Manual técnico de fórmulas by Alfredo Rico

Pf = Ph + PTP

B + R ( T+ t ) M

Ph=

DXP 10

C= Pf = Ph + PTP

B + R ( T+ t ) M

Ph=

DXP 10

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Directorio M.I. Pedro Javier Caudillo Márquez Subdirector de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Ing. Juan Antonio Silva Romo Gerente de Control de Operación y Evaluación

M.I. Juan Alfredo Ríos Jiménez Gerente de Estrategias de Ingeniería

Ing. Mario Ernesto Rivera Velázquez Gerente de Sistema Integral de Protección Ambiental y Calidad

Ing Carlos Enrique Becerra Schulz Gerente de Administración y Finanzas

Ing. Ricardo Ramírez Lara Subgerente de Perforación y Mantenimiento de pozos

Técnico. Fernando Cruz Garduza Superintendente de plataforma

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Prefacio “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.

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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.

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III

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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.

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I N D I C E INTRODUCCIÓN CAPITULO I PAG. Presión hidrostática....................................... 8 Volumen de acero......................................... 8 Velocidad anular............................................ 9 Capacidad en tubería, agujeros y espacio anular.......................................................... 10 5.- Cantidad de barita para densificar el fluido de perforación (fórmula y método práctico)........ 11 6.- Peso de tubería flotada.................................. 12 7.- Densidad que se obtiene al mezclar dos o más fluidos de diferentes densidades..................... 13 8.- Volumen de aceite (diesel) para emulsionar el fluido de perforación inicialmente.................... 13 9.- Volumen de aceite para aumentar la emulsión.. 14 10.- Cantidad de agua o aceite necesaria para disminuir la densidad.................................... 14 11.- Cantidad de agua necesaria para disminuir el % de sólidos en exceso....................... ........ 15 12.- Para convertir % en peso a p. p. m. de NaCl.... 15 13.- Concentración para preparar un lodo base-agua bentonítico.................................................. 15 14.- Para convertir cloruros a sal........................... 16 15.- Cloruros (Cl-)............................................... 16 16.- Velocidad anular óptima para rangos normales de diámetros de agujeros y pesos de lodo........ 16 17.- Caballos de potencia hidráulica....................... 17 1.2.3.4.-

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18.19.20.21.-

Cálculo de diámetro de toberas...................... 18 Caída de presión en flujo turbulento............... 19 Densidad de circulación o equivalente............. 20 Caída de presión en flujo laminar en el espacio anular......................................................... 20 22.- Número de lingadas para sacar para llenar el pozo........................................................... 21 23.- Capacidad acarreadora de los fluidos............... 22 24.- Número de emb./min, cuando se requiere un determinado gasto........................................ 23 25.- Gasto requerido para una velocidad anular....... 23 26.- Peso de un tubo (Parte lisa)........................... 24 27.- Diámetro interno de un tubo.......................... 24 28.- Resistencia a la tensión de un tubo................ 25 29.- Máximo peso disponible para la barrena.......... 26 30.- Longitud o tramos de lastrabarrenas (D.C.) para perforar................................................ 27 31.- Punto neutro................................................ 28 32.- Área transversal de un tubo........................... 29 33.- Diámetro de un tambor................................. 29 34.- Servicio realizado por un cable....................... 30 35.- Carga máxima permisible en las líneas............ 31 36.- Equivalencias de tubos de diferentes pesos...... 32 37.- Presión de formación.................................... 32 38.- Presión total de sobrecarga........................... 33 39.- Gradiente geotérmico. (Costa del Golfo de México)....................................................... 36 40.- Intensidad y severidad de la pata de perro....... 36 41.- Potencia al gancho........................................ 38 42.- Lineamiento de gasto y optimización hidráulica. 39 43.- Volúmen de agua para una lechada................. 39 44.- Principales funciones trigonométrica para triangulo rectángulo...................................... 40 45.- Costo por metro de perforación...................... 42

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46.- Tiempo requerido de una barrena próxima, para obtener el mismo costo por metro (tiempo para salir a mano)........................................ 43 47.- Tiempo máximo permisible para que el costo no aumente................................................. 44 48.- Torque de una T. P........................................ 46 49.- Gasto mínimo recomendable (Ecuación de Fullerton).................................................... 46 50.- Volumen de un taque cilíndrico, en posición horizontal.................................................... 47 51.- Diámetro de estrangulador............................. 48 52.- Disminución de la densidad en un fluido, agregando agua o aceite, conservando el volumen constante....................................... 49 53.- Tipo de flujo invasor en el pozo...................... 50 54.- Presión inicial y final de circulación en el control de un brote....................................... 51 55.- Densidad de control...................................... 52 56.- Punto libre................................................... 52 57.- El exponente “D”.......................................... 53 58.- Diseño de sarta de perforación....................... 54 59.- Cálculo de la relación aceite/agua................... 55 60.- Potencia máxima en la barrena...................... 55 61.- Desgaste de una barrena de insertos............... 55 62.- Peso real (aproximado) sobre la barrena en un pozo direccional........................................... 56 63.- Velocidad de chorro necesaria contra la velocidad de perforación................................ 56 64.- Peso de un material, en función de su densidad y su volumen............................................... 57 65.- Profundidad vertical y desplazamiento horizontal en pozo direccional (ángulo promedio)................................................... 58 66.- Densidad equivalente en una prueba de goteo. 60 67.- Fuerza que mantienen pegada a la tubería por presión diferencial........................................ 60

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CAPITULO II TABLAS TITULO 1.2.3.4.5.-

Factor de flotación (Ff). Densidad en algunos materiales. Resistencia de materiales. Pesos de tubería de perforación. 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).

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18.- Cantidad requerida de aditivos para preparar 1 m3 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.

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PAG. Perforación Direccional Controlada ........................ 101 Datos para el control de un brote ......................... 151 Glosario ............................................................ 239

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INTRODUCCIÓN

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

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 dirigido el 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.

