN

EL F

ON

DO 6

4

2

0

3

2

1

0

3

2

1

0

80

60

40

0

PRESIÓN DE TR INICIAL (PCTR)

PRESIÓN DE TR INICIAL (PCTP)

CIERRE DEL POZOIDENTIFICACIÓNDEL BROTE

PCTP= Pf - Ph INT. TP

PCTR= Pf - (Ph + Ph + Ph )1 2 3

INCREMENTO DEL VOLUMEN INICIAL

PRESIÓN DE FORMACIÓN (pf)

PRESIÓN HIDROSTATICA (Ph)


192


Gráfica 4.- Cierre del pozo.

DISMINUYE LONGITUDPOR OCUPAR MAYORAREA

PIC

LODO CON DENSIDAD ORIGINAL (D )1

LODO CONTAMINADO

FLUIDO INVASOR

LODO CON DENSIDAD DE CONTROL (D )C

VO

LU

MEN

EN

P

RES

AS

PR

ES

IÓ

N E

N T

RP

RES

IÓ

N E

N T

PP

RES

IÓN

DE F

ON

DO

6

4

2

0

3

2

1

0

3

2

1

0

120

80

40

0

PCTR INICIALPASO DE LA BURBUJADE HERRAMIENTA A TP

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC)

PRESIÓN REDUCIDADE CIRCULACIÓN (P )R

INICIO DE BOMBEO

PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE

Q = CONSTANTER

TIEMPO

TIEMPO

PCTP INICIAL

TIEMPO

TIEMPO



Gráfica 5.- Inicio de bombeo.


Ph3

Ph2

Lmáx

PIC

MAXIMA PRESIONREGISTRADAEN TR

LODO CONTAMINADO

FLUIDO INVASOR

LODO CON DENSIDAD DE CONTROL

A´- EN SU VIAJE A LA SUPERFICIE, LA BUBURJA DE GAS SE VA EXPANDIENDO, DESALOJANDO MAS VOLUMEN DE LODO Y, POR LO TANTO, DISMINUYENDO LA PRESIÓN HIDROSTÁTICA EN EL ESPACIO ANULAR.

VO

LU

MEN

EN

P

RES

AS

PR

ES

IÓ

N E

N T

RP

RES

IÓ

N E

N T

PP

RES

IÓN

DE F

ON

DO 6

4

2

0

3

2

1

0

3

2

1

0

120

80

40

0

PCTR

A

A´

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC)


PCTP

A- PARA COMPENSAR LO ANTERIOR Y MANTENER UNA PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE, ES RIGUROSO UN INCREMENTO EN LA PRESIÓN DE LA TR (MEDIANTE EL CIERRE ADECUADO DEL ESTRANGULADOR).


194


Gráfica 6.- Cabeza del brote en la superficie.


LODO CONTAMINADO

FLUIDO INVASOR

LODO CON DENSIDAD DE ORIGINAL

PIC

B - AL DESALOJAR EL FLUIDO INVASOR LA PRESIÓN EN TR SE DECREMENTA PAULATINAMENTE.

VO

LU

MEN

EN

P

RES

AS

PR

ES

IÓ

N E

N T

RP

RES

IÓ

N E

N T

PP

RES

IÓN

EN

EL F

ON

DO

6

4

2

0

3

2

1

0

3

2

1

0

120

80

40

0

B

B´

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN


B´ - EL VOLUMEN DE GAS AL SER EXPULSADO OCASIONA UN MAYOR VOLUMEN DE LODO PARA OCUPARLO.



Gráfica 7.- Eliminación del fluido invasor.



PR

ES

IÓ

N I

NIC

IA

L D

EC

IR

CU

LA

CIÓ

N (

PIC

)

PR

ES

IÓ

N F

IN

AL

DE C

IR

CU

LA

CIÓ

N(P

FC

)

PIC = PR + PCTP

D = DENSIDADC

DE CONTROL

PFC

minbl

PFC = (PIC - PCTP) DC

D1

2

1

0

2

1

0


196

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNV

OLU

MEN

EN

P

RES

AS

PR

ES

IÓ

N E

N T

RP

RES

IÓ

N E

N T

PP

RES

IÓN

DE F

ON

DO 6

4

2

0

3

2

1

0

3

2

1

0

120

80

40

0

PRESIÓN ESTATICA

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN (PFC)

TIEMPO DE BOMBEOVOLUMEN BOMBEADO

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN

(PIC)

Gráfica 8.- Segunda etapa del método.

B. MÉTODO DEL INGENIERO

Este método (también llamado de esperar y densificar), implica que estando el pozo cerrado se tenga que esperar mientras se prepara lodo con la densidad adecuada y equilibrar la presión hidrostática con la presión de la formación, así como recabar los datos necesarios y efectuar los cálculos para llevar a cabo el control total del pozo.

A. Secuencia

1. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el bombeo del lodo con densidad de control a un gasto reducido.

2. Ajustando el estrangulador, iguale la presión en el espacio anular a la presión de cierre de la tubería de revestimiento (PCTR).

3. Mantenga la presión en el espacio anular constante, con la ayuda del estrangulador, hasta que la densidad de control llegue a la barrena.

4. Cuando el lodo de control llegue a la barrena, lea y registre la presión en la tubería de perforación.

5. Mantenga constante el valor de presión en la tubería



de perforación, auxiliándose del estrangulador. Si la presión se incrementa , abra el estrangulador; si disminuye , ciérrelo.

6. Continúe circulando manteniendo la presión en la tubería de perforación constante, hasta que el lodo con densidad de control llegue a la superficie.

7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo.

8. Lea y registre las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento.

9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo estará bajo control. Si las presiones son iguales entre sí, pero mayores a cero, la densidad del lodo bombeado no fue suficiente para controlar el pozo, por lo que se deberá repetir el procedimiento con base en las presiones registradas. Si la presión en tubería de perforación es igual a cero pero en tubería de revestimiento se registra alguna presión, será indicativo que no se ha desplazado totalmente el espacio anular con densidad de control (o que hubo ingreso adicional de fluidos de la formación al pozo)

.B. Descripción de los eventos

- Una vez que el lodo esté preparado con densidad de


198


control y se comience a bombear a un gasto reducido de circulación, la presión que se registre en la tubería de perforación, sólo al momento de igualarla en el espacio anular con la presión de cierre en tubería de revestimiento (PCTR), será similar a la inicial de circulación (PIC).

- Al bombear lodo con densidad de control a través de la sarta de perforación, se observará disminución paulatina en la presión de la tubería de perforación, hasta un valor llamado presión final de circulación (PFC), que será cuando la densidad de control llegue a la barrena. Entonces se observará que el abatimiento de presión en tubería de perforación será similar al calculado en la cédula de bombeo. Esto es, que a cierto volumen de lodo bombeado (o tiempo de bombeo) le corresponderá una disminución en la presión en TP.

- Lo anterior se debe a que estará generando una mayor presión hidrostática por dentro de la tubería que contrarrestará la presión ejercida por la formación aportadora.

- Si se suspendiera el bombeo y se cerrara el pozo cuando el lodo de control alcance el extremo inferior de la sarta, la presión superficial en la tubería de perforación sería cero.



- Una vez que el lodo de control ha llegado a la barrena, la PFC deberá mantenerse constante durante el viaje del lodo, con densidad de control a la superficie (ajustado el estrangulador).

- Si el brote se circuló previamente por el método del perforador, se observará que la presión registrada en el espacio anular se abatirá conforme al lodo con densidad de control viaje hacia la superficie.

- Cuando salga el lodo con densidad de control a la superficie, la presión en el espacio anular deberá ser cero. Para observar si no hay flujo, se deberá suspender el bombeo; si no lo hay, el pozo estará bajo control.

- En el caso de que este método se utilice para desa-lojar la burbuja del flujo invasor, el comportamiento de las presiones registradas en el espacio anular (cuando el lodo de control salga de la barrena) diferirá de lo descrito.

- Cuando se haga presente el efecto de la expansión del gas cerca de la superficie, la declinación en la presión de la tubería de revestimiento cesará y empezará a incrementarse hasta alcanzar su máxima presión, la cual ocurrirá cuando la burbuja de gas llegue a la superficie. Durante la salida de la burbuja, se observará disminución en la presión de


200


la tubería de revestimiento, originada por la súbita expansión de la misma.

- Se recomienda cerrar ligeramente el estrangulador, ya que de esta forma no se permite la disminución excesiva de presión en el espacio anular, puesto que se tendría, aún en este espacio, un volumen equivalente a la capacidad de la tubería de perforación con densidad original.

- A medida que se circula el lodo con densidad de control, la presión en la tubería de revestimiento continuará disminuyendo con menor rapidez hasta llegar casi a cero (cuando el lodo con densidad de control salga a la superficie), donde el estrangulador deberá estar totalmente abierto y esta presión sólo será igual a las pérdidas por fricción en las líneas y el árbol de estrangulación.

Si al haber circulado completamente el lodo de control y suspendido el bombeo, las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento no son iguales a cero, se deberá a alguna de las razones siguientes:

a. La densidad de control no es la suficiente para controlar el pozo.

B. Se tendrá un brote adicional en el espacio anular, causado por permitir que la presión disminuyera al estar circulando el brote.



Para comprobar que esta presión no es producida por fluidos entrampados cerca de la superficie, se deberá desfogar el pozo con una pequeña cantidad de fluido que no exceda de medio barril; si con este desfogue no se observa una disminución de presión, se deberá aumentar la densidad del lodo, para lo cual se debe tomar en cuenta las nuevas presiones de cierre registradas en las tuberías de perforación y de revestimiento, circulando el brote en la forma ya indicada.

C. Cálculos básicos para el control de un brote

Cuando se detecta un brote, es necesario cerrar un pozo con los procedimientos adecuados para cada situación y elaborar los cálculos básicos para el control total antes de iniciar la circulación. Estos cálculos facilitarán el seguimiento de cada etapa durante el control e incluyen:

1. Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta.

2. Densidad de control.3. Presión inicial de circulación.4. Presión final de circulación.5. Tiempo total para desalojar el brote del

pozo.


202


1. Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta

Es necesario conocer este parámetro para observar el avance realizado al estar circulando un brote y para elaborar la cédula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta. Este tiempo se determina en función de la capacidad interior de la sarta y de las características de la bomba, los cuales se pueden conocer en las siguientes explicaciones:

Factores de capacidad de los componentes de la sarta y

Secciones del espacio anular

Estos factores se pueden conocer empleando tablas elaboradas para este fin. En caso de no contar con ellos, se podrán obtener con las siguientes ecuaciones:Para interior de tubería (TP, tubería pesada, herra-mienta, TR).

2 Factor de Cap. = Dl X 0.5067

Para espacio anular (entre tubería o agujero y tube-rías).

2 2 Factor de Cap. = (Dl - DE ) 0.5067



203

donde:

Factor de Cap. = Factor de capacidad de la sección (lt/m) Dl = Diámetro interior TP, TR o agujero (pg) DE = Diámetro exterior TP o herramienta (pg) 0.5067 = Constante de conversión

Se define como factor de capacidad interior o anular, a los litros necesarios para llenar un metro lineal con la geometría del (los) diámetro (s) considerado (s).

- Volumen activo del lodo en el sistema:

Este volumen incluye el que haya en el agujero y en presas, es importante conocer siempre estos datos, ya que cuando ocurre un brote el volumen de fluido invasor será equivalente al incremento de volumen de lodo en las presas.

Cuando es necesario incrementar la densidad, se determina la cantidad de material densificante mínimo para efectuar el control, para conocer el volumen de fluido en el sistema es necesario utilizar los factores de capacidad, los cuales se determinan de la siguiente forma:

Volumen interior de tubería = factor de cap. x longi-tud de tubería (lt)


204


Volumen espacio anular = factor de cap. x longitud de sección (lt)

3 Volumen de presas = (m de fluido / cm de altura) x

3altura de nivel en la presa (m )

- Capacidad de bombeo de acuerdo a las característi-cas de la bomba.

Los datos que son necesarios registrar de una bomba son:

Marca ModeloDiámetro de la camisaLongitud de carreraEmboladas máximasPresión de operación a un gasto establecidoPresión límite de operación

Para calcular la capacidad de bomba dúplex de doble acción, considerando una eficiencia volumétrica del 90%, se dispone de las siguientes ecuaciones:

2 2 G = 0.2575 x L (2 D d ) = lt/emb

2 2 Q = 0.0068 x L (2 D d ) = gal/emb



205

Y para bombas tríplex de simple acción, considerando un 90 % de eficiencia volumétrica, se aplican las siguientes ecuaciones:

2 G = 0.0386 x L x D = lt / emb

2 Q = 0.0102 x L x D = gal/emb

donde:

G = Capacidad de la bomba ( lt / emb )Q = Capacidad de la bomba ( gal / emb )L = Longitud de carrera ( pg )D = Diámetro de la camisa ( pg )D = Diámetro del vástago ( pg )

Al establecer un gasto (gasto reducido de circulación) en gal/min o lt/min, es posible conocer el tiempo nece-sario para desplazar la capacidad del interior de la sarta.

donde:

T= Tiempo de desplazamiento (min)Vol. Int. TP = Volumen total del interior de la sarte (lt o

gal)QR = Gasto reducido de circulación (lt/min o

gal/min)

VOL. INT. TP QR

T=


206


Vol. int. Tp Cap. de la bomba

Emb =

2. Densidad de control

Para obtener el control de un pozo se requiere que la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo, equilibre la presión de formación. La densidad que cumple lo anterior se conoce como densidad de control; para calcularla se deberá auxiliar de la lectura de presión de cierre establecida en TP, por ser la que generalmente presenta la mínima contaminación.De lo anterior, tenemos que:

donde:

3Inc. Dens. = Incremento a la densidad (gr / cm )2PCTP = Presión de cierre estabilizada en TP (kg /cm )

PROFUNDIDAD = Profundidad vertical del pozo o donde se encuentra la barrena (m)

3Dl = Densidad original del lodo (gr / cm )3

Dc = Densidad de control (gr / cm )3Ms = Margen de seguridad (0.03 0.04 gr/cm )

Se utiliza dependiendo de las condiciones del pozo, si éste lo permite.

+

PCTP x 10Profundidad

Inc. Dens. =

Dc = Dl + Incremento de Densidad

+



207

3. Presión inicial de circulación

Para lograr establecer la circulación en un pozo donde se ha presentado un brote, es necesario que la presión inicial de circulación sea equivalente a la suma de:

Las caídas de presión por fricción en el sistema, mas

La presión de formación en exceso de la hidrostática en TP

La primera de estás se refiere a la presión reducida de circulación, preregistrada cuando se presentan las mismas condiciones de profundidad de la barrena, gastos y densidad del fluido en el momento del brote. La segunda es igual a la presión de cierre en TP estabilizada ( PCTP ); de lo anterior se tiene que:

PIC = PR + PCTP

donde:

2PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm )

2PR = Presión reducida de circulación (kg/cm )2

PCTP= Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm )

Método alterno para conocer la PIC

Se emplea cuando se presentan las condiciones


208


siguientes:

a. Cuando se utiliza una bomba diferente a las del equipo ( unidad de alta presión ).

b. Cuando la profundidad de la barrena o de la tubería sea diferente a la profundidad donde se registró la PR.

c. Cuando las condiciones del fluido de perforación hayan sufrido un cambio sustancial.

d. Cuando se requiera circular a un gasto diferente a QR.

e. Para verificar el valor preregistrado de PR.f. Cuando no se haya determinado de antemano la

PR.

El método alterno para conocer la presión inicial de circulación, consiste en:

1. Bombear lento, abriendo simultáneamente el es-trangulador y manteniendo la presión en el espacio anular igual a la PCTR hasta alcanzar el gasto reducido de circulación.

2. Una vez alcanzado el gasto y ajustando el estran-gulador para mantener la PCTR, permita que bajo estas condiciones la presión en TP se estabilice.

La presión en TP estabilizada será igual a la presión inicial de circulación (PIC); por lo tanto, si se desea



209

conocer la presión reducida de circulación ( PR ) bastará restar de la presión inicial circulación, la lectura de presión de cierre en TP ( PCTP ); la formula es:

2 PR = PIC - PCTP = kg/cm )

Lo cual equivale a conocer las caídas de presión por fricción a las condiciones de gasto, densidad de lodo y profundidad de la barrena en ese momento.