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CAPITULO I FÓRMULAS 1.- PRESIÓN HIDROSTÁTICA. La presión hidrostática es la presión que ejerce el peso de una columna de fluido a una determinada profundidad . Ph = D X P 10 Donde: Ph = Presión hidrostática, en Kg/ cm2 . D = Densidad del fluido de perforación, en gr/cm3. 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.

Va=

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Ps 7.85

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Donde: Va= Volumen de acero, en m3 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. xQ Va = 24.5 2 2 D -d

Va = Q x Factor

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. 1 Va= 24.52 x 3502 9.5 - 4.5

2 Va=

3 Va= 8575.0 70

8575.0 90.25-20.25

Va= 122.5 pies/min

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Va = 350 gal/min x 0.357 Va = 124.9 pies/min.

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

Donde:

V= Di 2

2 2 Va = D - d 2

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 DENSIFICAR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN (FORMULA Y MÉTODO PRÁCTICO).

Donde:

Pa= Df- Do x V 1 - Df Da

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Pa =Peso material agregado, en Kg. Df =Densidad final, en gr/cm3. 3 Do=Densidad original, en gr/ cm . Da=Densidad del material densificante (barita), en gr/cm3, 3 V= Volumen del fluido de perforación, en m , Ejemplo:

Aumentar la densidad de 1.15 x 1.28 teniendo en el sistema de circulación 220.0 m3 de lodo. (Densidad de la 3 barita en 4.16 gr/cm ).

1 Pa = (1.28 - 1.15) x 220.000 1 - 1.15 4.16

(

2 Pa =

0.13 x 220.000 1 - 0.276

3 Pa= 28,600 0.724 4 Pa= 39502 kg. 39502 kg. =790 sacos 50 kg.

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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. Pf = Ff x Pa, Ff = 1- D Da 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. 3 D= Densidad del fluído, en gr/cm . Da= Densidad del acero, en gr/cm3.

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7.- DENSIDAD QUE SE OBTIENE AL MEZCLAR DOS O MAS FLUIDOS DE DIFERENTES DENSIDADES. Df=(D1 x D2) + (D2 x V2) + ... (V1 + V2) + ... Donde: Df d1 V1 D2 V2

= Densidad final obtenida, en gr/cm . 3 = Densidad del primer fluído, en gr/m . = Volumen del primer fluído, en m3 o lts. = Densidad del segundo fluído, en gr/cm3. 3 = Volumen del segundo fluído, en m o Lts.

8. VOLUMEN DE ACEITE (DIESEL) PARA EMULSIONAR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN INICIALMENTE. P Va =(100 - P) x V Donde: Va = Volumen de aceite, en m3. P = Por ciento que se desea emulsionar, en %. 3 V = Volumen del fluído de perforación, en m .

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9.- VOLÚMEN DE ACEITE PARA AUMENTAR LA EMULSIÓN. Va=

(Pf - Pi) xV (100 - Pf)

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

10.-CANTIDAD DE AGUA O ACEITE PARA DISMINUIR LA DENSIDAD. Va = (Di - Df) x (V) (Df - Da) Donde: Va= Volúmen de agua o aceite, en m3. 3 Df = Densidad que se desea disminuir, en gr/cm . Di = Densidad que tiene el fluído, en gr/cm3. Da=Densidad del agua o aceite, en gr/cm3. V =Volumen del fluído que se desea disminuir la 3 densidad, en m .

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11.-CANTIDAD DE AGUA NECESARIA PARA DISMINUIR EL % DE SÓLIDOS EN EXCESO. V= (P x V1) 100 Donde: 3

V= 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 3 m.

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: 3

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

13.- CONCENTRACIÓN PARA PREPARAR UN LODO BASE-AGUA (bentónitico). 70 Kg (Bentonita )/ m3 (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.

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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. CaCl2= ( p.p.m. Cl ) x 1.56 --

15.- CLORUROS ( CL ). -

p.p.m. CL =

( V.AgNO3 ) x F V

Donde: p.p.m. CL - = Partes por millón de cloruros. V.AgNO3 = Volumen de nitrato de plata utilizados para 3 obtener el color rojizo, en cm . 3 V = Volumen de filtrado, en cm . F = Factor según la concentración del nitrato de plata (1:1,000 o 1:10,000).

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

Vo =

1416 ( Da x D1)

Donde: Vo = Velocidad anular óptima, en pies/min. Da= Diámetro del agujero, en pulg. D1= Densidad del fluido en perforación, en gr/cm3.

17.- CABALLOS DE POTENCIA HIDRÁULICA. H.P.H. = Q X P 1714 Donde: H.P.H. = Potencia hidraulica, en H.P.

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Q = Gasto de bomba, en gal/min. P = Presión, en Lbs./pulg2 (se utilizará la presión en donde se requiera el cálculo).

18.-CALCULO DE DIÁMETRO DE TOBERAS. J3=3.469 X

Q x D1 , J2= 4.249 x P

Qx D1 P

Donde: J3 = Tamaño de tres toberas, en 32 avos. Q = Gasto de bomba, en gal/min. D1= Densidad del fluido, en gr/cm3. P = Pérdida de presión que se desea en la barrena, en 2 Lbs/pulg . J2 = Tamaño de dos toberas, en 32avos. Ejemplo: Bna - 8 ½. Gasto -300 gal/min. 3 Lodo -1.20 gr/cm . Presión disponible para la Bna.- 900lbs/pulg2.

1 J = 3.469 x 3

300 x 1.20 900

2 J = 3.469 x 300 x 0.036 =3.469 x 10.8 3

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3 J3= 3.469 x 3.286=11.399 Se toman: 2T - 11/32 y 1T = 12/32 ó 3T - 11/32

19.-CAIDA DE PRESIÓN EN FLUJO TURBULENTO. Q1.86 x G0.8 x Vp P= 952 x D4.86

0.2

xL,

Q1.86 x G0.8 x Vp0.2 x La Pa= (D4-D3)3(D4+D3)1.86x 952

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. G = Peso de fluido, en gr/cm3 L = Longitud de la tubería, en m. La= Longitud del espacio anular, en m. D = Diámetro interior del tubo, en pulg. D4= Diámetro mayor del espacio anular, en pulg. D3= Diámetro menor del espacio anular, en pulg. Pa= Caída de presión por fricción en el espacio anular, en Lbs/pulg2 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”.

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Lodo-1.25gr/cm Vp - 20 c.p.s. Gasto-350 gal/min. 1 2

3501.86x 1.250.8x 200.2 x 2500 952 x 3.8264.86

P= 53.947 x 1.195 x 1.82 x 2500 952 x 679.4 3 P = 454 Lbs/pulg2

20.- DENSIDAD DE CIRCULACIÓN O EQUIVALENTE. Dc = Pa x 0.703 + D1 P Donde: 3

Dc = Densidad de circulación, en gr/cm . Pa = Caída de presión por fricción en el espacio anular, en Lbs/pulg2. P = Profundidad del pozo, en m. 3 D1 = Densidad del fluido, en gr/cm .

21.- CAÍDA DE PRESIÓN EN FLUJO LAMINAR EN EL ESPACIO ANULAR.

Pa=

L x Yp Vp x L x V + 68.58 (D-d ) 27.432 (D-d )2

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Donde: Pa = Caída de presión en el espacio anular, en Lbs/pulg2. 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. 2 Yp =Punto de cedencia, en Lbs/ 100 fL . V =Velocidad anular, en pies/min.

22.-NUMERO DE LINGADAS POR SACAR, PARA LLENAR EL POZO. 2

Ph x 10 , 4xDixL Lt = -L DL P

Donde: L = Disminución del nivel del fluido para una determinada 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”.

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Lodo - 1.30 gr/cm . 2 Disminución de Ph - 3.0 Kg/cm . 1 L= 3.0 x 10 = 23m 1.30 3 4

2 L = 4 x 8.755 x 23 -23 t 24.73

Lt = 4 x 76.65 x 23 -23 24.73

Lt = 285-23 = 262.0 m de T.P.

262m = 9.7 cada 10 lingadas, llenar el pozo 27.0

23.-CAPACIDAD ACARREADORA DE LOS FLUIDOS. Vs =

69.250 x D2x Vf x (Pp-Pf) -Vn-Vf-Vs Vp x Vf +399 x Yp (Dh-Dp)

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. 3 Pp = Peso de la partícula, en gr/cm . 3 Pf = Peso del fluido, en gr/cm . Vp = Viscosidad plástica, en c.t.p. 2 Yp = 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.

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24.-NUMERO DE emb/min CUANDO SE REQUIERE UN DETERMINADO GASTO. Gasto en gal/min = Nro. de emb/min Gasto en gal/emb Al dividir entre gal/emb, se anotará al 100%,90% etc. De eficiencia volumétrica que desee.

25.-GASTO REQUERIDO PARA UNA VELOCIDAD ANULAR. Qv= Vr F 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. 3 Lodo -1.20 gr/cm . Se desea tener una velocidad anular de 130 pies/min, calcular el gasto de bomba.

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Qv =

130 =364 gal/min 0.357

26.-PESO DE UN TUBO (Parte lisa). P = (D2- d2) 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. 2

di = D - 0.374 x P 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. 1 di = 4.52 - 0.374 x 14.98

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2 di = 20.25 - 5.60 = 14.65 3

di = 3.827”

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. R =Resistencia a la tensión del material, en lbs/pulg2 (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 14.98 Rt = 209,667.0 Kg. Al 70% 209,667 Kg. X 0.70 =146,766 Kg., 147 Tons.

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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. Mp=

Ph F.S.

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. Mp = 16.0 = 13.3 Tons 1.20

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30.- LONGITUD O TRAMOS DE LASTRABARRENAS (D.C.) PARA PERFORAR. Lh = Pm x F.S. Ff x P 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. 3

Lodo 1.22 gr/cm , Ff - 0.844 Factor de seguridad - 15% 1

Lh = 12,000 x 1.15 = 13,800 0.844 x 138.3 116.72 2 = 118.23m de herramientas

3 118.23 m = 12.93 = 13 tramos ó 3 paradas 9.14 m

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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. Pn =

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

P= Lh +

Pe Ff x P

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 herramienta, 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.

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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. Lodo - 1.20 gr/cm3, Ff - 0.847 Peso de la herramienta flotada -13.6 Tons. P.S.B. 11.0 tons. (11,000 Kg). 1

Pn =

11,000 = 11,000 = 62.2 m 0.847 x 208.6 176.68

62.2 m = 6.8 Punto neutro en el 7mo D.C. 9.14m

32.-AREA TRANSVERSAL DE UN TUBO. At = 0.7854 (D2 - d 2) Donde : 2

D = Diámetro mayor, en pulg. 2 d = Diámetro menor, en pulg. At= Área transversal del tubo, en pulg2.

33.-DIAMETRO DE UN TAMBOR. D= P 8

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

34.-SERVICIO REALIZADO POR UN CABLE. Tvr = W1 x P (Lp + P) +.2 X P (2A + C) 1,000,000 Tp = 3 (T2 - T1). Tm = 2 (T4 - T3). Tc = P ( Lc + P) Wc + 4 x P x A 2,000,000 *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-Km T2= 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.

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Tm=Trabajo realizado cuando se muestra, en ton-Km. T4=Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se terminó de muestrear, en ton-Km. T3=Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad 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 profundidad 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. Cm = N x Rr F.S. 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

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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 seguridad en las operaciones.