4. Presión final de circulación

Cuando se utiliza lodo con una densidad diferente a la original para controlar un brote ( lodo con densidad de control ) y éste se bombea a través de la sarta, se genera una mayor columna hidrostática por lo que se necesitaría menor presión en la superficie para controlar la presión de formación. Por otro lado, al tener un lodo más pesado las pérdidas de presión por fricción serán mayores, y será necesario una mayor presión en la bomba. Al parecer, estas dos condiciones se contraponen, para solucionar este problema se tiene que determinar la presión necesaria para circular el lodo cuando éste ha llegado a la barrena o al extremo de la tubería, ya que la presión hidrostática que habría generado la columna de lodo será la superficie para equilibrar la presión de formación ( si la densidad de control es la correcta ).


210


Esta presión es sólo necesaria para circular el lodo con densidad de control de la barrena a la superficie (a un gasto constante); se le llama presión final de circula-ción (PFC) y se calcula con la siguiente relación:

donde:

2PFC = Presión final de circulación (kg/cm )2

PR = Presión reducida de circulación (kg/cm )3

Dc = Densidad de control de lodo (gr/cm )3Dl = Densidad original del lodo (gr/cm )

2PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm )

2PCTP= Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm )

CALCULOS COMPLEMENTARIOS

Los cálculos de los parámetros que a continuación se enuncian, son el complemento para llevar a cabo un control de brotes más estricto , ya que sólo teniendo los cálculos básicos se puede llevar a cabo el control del pozo en una forma adecuada.Tales cálculos son los siguientes:

a. Determinación del tipo de brote.b. Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo.

=

PFC = PR x(PIC - PCTP) Dc

Dl

DcDl



211

c. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita.

d. Cédula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta.

a. Determinación del tipo de brote

Los fluidos de la formación asociados con un brote son: aceite, agua, gas o una combinación entre ellos. Exis-ten diferencias en el comportamiento de las presiones que van ligadas a un brote de aceite, agua o gas a medi-da que éstos se circulan.

Las presiones en tubería de perforación y tubería de revestimiento y el aumento de volumen en presas (si se puede medir con suficiente precisión) se emplean para estimar el tipo de brote mediante el cálculo de la densidad del fluido invasor, a través de la siguiente ecuación:

donde:

3Dl = Densidad del lodo en el pozo (gr/cm )PCTR = Presión de cierre en espacio anular estabilizada

2(kg/cm )

2PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm )

10 (PCTR - PCTP) LB

Densidad del fluido invasor = Dl


212


LB = Longitud de la burbuja (m)

Midiendo el incremento de volumen en presas y con el factor de capacidad anular de la sección donde se estima esté localizada la burbuja, la longitud de la burbuja se determina con la siguiente ecuación:

3Si la densidad calculada es menor a 0.69 gr/cm , posiblemente el brote sea gas, si la densidad se

3encuentra entre 0.69 y 0.92 gr/cm el brote será de aceite con alguna cantidad de gas. Una densidad mayor

3a 0.92 gr/cm indicará que el flujo invasor es agua salada.

b. Cantidad de barita necesaria para den-sificar el lodo

Una vez que se conoce la densidad del lodo de control, es necesario calcular la cantidad de barita requerida para poder aumentar el peso del lodo hasta obtener la densidad adecuada. Con la siguiente ecuación se calcula la cantidad de barita que se necesita para

3incrementar la densidad a 1m de lodo a la densidad requerida:

Incremento de volumen en presas (lt) Capacidad del espacio anular (lt/m)

LB =



213

85 (Dc - Dl) 4.25 - Dc

Núm. de sacos de barita =

donde:

3Núm. de Sacos de barita = (scs/m )3Dc = Densidad de lodo de control (gr/cm )

3Dl = Densidad inicial de lodo (gr/cm )

De donde:

Cantidad de barrita = Núm. de sacos de barrita x volumen de lodo en el sistema3 3 = scs/m x m de lodo

c. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita

Cuando se adiciona barita al sistema de lodo para incrementar su densidad, también se estará incremen-tando su volumen. Es conveniente conocer este au-mento de volumen antes de agregar el material den-sificante, con objeto de disponer la capacidad de alma-cenamiento suficiente. Dicho incremento se calcula con la siguiente ecuación:

Cantidad de barrita = Núm. de sacos de barrita x volumen de lodo en el sistema= scs/m x m de lodo3 3

Núm de sacos de barita totales 85

Inc. Vol. =3= m


214


d. Cédula de presión durante el despla-zamiento de la densidad de control en el interior de la sarta

A medida que el lodo con densidad de control es bombeado a través de la sarta, la presión de circulación disminuye desde el valor de presión inicial de circulación hasta el valor de presión final de circulación. Con esta cédula de presiones se puede se puede deter-minar el tiempo de bombeo o el número de emboladas que corresponden a determinada disminución de pre-sión, y estar en condiciones de verificar el desarrollo del control y, de ser necesario, tomar las medidas correc-tivas oportunamente.

Para elaborar la cédula de presión con la siguiente forma:

1. Determine la reducción de presión con la siguiente ecuación:

2

PR = PIC - PFC = kg/cm

2. Determine el tiempo necesario para abatir la presión 2

en 1 kg/cm (durante el bombeo del lodo con la den-sidad de control), con la siguiente ecuación:

tiempo despl. cap. interior reducción de presión

Tiempo nec =2= min/kg/cm



215

3. Determine las emboladas necesarias para abatir la 2

presión en 1kg/cm (durante el bombeo del lodo con la densidad de control), con la siguiente ecuación:

d. Hoja de trabajo

En ésta se registran los datos necesarios para controlar el pozo, dicha hoja se muestra en la siguiente página:

Núm. emb para despl. cap. interior Reducción de presión

Emb. Nec.= 2= emb/kg/cm

RECOMENDACIÓN

PARA SIMPLIFICAR LA CEDULA TOME VALORES2

MAYORES A 1 kg/cm COMO INTERVALOS DEREDUCCIÓN.


216


Máxima presión permisible en la superficie:______________ 2 2kg/cm =___________lb/pg

Gasto reducido de circulación: _______________ emb/min

2 2Presión reducida de circulación: _________ kg/cm ________ lb/pg

3Densidad de lodo en presas: _________________ gr/cm

Profundidad de la barrena: ___________________ m

3Incremento de volumen en presas: _____________ lt _________ m

2 2Presiones de cierre PCTP = ______ kg/cm ;PCTR = _______ kg/cm

Volumen interior de la sarta: _______ lt _____________bl

Gasto de la bomba: __________________________________ lt/min

Tiempo de desplazamiento: _____________________________ min

Emboladas para desplazar: _____________________ emb

3Densidad del lodo de control: ____________________ gr/cm

3Margen de seguridad: __________________________ gr/cm

2Presión inicial de circulación: _____________________ kg/cm

2Presión final de circulación: ______________________ kg/cm

HOJA DE TRABAJO DEL METODO DEL INGENIERO



217

INSTRUCCIONES

1.- Para conocer el gasto de la bomba se realiza lo siguiente:

Gasto de la bomba: _______ lt/emb x _________emb/min = ___________ lt/min

2.- El tiempo de desplazamiento se obtiene:

3.- Las emboladas para desplazar se obtienen con la si-guiente operación:

4.- La densidad del lodo de control se sabe resolviendo la operación siguiente:

Densidad del lodo de control

5.- El margen de seguridad en caso de no existir riesgo de pérdida de circulación es de:

3Ms = 0.03 0.04 gr/cm

Gasto de la bomba: _______ lt/emb x _________emb/min = ___________ lt/min

Tiempo de desplazamiento =Tiempo de desplazamiento = = ____________ min= ____________ minVol. int. de la sartaGasto de la bombaVol. int. de la sartaGasto de la bomba

==lt

lt/minlt

lt/min

Emboladas para desplazar =Emboladas para desplazar = = ____________ emb= ____________ embVol. int. de la sarta

Capacidad de la bombaVol. int. de la sarta

Capacidad de la bomba==

ltlt/emb

ltlt/emb

2 PCTP x 10 kg/cm x 10 PROF m

2 PCTP x 10 kg/cm x 10 PROF m

Dc = Dl +Dc = Dl + 3= _______ gr/cm +3= _______ gr/cm + 3= _______ gr/cm

3= _______ gr/cm

+-


218


6.- La presión inicial de circulación se sabe resolviendo las siguientes operaciones:

7.- La presión final de circulación se obtiene con estas operaciones:

Los datos señalados se utilizan para completar la hoja de trabajo del Método del Ingeniero y las que se describen a continuación s parte del procedimiento citado:

1. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el bombeo del lodo con densidad de control a un gasto reducido.

2.- Ajustando el estrangulador, iguale la presión en el espacio anular a la presión de cierre de la TR (PCTR).

3.- Mantenga la presión en el espacio anular constante (con la ayuda del estrangulador) hasta que la densidad de control llegue a la barrena. Lea y registre la presión en TP (debe ser similar a la PFC).

4.- Mantenga constante el valor de presión en TP (PFC)

2 2 2PIC = PR + PCTP = ________ kg/cm + __________ kg/cm = ___________ kg/cm2 2 2PIC = PR + PCTP = ________ kg/cm + __________ kg/cm = ___________ kg/cm

2=_________ Kg/cm2=_________ Kg/cm==3 __________kg/cm2 x gr/cm3

gr/cm

3 __________kg/cm2 x gr/cm3

gr/cmPFC = PR xPFC = PR x Dc

Dl

DcDl



219

con ayuda del estrangulador. Si la presión se incrementa, abra el estrangulador; si disminuye, ciérrelo.

5.- Continué circulando con la presión de TP constante, hasta que salga lodo con densidad de control en la superficie.

6.- Suspenda el bombeo y cierre el pozo.

7.- Lea y registre las presiones en TP y TR.

Si las presiones son iguales a cero, el pozo estará bajo control.

Si las presiones son iguales pero mayores a cero, la densidad del lodo bombeado no fue lo suficiente para controlar el pozo. El procedimiento se deberá repetir con base en las nuevas presiones registradas.

Si la presión en TP es cero, pero en TR se registra presión, se tendrá el indicativo de que no se ha desplazado totalmente el espacio anular con densidad de control, debiéndose restablecer el bombeo con las presiones previas al cierre.

EJEMPLO:

En la figura 3 se muestra el estado mecánico de un pozo


220


con los datos siguientes:

DIÁMETRO DE LA BARRENA 8 3/8 pg (3 TOBERAS DE 14/32)HERRAMIENTA DE 6 1/2pg LONGITUD 185m (D.l.= 2.812pg)TP5 pg HW LONGITUD 108m (D.l.= 3pg)TP5 pg XH LONGITUD 5262m(D.l.=4.276pg)PROFUNDIDAD DEL POZO 5555 mTR 9 5/8 pg CEMENTADA 478m (D.l. = 8.535 pg )

3DENSIDAD DE LODO 1.70 gr/cmPRESION REDUCIDADE CIRCULACIÓN 84 kg/cm2 a 28 emb/minPRESION DE CIERRE EN TP 18 kg/cm2PRESION DE CIERRE EN TR 30 kg/cm2INCREMENTO DE VOLUMENEN PRESAS 29bl = 3180 lt

Realizar lo conducente para circular el brote y resta-blecer el control del pozo.

Las determinaciones deberán incluir:

Los cálculos básicos para el control de un brote

Los cálculos complementarios



221

Estado mecánico del pozo


222


Solución:

Cálculos básicos para el control de un brote.

Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta.

Factores de capacidad interior.

2Factor de Cap. = 0.5067 (Dl)2

TP 5 pg XH = 0.5067 x ( 4.276) = 9.26 lt/m2

TP 5 pg HW = 0.5067 x (3) = 4.56 lt/m

2Herramienta de 6 ½ pg = 0.5067 x (2.812) = 4.00 lt/m

Volumen interior

Volumen interior de la tubería = Factor de cap. x longitud de tubería

TP 5 pg XH = 9.26 lt/m x 5262 m = 48,726ltTP 5 pg HW = 4.56 lt/m x 108 m = 492ltHerramienta de 6 1/2pg = 4 lt/m x 185m = 740lt VOLUMEN TOTAL = 49,958lt

Volumen interior de la tubería = Factor de cap. x longitud de tubería



223

DATOS DE LA BOMBA Marca IDECO Modelo T- 1300 triplex simple acción Diámetro de la camisa 6 ½ pg Longitud de carrera 12 pg Emboladas máximas 130 emb/min

2 Presión de Operación a 28 emb/min = 84 kg/cm

2 Presión límite de operación 228 kg/cm

CAPACIDAD DE LA BOMBA

2G= 0.0386 x L x D

2G= 0.0386 x 12 x (6.5) = 17.61 lt/emb al 90% de eficiencia volumétrica.

- Si la presión reducida es 84 kg/cm2 a 28 emb/min el gasto de la bomba serà:

17.61 lt/emb x 28 emb/min= 493 lt/min = 130 gal/min

- El tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta será:

2G= 0.0386 x 12 x (6.5) = 17.61 lt/emb al 90% de eficiencia volumétrica.

17.61 lt/emb x 28 emb/min= 493 lt/min = 130 gal/min

Vol. int. TP QR

Vol. int. TP QR

T =T =Vol. int. TP

Gasto reducido

Vol. int. TPGasto reducido

==

49,958 lt493 lt/min49,958 lt493 lt/min

T =T = = 101 min= 101 min


224


- El número de emboladas para desplazar el volumen de la TP será:

- Densidad de control

Dc = Dl + Inc. dens

Por lo tanto:

3 Dc = 1.70 + 0.03 = 1.73 gr/cm

- Presión inicial de circulación

PIC = PR + PCTP

2 PIC = 84 + 18 = 102 kg/cm a 28 emb/min

- Presión final de circulación

= 2837= 2837Emb =Emb =Vol. int. TP

Capacidad de la bombaVol. int. TP

Capacidad de la bomba==

49,958lt17.6 lt/emb

49,958lt17.6 lt/emb

PCTP x 10 18 x 10 PROF 5555 PCTP x 10 18 x 10 PROF 5555

Inc. dens =Inc. dens = ==3

= 0.03gr/cm3= 0.03gr/cm

DcDl

DcDl

PFC = PR xPFC = PR x

1.731.701.731.70

PFC = 84 x PFC = 84 x 2= 85 kg cm a 28 emb/min

2= 85 kg cm a 28 emb/min



225

CALCULOS COMPLEMENTARIOS

- Determinación del tipo de brote y longitud de la bur-buja

- Capacidad del espacio anular entre agujero y herramienta

2 2 = 0.5067 x (8.375 - 6.5 )

= 14.13 lt/m

- Volumen espacio anular entre agujero y herramienta

= 14.13 lt/m x 185 m

= 2414 lt

Como 2614 lt es menor con respecto al volumen del fluido invasor que entró (3180 lt), entonces el brote quedó alojado en la sección: agujero herramienta y agujero TP 5 pg HW, por lo que:

- Capacidad espacio anular entre agujero y TP 5 pg HW

2 2 = 0.5067 x (8.375 - 5 )

= 22.87 lt/m

Incremento de volumen en presas Capacidad del espacio anular

LB =


226


- Volumen espacio anular entre agujero y TP 5 pg HW

= 22.87 lt/m x 108 m

= 2470 lt

LB = 185 + 25 = 210 m

3Densidad de fluido invasor = 1.13 gr/cm

3Cuando la densidad sea mayor de 0.92 gr/cm este flui-do se considera de agua salada.

- Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo

2614 lt14.13 lt/m

LB =HTA = 185m

= 25 mLB =TP HW

566 lt22.87 lt/m

10 x (PCTR - PCTP) LB

- Densidad de fluido invasor = Dl

10 x (30 - 18) 210

= 1.70 -

85 ( Dc - Dl ) 4.25 - Dc

Núm. de sacos de barita =



227

3Si el volumen activo del lodo en el sistema es de 200 m , la cantidad total de barita necesaria será:

3 31.01 scs/m x 200 m = 202 sacos de barita

como cada saco pesa 50 kg

202 sacos x 50 kg/sc = 10,100 kg = 10 ton.

- Incremento de volumen por adición de barita

- Cédula de presión de bombeo

2 PIC - PFC = 102 - 85 = 17 kg/cm

- Tiempo necesario para abatir la presión en TP 1 2

kg/cm durante el bombeo de la Dc

85 (1.73 - 1.70) 4.25 - 1.73

Núm. de sacos de barita =3= 1.01 scs/m de lodo

Núm. de sacos totales 85

Inc. volumen =

202 85

Inc. volumen =3= 2.37 m

tiempo de despl. cap. Interior 101min2

reducción de presión 17 kg/cm= 2

= 5.94 min/kg/cm


228


- Emboladas necesarias para abatir la presión en TP 1 2

kg/ cm durante el bombeo de la Dc

2Si se consideran 2 kg/cm como intervalo de reducción, se tendrá:

Para tiempo

2(5.94 min/kg/cm ) = 11.88 min

Para emboladas

2 2(167 emb/kg/cm ) (2 kg/cm ) = 334 emb

Los valores registrados durante el control deben vaciar-se en la CEDULA DE PRESIÓN, como se muestra a conti-nuación.