36.- Equivalencias de tubos de diferentes pesos. Ne = Nc x Pc Pe 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) equivalen 7 tramos de D.C. de 7 1/4 x 2 13/16 (177 Kg/m) ? Ne = 7 x 177 = 19.78 = 20 tramos 62.62

37.- PRESIÓN DE FORMACIÓN. Pf = Ph + PTP

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Donde: Pf = Presión de formación, en Kg/cm2. 2 Ph = Presión hidrostática, en kg/cm . 2 PTP = 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 Kg/cm2/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 0.1076 kg/cm2/m x 3500.0m = 377.0 kg/cm2. 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

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Donde: Gs =Gradiente de presión total de sobrecarga, en 2 kg/cm /m. 0 =Porosidad de la roca, en fracción. Dm =Densidad de los sedimentos minerales, en gr/cm3. 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 problema 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 condiciones de las rocas, como la porosidad, densidad de los sedimentos y los fluidos contenidos. Generalmente el gradiente de presión total de sobre-

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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 total de sobrecarga de 0.173 kg/cm2/m ? Prof = 3,400 m. Lodo = 1.25 gr/cm3. T.R. = 10 3/4” a 2200.0m. Ph = 2200.0 x 1.25 10 Ph = 275.0 Kg/cm2. Presión hidrostática actuando en la zapata (considerando que el pozo se encontrará lleno de lodo). Presión de fractura en la zapata - 0.173 kg/cm2/m x 2200 m = 380.0 Kg/ cm2. Presión restante para fracturar - 380.0-275.0 = 105.0 2 2 kg/cm mantener una presión menor de 105.0 kg/cm .

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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). T = 21.1 +

P 35

Donde: T = Temperatura en °C (a profundidad mayor de 30 m) P = Profundidad, en m. Ejemplo : Calcular el gradiente geotérmico a 40000 m. T= 21.1 + 4000.0 = 21.1 + 114.3 = 135.4°C 35

40.-INTENSIDAD Y SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO. S.P.P. = P.P. X 30 L.C. P.P. = ang. cos (senÖ1x senÖ2 x cos(á2 - á1)+ cosÖ1x cosÖ2). Donde: S.P.P. = Severidad de pata de perro, en grados. P.P. = Pata de perro, en grados.

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L.C. = Longitud de curso entre dos estaciones, en m. Ö1 = Ángulo vertical u observado, en grados (1ra. Estación). Ö2 = Ángulo vertical u observado, en grados (2da. Estación). Á1 = Ángulo horizontal o rumbo observado, en grados (1ra. Estación). Á2 = Ángulo horizontal o rumbo observado, en grados (2da. Estación). Ejemplo: Primer estudio Ángulo de desviación

-9° 45° (93/4°)

Segundo estudio 10° 30’ (101/2°)

Dirección de la desviación

N-52°-W

N-60°-W

Profundidad Medida

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 0.9994 P.P. = 1.98°. L.C. =1158.0-1131.0 = 27m. S.P.P. = 1.98 x 30 = 2.2°/30 m 27

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41.-POTENCIA AL GANCHO. H.P. = Ps x d t x 75 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. H.P. = 110,000 x 27 = 880 H.P. 45 x 75 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.

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42.- LINEAMIENTO DE GASTO Y OPTIMIZACIÓN 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. (Recomendable). Optimización: Potencia hidraúlica en la barrena (H.P.H.): Pb =0.65 x PB Ps = 0.35 x PB Fuerza de impacto en la barrena (I.H.): Pb =0.49 x PB Ps = 0.51 x PB Donde: Pb = Presión de la barrena. PB = Presión de bombeo. 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 LECHADA. Va= P - Vs x D D - Da

VI = Va + Vs

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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 . 1 2 3

Vs =

Peso de un saco 50 kg = =16.1 Lt/saco Peso específico 3.1 Kg/lt.

Va = 50-16.1 x 1.60 = 50-25.76 = 40.4 Lt/saco 1.60 - 1.0 0.60 VI = 40.4 + 16 = 56.4 Lt/saco V = ((50 - (B x C ))/(c - 1):

N° de sacos =

E=A+B

100,000 lt = 1773 56.4 Lt/saco

44.-PRINCIPALES FUNCIONES TRIGONOMÉTRICAS PARA TRIÁNGULO RECTÁNGULO. B

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Sen. A = Cateto Opuesto al <A = CB Hipotenusa AB AC Cos A = Cateto Adyacente al <A = AB Hipotenusa CB Tg A = Cateto Opuesto al <A = Cateto adyacente al <A AC 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:

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Sen A = 40.0m = 0.5548 72.1 B

72.1 M.

40.0M

< A = ang. Sen. 0.5548 < A =33° 40’ = 33.66° < B = 90 - 33.66 = 56.34° (PROPIEDAD II) X Cos A = 72.1 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. C = B + R (T+t) M

t = 0.0025 x P

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.

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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 - $600,000.00 Costo de equipo 8000.0 $/h. Tiempo perforando - 90 h. Tiempo de viaje 9 h. 1

C= 600,000 +8000 (90 +9) 200.0

2 C= 600,000 +8000 x 99 200 3 C= 600,000 + 792,000 200 4 C =$6,960.0/In

46.-TIEMPO REQUERIDO DE UNA BARRENA PRÓXIMA, PARA OBTENER EL MISMO COSTO POR METRO (TIEMPO PARA SALIR A MANO). B2 + R x t1 C1 x (M1) -R ( T1)

M2=

( MT

(

T2 =

x T2

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Donde: T2 = Tiempo mínimo que debe perforar la barrena que se va a usar para obtener el mismo costo por metro, en h (sin cambio de formación). B2 = Costo de la barrena que se va a usar, en $. R = Costo del equipo, en $/h. t1 = Tiempo de viaje redondo, en h. C1=Costo por metro de la barrena anterior, en $/m. M1=Intervalo perforado de la barrena anterior, en m. T1= Tiempo empleado en perforar (M1), en h. M2=Intervalo mínimo por perforar, en m. 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 (M1/T1) cuando convenga.

47.- TIEMPO MÁXIMO PERMISIBLE PARA QUE EL COSTO NO AUMENTE. TM= 60 x C R Donde: TM= Tiempo máximo permisible en la barrena para que el costo no aumente, en min/m, C = Costo obtenido hasta el momento del cálculo, en $/m. R = Costo del equipo en $/h.

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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 ocasionado 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 Costo por m. $175.4/h Penetración - 6’/m. Costo del equipo-1,250/h. TM =60 x 175.4 1250.0 TM= 8.4´/m.

Prof-2195.0 m. Costo por m. $174.90/m. Penetración -7.5’/m. TM=60 x 174.90 1250.0 TM= 8.4´/m.

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

48.-TORQUE DE UNA T.P. T = H.P. x 5250 R.P.M. Donde: T

= Torque (aproximado) aplicado a una T.P. Durante 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). 57.72 (D2H - D2P) Q= DH x DL Donde: Q = Gasto mínimo recomendable, en gal/min. DH= Diámetro del agujero, en pulg. DP= Diámetro de T.P., en pulg. DL = Densidad del lodo, en gr/cm3.

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Ejemplo: Bna.-91/2”. T.P.= 4 ½”. Lodo-1.35 gr/cm3. 1

57.72 (9.5 - 4.5 ) Q= 9.5 x 1.35 3

Q = 57.72(90.25-20.25) 12.825

Q = 57.72 x 70 12.825

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

50.-VOLUMEN DE UN TANQUE CILÍNDRICO EN POSICIÓN HORIZONTAL. 2

V=1.33 Xh X L

D -0.608 h

Donde : D= Diámetro del tanque, en m. V= Volumen de un taque cilíndrico, en m3. 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:

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Largo - 4.5 m. Diámetro - 2.5 m. Altura del nivel de combustible 1.60 m. 1

V= 1.33 x 1.602 x 4.5

2 V= 1.33 x 2.56 x 4.5 3 4

2.5 - 0.608 1.60 1.5625 -0.608

V= 1.33 x 2.56 x 4.5 x 0.9769 =14.968 V=15.0 m

51.-DIÁMETRO DE ESTRANGULADOR. De= 6.19

DL X Q P

Donde: De = Diámetro del estrangulador, en 64 avos. 3 DL = Densidad del fluido, en gr/cm . Q = Gasto de la bomba, en gal/min. 2 P = Presión en el estrangulador, en Kg/cm . Ejemplo: Gasto-190 gal/min. Lodo-1.35 gr/cm3. 2 Presión a través del estrangulador-70 kg/cm .

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De = 6.19

1.35 x 36,100 70

De = 6.19

1.35 x 1902 70

696.2

26.38 = 6.19 x 5.136 = 31.79 De = 32/64”

52.-DISMINUCIÓN DE LA DENSIDAD EN UN FLUIDO AGREGANDO AGUA O ACEITE CONSERVANDO EL VOLUMEN CONSTANTE. V= DL - Df x V1 DL -Da Donde: V= Volumen del fluido por reemplazar con agua o aceite, para disminuir la densidad, en m3 o lts.

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DL= Densidad del fluido, en gr/cm . Df= Densidad que se desea obtener, en gr/cm3. Da= Densidad del agua ó aceite, en gr/cm3. 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 circulación 240.0 m3 de lodo ? 3 3 V= 1.45 -1.40 x 240.0 = 26.66 m =27 m 1.45-1.0 V = ((B - C)/(B - 1))xL :

53.-TIPO DE FLUJO INVASOR EN EL POZO. Lb = LD.C. +Vp - Va , agujero sin tubería Lb = Vp Ca CT.P. X = D1 -

(PT.R. - PT.P.) x 10 Lb

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

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Donde: Lb= Longitud del fluido invasor, en m. LD.C-= Longitud de D.C., en m. Vp = Aumento de volumen en las presas, en Lts. Va= Volumen anular, en D.C. y agujero, en Lts. CT.P.= Capacidad anular en T.P., en Lts/m. 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 . PT.R. = Presión de cierre en T.R., en Kg/cm2. 2 PT.P. = Presión de cierre en T.P., en kg/cm .

54.-PRESION INICIAL Y FINAL DE CIRCULACIÓN EN EL CONTROL DE UN BROTE. P.I.C = PT.P. + Pr

P.F.C. =

Dc x Pr D1

Donde: P.I.C.= Presión inicial de circulación, en kg/cm2. PT.P. = Presión en t.P., en kg/cm2. 2 Pr = Presión reducida de bombeo, en kg/cm (Bomba a media velocidad). P.F.C.= Presión final de circulación, en kg/cm2 (de barrena a la superficie con Dc). 3 Dc = Densidad de control, en gr/cm . 3 D1 = Densidad del lodo, en gr/cm .

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55.-DENSIDAD DE CONTROL. Dc = Pt.p. x 10 + D1 +Ms Prof Donde: Dc = Densidad de control, en gr/cm3. Prof = Profundidad, en m. D1 = Densidad del lodo, en gr/cm3. Ms = Margen de seguridad, en gr/cm3. 2 Pt.p. = Presión de cierre en t.p., en Kg/cm . Nota: Si se toma la presión de cierre T.R. es conveniente, no dar el margen de seguridad, ya que se obtiene una densidad mayor que la real.

56.-PUNTO LIBRE. L= 40.09 x Wt.p x e T2-T1 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.

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57.-EL EXPONENTE “d”. d=

Log( 3.28/N x R) Dc = d x Gradiente normal log. (0.0264 x w/D) D1

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. D1 = Densidad del lodo, en gr/cm3. Ejemplo: Prof-2100.0 Rotaria.140 r.p.m. Penetración.-24 min/m

Bna. 12 1/4” 3 Lodo.-1.50 gr/cm Gradiente normal 1.08 gr/cm3

P.S.B..-12 tons 3.28 140 x 24 = d= = - 3.010 = = 1.89 d = log. 0.0264 x 12 - 1.587 12.25 Log

dc = 1.36

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58.-DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN. 1

L1=

Rt1-(wdc +mpj) wtpl x Ff 3

L3=

L2=

Rt2 - Rt1 Wtp2x Ff

Rt3 - Rt2 Wtp3 x Ff

Donde: L1

= Longitud de T.P. de la primera sección de menor grado o resistencia, en m. Rt1 = Resistencia a la tensión de T.P. de la primera sección, en Kg. Wdc = Peso de los D.C. en el lodo, en kg. Mpj = Margen para jalar, en kg. Wtp1 = Peso ajustado de t.p. De la primera sección, en kg/m. Ff = Factor de flotación. L2 = Longitud de T.P. de la primera sección de resistencia inmediata de la primera, en m. Rt2 = Resistencia a la tensión de T.P. de la segunda sección, en kg. Wt2 = Peso ajustado en t.p. De la segunda sección, en kg/m.