PRESIÓN TIEMPO EMBOLADAS GASTO2 Kg/cm min acumuladas emb/min

PIC 102 0 0 28 100 11.88 334 28 98 23.76 668 28 96 35.64 1002 28 94 47.52 1336 28 92 59.40 1670 28 90 71.28 2004 28 88 83.16 2338 28PFC 85 101.00 2839 28

2= 166.88 emb/kg/cm

núm. de emb paa despl. cap. interior reducción de presión

28373

17kg/cm=



229

e. Selección del método

Se tiene que tomar en consideración la etapa de control en que se encuentra el problema y, con base en ello, se definirá el método de control por emplear.

CONTROL PRIMARIO

En esta etapa, el control se establece sólo con la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación y, si es la adecuada, se evitará el brote.

CONTROL SECUNDARIO

En esta etapa el control se establece con la presión hidrostática del fluido de perforación y la presión ejercida desde la superficie, tratando de evitar el fracturamiento de la formación, dañar la TR y las conexiones superficiales de control. El control primario deberá restablecerse rápidamente. Loa casos en que se presenta esta etapa son:

BROTES POR DESBALANCE.- Son causados por incre-mento de presión de formación y por no contar con la densidad suficiente del fluido de perforación: El desbalance, por lo general, no debe rebasar un valor de

3densidad equivalente de 0.06 gr/cm . Para este tipo de brote se tendrá que utilizar el Método de Ingeniero.


230


BROTES INDUCIDOS.- Son causados por reducción de presión hidrostática ( gas de corte, pérdida de circulación, densidad inapropiada, falta de llenado correcto, efecto de sondeo, etc ). Si la TP se encuentra fuera del fondo y no se puede introducir tubería, entonces se debe circular con densidades de control. Es muy importante evaluar el pozo para tomar esta decisión; cualquier volumen adicional que entre complicará el control y aumentará los riesgos, por ello deberá considerarse la posibilidad de bajar la tubería a presión para intentar el control con densidad menores.

OBSERVACIÓN

Si una zona de presión anormal se presenta:

- Un brote al estar perforado, entonces es por el desbalance.

- Un brote al estar circulando, entonces es inducido.

CONTROL TERCIARIO

Cuando se pierde el control secundario, generalmente por mala planeación, se presenta un descontrol de pozo, pudiendo ser:



231

SUPERFICIALO

SUBTERRÁNEO

Para establecer el control terciario, se requiere implementar técnicas y equipo especiales; además, para seleccionar el método a utilizar, el responsable del pozo debe tomar en cuenta las siguientes variables, mismas que afectan el empleo de cada método:

- Profundidad de asentamiento de la TR con relación a la profundidad total del pozo (mínimo deberá estar entubado 1/3 de la longitud del pozo).

- Máxima presión permisible en el espacio anular.

- Disponibilidad de barita en la localización (en pozos exploratorios se debe tener como mínimo un volumen tal que se pueda incrementar la densidad del lodo en

3un equivalente a 0.12 gr/cm ), así como capacidad en el equipo para su manejo.

- Magnitud y naturaleza del brote.

- Tiempo mínimo requerido para circular el brote fuera del pozo.

- Posibles zonas de pérdida de circulación.


232


- Posición de la tubería o la barrena al momento del brote.

f. Guía de problemas y soluciones durante el control

Es común que durante el procedimiento de control, surjan problemas que puedan confundir el fenómeno que se ataca y, consecuentemente, tomar medidas correctivas que tendrán repercusiones en el buen control de un brote.

Los problemas que se suscitan pueden ser de índole mecánico o inherentes al pozo. Obviamente, en la guía que se presenta a continuación no se consideran problemas particulares, ya que cada pozo se comporta de una forma distinta, pero si se dan las pautas a seguir y éstas son:

LOCALIZACIÓN DEL PROBLEMA CARACTERISTICAS EQUIPO O ACCESORIO MANIFESTACION

La bomba Se observa una Ruidos en la sección Presión de bom- mecánica de la bombeo oscilante y ba. La flecha brinca.

La barrena o alguna de Se encuentran La presión en la TPlas toberas tapadas. Se incrementa bruscamente.



233

LOCALIZACIÓN DEL PROBLEMA CARACTERÍSTICAS EQUIPO O ACCESORIO MANIFESTACIÓN

El árbol de estrangula- Están tapados La presión en TP yción o el estrangulador TR se incrementa bruscamente.

La tubería Existe fuga La presión en TP tiende a abatirse.

IMPORTANTE

SI LA PRESIÓN EN TP Y TR NO RESPONDEN A LA VARIACIÓN DEL ESTRANGULADOR, SE DEBERA CHECAR EL NIVEL DE LAS PRESAS, YA QUE POSIBLEMENTE SE PRESENTA UNA PERDIDA.

La mejor regla a emplear es: “ CUANDO EXISTE ALGU-NA DUDA, PARE LAS BOMBAS, CIERRE EL POZO Y ANALICE EL PROBLEMA ”.

Si observa siempre esta regla muchas de las fallas en el control del pozo pueden evitarse.

De manera complementaria, en las tablas 1, 2 y 3 se describen algunos otros problemas, las acciones por tomar y las soluciones.


234


g. Métodos inadecuados para controlar el pozo

Los métodos incorrectos para tratar de controlar un pozo son:

- Levantar la barrena a la zapata al detectar un brote

- Nivel de presas constante

- Empleo de densidad excesiva

- Mantener constante la presión en TR

- Regresar fluidos a la formación

LEVANTAR LA BARRENA A LA ZAPATA AL DETECTAR UN BROTE

Una práctica errónea debido a la posibilidad de atrapamiento de la sarta en agujero descubierto al detectar un brote, es tratar de levantar la barrena a la zapata. Esta operación implica el uso de densidades más altas en el fluido de perforación para controlar la presión de formación, mayores esfuerzos aplicados en la zapata entrará fluido adicional al pozo por efecto de sondeo y porque no se ejerce la contrapresión reque-rida para restablecer el control secundario.



235

NIVEL DE PRESAS CONSTANTE

Un breve examen puede conducir a una persona a concluir que manteniendo el nivel de presas constante al circular un brote con ayuda del estrangulador, se evitará la entrada adicional de fluidos. Esto es correcto siempre y cuando el brote sea de líquidos (fluidos in-comprensibles). Si el brote fuera de gas o de algún flui-do que contenga gas, la consecuencia de usar este método sería circular el gas sin permitirle que se expan-sione. El efecto sería el mismo que permitir la migra-ción de la burbuja de gas sin dejarla expansionar (incre-mento por la velocidad de bombeo) y, como ya se ex-plicó, esto provocaría aumento de presión en todos los puntos del pozo lo cual no es conveniente.

IMPORTANTE

COMO ES IMPOSIBLE DETERMINAR CON PRECI-SIÓN EL TIPO DE FLUIDOS PRESENTES EN UN BROTE, ESTE MÉTODO NUNCA DEBE EMPLEARSE.

EMPLEO DE DENSIDAD EXCESIVA

Debe evitarse controlar un pozo mediante un lodo de densidad mayor de la necesaria. Un lodo con exceso de


236


densidad puede causar PERDIDA DE CIRCULACIÓN E INICIAR UN DESCONTROL SUBTERRÁNEO o cuando menos incrementa los esfuerzos por presión ejercidos en la zapata, en la formación expuesta y en las conexiones superficiales.

MANTENER CONSTANTE LA PRESION TR

Otro método de control que algunas personas utilizan consiste en mantener constante la presión en el espacio anular a medida que se bombea lodo de control. Si el pozo tiene un factor de volumen anular constante ( en la sección que ocupan los fluidos invasores) mientras se bombea fluido de control y si los fluidos son incom-prensibles, esté método y el del “Ingeniero” son equi-valente. Si el factor del volumen no es constante como generalmente ocurre, la altura de la columna de fluidos invasores cambiará de acuerdo con el factor de volu-men y esto causará VARIACIONES EN LA PRESIÓN DE FONDO.

Si el fluido invasor es gas debe permitírsele que se expanda adecuadamente al circularlo hacia fuera. El hecho de mantener la presión en TR constante permi-tirá que el gas se expanda con mayor rapidez que la necesaria. Esto sacará del pozo más lodo, lo que creará la disminución en la presión hidrostática y a su vez per-mitirá la entrada de más fluidos de la formación. Los efectos mencionados pueden pasar desapercibidos



237

durante un tiempo, debido a que mientras el brote está en la parte inferior del pozo hay pequeñas variaciones en la sección transversal del espacio anular y el gas se expande lentamente. Esto ocurre cuando el gas está cerca de la superficie y sufre expansión súbita, lo que se reflejaría como una sobrepresión en el espacio anular.

REGRESAR FLUIDOS A LA FORMACIÓN

Es común intentar regresar fluidos a la formación cuando se presenta un brote, evitando la necesidad de implementar un procedimiento de control adecuado. Esta situación implica que la FORMACIÓN SEA FRACTURADA antes que el bombeo pueda realizarse, y lo más probable es que el fluido invasor no entre en la zona que originalmente lo aportó, a no ser que el fluido circulado sea agua limpia, ya que al utilizar lodo los canales porosos de la formación son obturados con barita y bentonita. Al no permitir la admisión del fluido invasor, las presiones manejadas para inyectar la burbuja abrirían otros intervalos con un gradiente de fractura mayor al de la formación aportada.

Sin embargo, existe una situación limitante, la cual se presenta cuando ocurre un brote que contenga sulfhí-drico. Es preferible la inyección a la formación que circu-larlo a la superficie; sobre todo cuando no se han imple-mentado los planes para este tipo de contingencia.


238



239


Pozo__________________

Localización____________

Fecha_________________

CÉDULA PARA EL REGISTRO DE CONTROL DE BROTES

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

A B C D

REGISTRE 1A 1B 1C 1D

Hora del día Presión de cierre 2en T.P. (kg/cm )

Presión de cierre 2en T.R. (kg/cm )

Presión max. permisible 2en T.R. (kg/cm )


Densidad del lodo (g.e.)

Aumento de volumen 3en presas (m )

Presión de bombeo 2reducida (kg/cm )

Gasto Reducido (emb/min)


Número de bomba

Desplazamiento de la bomba (I/emb))

Profundidad (m) Profundidad vertical verdadera (m)


Profundidad de la T.R. (M)

Longitud de agujero descubierto (m)

Capacidad de la T.P. (I/m)

Capacidad anular (i/m)

CALCULE 10 1B 3D 5D

Presión de cierre en T.P.

Profundidad vertical verdadera

Incremento de densidad

CALCULE 5D 2A 6D

Incremento de densidad

Densidad del lodo

Densidad requerida para matar el pozo

CALCULE 4C 3C 3B 7D

Capacidad de la T.P.

Profundidad Desplazamiento de la bomba

Emboladas de superficie a barrena

CALCULE 4D 3C 3B 8D

Capacidad anular

Profundidad Desplazamiento de la bomba

Emboladas del fondo a la superficie

CALCULE 4D 4B 3B 9D

Capacidad anular

Longitud de agujero descubierto

Emboladas en agujero descubierto

CALCULE 7D 8D 10D

Emboladas totales

Desplazamiento de la bomba

Emboladas del fondo a la superficie

Emboladas de superficie a barrena

A


240


11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

SELECCIONENueva

densidadDensifique

(Si es necesario)Registre 11D

Nueva Densidad

CALCULE 1B 2C 12D

En

Presión de cierre en T.P.

Presión de bombeo reducida

Presión inicial de bombeo

CALCULE 11D 2A 2C 13D

Nueva densidad

Densidad original

CALCULE 6D 11D 14D

Densidad para matar el pozo

Nueva densidad Diferencia de densidades

TRACE Desde la presión final de bombeo

10D

Emboladas totales

CALCULE 15D 13D 10C

Ajuste de Presión

Nueva presión bombeo reducida

Presión final de bombeo

TRACE La gráfica

12D

Emboladas

16D 7D

Emboladas de super-ficie a barrenas

CONECTELos dos puntos

Presión de bombeo reducida

Nueva presión de bombeo reducida

CALCULE 3D 15D

Profundidad vertical verdadera

Ajuste de Presión

14D

Diferencia de densidades

*

*

*10

0Presión inicial

de bombeo


A

Hasta

2P

RE

SIÓ

N D

E B

OM

BE

O (

kg/c

m)

200

175

150

125

100

75

50

25

0

0 500 1000 1500 2000 2500

EMBOLADAS

Una línea La orilla derecha de la gráfica

O

* La diferencia de densidades puede ser negativa, si ese es el caso, el ajuste de la presión también será negativo.

PROGRAMA DE PRESIÓN DE BOMBEO

Y

*

A


241


22

23

24

25

26

27

LEA La gráfica Registre Presión de bombeo

Intervalos de 100 emboladas

100 emboladas 200 emboladas 300 emboladas 400 emboladas



1700 emboladas 1800 emboladas 1900 emboladas

INICIE CURCULACIÓN

2D 3A Abra Estrangulador ajustable

Gasto reducido Número de bomba

Coincida Programa de pre-sión de bombeo

mantengaGasto

constante

DESPUÉS DE HABER BOMBEADO 7D mantenga Presión de bom-

beo constante16D

Emboladas de super-ficie a barrena


NO EXCEDA Hasta que el brote rebase la zapata

Hasta haber bombeado

9D

Emboladas en agujeros descubierto

0 emboladas

Y A

1600 emboladas

500 emboladas

1000 emboladas

1500 emboladas

1D

Presión max., Permisible en T.R.

A Con

Con

Y

PeroAJUSTEESTRANGULADOR

CIRCULEHasta que el brote salga

11DAlcance la superficie

Nueva densidad

10D

Emboladas totales

O Y

O

Para que

A la

Glosario

|Glosario de perforación

Inglés - Español|

A

Absolute pressure - presión absoluta: medida que incluye presión atmosférica.Absolute temperatura - temperatura absoluta: la temperatura medida con relación al cero absoluto de temperatura en la escala termodinámica.Absolute zero - cero absoluto: teóricamente, 461° bajo el cero Fahrenheit o 273, 1° bajo el cero centígrado.Acetylene - acetileno.Aclinic - aclínico, sin inclinación.Adamantine drill - barrena de diamante, barrena adamantina.Adapter - adaptador: tubo corto cuyo extremo superior tiene forma de embudo interiormente, y que se coloca sobre la boca de una tubería a pocos pies de la superficie.Adiabatic expansion - expansión adiabática: la expansión del vapor dentro de un cilindro después de cerradas las válvulas que permiten su entrada en el cilindro, expansión por energía intrínsicaAdiabatic line - línea adiabática: la línea que indica la relación entre la presión y el volumen de cualquiera de los gases debido a la expansión o a la comprensión cuando no se efectúa ninguna transmisión de calor.Adjuster borrad - guía del cable de la cuchara.Adjusting clamp - abrazadera graduable; agarradera de tornillo; grapa retén de ajuste.Admixtures - ingredientes para fluido de perforación; ingredientes con propiedades coloídes que se mezclan con el barroAdze - azuela.Adze handles - mangos de azuela.



243

aerify - aerificar, convertir en gas.a-frame mast, "A" mast or "A" frame - mástil armado tipo "A", mástil en forma de "A".air cleaner - depurador de aire.air clutch - embrague neumático.air compressor - compresor de aire.air fliter - filtro para aire, depurador de aire.air pump - bomba de ventilación: bomba neumática; bomba para bombear aire.air scrubber - tanque limpiador de aire; depurador de aire.air vessel - cámara de aire alkall - álcali.alligator grab - pinzas de lagarto ; atrapador de mandíbulas.alloy - aleación, liga.aluminum or aluminium - aluminio.anchor - ancla; estaca o poste al cual se amarran las cuerdas o vientos que sostienen en alto la torre de perforación; grapa o accesorio fijo al cual se aseguran refuerzos para sostener algo en la posición deseada; un tramos de tubo que se extiende hasta más debajo de la tubería de bombeo en un pozo.anchor bolt - perno remachado, tornillo remachado para anclas.anchor clamps - abrazaderas de anclaje, grapas de anclaje.angled hoop - abrazaderas de codo.angle of polarization - ángulo de polarización, ángulo cuya tangente indica el grado de desviación de un rayo de luz al pasar por una substancia especificada y que constituye el indice de refracción de la substancia reflejada.angle valve - válvula angular.angular drill - barrena angular.annulus - espacio anular entre la tubería de aderne y la de perfo-ración.anticline - anticlinal: repliegue convexo como una silla de montar que formar los sistemas de estratos.anvil - yunque, bigomia.anvil block for dressing bits - yunque con base o sujeción para filar barrenas.



244

A.P.I. - Americam Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).A.P.I. Caín - cadena A.P.I: cádena de acuerdo a las especificaciones del A.P.I.apron ring - anillo protector: el anillo más bajo alrededor de las planchas de un tanque para almacenar petróleo.aquagel - acuagel, especie de arcilla gelatinosa.arenaceous - arenoso, estrato poroso o arenoso; condición de la roca formada de arena.argillaceous or argillous - arcilloso.asbestos gsket - relleno asbesto.asbestos insulstion - aislamiento con asbesto o amianto.asbestos packing - enpaquetadura de asbesto.asphalt, asphalte, asphaltum - asfalto.Atmospheric pressure - presión atmosférica.atomizer - pulverizador, atomizador o disparador.auger - barrena: broca.auger handle -.mango para broca o ástil de barrena.auger - sinker-bar guides - guías para plomada de vástago de barrena.auger stem - vástago de la barrena o de perforación.cathead - cobrestante automático, carretel automático.automatic - drilling control units - perforadora de control automático.automatic feed - alimentación automática.axle - eje: árbol o flecha que sirve de eje.axcel clamp -abrazadera de eje.axcel shaft - árbol de eje; flecha para ejes; eje de rueda; semieje.

B

babbitt - metal blanco: babbitt.babbitted bearing - cojinete reforzado con metal blanco; cojinete de metal blanco.



245

black brake - freno del malacate de la cuchara.Back brake support - soporte del freno del malacate de la cuchara.back jack-post box - chumacera posterior del poste de la rueda motora.backup post - poste de retención.backup tongs - tenazas de contrafuerza; se usan para evitar que un tubo de vueltas al conectársele otro.baffle plate -platillo desviador; placa desviadora.bail - asa de la cuchara o cubeta.Bailer - cuchara, cubeta, achicadorbailer dart - dardo de la válvula en el fondo del achicador.bailer grab - gancho pescacuchara.bailer valve - válvula en el fondo del achicador.balling - achique, acción de achicar.balling crown-block - bloque o polea de corona que se usa para el achicador.ball-and-seat valve - válvula de bolsas y asiento.ball bearings - juego de bolas del cojine.ball-joint unions - union o junta esférica band wheel - rueda motora.bar-and-chain tool tightener - apretador de herramientas tipo palanca y cadena.barytes - barita; sulfato de barrio con una gravedad específica de 4.3 a 4.6 . se usa para aumentar el peso del lodo de perforación.basket bits - barrena de cesto. esta barrena esta equipada con receptáculos en la parte superior para recoger partículas o pedacitos de substancias trituradas.beam - balancín del malacate o bomba; viga.beam head - cabezal de balancín.bearing metal - metal blanco; babbitt.bearings - cojinete, chumacera.bell nipple - niple de campana o niple de botella.bell socket - enchufe de campana provisto de cuñas dentadas.belly brace - abrazadera de caldera.belt dressing - substancia para conservar las correas de poleas en



246

buena condición; pasta para correa de transmisión.Belt idler - atiesador (o atesador) de correa.bends - codos o curvas.bevel - bisel, chaflán; falsa escuadra.bevel gear - engranaje (o engrane) cónico; engranaje de bisel; engranaje en ángulo.bit - barrena, broca, taladro.bit basket - cesto de barrena; receptáculo en la parte superior de la barrena para recoger pedacitos de materias trituradas.bit breakers - soltador de barrena: caja de cojinete que se usa en la tabla rotatoria con un engranaje especial para conectar o desconectar del vástago de la barrena durante el trabajo de perforación.bit dresser - reparadora o afiladora de barrenas; máquina para afilar o reparar barrenas.bit forge - fragua para barrenas; fragua que se usa para calendar y afiliar la barrena.bit gage - calibrador de barrenas.bit holder - portabarrenas: aparato mecánico para sujetar y mover la barrena.bit hook - gancho para pescar barrenas; gancho pescabarrenas.bit rams - mazo moldeador de barrena: pesado barrote de acero que se cuelga por el centro y se usa para martillar barrenas y darles forma.blacksmith anvil - yunque o bigornia del tipo que usa el herrero.blacksmith sledge - maza de herrero; marro de herrero; combo.blacksmith tools - herramientas para fragua de herrero.black flange - brida lisa; esto es, sin perforaciones para pernos. Brida ciega o de obturación, esto es cerrada para usarse como tapón.blast hole - perforación para voladura; perforación para cargas explosivas.bleeder - grifo de purga: consistente en una válvula o tubo pequeño para permitir el escape del fluido o gases y así reducir la presión.block - garrucha o montón.



247

Blower - ventilador; soplador, insulfrador, fuelle.blowoff valve - válvula de descarga, válvula de escape, válvula de desahogo.Blowout - reventón o reventazón, rotura violenta por presión, estallido, explosión.blowout (to blow out) - reventar, estallar, explotar.blowout preventer - impiderreventones; cierre de emergencia; preventivo contra reventones que consiste en un dispositivo que cierra el espacio anular entre las tuberías de ademe y perforación.boller - caldera.boller coumpound - desincrustante para caldera: pasta o polvo desincrustador de depósitos sólidos adheridos a las paredes de una caldera.boller feed-wayter heater - calentador surtidor; calentador que surte el agua a la caldera; precalentador de agua de alimentación.boller feed-water pump - bomba de alimentación de agua.boller fittings - accesorios para calderas.boller-fuel governor - regulador de combustible.boller-gage cock - grifo indicador de nivel; grifo de manómetro. boller jack - gato para caldera.boller jacket - forro de caldera.boller tube - tubo de caldera.boller-tube cleaner - limpiador de tubo de caldera.boll-weevil tongs - tenazas a cadena, tenazas "boll weevil". Estas tenazas son pesadas y de mago corto. Se aplica el calificativo de "boll weevil" a todos los accesorios improvisados en el local de perforación. También se aplica a un novato que se inicia en trabajos de perforación.bolt - perno, tornillo.bolt die - dado de terraja para pernos; cojinete de terraja.boom - botalón.boot jack - pescador a cerrojo. Sinónimo de "latch jack".boot socket - pescacuchara.bore (to bore) - perforar.boring head - corona cortante.



248

Boston inserted-joint casing - tubería de revestimiento de junta o enchufe tipo Boston.bottom - fondo; base.bottom-hole scraper - raspador de fondo de pozos.b.s. (bottom settlings) - resíduos de petróleo que quedan en el fondo de los tanques.bottom-water plug - tapón para agua de fondo.box and pin substitute - reducciones macho y hembra.box and pin thread gage - calibrador de rosca de reducciones macho y hembra.box frame - bastidor tipo cajón.box template - calibrador de cajas.box with eye - rosca hembra con ojal.brace - abrazadera, soporte, sujetador, tirante.bracket - ménsula, palomilla, soporte asegurado en la pared.braden head - cabeza de tubería con prensa estopa. Al mismo tiempo que cierra herméticamente el pozo, esta cabeza sujeta, suspendidas, dos líneas concéntricas de tubería.brake - freno.breke band - cinta del freno.brake band for bull wheel - cinta o banda de freno para malacate de herramientas.brake band for calf wheel - cinta o banda de freno para malacate de tubería.brake block - bloque de freno.brake-drum flange - brida para tambor de freno.brake horsepower - potencia efectiva; la potencia medida en el eje o en el volante de la rueda motriz por medio del freno de Prony o algún otro aparato similar.brake lever for bull wheel - palanca del freno del malacate de las herramientas.brake lever for calf wheel - palanca del freno del malacate de tubería.brake-lever frction latch - pestillo de fricción de la palanca del



249

freno.brake lining - forro de freno.brake shaft - árbol de freno.brake staple for bull wheel - garfio del freno del malacate de las herramientas.brake staple for calf wheel - grafio del freno del malacate de tuberías.break - aceleración de perforación; aumento en la velocidad de penetración de la barrena.breakage - fractura: pérdida debido a roturas.breakout plate - placa de desconexión.breakout plate for fish-tail bits - placa desconectadora para barrenas "cola de pescado".breakout post - barra para desconexión: poste usado como trinquete para sujetar las tenazas desconectadotas en una posición fija mientras se desembraga la tubería.breakout tongs - tenazas para desconectar, tenazas desconec-tadoras.breast borer - barbiquí.bridge anvil - yunque tipo puente.bridge plug -tapón de tención. Se usa este tapón para cerrar temporalmente las emanaciones del pozo a cualquier nivel durante trabajos especiales, tales como los de torpedeamiento o des-viación.brine - salmuera.bronze - cojinetes con brujes de bronce.bronze fitting - accesorio de bronce; unión de bronce.bronze-flanged fitting - accesorio o unión de reborde de bronce.bucking-on machine - máquina para forzar empalmes a rosca en tubos sin aterrajar, generalmente a base de torsión controlada.buckle - anilla; abrazadera; armella; hebilla.buckup tongs - tenazas especiales para dar vueltas a un tubo de rosca al conectarlo con otro.bug blower - abanico espantainsectos. Se usa este abanico para



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repeler los insectos que molestan a los trabajadores durante las obras de perforación.built-in tool wrenches - llave de herramienta integral a disco con cremallera.bulldozer - tractor tipo oruga con pala cavadora para abrir zanjas y caminos.bull plug - tapón ciego.bull reel - tambor del cable de perforación.bull rope - cable de herramientas; cable del caul se suspenden los útiles de perforación; sinónimos de "drilling cable".bull wheel - rueda del malacate de herramientas.bull wheel arms - rayos de la rueda del malacate de herramientas.bull-wheel brake - rueda de enfrenamiento del malacate de herramienta.bull- wheel gudgeon - muñones del malacate de herramientas.bull-wheel post - poste del malacate de herramientas.bull-wheel post braces - tomapuntas del poste del malacate de herramientas.bull-wheel shaft - flecha o eje del malacate de herramientas.bull-wheel spool - tambor para el malacate de herramientas.bull-wheel tug - poleo del malacate de herramientas.bumper jar - destrabador.bumper engine block to mud sill - amortiguador.burner - quemador, estufa.bushing - buje; reducción de ajuste.butane - butano.butane drilling engine - máquina perforadora de butano.byheads - cabezadas: flujo intermitente de fluido en los pozos de petróleo.bypass valve - válvula de desviación: válvula que desvia el fluido o el gas.



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C

cable-drilling bits - barrenas percutentes.cable slide - descensor, cablecarril: carrillo que el operario usa para bajar rápidamente de lo alto de la torre. Se desliza sobre un cable que baja en declive hacia la tierra.cable system - sistema de cable.cable tools - herramientas para cable, herramientas de cable.cable-tool jars -precursor para equipo de cable.cable-tool joint - uníón cónica sólida para herramientas de cable.calf reel - tambor del cable de entubación.calf wheel - malacate de las tuberías.calf wheel arms - rayos de rueda del malacate de las tuberías.calf wheel brake - rueda de enfrenamiento del malacate de las tuberías.calf wheel cant - llanta del malacate de las tuberías.calf wheel gudgeons - muñones del malacate de la tubería.calf wheel posts - postes del malacate de la tubería.calf wheel rim - llanta acanalada del malacate de la tubería.calf-wheel shaft - flecha o eje del malacate de la tubería.calipers - calibrador.calk - recalcar.calking tool or calking chisel - sincel de recalcar.calorimeter - calorímetro.cants -cantos; chaflanes tables, tozas ; camas; piezas curves de madera que forman la periferia de la rueda de los malacates.canvas house - casa de campaña; tienda de campaña.capillarity - capilaridad.capping - control: método por el cual se suspende o limita el flujo de un pozo.cap rock - cubierta impermeable del criadero o roca encajonante superior.capuchine - abrazadera.carbide - carburo.



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carbon black - negro de carbón.carp - empalme, empalmadura.casing - tubería de revestimiento; cañería de entubamiento; tu-bería de ademe.casing adaptor - adaptador para tubería.casing anchor packer - empaque de anclaje para tubería de ademe.casing and tubing spider - crucetas o arenas para revestimientos y tuberías.casing block - aparejo de roldana para entubación; garrucha para entubación.casing braden head - cabeza de tubería con prensaestopá.casing bridge plug - tapón de retención para tubería de ademe.casing bushing - buje de reducción para grapa de anillos.casing centralizer - centrador de tubería.casing clamp - abrazadera de tubería.casing coupling - junta de rosca para tubos.casing cutter - corta tubos.casing dolles - rodillos para tubería.casing elevator - elevador para tubería.casing-handling tools - herramientas para manipuleo de tubería.casing head - cabeza de tubería de ademe.casing hook - ganchos de aparejo para tubería.casing jack - gato para levantar tubos.casing landing flanges - brida para sostener la tubería en la boca del pozo.casing line - cable de la tubería de ademe.casing mandrel - molde que se introduce en el tubo para reparar abolladuras en la tubería.casing perforator - perforador de tubos.casing plug - tapón de tubería.casing protector - protector de tubería.casing pulley - polea de las tuberías.casing reel - tambor de cable de entubación.



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casing ripper - taja-tubos de pozo: instrumentos para cortar ranuras en la tubería de ademe con el fin de permitir el flujo de petróleo de formaciones a niveles distintos.casing scraper - raspatubo o diablo.casing setting - colocación de tubería; entubación.casing shoe - zapatos de tubos de ademe.casing slip - cuña para tubería.casing snubber - encajadora de tubería: aparato para forzar la tubería de ademe en el hoyo contra presión.casing socket - enchufe para tubería de ademe.casing spear - cangrejo pescatubos: cangrejo o arpón de tubería; arpón pescatubos.casing spider - cruceta o araña para revestimiento.casing spider bowl - anillo de suspensión; pieza macisa anular con un hueco de forma cónica donde encajan las cuñas que sostienen la tubería.casing splitter - tajatubos; rajatubos.casing substitutes - substitutos de tubos.casing suspeader - sostenedor de la tubería de ademe.casing swab - limpiatubos para tubería de revestimiento; escobi-llón para tubería.casing swedge - mandril para tubos.casing tester - probador de tubería.casing tongs - tenazas para cañería de bombeo; llaves para cañería de entubación.casing tubing - tubería de producción; tubería de ademe.casing wagon - carretilla portatubos.cast grooves - ranuras de fundición.castings - piezas fundidas en molde.cast iron - hierro fundido o colado.cast-iron flange - brida de hierro fundido o colado; reborde de hierro fundido.cast-iron flanged fitting - piezas con rebordes de hierro fundido.cast-iron screwed fitting - piezas con tornillos de hierro fundido.cast steel - acero fundido.



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cast-steel screwed fitting - pieza con tornillo de acero fundido.cast tungsten - tungsteno fundido.catch - enganche, trinquete.cathead - cabrestante, carretel, tambor marinero.catline grip - sujetador del cable de cabrestante.catline guide - guía del cable de cabrestante.cave (to cave) or cave in ( to cave in) - derrumbarse.cave-in - derrumbe.cavern limestone - caliza cavernosa.cellar - sótano.cellar control gates - compuerta de control de sótano cellar control valve - válvula de control de sótano.cement dump boller - cuchara vertedora para cemento.cementer - cementador.cementing - cementación.cementing collar - collar de cimentar.cementing equipment - equipo para cementar.cementing head - cabeza de cementación.cementing hose - manguera de cementar.cementing plug - tapón para cementar.cementing track - mezcladora de cemento portátil; máquina de mezclar cemento montada en un camión. Sinónimo de "cementing truck" or "cement mixer".cementing unit - mezcladora de cemento portatíl; máquina para mezclar cemento montada en un camión. Sinónimo de "cementing truck" or " cement mixer".cement retainer - retenedor de cemento: dispositivo para intro-ducir y retener mezcla de cemento detrás de la tubería o en la formación.cement-setting accelerator - acelerador de fraguado del cemento.center irons - soportes del balancín.chain - cadena.chain drive - transmisión por cadena, propulsión por cadena.chain hoists - aparejo a cadena.