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59.-CALCULO DE LA RELACIÓN ACEITE/AGUA. Relación aceite/agua. Aceite = Ld x 100 Agua= La x 100 Ld + La Ld + La Donde: Ld = Lectura de aceite diesel, en % (Retorta). La = Lectura de agua, en % (Retorta).

60.- POTENCIA MÁXIMA EN LA BARRENA. Hmax =

x Db2 x

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 INSERTOS. T= 8 x B L

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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 PERFORACIÓN. Vj =

500 x Vp 1.52 + Vp

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

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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=DXV Donde: P = Peso del material, en gr, Kg o Ton. D= Densidad, en gr/cm3 ( 1 gr/cm3 = 1 Kg/Lt = 1 Ton. / 3 m ). 3 3 V= Volumen del material, en cm Lts. o m . (De acuerdo a la unidad de volumen se elige la unidad de peso para el resultado).

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Ejemplo: Se requiere conocer el peso de 30.0 m3de aceite Diesel 3 de 0.86 gr/cm . P= 0.86 x 30.0 = 25.8 TONS

26 Tons.

65.-PROFUNDIDAD VERTICAL Y DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL EN POZO DIRECCIONAL (ángulo promedio). =

1+ 2

1ra. Estación

X 2da. Estación.

y = Lc x cos x = Lc x sen

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Donde: =ángulo promedio de inclinación entre dos estaciones consecutivas, en grados. 1=ángulo de inclinación de la primera estación, en grados. 2=ángulo de inclinación de la segunda estación, en 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: Estación

1 2 3

Prof.desvi Long.Cur Angulo ada en so en m. Grados m. 150.0 220.0 70 11 282.0 62 15 358.0 76 18

Angulo Prof. Promedio Vertical M. 150.0 5.50 219.67 13.0 280.08 16.5 352.95

Desplaza miento Hor. en M. 6.71 13.94 21.58

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

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66.-DENSIDAD EQUIVALENTE PRUEBA DE GOTEO.

UNA

De = D1 + Pr x 10 Prof Donde: 3

De = Densidad equivalente, en gr/cm . 3 D1 = Densidad del fluido, en gr/cm . Pr = Presión de ruptura, en kg/cm2. Prof= Profundidad de la zapata, en m.

67.-FUERZA QUE MANTIENEN PEGADA A LA TUBERÍA POR PRESIÓN DIFERENCIAL. Fa = La x a x Prof (D1 - 1.08) 10 Ft = 0.314 x Dt x L x prof (D1-1.08) 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. 3 D1=Densidad del lodo, en gr/cm .

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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) Densidad 0.85 1.00 Gr/cm3

1.05

1.10

1.15

1.20

1.25

1.30

1.35

1.40

Factor de Flot (Ff ) 0.892 0.873 0.866 0.860 0.853 0.847 0.840 0.834 0.828 0.822

1.45 1.50

1.55

1.60

1.65

1.70

1.75

1.80

1.85

1.90

1.95

0.815 0.809 0.802 0.796 0.790 0.783 0.777 0.770 0.764 0.758 0.751

2.00 2.05

2.10

2.15

2.20

2.25

0.745 0.739 0.732 0.726 0.280 0.713

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Tabla 2. DENSIDAD DE ALGUNOS MATERIALES Barita Bentonita Arcilla Caliza Cemento Acero

4.0 -2.3 -2.5 -2.7 -3.1 -7.85 -

4.5 2.4 2.7 2.9 3.2

gr/cm3 gr/cm3 gr/cm3 gr/cm3 gr/cm3 gr/cm3

Aluminio Dolomita Cuarzo Yeso Sal Agua

2.6 2.8 - 3.0 2.65 2.30 2.16 1.00

Tabla 3. RESISTENCIA DE MATERIALES GRADO TUBERIA D E X G S

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RESISTENCIA A LA TENSION MATERIAL (PUNTO GEDENTE) 55,000 Lbs/pulg2 75,000 Lbs/pulg2 95,000 Lbs/pulg2 105,000 Lbs/pulg2 135,000 Lbs/pulg2

gr/cm3 gr/cm3 gr/cm3 gr/cm3 gr/cm3 gr/cm3

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Tabla 4. PESOS DE TUBERÍA EN PERFORACIÓN D.E. PULG.

D.I. PULG.

PESO LBS/PIE RyC

P.L.

PESO KG/M R. Y C.

P.L.

2 3/8

1.995 1.815

4.85 6.65

4.43 6.26

7.22 9.90

6.56 9.31

2 7/8

2.441 2.151

6.85 10.40

6.16 9.72

10.20 15.49

9.15 14.46

3½

2.992 2.764 2.602

9.50 13.30 15.50

8.81 12.31 14.63

14.15 19.81 23.09

14.20 18.32 21.77

3.476 3.340 3.240

11.85 14.00 15.70

10.46 12.93 14.69

17.65 20.85 23.38

15.56 19.29 21.86

4½

3.958 3.826 3.640

13.74 16.60 20.00

12.24 14.98 18.69

20.48 24.73 29.79

18.26 22.27 27.77

4.276 4.000

19.50 25.60

17.93 24.043

29.05 38.13

26.70 35.76

51/2

4.778 4.670

21.90 24.70

19.81 22.54

32.63 36.79

29.43 33.57

T.P. EXTRAPESADA (H.W.) D.E. PULG.

D.I. PULG.

PESO LBS/PIE R. Y C.

PESO KG/M R. Y C.

3½ 4 4½ 5

2 1/16 2 9/16 2 3/4 3

26 28 42 50

38.74 41.72 62.58 74.50

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BS/GAL 10.0 10.4 10.8 11.3 11.7 12.1 12.5 12.9 13.3 13.8 14.2 14.5 15.0 15.4 15.8 16.3 16.7 17.2 17.5 18.0 18.3 18.7 19.1

Vm Sgs. 40 40 42 44 46 48 50 51 53 55 56 58 60 61 63 65 66 68 70 72 73 75 76

12 14 15 16.5 18.5 20 22 26 28.5 29.5 32 35 38 41 44 46.5 49.5 52.5 56.5 59.5 63.5 68.0 73.0

V.P. CPS 16 18 20 22 22 26.5 29 30.5 34 36.5 38.5 41.5 46.0 48.0 51.0 54.5 57.5 61.5 65.0 69.0 74.0 79.0 85.0

PC LBS/100Ft.2 2.5 7 3.5 8 4.5 9 5 9 5.5 10 6.0 10.5 6.5 11.0 7.0 12.0 7.5 12.5 7.5 13.0 8.0 14.0 8.5 14.5 9.0 15.5 10.0 16.5 10.5 17.5 11.0 18.5 12.0 19.5 13.0 20.5 14.0 22.0 15.5 24.0 17.5 25.5 19.5 28.5 22.0 31.5

12 14 15 16.5 18.5 21.0 22.0 22.5 23.5 24.5 25.0 26.5 27.5 29.0 30.0 31.0 32.0 33.0 34.5 35.5 37.0 38.5 40.5

SOLIDOS 0/0 volumen 16 18 19 20.5 22 24 24.5 26.0 26.5 28.0 29.0 30.0 31.5 32.5 34.0 35.0 36.5 37.5 39.5 41.0 43.0 44.5 46.5

Tabla 5. CONDICIONES OPTIMAS DE UN LODO CONVENCIONAL (BASE AGUA) CONTROLADA CON EL VISCOSIMETRO “FANN”.

D Cc/c.c. 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50 1.55 1.60 1.65 1.70 1.75 1.80 1.85 1.90 1.95 2.00 , 2.05 2.10 2.15 2.20 2.25 2.30

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

J API 45 49 53 57 65 73

5 8 5 7/8 8 6 5/8 8 8½ 8 11 1/2 12 13 3/4 12 17 16 19 1/2 20 23 3/4 20 28 ½ 24 37 ½ 20

B F Pulg. No. 10 5/8 12 13 12 15 1/4 16 17 3/4 16 22 ½ 20 27 24

5/8 3/4 3/4 7/8 1 1 1/8 1 1/4 1 1/4 1½ 1 5/8 1 3/4

H Pulg. 7/8 1 1 1/8 1 1/4 13/8 1½

4½ 5 5 1/4 6 7 8 8 3/4 9 10 1/4 11 3/4 13 3/4

G Pulg. 6½ 7 3/8 8 1/8 9 9 3/4 10 3/4

2 1/16 2 9/16 3 1/8 4 1/16 7 1/16 9 11 13 5/8 16 3/4 21 1/4 26 3/4

D Pulg. 7 1/16 9 11 12 1/8 15 ½ 20

E Pulg. 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 ½

I Pulg. 1 15/16 2 3/16 2 7/16 2 9/16 2 13/16 3 1/8

23 26 31 37 45 49 53 57 65 73

C Pulg. 8 5/16 10 5/8 12 3/4 15 18 1/2 23

A Pulg. 12 ½ 15 17 ½ 20 ½ 25 ½ 30 ½

5/16 7/16 9/16 13/16 3/16 ½ 13/16 15/16 5/16 7/8 31/32

6 7

3 1/8 4 1/1 5 1/8 7 1/16 9 11 13 5/8 16 3/4 20 3/4 26 3/4

Bx167

1 1 1 1 2 2 2 2 3 3 4

8 9 9½ 10 ½ 11 3/4 14 ½ 17

Int . Br ida nom ina l

7/8 1 1/8 1½ 1 1/8 1 3/8 1 3/8 1 3/8 1 5/8 2 2

Can tida d to rnil los Diá me tro tor nill os Lar go 71/2 8 91/2 8 11 8 121/2 12 15 ½ 12 18 ½ 16 21 20 24 ½ 20 29 ½ 20 39 3/8 24

7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 ½ 29/32

6½ 7½ 8 1/4 10 3/4 14 16 1/2 20 22 27 32 41

4 7/8 5 7/8 7 1/8 8 5/16 10 5/8 12 3/4 15 18 1/4 23

3 1/4 4 4 7/8 5 7/8 8 5/16 10 5/8 12 3/4 15 18 1/4 23

2 2 1/2 3 4 6 8 10 12 16 20 26 3/4

13/16 1/16 5/16 ½ 13/16 1/16 7/16 15/16 3/4 11/32

Presión Diámetro De Nominal Trabajo Pulg. 6 0.960 8 Serie 10 400 12 16 20

2M Serie 600

3M Serie 900

1 2 2 2 2 3 3 3 4 6

Ti p oA nill o 31 37 41 45 49 53 57 66 74 168

9½ 11 ½ 13 3/4 15 18 ½ 21 ½ 24 27 3/4 33 3/4 43 3/8

Esp eso r

7/16 7/16 15/32 7/16 7/16 7/16 7/16 5/8 3/4 1 1/64 3 4 5 1/8 6 8 10 12 16 3/4 20 26 3/4

Ext .

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DATOS PRINCIPALES DE UNA BRIDA A.P.I.

PRESIÓN DIAM. A I DE NOMIN. TRABAJO PULG. PULG. PULG. 1 11/16 7 3/16 1 21/32 1 13/16 7 3/8 1 21/32 2 1/16 7 7/8 1 47/32 2 9/16 9 1/8 2 1/64 3 1/16 10 1/8 2 19/64 4 1/16 12 7/16 2 49/64 5 1/8 14 1/16 3 1/8 7 1/16 18 7/8 4 1/16 9 21 3/4 4 7/8 11 25 3/4 5 9/16 13 5/8 30 1/4 6 5/8 16 3/4 34 5/16 6 5/8 18 3/4 40 15/16 8 25/32 21 1/4 45 9 1/2

10m

1 11/16 1 13/16 2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 7 1/16 9 11 13 5/8

15m

1 13/16 2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 7 1/16

20m

7 5/8 1 3/4 8 3/16 1 25/32 8 3/4 2 10 2 1/2 11 5/16 2 17/32 14 3/16 3 3/32 19 7/8 4 11/16 25 3/4 5 3/4 32 7 3/8 34 7/8 7 7/8

PULG. PULG.

J API

No.

PULG.

No.