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chain tongs - llave de cadena.chalk - creta: carbonato de cal terroso; tiza.check valve - válvula de retención.chemicals - sustancias químicas.chert - pedernal chisel - cincel.chiorination - clorinación choke - estrangulador.circle jack - gato circular.circuit breaker - cortacircuito, interruptor.circulating head - cabeza de circulación, válvula que controla la circulación.circulating water treatment - aplicación o uso de agua en circulación.circulation joint - unión de circulación; unión con válvula para controlar la circulación.clamp - abrazadera.claw end - extremo de garra.clay - arcilla, barro.clay for drilling fluid - veáse "drilling clay".clean-out boiler - cuchara limpiapozos."cleanout" work - trabajo de limpieza de pozo; desobstrucción.cleavage - crucero o clivaje.clinograph - clinógrafo.clip - sujetador.clutch - embrague.clutch facing - revestimiento de embrague.clutch lever - palanca de embrague coal - carbón.coat (to coat) - dar una mano de pintura, barniz, etc.coil - serpentín.cold chisel - cortafrío; cancel para cortar en frío.collapsible tap - macho de terraja plegadizo o desarmable.collar - argolla; collar; cuña metálica.collar buster - rompecollares.collar flange - brida de collar.collar leak clamp - collar o abrazadera para fugas de tubería.



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collar plate - arandela.collar socket - enchufacollar: enchufe liviano para agarrar collares de juntas cuando hay poco espacio entre el collar y la tubería de revestimiento.collar welding jig - sujetador de guía para soldar collares en tubos.colloid - coloide; coloidal.colloidal mud - lodo coloide: lodo cuyas partículas no se difunden con el agua que les sirve de disolvente, creando así una mezcla gelatinosa y librificadora.combination rig - equipo de combinación.combination socket - campana de pesca: combinación; pescacas-quillos.combustion chamber - cámara de combustión.compounding valve - válvula compound: válvula que se usa para conectar en serie bombas de distinta capacidad.concession - concesión: otorgamiento gubernamental a favor de particulares para exploración de petróleo.concrete - hormigón: concreto.condense (to condense) - condensar.condenser - condensador.conductor pipe - tubo conductor.conglomerate - conglomerado.consistency - consistencia, regulación.control casinghead - cabeza de seguridad para tubería.control head - cabeza de seguridad para tubería.control-head packer - cabezal obturador de control.control valve - válvula de control. Hay gran variedad de válvulas de este tipo con nombres distintos; veáse "blowout preventer", "master gate", "control head".cooling tower - torre enfriadora.copper bearings - chumaceras de cobre.cordage oil - aceite para cordaje.core - núcleo; muestra de formaciones ; alma; corazón.



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core barrel - sacatestigos; sacanúcleos; sacamuestras; sacador de muestras; tubo estuche para núcleos.core drill - barrena sacanúcleos: equipo para núcleos.core-drilling bit - barrena para sacar núcleos.core-drilling rig - equipo para sacar núcleos.core extractor - sacador de núcleos.core head - cabeza de sacanúcleos: grupo de cortadores colocados en el fondo del sacanúcleos.core pusher - expulsanúcleos; pedazo de tubo que se usa como punzón para forzar el núcleo fuera del estuche del sacanúcleos.core samples - muestras de núcleos; núcleos; muestras; testigos.coring equipment - equipo para sacar núcleos.coring reel - tambor del cable del sacanúcleos.cork gasket - empaque de corcho.corrugated friction socket - pescasondas corrugado de fricción.corrugated socket - campana de pesar corrugada.counterbalance crank - manivela de contrapeso.counterbalance weights - pesas de contrapeso.countershaft - contraeje; contraárbol; eje auxiliar o secundario.countersink (to countersink) - fresar o avellanar.countersunk - fresado o avellanado.coupler - acoplador, unión.coupling box - manguito de acoplamiento.coupling clamp - abrazadera de unión.coupling joinst - acoplador.crane - grúa; güinche para herramientas; cabria; cabrestante; pescante.crane post - árbol de cabria.crank pin - espiga de manivela.creankshaft - cigüeñal, árbol de cigüeñal.crawler-mounted - montado sobre orugas.crawler-type tractor - tractor tipo oruga crew - cuadrilla; tripulación.cross axde - árbol de palancas opuestas.



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crosshead-bearing box - caja de cojinete de la cruceta.crowbar - barreta.crown block - caballete portapoleas.crown-block beams - soleras del caballete portapoleas.crown pulley - poleas de las herramientas; polea encargada de recibir el cable de las herramientas; polea principal. Esta designa-ción se usa solamente en el sistema de cable.crown sheave - roldana de corona; polea del extremo superior de la pluma.crown sheet - placas que forma la tapa del horno en una caldera.crow's nest - plataforma superior o copa de la torre de perforación.crushing face of the bit - cara triturante de la barrena; cara activa; superficie de trituración de la barrenacut (to cut) the thread of a screw - aterrajar.cutters - cortadoras; fresas; aletas; cuchillas.cuttings - muestras de arenas o formaciones.cylinder liner - camisa de cilindro; forro de cilindro; cilindro interior protector; manguito de cilindro.

D

damp ( to damp, to dampen or damping) - amortiguar; hacer menos violentas las vibraciones o golpes de una máquina o la intensidad de las ondas; humedecer, humectar.dart bailer - achicador de dardo.dart valve - válvula de dardo.datum - nivel de comparación; cero normal; base de operación; plano de referencia o comparación; en geología, este plano está a nivel del mar.dead line - línea muerta; cable de polea anclado en un extremo a un punto fijo.deck (platform) - piso; plataforma de trabajo.



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declination - declinación.dehydrate (to dehydrate) - deshidratar.density - densidad.derrick - torre o faro de perforación.derrick braces - contravientos; refuerzos cruzados que hacen án-gulo con los travesaños de la torre.derrick cornice - comizo de la torre.derrick crane - grúa.derrick crane post - poste de la guía.derrick floor - piso de la torre o faro.derrick-floor sills - largueros del piso; soleras del piso.derrick foundation - cimientos de la torre.derrick-foundation posts - postes para cimentar el faro o la torre.derrick girts - travesaños.derrick-guy-line anchor - ancla para el viento o tirante de refuerzo.derrick ladder - escalera de la torre.derrick legs - pies derechos o pilares de la torre.derrick man - farero; torrero.derrick roof - techo de la torre.derrick substructure - subestructura de torre de perforación; ar-mazón o estructura entre los cimientos y el piso de la torre.desander - desarenador: máquina para extraer áreas y partículas sólidas del fluido.diamond drill - perforadora de diamante; barrena con punta de diamante.diamond-point rotary bit - barrena con punta de diamante.die collar - collarín de dado ; collarín pescatubos.die nipple - niple tarraja.diffusion - difusión.dip - baño; inmersión; buzamiento; pendiente.dip (to dip) - sumergir, hundir, buzar.direct-acting pump - bomba de acción directa.direct drive - acople directo; acoplamiento directo; propulsión directa.



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direct-driven rotary - perforación rotatoria de propulsión directa.disk bit - barrena de disco.distribution shaft - flecha de distribución.dog house - casita de servicio y útiles; casita donde los trabaja-dores guardan su ropa y herramientas menores.dog leg - dobladura en forma de pata de perro.double-acting pump - bomba de doble acción.dovetail - ensamblar.draft - succión; tiro; corriente de aire.drag bit - barrena de fricción; barrena de arrastre.drain (to drain) - desaguar.draw works - malacate; aparejo de maniobras; maquinaria.draw-works drum - tambor de malacate dress (to dress) - afilar la barrena.drift indicator - indicador de desviación.drift meter - desviómetro.drill (to drill) - perforar, taladrar.drill - barrena, taladror, sonda.drill collar - collar de perforación.driller - perforador.drill in (to driil in) - perforar la formación productiva.drilling - perforación.drilling cable - cable de herramientas: cable del cual se suspenden los útiles de perforación, sinónimo de "bull rope".drilling clay - arcilla o barro apropiado para preparar el lodo de circulación.drilling contract - contrato de perforación.drilling control - control de perforación.drilling cycle - ciclo de perforación.drilling engine - motor de perforación.drilling equipment - equipo de perforación.drilling-fluid desander - fluido para desarenar.drilling head - válvula de control: conjunto del mecanismo que



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controla la circulación, presión y demás factores durante la perforación de un pozo.drilling mud - lodo de perforación.drilling unit - unidad perforadora.drill-pipe float (valve) - flotador para tubería de perforación.drill-stem - vástago de barrena; barra de perforar o barra de sondeo; barra maestra.drive bushing - buje de transmisión; sinónimo de "master bus-hing".drive clamp - grapa golpeadora; abrazadera de golpe, de martillo o encajadora.drive head - cabeza golpeadora; cabeza para hincar.drive shaft - flecha motriz.drive shoe - zapata propulsora; zapata de hincar, de clava. Este a-ccesorio se usa en el extremo inferior de la tubería para proteger el tubo al introducirlo en la formación.drivin cap - casquillo de protección para encajar o introducir la tubería en el pozo; sinónimo de "drive head".drum brake - freno del tambor.dry gas - gas seco.dry natural gas - gas natural seco.dry sand - arena improductiva o seca.dry well - pozo seco o improductivo.dump baler - cuchara vertedora.dynamiting - torpedeamiento o dinamitación.

E

ear - mango, asa.earthen sumps - represas de tierra.eccentric bit - barrena excéntrica.eccentric releasing overshot - enchufe excéntrico de pesca;



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pescasondas de enchufe con cuñas dentadas en el interior y prensaestopa para cerrar el paso al fluido.eccentric tapered reducer - redactor cónico excéntrico.edge - chaflán, borde.edge of a cutting or boring tool - filo de herramientas cortantes o perforantes.elbow - codo.electrical wire - alambre eléctrico.electric fuse - fusible eléctrico, cortacircuito.electric generator - generador de energía eléctrica.electric-light plant - planta eléctrica; planta de energía eléctrica.electric logging - informe electrográfico del subsuelo; deter-minación e identificación de formaciones geológicas por medio de la resistencia específica de distintos estratos geológicos a una corriente eléctrica.electric meter - medidor eléctrico.electric transformer - transformador eléctrico.elevation - elevación; cota; altitud.elevator bail - elevador de la cuchara.elevator links - eslabones para elevadores.ells - ele, unión en forma de "L”emergency pipe clamps - grapas de emergencia para tubería.engine arrester - chispero, sombrerete; sinónimo de "flame arrester".engine base - base o zócalo de motor.engine-cooling unit - enfriador de motor: máquina enfriadora.engine distillate fuel - destilado para máquinas.engine mud sills - soleras del motor; soleras puestas sobre la tierra para sostener el motor.engine pony sills - largueros del motor.engine-speed governor - regulador de velocidad de un motor.E.U.E. (external upset ends) - tubo con extremos de mayor espesor. Veáse "external upset tubing".evaporate (to evaporate) - evaporar.



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exhaust arrester - silenciador de motor.expansion joint - junta de expansión.external upset tubing - tubo de perforación con el espesor de las paredes en el extremo destinado a la rosca de unión aumentado hacia el exterior.

F

fault - falla.fault dip - buzamiento de la falla.fault fissure - fisura o grieta de la falla.fault line - línea o dirección de una falla.fault plane - plano de falla.fault strike - dirección o rumbo de una falla.feed control - control de alimentación.feed-water heater - precalentador de agua para caldera.feed-water injectors - inyector de agua para caldera.filter press - filtro prensa.filtrate - filtrado.finger board - tabla en lo alto de la torre que sirve de astillero para reclinar los tramos de tubo en trabajos de perforación; tabla astillero.fire door - puerta del horno de la caldera.fire extinguisher - extinguidor de incendios.fire foam - espuma apagadora.fishing jar - percursor; tijera de pesca.fishing socket - campana de pesca; empate de pesca; enchufe de pesca.fishing tap - macho de pesca; herramienta que corta una rosca en el interior de un tubo o parte hueca de un accesorio atascado en un pozo.fishing tools - herramientas de pesca.fish-tail bit - barrena cola de pescado.



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fit (to fit) - armar, colocar.fittings - accesorios; conexiones; piezas.fissure - fisura; grieta.fixtures - accesorios.flame arrestor - extinguidor de llamas.flange - brida.flanged fittings - accesorios embridados.flanged gudgeon - muñón de disco o brida.flanged union - union embridada.flat valve baller - chamela, cuchara; cubeta ; válvula plana de cu-chara.flexible joint - junta flexible.float collar - collar flotador o de flotación.float equipament - equipo de flotación.float shoe - zapata flotadora.floating plug - tapón flotante.flowing well - pozo brotante; pozo en producción.flow line - tubería de descarga.flow packer - obturador de flujo.flow tank - tanque de captación.flue - tubo de caldera.flue beader - rebordeador de tubos de caldera.flue brush - escobilla para tubos de caldera.flue cleaner - limpiador de tubos de caldera.flue plate - placa de tubos.fluid meter - fluidímetro.fluorescence - fluorescencia.flush joint - junta lisa.flush joint casing - tubería de junta lisa.flush-joint pipe - tubería de unión lisa.fluted swedge - abretubos acanalado.focus - foco.fold - pliegue; plegamiento.footage - metraje.fooling - base; pedestal.forced draft - tiro forzado.



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forge - fragua.forge blower -soplador de fraguas; fuelle de fraguas; ventilador. forge hand tools - herramientas manuales para forjas.foundation - base; cimiento; fundamento.fourble board - plataforma en lo alto de la torre para que el operario enganche o desenganche los elevadores de la tubería cuando se manipula en tramos de cuatro juntas.four wing paterr bit - barrena de cuatro aletas o barrena tipo cruz.four wing rotary bit - barrena de cuatro alas.fragmentation - fragmentación.freeze - helada; to freeze - helar, congelarse.friction block - bloque de fricción.friction socket - campana de pesca por fricción.front and rear jack post and knuckle post - postes de la rueda motora.front jack post box - chumacera anterior del poste de la rueda motora.four-circle socket slip -campana de pesca circular, con aletas; campana de pesca con cuñas de circulo completo.full-hole. cementing - cementación de pozo completo.full-hole tool joint - unión para herramienta.fuanel - embudo.furnace - horno.

G

gage (gauge) - manómetro; registrador; calibrador.gage cock - veáse "water gage cock".galvanometer - galvanómetro.gang - cuadrilla de hombres.



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gas - gas.gas burner - quemador de gas.gas engine - motor de gas.gas field - campo de gas.gas-fuel line - línea de gas combustible.gasket - empaque o empaquetadora.gasoline engine - motor de gasolina.gas pump - bomba de gas.gas-pressure regulator - regulador de gas.gas sand - arena gasífera.gassing - engasamiento.gas trap - trampa de gas.gas well - pozo de gas.gate valve -válvula de compuerta.gear box - caja de engranajes de cambio. Veáse "speed reduction unit".geared brake - freno de engranaje.geared hoist - aparejo a engranaje; garrucha de engranaje; huinche a engranaje.gearing - engranaje.geological structure - estructura geológica.geologic horizon - horizonte geológico.geology - geología.gland - cubierta del prensaestopa; glándula.globe valve - válvula de globo.go-devil - raspatubos o diablo.goose neck - cuello de ganso o cisne.governor - regulador.grab - cocodrilo; amarre de cable; arpón múltiple para cabo.gradient - pendiente.grantee - concesionario.grate - parrilla.gravity - gravedad.gravel - grava.grease box - caja de grasa o engrasadora.



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grease cup - caja de grasa o engrasadora.grief stem - vástago de transmisión.grip - mordaza; grapa.groove - muesca; ranura; estría; acanaladura; surco.ground water -agua del subsuelo.ground water level - nivel hidrostático.gudgeon - muñón.guide shoe - zapata guía para tubería de ademeguiding ring - anillo guía; guiador.gumbo - gumbo: especie de barro gelatinosogun perforator - pistola de perforación.guy - viento, retenida, tirante.guy line - contravientos, retenida.gypsum - yeso.

H

half-turn socket - pescasondas de media vuelta.hammer - martillo, macho. mazo.handle - mango.hand level - nivel de mano.hand pump - bomba de mano.hand tools - herramientas manuales.handy hoist - aparejo para herramientas; grúa para herramien-tas; huinche para herramientas; garrucha para herramientas; montacarga manual; aparejo manuable para herramientas.hanger - sujetador de tubería.hardening of bits - templado de barrenashead - cabeza de tuberías; cabezal.headache post - poste de apoyo para parar el movimiento del balancín.header - tubo colector o cámara colectora.head-treating furnace - horno para tratamiento térmico.heel sheave - roldana posterior; polea inferior.



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hellum - helio.hemp core - centro de cáñamo o de henequén; alma o corazón de cáñamo.hemycrystalline - semicristalino.hinge - chamela.hinge joint - chamela.hoist - güinche; huinche; aparejo; garrucha; montacarga; ca-brestante; cabría; malacate.hollow casing spear - arpón pescatubos hueco.hollow reamer - ensanchador hueco; escariador hueco.hook - gancho; garfio, corchete.hook pin - perno del gancho.hoop - collar, collarín, argolla, arco, aro, fleje.horizont -horizonte.horizontal shaft - árbol horizontal.horizontal tank - tanque horizontal.horizontal tubular boilers - calderas tubulares horizontales.horn socket - pescaherramientas abocinado; campana de pesca tipo cuerno.horsepower - caballo de fuerza; unidad de potencia numérica-mente igual a un trabajo de 75 kilogranómetros por segundo.hose coupling - acoplador de manguera.hydraulic circulating system - sistema de circulación hidráulica. hydraulic coupling - acoplador hidráulico.hydraulic jack - gato hidráulico.hydromatic brake - freno hidroautomático.hydrometer - hidrómetro.hydrophilic - hidrófilo.



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I

idler - polea volante, polea loca.impervious - impermeable.impervious bed - capa impermeable.impression block - bloque de impresión.inch - pulgada.inserd-joint casing - junta de inserción para tubería de ademe.inspection port - ventanilla u orificio de inspección.insulator- aislador: material aislante.internal-combustion engine - motor de combustion interna.iron sand reel - carrete del malacate de la cuchara.iron tug wheel for bull wheel - polea sublateral de la rueda motora.iron tug wheel for calf wheel - polea sublateral de la rueda del malacate de la tubería.

J

"J" tool - herramienta con ranura de enchufe en forma de "J".jack - gato.jack and circle - gato de cremallera circular.jacked - camisa, forro, manguito.jack post - postes que sostienen las chumaceras de la rueda motora.jack-post braces - tamapuntas de los postes de la rueda motora.jackshaft - eje intermedio.jar - percusora.jar bumper - destrabador; tijera golpeadora.



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jar-down spears - arpones de pesca para percusoras.jas socket - receptáculo que se superpone a golpes para encojar sobre la herramienta que se desea pescar.jaw clutch - embrague de garras.jerk line - cable para zapata.joint - junta: tramo tubo que puede unirse a otro; empalme; unión.junk - desperdicios sólidos.junk (to junk) a hole - abandonar un pozo debido a obstáculos en las operaciones de perforación.junk basket - cesto de pesca para despojos o desperdicios en el fondo del pozo.

K

kelly joint - junta kelly.key - chaveta; cuña metálica; llave.key rock - roca determinante.kilogrameter - kilográmetro.kink - torcedura o retorcedura de un cable knob - perrilla.knuckle - chamela.knuckle joint - junta de chamela.

L

latch - cerrojo, pestillo, aldaba.latch jack - pescador a cerrojo. Sinónimo de "boot jack".lazy board - tabla andamio para operario de torre de perforación.lead line - tubería de la bomba a los tanques de almacenaje.leakage - escape; fuga.



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leak clamp cellar - abrazadera para tapar fugas.lease holder - arrendatario.left-lay cable - cable de torsión izquierda.lens - lente.lessee - arrendatario.level - nivel.level gage -indicador de nivel lever - palanca.lifting jack - gato mecánico.lifting nipple - niple elevador o elevador de niple.lifting spider - elevador de araña.limestone - piedra calcárea, estrato calcáreo, zona calcárea o caliza.line - cable.line pipe - tubería de oleoducto o de cañería.liner catcher - garra de seguridad; agarrador de seguridad para tubería.liner hanger - sujetador de tubería colgante.liner puller - halador de tubería; accesorios de tracción por cable.line shaft - eje que mueve varias ruedas o conexiones mecánicas.link - argolla; anillo.loop - anillo.lubricating grease - grasa lubricante.lubricating-oll filter - filtro para aceite lubricante.lubricator - lubricador, engrasador.lubricants - lubricantes.

M

machine-dressed bits - barrenas afiladas a máquina.machine vibration - vibración de la máquina.magnetic instruments - instrumentos magnéticos.main shaft - flecha maestro; flecha motor main sill - largero principal de retén.malleable castings - piezas fundidas de metal maleable.



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malleable flange - brida de metal maleable.malleable iron - hierro maleable.mandrel - mandril.mandrel for swivel rope socket - mandril para portacable giratorio; mandril para enchufe de cable giratorio.mandrel socket - enchufe de mandril; sinónimo de "swivel so-cket".manifold - tubo múltiple para distribución; tubo distribuidor; vál-vula de distribución; tubo con varias entradas o salidas.manifold valve - válvula de distribución.manila cable - cabo manila; cable manila.manila rope block - enchufe para cabo manila ; garrucha para cable manila; portacabomanila; receptáculo para cabo manila; roldana para cabo manila.marine engine - motor marino.martin spike - pasador; especie de punzón que se usa para abrir los hilos o cordones de los cables cuando se empalman uno con otro.mast - mástil; asta, árbol.master bushing - buje principal de la mesa giratoria: convierte un agujero redondo en un cuadrado para agarrar la junta Kelly, que también tiene forma cuadrilateral.master gate - válvula de compuerta principal, por lo general ins-talada en el sótano a nivel de la tierra; tipo de válvula de control.mast head - cabeza de la torre de perforación; remate de la torre; extremo superior.matrix - matriz: piedra o roca que sirve de madre a los minerales; molde.measurement instrument - instrumento para medición.measuring line - cable de medición para profundidad.measuring stick - vara o palo de medir la profundidad penetrada por la barrena.metallic gasket - empaquetadura metálica.metallic packing - empaquetadura metálica.



273

meter - metro; medidor.milling cutter - cuchilla de fresa; cortador raspador.milling shoe - zapata rotatoria dentada para cortar alrededor de un tubo.milling tool - herramienta de fresar.mixer - mezclador.mixture - mezcla.molden packing - empaque moldeado.mortise - cotana, muesca; to mortise - ensamblar.mother hubbard bit - barrena de paleta.mount - montaña; montura; to mount - armar, montar.mouse trap - pescadespojos; instrumento de salvamiento que sir-ve para recoger pedazos pequeños de hierro, roca, y otros desperdicios en el fondo del pozo.mounth - boca.mud - lodo.mud box - artesa para el lodo; cajón del lodo.mud collar - collar de circulación; collar de perforación con válvulas que permiten la circulación del lodo para así limpiar el extremo superior de la barrena.mud conditioner - regulador de lodo.mud conveyer - tubo del lodo: tubo que conduce el lodo hasta la manguera de inyección. Sinónimo de " mud conveyor".mud ditch - canal de lodo.mud end of pump - parte de la bomba que extrae y emite el cemento.mud-landen fluid - lodo de circulación.mud line - tubo del lodo; tubo que conduce el lodo hasta la man-guera de inyección. Sinónimo de "mud conveyor".mud lubricator - lubricador de lodo: dispositivo para introducir el lodo en el pozo a presión.mud mixer - mezcladora de lodo; máquina para mezclar lodo.mud-mixing gun - inyector mezclador de lodo; instalación de tubos para inyectar el lodo en los depósitos de mezcla.mud-pressure indicator - indicador de la presión del lodo.



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mud-pump - bomba de lodo.mud-pumop pressure gage -indicador de la presión en la bomba para lodo mud-pump release valve - válvula de purgar de la bomba del lodo.mud saver - dispositivo, que por medio de una abrazadera con empaque, limpia el lodo de la superficie exterior de la tubería al extraerse ésta del pozo. Al mismo tiempo lo recoge y devuelve al depósito de mezcla.mud screen - colgador para lodo: sinónimo de "mud shaker".mud sill - solera de apoyo: la solera más contigua a la tierra en el piso de la torre de perforación.mud socket - achicador de lodo: accesorio que se usa con las herramientas de perforación para extraer el lodo o arena del fondo del pozo.mud thinner - diluente de lodo.mud wiper - abrazadera limpiadora de lodo. Veáse "mud saber".muffler - silenciador, válvula apagadora de sonido.multiple-stage cementing - cementación a intervalos o en puntos distintos.multiple V-belts - bandas o correas para roldanas de acanalado múltiple.multipower reverse units - equipo para grúa o malacate con más de un motor o mecanismo para contramarcha.

N

natural gas - gas natural.neck - portazuelo; cuello; paso.needle valve - válvula de aguja.nipple - niple.nitrocellulose - nitrocelulosa.nitrogelatin - nitrogelatina.



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nitroglycerin - nitroglicerina.normal pressure - presión normal.normal temperature - temperatura normal.nose sill - solera de frente.notched beam - árbol dentado.nut -tuerca .

O

odometer - odómetro.oil - aceite.oil-bearing structure - estructura petrolífera.oil burner - quemador de petróleo.oil can - aceitera.oil cups - copas de aceite.oil engine - motor de petróleo.oil feeder - aceitera.oil field - campo petrolero.oil gage - medidor de aceite.oil heater - calentador a petróleo.oil manifold - distribuidor multiple o control de válvulas.oil pool - depósito subterráneo de petróleo; criadero de petróleo; campo de petróleo.oil rights - derechos al subsuelo petrolífero.oil sand - arena petrolífera.oil seal - cierre de aceite.oil shale - esquisto aceitoso o bituminoso.oil string - tubería de producción.oil tempering - templado de aceite.oil well - pozo de petróleo.oil-well packing - empaquetadura de pozos.oily - aceitoso.oil zone - zona petrolífera.



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orifice-type meter - medidor de orificio.osmotic pressure - presión osmótica.outcrop - crestón; afloramiento.overshot - enchufe de pesca.

P

pack (to pack) - empaquetar, empacar.packer - obturador de empaque; tapón.packing - empaque; empaquetadura.packoff head - cabezal obturador: sinónimo de "packing head".penetrating edge - arista penetrante; borde;penetration method - método de penetración.percussion system of drilling - sistema de percusión.perjins joint - junta Perkins.pin - espiga; chaveta.pinching bar - barreta.pin socket - pescaespigas.pin template - calibrador de espigas.pipe - tubo; tubería.pipe and fitting tongs - tenazas para tubos y accesorios.pipe bender - curvatubos.pipe-beveling cutter - cortatubos biselador.pipe clamp - abrazadera de tubería.pipe-cleaning machine - máquina de limpiar tubos.pipe cutter - cortadora de tubería.pipe-cutting machine - máquina cortadora de tubería.pipe die - dado para tarraja de tubos.pipe elevator link - eslabón o estribo de elevador de tubería.pipe-fitting tongs - tenazas para cañería de bombeo; llaves para cañería de entubación.pipe grip - mordaza para tubos.pipe jack - alzatubos; gato para levantar tubos.



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pipe-joint clamp - abrazadera de unión para tubería.pipeline - gasoducto; oleoducto; línea de tubería.pipe saddle - sillete; abrazadera para tuberías.pipe straightener - máquina para enderezar tubos.pipe swedge - abretubos.pipe thread - rosca de tubos.pipe threader - roscador de tubos; alterrajador de tubería.pipe-threading machine - roscador de tubos.pipe tougs - tenazas para tubos.pipe wrench - llave para tubos.piston power pump - bomba de engranes.piston pump - bomba de émbolo.pitch - brea.pitman - biela pitman.pitman plates - platos; placas; planchas.platform - plataforma.plow steel - acero de arado.plug - tapón.plugging - taponamiento.plug valve - válvula de obturación.plunger - émbolo; pistón.pneumatic pump - bomba neumática.poker - barreta.polished rod - vástago pulido; vástago que sube y baja a través de la caja de prensaestopas de la cabeza de tubería en un pozo.polycyelle - policíclico.pool - depósito de hidrocarburos fluidos. Veáse "oil pool".pop safety valve - válvula de seguridad.portable drilling machine - perforadora portátil.portable pumping plant - planta portátil de bombeo.power blower - ventilador a fuerza motriz.power pump - bomba mecánica.power walt - planta de energía.preheater - precalentador.pressure drilling - perforación a presión.



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pressure gage - manómetro; indicador de presión.pressure regulator - regulador de presión.prime mover - motor primario, motor primordial.prong drag bit - barrena de arrastre.prospecting drill - perforadora para exploraciones.prospective oil land - terreno posiblemente petrolífero.protector - protector.pulley - aparejo; polea.pulley beam - árbol de polea.pulley block - motón.pump - bomba; to pump - bombear, desaguar.pyrometer -pirómetro.

Q

quartzite granite - granito con predominio de aluminio.quench - apagar, templar, enfriar.quick-change link - eslabón de cambio rápido.quick-change union - union de instalación rápida: por lo general consiste de un casquillo sin rosca y con empaquetadura que aprieta por presición de un tornillo.quick-opening valve - válvula de manejo rápido.

R

rack - cremallera, percha: astillero.rack and lever jack - gato de cremallera y palanca.ram gate - compuerta de cierre total.rams - compuertas empaquetadoras.ram´s - barreta.rat hole - ratonera (hoyo que sirve para colocar tramos de tubo en uso durante los trabajos de perforación).



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reaction - reacción.ream (to ream) - escariar o ensanchar, rectificar una perforación. reamer - ensanchador o escariador.reaming edge - arista ensanchadora o filo ensanchador.recording chart - registro gráfico: trajeta o blanco para registro.recording gage - manómetro registrador.recovered acid - ácido regenerado o recuperado.recovery - mejoría, rendimiento.rectorhead - rectificadora, cabeza rector.reducer - reductor.reducing nipple - niple de reducción.reducing tec - té de reducción.reducing valve - válvula de reducción.reel - carrete, tambor. Por lo general se usa tambor (druin) para designar el carretel principal del malacate. Reel (carrrete) se usa para designar el carretel auxiliar.refractive index - indice de refacción.regular socket slip - campana de pesca sencilla con aletas.releasing and circulating spear - arpón de circulación y desprendimiento.repack - reempaquetadura.repair clamps - abrazaderas para reparar tuberías.reservoir - depósito.resharpen (to resharpen) - reafilar.resillency - elasticidad, resalto, rebote.retainer - retenedor.reversing shaft - árbol de cambio de marcha.revolving clamp - abrazadera giratoria rifled pipe - tubo rallado.rig - aparejo de perforación: equipo de perforación.rigging - aparejo.right-lay cable - cable torsion derecha.rig irons - herraje de aparejo.rig up (to rig up) - instalar un equipo de perforación.rim - aro.ring - argolla: armella, abrazadera: anillo.



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rivet plate - arandel.rock bit - barrena para roca. La cara triturante de esta barrena consiste de una serie de rodilllos cortantes agrupados en forma cónica.rod - barra: barilla: barra o barilla de vástago.rod hanger - barra de suspensión.rod-hanger clamp - abrazadera de las barras de suspensión.roller beating - chumacera o cojinete de rodillos.roller swedge - abretubos de rodillos soga.rope clip - grapa para cables.rope grab - cocodrilo: amarre de cable: arpón múltiple para cable.rope knife - cortacable.rope socket - casquillo sujetacable: portacable.rope spear - pescacable: arpón pescacable.rope strand - hebra de soga: cordon de cable: torón de cable.rope thimble - ojal para cable.rotary bit - barrena para equipo rotatorio.rotary disk bit - barrena giratoria de disco.rotary drilling hose - manguera reforzada para equipo rotatorio.rotary drilling swivel - cabeza de inyección.rotary-feed control - controlador de precisión sobre la barrena rotatoria automáticamente controla y mantiene el peso que se aplica a la barrena para regular la velocidad de penetración.rotary hose - manguera para equipo rotatorio.rotary milling shoe - zapata dentada rotatoria para cortar alre-dedor de un tubo.rotary rock bit - barrena para roca usada con equipo rotatorio.rotary swivel - acoplador giratorio: suspensor de conexión.rotary table - mesa giratoria o rotatoria: plataforma circular gira-toria que hace girar la barrena en el hoyo.round reamer - ensanchador redondo: escariador redondo.royalty - regalia.run (to run) high - (the well runs high) - haber evidencia de que la estructura petrolífera está en un punto alto: el pozo ofrece evidencia que la estructura es alta o sube en este punto.



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S

safety belt - cinturón salvavidas.safety hooks - gancho de seguridad.safety joint - junta de seguridad: unión que puede desconectarse sin riesgo de desconectar otros tramos de tubos. Sinónimo de "back-off joint".salt dome - domo salino.samson post - poste maestro.samson poat braces - tornapuntas del poste maestro.sand - arena: roca porosa petrolífera.sand-balling reel - carrete para el cable de la cuchara. Sinónimo de " sand-line reel".sand line - cable de la cuchara: cable que sirve para subir y bajar la cuchara o la bomba de arena.sand-line spool - tambor para el cable de la cuchara.sand pump - bomba de arena: cubeta para arena.sand-pump pulley - polea de la cuchara.sand reel - tambor de cubeta: malacate de la cuchara o carrete de la cuchara.sand-reel handle - palanca de manejo del malacate de la cuchara.sand-reel lever- palanca de presión del malacate de la cuchara.sand-reel reach - vástago del malacate de la cuchara.sand-reel tall sill - larguero subauxiliar.sand sheave pulley - garrucha de la cuchara.sand reel - tambor de cubeta; malacate de la cuchara o carrete de la cuchara.sand-reel handle - palanca de manejo del malacate de la cuchara.sand-reel lever - palanca de presión del malacate de la cuchara.sand-reel reach - vástago del malacate de la cuchara.



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sand-reel tall sill - larguero subauxiliar.sand sheave pulley - garrucha de la cuchara sandstone - areniscascale - inscrustación.scarf weld - soladado a traslape; to scrarf - ajustar, empalmar.scleroscope - escleroscopio.scraper - raspatubos o diablo.screen - criba o colador.screened liner - tubo colador; tubo con las paredes perforadas que se cuelgan al extremo inferior de la tubería de ademe para que el fluido se filtre sin rocas y despojos.screen pipe - tubos coladores.screw conveyor - tornillo transportador o tornillo sin fin.screw coupling - unión a rosca.screw grab - machuelo arrancasondas.screw grab guide - guía para machuelo arrancasondas.screw jack - gato a tornillo; gato de tornillo.scrubber - tanque limpiador.sealing loquid - líquido obturador.seat - base.seamlees pipe - tubo sin costura.seamlees-steel casing - tubería de revestimiento de acero sin costura.sedimentary - sedimentario.self-aligning ball bearings - cojinetes de bolas de alineación auto-mática.self-aligning coupling - empalme de alineación automática.self-allgning roller bearings - cojinetes de rodillos de alineación automática.semimetallic gasket - empaquetadura semimetálica.separator - deflegmador o separador.set (to set) - armar, colocar.setting tools - herramientas de ajuste; herramientas para insertar accesorios en pozos; herramienta de inserción y ajuste.



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shackle - argolla.shaft - árbol.shaft coupling - empalme de eje.shale - pizarra; esquisto, esquisto arcilloso.shale shaker - colador para lodo; sinónimo de "mud screen".shallow hole - perforación de poca profundidad.sharpen (to sharpen) - afilar, amolar.sheave - polea; roldana.sheet packing - láminas de empaque.shell - anillo; cartucho.shifting shaft - árbol para cambiar velocidades.shim - láminas para llenar espacio.shock absorber - amortiguador; absorbechoque.shoe - zapata.shooting - torpedeamiento o dinamitación.shoulders - rebordes.side rasp - mediacaña escofina: lima gruesa que se usa para lim-piar y raspar las paredes del hoyo alrededor de las herramientas de perforación cuando estás se encallan.sidetracking - desviación.sidetracking tool - herramienta para desviar.single-acting pump - bomba de acción simple.single duty -función sencilla.sinker - barra para aumentar el peso sobre las herramientas de perforación.sinker bar - barra de sondeo. Esta barre se usa como plomada para aumentar el peso sobre las herramientas de perforación.skid hoist - grúa con montaje en patín.slack-line holder - sujetador de las líneas muertas.sleeve - abrazadera; manguito.slide - dislocación.slide bar -guía.slim-hole rig - equipo para perforaciones diámetro reducidoslim-hole rotary drilling rig - equipo de perforación para hoyos de diámetro reducido.



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slips - cuñas dentadas.slip socket - pescasondas de enchufe; campana de pesca con aletas; campana de pesca con cuñas.slope - declive; pendiente.sloted pipe - tubo colocador; tubo con perforaciones para permitir que el petróleo se filtre libre de despojos.sludge acid - ácido sucio o lodoso.slush - barro; lodo.slush pump - bomba para barro de circulación; bomba de inyección de barro.snap - rotura por fuerza de tiro; chasquido; golpe; estallido.snatch block - roldana de maniobra.socket - enchufe, casquillo, campana de enchufe, boca tubular de una llave para pernos o tubos.socket bowl - centrador de herramientas de pescar.spark arrester - chispero, sombrerete.spear - arpón.specific gravity - peso específico.speed indicator - indicador de velocidad, velocímetro, taquí-metro.speed-reduction unit - caja de engranajes de cambio. Veáse "gear box".spider (and slips) - anillo y cuña de suspensión.spindle - árbol.spinning line - tubería o línea giratoria para conectar tubos de ademe.spiral-welded casing - tubería de costura espiral.spiral-welded pipe - tubería de costura espiral.splice (to splice) - ajustar, empalmar, empatar.splicint tool - herramienta de empalmar.split spider - araña partida.spool (to spool) - arrollar, enrollar.spooler - guía que destruye uniformemente el cable al arrollarse éste en el carrete.



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spooling flange - brida que limita la capacidad del carrete.sprocket - diente de rueda de engranaje para cadena.sprocket chain - cadena para engranaje de unión.sprocket wheel - rueda dentada.spud - escoplo; to spud - iniciar la perforación con una barrena especial que se usa en la tierra suelta hasta encontrar la primera capa de roca.spudder - perforadora; balancín.spudder arm - balancín tiracable.spudding - iniciar la perforación; perforar la capa que forma la superficie del terreno hasta encontrar el primer estrato de roca.spudding beam - balancín.spudding bit - barrena tipo escopio.spudding machine - equipo para perforación inicial.spudding shoe - corredera para perforación.squib - detonador.stabilizer - centrador: vástago grueso de barrena para mantener las herramientas en el centro del hoyo.stack blower - insulflador de chimenea.stack draft - tiro de chimenea.stage-cementing equipiment - equipo de cementación de múltiple etapa.standard rig - equipo de perforación normal o patrón.standing valve cage - cámara de válvula fija.standpipe - tubo de alimentación de lodo.staple - armello.star bit - barrena de cruz.steam condenser - condensador de vapor.steam engine - máquina de vapor.steam hose - manguera para vapor.steam jet pump - bomba inyectora.steam line - tubería de vapor.steam manifold - válvula o tubo múltiple de distribución de vapor.steam-pressure gage - indicador de presión de vapor.steam acrubber - depurador de vapor. Sinónimo se "steam trap".



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steel - acero.steel drum - tambor de acero.steel tank - tanque de acero.stem - vástago.stem straightener - enderezador de vástago.stiff-neck socket - portacable fijo; enchufe sólido para cable.stock and dies - dados de terraja.stock cock - grifo de cierre.straight reamer - escariador recto.strap - correa; banda; faja.stratigraphic - depósito estratigráfico.string of tools - cadena a juego de herramientas para perforación.stripper - raspador de tubería, limpiador de vástago.stroke - carrera; recorrida.structure - estructura.stud - perno: pescador.stuffing box - prensaestopas.stuffing-box casing head - cabeza de tubería con prensaestopa.stuffing-box gland - casquillo del prensaestopas.submarine drilling - perforación submarina; perforación bajo agua.sub sill - larguero auxiliar.suction pipe - tubo de succión.sulfur - azufre.sump hole - foso para lodo; presa de lodo.surge - oleada; oleaje.swab - limpiatubos; pistón de achique.swabbing - limpieza con escobilla (pozo).swaged nipple - niple de botella.swing joint - junta articulada.switch - conmutador; interruptor.swivel - eslabón giratorio; cabeza de inyección en equipo rotatorio; acoplador giratorio.



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T

tabs - asa; orejas.tackle - aparejo de poleas.tailing-in - colear; ensanchamiento del pozo para poder proseguir con la perforación.tailings - resíduos; colas.tail post - poste extremo.tap - macho de terraja; unión o toma de derivación.tap (to tap) a nut - aterrajar una tuerca.tapered roller bearings - cojinetes de rodillos biselados o cónicos.tapered tap - machuelo arrancasondas; machuelo cónico.telescoping derrick - torre de extensión: mástil o torre de exten-siones enchufadas; mástil telescópico.temper screw - tornillo alimentador o regulador.temper-screw elevator rope - cable elevador del tornillo ali-mentador.therman conductivity - conductibilidad térmica.thermal efficiency - eficiencia térmica.thermal unit - unidad térmica.thermodynamics - termodinámica.thermometer - termómetro.thermostat - termostato.thread - filete de rosca.thread (to thread) - aterrajar un tornillo.thread filler - pasta o líquido de relleno para la rosca de conexiones o uniones.thread protector - guardarosca; guardahilos.three-point suspension - suspensión a tres puntos.throttle valve - válvula de estrangulación.thrust ball bearings - cojinetes de bolas que permiten y compen-san el movimiento lateral de un eje.



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tie band - banda de amarre.tiedown companion flange - bridas gemelas con ganchos o tor-niquetes de anclaje.timber - ademe; madera; maderamen.time bomb - bomba de cronómetro; bomba graduada a tiempo.tong die - dado de tenazas.tong-line hanger - gancho para el cable de las tenazas.tong-line pulley - polea para el cable de las tenazas.tongs - tenazas; llaves; caimán; pinzas; mordazas; alicates.tongue-and-groove-joint union - unión de espiga y caja.tool box - cajón para herramientas.tool crane - aparejo para herramientas; garrucha para herramientas; cabrestante para herramientas; pescante para herramientas.tool dresser - ayudante de perforación.tool extractor - extractor de herramientas.tool gage - calibrador para herramientas.tool guide - guía de herramientas.tool-joint - unión doble; junta cónica hueca para herramientas ro-tatorias.tool-joint protector - tapón protector de la rosca de tubería.tool-joint refacing machine - Veáse "tool-joint shoulder dre-ssing tool".tool-joint shoulder-dressing tool - herramienta para alisar y pulir el tone o reborde de unión de las conexiones de la tubería de herramientas. Sinónimo de "tool-joint refacing machina".tool pusher - individuo a cargo de dirigir las operaciones de perforación.tool repair - reparación de herramientas.tool swing - vaivén de las herramientas; oscilación de las herra-mientas.tool tightener - apretador de herramientas.tool wrench - llave de herramientas.tool-wrench liner - suplemento para llave de cuadrado.toothed bar - barra dentada.



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top - cabeza; cumbre; coronilla; copete; punta; remate.top hole - boca del pozo.topography - topografía.torpedo - torpedo.torpedoing - torpedeamiento o dinamitación.torpedo reel - carrete para alambre de torpedo.torque converter - transmisión de torsión; transmisor del momento de torsión; transmutador de la fuerza que causa el movimiento de torcedura.torque indicator - indicador de fuerza de torsión.torque-limiting wrench - llave de fuerza de torsión limitada.torsion angle - ángulo de torsión.torsion moment - momento de torsión.tractor - tractor.trailer - vagón, carro o camión de remolque.transmission coupling - empalme de transmisión.transmission drive - mando o impulsión por transmisión.transmission shaft - flecha de transmisión.traveling block - polea viajera; caballete portapolea móvil.traveling valve cage - cámara de válvula viajera.triplex pump - bomba triple.trip spear - arpón de disparo.trunnion bracer - abrazadera de muñones.truss (to truss) - armar.tube beader - rebordador de tubos.tube expander - abocinador de tubos.tubing - entubamiento.tubing block - bloque de roldana para tubería; polea para tubería.tubin catcher - asegurador de tubería; sujetador de entubamien-to.tubing disk - disco para tubería; disco para cerrar el flujo temporalmente.tubing elevator - elevador de tubería.tubing head - cabeza de tubería.tubing oil saver - abrazadera con empaque que limpia el aceite de



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la superficie de la tubería de perforación al extraerse ésta del pozo.tubing spider - cruceta para tubería.tubing swivel - niple giratorio.tubing tongs - tenazas para tubos; tenazas para tubería.tug pulley - polea lateral de la rueda motora; polea de remolque o arrastre.turbine-driven generator - generador a turbina.turabuckle - torniquete.turning arbor - árbol de ballesta en un torno.

U

undampened - no amortiguado o libre.underreamer - ensanchador de fondo.union - unión o junta.unit - unidad: conjunto de máquinas para llevar a cabo una opera-ción completa.unit of viscosity - unidad de viscosidad.universal joint - junta universal.upstroke - carrera ascendente.upswing - subida.utillity units - máquinas para proporcionar energía eléctrica; agua u otro servicio.

W

wagon - vagón, carro de ferrocarrril, furgón.wagon tongue - lanza para remolque.



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walking beam - balancín.wall hook - gancho centrador de barrena; gancho para centrar la barrena en el hoyo.wall scraper - raspador de pared.wash (to wash) - lavar, limpiar; bañar.washer - arendela; anillo; tanque, roldana.water gage - indicador de nivel.water gage cock - grifo indicador de nivel de agua; grifo de con-frontación.water hose - manguera de agua.water-level gage - indicador de nivel de agua.water meter - contador de agua; medidor.water pump - bomba de agua.water string - tubería aisladora del agua.water-tube boiler - caldera de tubos.water-well drill - perforadora para pozos de agua; sonda para pozos de agua.wearing surface - superficie de desgaste.wedges - cuñas.weight indicator - indicador de peso.welded pipe - tubería soldada.well measuring meter - indicador de metraje adjunto al carretel de la cuerda de medición.well measuring reel - carrete auxiliar para la cuerda medición de profundidad.well screen - colador para pozos.well shooting - torpedo de pozos.wet natural gas - gas natural húmedo.whipstock - guíasondas, desviador to whip.Stock - desviar el hoyo.whipstock orientation - orientación del desviador o guíasondas.whirler cementing collar - collar giratorio para cementar.whirler shoe - zapata giratoria.wimble - berbiquí.winch - montacargas.



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windlass shaft - árbol de malacate.wire - alambre.wire brush - cepillo de alambre.wire cable - cable de alambre.wire cable clip - grapas para cable de acero.wire gage - calibrador para alambre.wire line - cable metálico.wire-line clamp - abrazadera para línea y cable de perforación.wire-line clip - Veáse "wire-line clamp".wire-line core barrel - sacanúcleos de cable.wire-line coring reel - carrete para el cable de la barrena sacanú-cleos.wire-line cutter - cortacables, cortadora de cable.wire-line guide - guía del cable de perforación.wire-line pump - bomba de cable.wire-line socket - portacable.wire rope - cable metálico.wire rope kink - torcedura, retorcedura.wire-rope knife - cortacable.wire-rope line - cable metálico.wire-rope thimble - ojal para cable; ojete para cable o guarda-cabo.working barrel - cilindro del émbolo de una bomba de petróleo.wovwn brake lining - forro tejido para frenos.wrench - llave.wrench square - cuadrado para llave; llave de cuadro; cuadrado de la llave.wrist - muñón.wrist pin - espiga de manivela.

Y

yard - patio; yarda 0,914399 metros.



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INSTRUCTIVO PARA LA APLICACIÓN DE FORMULAS

Casio fx 5000 f 128 formula

mode 1 para grabar formulas

mode 2 para colocar formulas en los programas del usuario

mode 3 para borrar formulas

Para colocar una formula se procede de la manera siguiente :

Prender calculadora oprimir tecla AC, después mode 2 ahí aparecerá en

mantisa (pantalla) los programas del 01 23456789 A y B con el cursor

Seleccionar el número del programa deseado después oprimir exe ahí iniciar a colocar la formula de la siguiente manera:

2 2 2V=24.51 x Q / (D -D :)o sea ALPHA V = (__) 24.51 x Q / (ALPHA D -2ALPHA d ):

Nota al teclear ALPHA D aparecerá letra normal y ALPHA : aparecerá letra minúscula o sea ALPHA dos puntos: y luego la letra D ahí aparecerá la letra minuscula "d" y bien ya colocada la formula oprimir las teclas mode 1 ahí se grabará la formula de hecho siempre salir así mode 1 con eso jamás borraremos ninguna formula o cálculo.

No olvidarse nunca de colocar siempre los puntos: despues de cada formula con esto se lograra conectar v conservar los valores de cada variable (letra) v nos servira para conectar v conbinar con las demas formulas por ejemplo: tiempo de atraso t = pn : cuando la calculadora te pida el valor de "p" que sera el de la profundidad en pies ella va tiene el valor de "v" que es de la velocidad anular le proporcionas el valor de profundidad v enseguida te dara el resultado de "ta".

Ü Þ



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Al proporcionar el dato de profundidad aun se lo puedes colocar por medio de una formula, ejemplo: 2500 x 3.28 y la calculadora lo dividiere y lo mete al programa y al continuar desarrollando el programa te darás cuenta que "P" ya tiene el valor en pies. Si al estar colocando una formula te falto insertar un signo o una letra con shift puedes colocar la letra o

2 2signo que te falte ejemplo : 24.51 x Q / (D -d )notaras que en la formula anterior le falto un paréntesis ahí con el cursor (flecha) que tiene el INS. lo oprimes ahí aparecerá un parpadeo que te indica que puedes insertar cualquier signo o letra que te falte después con el cursor lo regresas a donde desees y si lo deseas ahí mismo teclear mode 1 .Esta calculadora acepta hasta 16 variables (letras) en cada programa al colocar 17 te marcara error mem que indica error de memorias también puede aparecer error de sintaxis SYN error que indica un mal encadenamiento cuando esto suceda con el cursor oprimir cualquiera de los dos te llevarán a donde esta el error.

Para llamar un programar oprimir tecla PROG y luego el N° de donde tienes colocadas la formula o programa al salir se hará con mode 1 si al desarrollar un programa te marcara error con el cursor cualquiera de los dos corregir el error y salir con mode 1 de otra forma se borrara las formulas en el programa.

La calculadora cuenta con 10 memorias constantes K estas se imprimen en la tecla PROG para imprimirlas se hará de la siguiente manera : desarrollar un calculo y oprimir EXE ya teniendo el resultado en mantisa oprimir-. .SHIFT PROG y el N° de 0 al 9 donde elijas o desees v luego EXE ahí quedara grabado el dato.

Para llamar un K oprimir las teclas SHIFT PROG más en N° de K que desees obtener y luego EXE; para borrar un K primero colocas un cero en mantisa y luego SHIFT PROG . y en N° de K que desees borrar y EXE SAL se borrara únicamente el K deseado es como si oprimieras un resultado solo que en vez de números grabaras un cero. para borrar todos K oprimir iSHIFT DEL EXE con esto borraras todo.



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Nota: cuando se tiene grabado datos en las memorias K se pueden utilizar en las formulas de la propia calculadora o sea que cuando un programa te pide una letra (variable) se la puedes proporcionar por medio de los K ejemplo: SHIFT PROG. y N° donde se obtiene el dato. Tambien se pueden multiplicar, dividir, sumar y restar entre si, SHIFT PROG. 1 x SHIFT PROG. 2 K1XK2 o SHIFT PROG. 3/SHIFT PROG. 9 K3 / K9 etc. etc. O aun más K1 x K2 (K3 -K9) EXE, y aun más se pueden grabar en un K los resultados de las operaciones a ejecutar SHIFT PROG. 2 x SHIFT PROG. 3/ (SHIFT PROG. 5 -SHIFT PROG. 9) SHIFT PROG más en N° de K a donde se desee grabar estos resultados digamos el K4 luego la tecla EXE , K2 x K3/ (K5 -K9) SHIFT PROG. 4EXE listo para invertir un número de negativo a positivo 35-50 = -15 oprimir tecla (-) más tecla SHIFT EXE EXE y ahí te dará en N° ya positivo. Para efectuar cálculos matemáticos normales siempre se harán con mode 4 o mode 1 de lo contrario los cálculos tendrán variaciones. Esta calculadora cuenta con cuatro tipos de letra (variables) primero alpha y letra deseada y ahí aparecerá la letra normal segunda etapa y dos puntos: letra minúscula esta nos servirá para colocar dos letras iguales en una

2 2 2formula por ejemplo (D -d )tercera alpha y otra letra ; cuarta alpha y x y por ultimo alpha eng. = A letra la calculadora trae de fabrica 128 formulas incorporadas las cuales para llamar alguna de ellas solamente oprimes el N° de formula deseado y luego la tecla FMLA. Ahí, puedes trabajar en ella t para salir será con mode 1 y si se desea colocarla en las formulas del usuario se hará de la manera siguiente 22FMLA EXE mode 2 EXE FMLA mode1 o bien se llama la formula como se indica arriba cuando aparezca la formula se oprime la tecla mode 2 ahí aparecerá en pantalla los programas del o al 9 y a b con el cursor seleccionar el N° de PROG. a donde se desee y después oprimir EXE e inmediatamente la tecla FMLA y luego mode 1 ahí se quedara grabada en las formulas del usuario y ahí se podra modificar si asi se desea con mode 2 y modificas con mode 1 sales

Calculo para la proyección al fondo y longitud a perforar para alcanzar una

prof. vert, determinada formula.

A= (D-E)*COSJ+K : B=(C-A)/COS (J) = (D) : DONDE A = A LA

PROYECCION AL FONDO D= PROF. FONDO E=PROF, DONDE SE TOMO LA ULT. DESV. J=ANG. PROM. ULT. ESTACION K=PROF.VERT. ULT. EST. B= PROF.TOTAL A PERFORAR C=PROF. VERT. DETERMINADA EJEM : &" 720 -698 X COS 24.25 + 672.27 + 692.328765 B = 750- 692.3287651 COS (24.25) + 672.27 = 783.252507



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PROGRAMA N° "B"

CALCULO DIRECCIONAL

K=ANGULO OBSERVADO ANTERIOR (OPERADOR) Q=ANGULO OBSERVADO ACTUAL (OPERADOR)L=LONGHITUD DE CURSO (OPERADOR) M=ANGULO PROMEDIO (CALCULADORA) V=PROF. VERT. (CALCULADORA) B=PROF. VERT. VERD. ANTERIOR (CALCULADORA)H=PROYECCION HORIZONTAL (CALCULADORA) D=DIF. DE RUMBO (OPERADOR) S=DIFERENCIA DE SECCION (CALCULADORA) SECCION VET. PARCIAL T=SECCION VERT. ANTERIOR (CALCULADORA) W=RUMBO PROMEDIO (OPERADOR) Y=COORDENADAS PARCIALES NORTE SUR (CALCULADORA)

X=COORDENADAS PARCIALES ESTE OESTE (CALCULADORA) G=RUMBO OBSERVADO ANTERIOR (OPERADOR) J=RUMBO OBSERVADO ACTUAL (OPERADOR) F=SEVERIDAD DE PATA DE PERRO (CALCULADORA) M=(K+Q)/2 : V = L *COS(M) : B=B+V : M = L *SEN (M) : S= M * COS

-1(D) : T=T + S: Y= M*COS (W) : X= M*SEN (W) : F= COS ((SEN(K) * SEN (Q) * COS (C-J)) + COS (K) * COS(Q)) * 30/1 :

PROGRAMA N° "A" PROYECCION DIRECCIONAL

X=COORDENADAS FINALES ESTE OESTE

Y=COORDENADAS FINALES NORTE SUR

D=DESPLAZAMIENTO TOTAL OBJETIVO

R=RUMBO(OBJETIVO) C=RADIO DEL CIRCULO

A=ANGULO MAXIMO (OBJETIVO) V=PROF. VERT. REAL APROVECHABLE L=LONGITUD DE CURSO PARA ALCANZAR ANG. MAX. H=DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL PARCIAL P=PROF. VERT. PARCIAL I=INICIO A DESVIAR

O=PROF. VERT. TOTAL (OBJETIVO)



297

2 2 -1D=(X + Y ) : R=TANG (X/Y) : C= 57.29 * (30/N) : A = ((TAN-1 ((D-

C)/V)) + (SEN-1 (C ((COS ((TAN -1((D- C)V)))V)))) : L=C*(A/57.29) :

H=C*(1-COS(A))) : B=C*(SEN(A)) : CANTIDAD DE D.C. NECESARIOS PARA CARGAR DETERMINADO PESO SIBNA. FORMULA W=P*S / (M*F) : DONDE ; W= CANTIDAD DE D.C. NECESARIOSP=PESO A CARGAR KILOGRAMOS

S=MARGEN DE SEGURIDAD 10, 15, 20, POR CIENTO = 1.10, 1.15, 1.20 M=PESO DE LOD D.C. K/M F=FACTOR DE FLOTACION EJEMPLO: 12000 * 1.151 (135 * 0.864) = 118.31 MTS. PUNTO NEUTRO FORMULA.

N=PUNTO NEUTRO P, W, F ARRIBA MENCIONADOS.

N=P/(M*F) : 120001 (135*0.684)=102.88

EXCEDENTE FORMULA J=W-N : 118.31 -102.88=15.43 MTS. DE EXCEDENTE

CALCULO DE CIERRE DE RUMBO Y DE ANGULO

A=TAN-1 (X/Y) : DONDE: X=RESTA DE LAS COORDENADAS FINALES PLANO MENOS COORDENADAS FINALES PLANILLA (X PLAN PROPUESTA MENOS X POZO ACTUAL) CON LAS COORDENADAS "Y" SE PROCEDE DE IGUAL MANERA

CIERRE DE ÁNGULO

X=DESPLAZAMIENTO TOTAL OBJETIVO MENOS DESPLAZAMIENTO POZO ACTUAL Y=PW. DEL OBJETIVO PLANO MENOS PW ACTUAL PROG. N°I 0 V. A. Y T. A.

2 2V.A.= V=24.51*Q/(D -d ) : T=PN : DONDE:

V=VELOCIDAD ANULAR PIES POR MIN.

24.51 FACTOR CONSTANTE.

Q=GASTO GPM D=DIAMETRO MAYOR PULG. AGUJERO O INT. TR.



298

d=DIAMETRO EXT. TP. DC. ETC. ETC. T=TIEMPO DE ATRASO P=PROFUNDIDAD EN PIES

EJEMPLO 24.51 * 3.96 * 106 = O INCLUSIVE SE PUEDE AHI MISMO CUANDO TE PIDA LA LETRA "Q" EJECUTAR LA FORMULA DE GASTO POR EMBOLADA

2Y LUEGO POR MIN. 6 * 12 * 0.0102 *(90 *106)=420 D=12" d=4.5" PROF = 3105 * 3.28= 10184.4V.A. =83.25 T .A. =122.32

SIEMPRE QUE SE CONCATENEN (ARCHIVEN) FORMULAS NO OLVIDAR COLOCAR LOS DOS PUNTOS CON ELLO SE LOGRARA CONECTAR TODAS, LAS FORMULAS ENTRE SI Y TODAS LAS VARIABLES OSEA QUE EL VALOR DE "F" POR EJEMPLO FACTOR DE FLOTACIÓN SIEMPRE SERA EL MISMO FACTOR DE FLOTACIÓN O "Q" GASTO SIEMPRE SERA GASTO ESTA CALCULADORA CUENTA CON 4 TIPOS DE LETRAS (VARIABLES) ALPHA Y LETRA DESEADA ES LA NORMAL: ALPHA Y DOS PUNTOS ES OTRA

2LETRA: ALPHA Y X OTRA: : Y POR UL TIMO ALPHA ENG OTRA O SEA QUE 2 2CUANDO DESARROLLES UNA FORMULA POR EJEMPLO: (D -d ) DIÁMETRO

MAYOR MENOS DIÁMETRO MENOR LA "D" ES LETRA NORMAL PERO LA OTRA d SERA LETRA CON ALPHA DOS PUNTOS Y LUEGO LA LETRA d LA CALCULADORA CUENTA CON 128 FORMULAS INCORPORADAS EN LAS CUALES PUEDES LLAMARLAS PRESIONANDO UNICAMENTE EL N° DE LA FORMULA DESEADA Y LUEGO FMLA. AHI APARECERÁ EN LA PANTALLA LA FORMULA Y AHÍ SE PODRÁ TRABAJAR EN ELLA PARA SALIR SERA CON MODE 2 PARA COLOCAR UN A FORMULA INCORPORADA A LAS FORMULAS DEL USUARIO PROCEDE DE LA SIGUIENTE MANERA EJEMPLO 22FMLA MODE 2 EXE FMLA MODE 1 AHI QUEDARA DENTRO DE LAS FORMULAS DEL USUARIO Y SE PODRÁ MODIFICAR SI ASÍ SE DESEA REPITIENDO ELEGIR EL N° DE LA FORMULA DESEADA OPRIMIR TECLA FMLA Y LUEGO MODE 2 AHI APARECERÁ EN PANTALLA (MANTISA) LOS PROGRAMAS DEL 0 AL 9 Y A B DESPUÉS OPRIMIR TECLA EXE Y LUEGO MODE1 AHÍ QUEDARA GRABADA LA FORMULA EN LOS PROGRAMAS DEL USUARIO



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PROGRAMA N° B CALCULO DIRECCIONAL :

K= ANGULO OBSERVADO ANTERIOR (OPERADOR)

Q= ANGULO OBSERVADO ACTUAL (OPERADOR)

L= LONGITUD DE CURSO (OPERADOR) M= ANGULO PROMEDIO (CALCULADORA) V= PROF. VERT. (CALCULADORA) 8= PROF. VERT. REAL ANTERIOR (CALCULADORA)H= PROYECCION HORIZONTAL (CALCULADORA) O= DIFERENCIA DE RUMBO (CALCULADORA)

S= DIFERENCIA DE SECCION (CALCULADORA) T= SECCION VERTICAL ANTERIOR (CALCULADORA) W= RUMBO PROMEDIO (OPERADOR)

Y= COORDENADAS PARCIALES SUR O NORTE (CALCULADORA)

X= COORDENADAS PARCIALES ESTE U OESTE (CALCULADORA)

G= RUMBO OBSERVADO ANTERIOR (OPERADOR)

J= RUMBO OBSERVADO ACTUAL (OPERADOR)

F= SEVERIDAD DE PATA DE PERRO

M=(K + Q)/2 : V= L *COS (M) : 8= B+V : H= L *SEN (M) : 8= -1H*COS(D) : T=T+S : Y= H*COS(W) : X=H*SEN(W) : F= COS

((SEN(K)*SEN(Q)*COS(C-J) + COS(K)*COS(Q))*30 /L

PROGRAMA N° A PROGRAMA DIRECCIONAL

S= COORDENADAS X OBJETIVO Z= COORDENADAS X CONDUCTOR NOTA: ESTAS COORDENADAS SE PUEDEN ARCHIVAR EN LOS "K" 9, 8 G= COORDENADAS y OBJETIVOS

J= COORDENADAS y CONDUCTOR

X= COORDENADAS FINALES ESTE U OESTE

Y= COORDENADAS FINALES NORTE O SUR

D= DESPLAZAMIENTO R= RUMBO DEL OBJETIVO C= RADIO DEL CIRCULO A= ÁNGULO MÁXIMO V= PROFUNDIDAD REAL APROVECHABLE VERTICAL POR SUPUESTO L= LONGITUD DE CURSO

H= DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL (PARCIAL)

P= PROFUNDIDAD VERTICAL P ARCIAL



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2 2 -1X= (S-Z) : y= (C -J): D= . (X + Y ) : R= TAN (XN) :C= 57.29 * -1 -1 -1(30/N) : A= «TAN ((D-C)))+SEN (C*((COS(TAN ((D- C)N))N))

L=C*(A/57 .29) : H= C* «1-COS(A))) : P= C(SEN(A)) :

Siempre que se concatenen (archiven) formulas no olvidar colocar los dos puntos [;] con ello se lograra conectar todas las variables entre si o sea que el valor de q siempre sera el mismo, el de h , o el de v, etc.etc. Existen cuatro tipos de letras o sea variables normal alpha y letra deseada, alpha : y letra deseada alpha x2 y letra deseada y por ul timo alpha eng. Y letra deseada y nos servirá para seleccionar dos letras en la misma formula ejemplo Q= (D-d) o P=(T x t) o=diametro mayor d= diámetro menor etc. Etc. Para llamar un a de las formulas de la calculadora que trae de fabrica se elije por medio de el n° deseado y luego se oprime la tecla fmla ahi se podrá trabajar en ella y para salir se saldrá siempre con mode 1 para colocar una formula incorporada se procede de la siguiente manera oprimir 22fmla luego mode 2 ahí aparecerá en mantisa los programas del 1 al 9 y a y b seleccionar a donde se desee incluir y después oprimir exe y luego la tecla fmla y luego mode 1 ahi quedara grabada la formula en las formulas del usuario después de esto se podrá modificar si así se desea



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Documents

Manual Tècnico de Fòrmulas