2 7/16 2 9/64 Bx 150 2 19/32 15/32 151 2 57/32 1/2 152 3 1/2 9/16 153 4 5/64 39/64 154 5 15/64 4 5/64 155 Bx 169 8 19/32 59/64 Bx 156 10 47/64 1 3/64 157 12 59/64 1 5/32 158 15 3/4 1 9/32 159 45/64 Bx 162 1 19/64 Bx 164 1 3/4 Bx 166 2 7/16 2 19/16 2 57/64 3 1/2 4 5/64 8 19/32

10 1/8 2 1/2 11 5/16 2 13/16 12 13/16 3 1/8 14 1/16 3 3/8 17 9/16 4 3/16 25 13/16 6 1/2

No. + A. P. I

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

5 9/16 5 3/4 6 1/4 7 1/4 8 1/2 10 3/16 11 13/16 15 7/8 18 3/4 22 1/4 26 1/2 30 9/16 36 7/16 40 1/4

PULG. PULG. 5 5 5 1/4 6 6 3/4 8

D PULG

8 8 8 8 8 8 12 12 16 16 20 24 24 24

3/4 3/4 3/4 7/8 1 1 1/8 1 1/8 1½ 1½ 1 1/3 1 7/8 1 7/8 2 1/4 2 1/2

11 1/4 13 15 17 1/4 17 1/2 22 1/2 24 1/2

1 11/16 1 13/16 2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 5 1/8 7 1/16 9 11 13 5/8 16 3/4 18 3/4 21 1/4

29/64 15/32 1/2 5/16 39/64 45/64 59/64 1 1/32 1 5/32

Bx 150 6 151 6 5/16 152 6 7/8 153 7 7/8 154 9 1/16 Bx 155 11 7/16 156 16 7/16 Bx 157 21 3/4 158 28 159 30 3/8

8 8 8 8 8 8 16 16 20 20

3/4 7/8 7/8 1 1 1/8 1 3/8 1 1/2 1 7/8 2 2½

5 1/4 5½ 6 6 3/4 7 1/2 9 1/4 12 3/4 15 3/4 19 ½ 18 ½

2 11/16 1 13/16 2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 7 1/16 9 11 13 5/8

5/32 1/2 5/16 39 /64 45/64 59/64

Bx 151 152 153 154 155 156

8 8 8 8 8 16

1 1 1/8 1 1/4 1 3/8 1 3/4 2

7 1/2 8 1/4 9 1/4 10 12 1/4 17 1/2

1 13/16 2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 7 1/16

8 9 1/16 10 5/16 11 5/16 14 1/16 21 13/16

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 7. PESO DE LASTRABERRENAS

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

CONTAMINANTE

FORMULA QUIMICA

ANHIDRITA O YESO

CEMENTO O CAL

BACTERIAS O BICARBONATO

CLORURO DE SODIO

CaSO4

Ca(OH)2

NaHCO3

NaCl

Aumenta

PROPIEDADES QUE AFECTAN:

Viscosidad plástica Punto de Cedencia Gelatinosidades pH

Aumenta

Aumenta Baja

Aumenta

Baja

Filtrado API

Aumenta

Dureza Total

Aumenta

Baja

Salinidad

Aumenta

Baja

Aumenta

Baja

Aumenta

Baja

Mf Densidad

Aumenta

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

Aumenta

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

CONTAMINANTES MAS COMUNES Y SUS EFECTOS EN LOS FLUIDOS BASE AGUA

Continuación de la tabla anterior Contenido de Sólidos Contenido de Aceite Contenido de Agua Capacidad de Intercambio catiónico (Prueba con azul de Metileno). TRATAMIENTO: Contaminación excesiva Ligeramente Contaminado

Cambiar a fluido de yeso Soda Ash, CLS

Cambiar a fluido de cal

Cromolignito y cal

Fluido salado

Bicarbonato de sodio y Cromolignito o CLS

Cromolignito y cal

CLS, sosa cáustica

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

CONTAMINANTES MAS COMUNES Y SUS EFECTOS EN LOS FLUIDOS BASE AGUA

Continuación de la tabla anterior

CLORURO DE CALCIO CaCl2

ACIDO SULFHIDRICO

SÓLIDOS PERFORADOS

ACEITE

H2S

BIOXIDO DE CARBONO CO2

Aumenta

Baja Aumenta

Baja

Aumenta

Baja

Aumenta

Aumenta Aumenta Baja

Baja

Baja Aumenta Puede Aumentar

Baja

Aumenta

Baja Aumenta

Baja Aumenta Fluido Salado

CLS, soda Ash y sosa Cáustica

Sosa cáustica, CLS

Agua, sosa cáustica, CLS

Diluir Densificar

Sosa cáustica

Sosa cáustica, CLS

Sosa Cáustica,CLS, equipo de control de Sólidos

Densificar

Sosacáustica

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

y cal

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 9.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 10.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

Tabla 11.

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 12. TABLA DE CONVERSIONES SISTEMA METRICOI DECIMAL- SISTEMA INGLES

UNIDAD DE LONGITUD

DE -- PIES DE -- PIES DE -- PIES DE -- PIES DE -- PULGS DE -- PULGS DE -- PULGS DE -- PULGS DE -- MTS. DE -- MTS. DE -- CMS. DE -- CMS. DE -- MM. DE -- MILLA DE --ANGSTROM(A) DE -- 64avos de pulg.

-- A -- MTS -- A -- CMS -- A -- MM -- A -- PULG -- A -- MTS -- A -- CMS -- A -- MM -- A -- PIES -- A -- PIES -- A -- PULGS -- A -- PIES -- A -- PULGS -- A -- PULGS -- A -- KM. -- A -- CM

-- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --

0.3048 30.48 304.8 12 0.0254 2.54 25.4 0.0833 3.28 39.37 0.0328 0.3937 0.03937 1.609 108

-- A -- MM

-- MULTIPLIQUE -- POR --

0.4

UNIDAD DE SUPERFICIE

DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE

------------

PIES2 PIES2 PIES2 PULGS2 PULGS2 PULGS2 CM2 CM2 M2 M2 M2

------------

A A A A A A A A A A A

------------

PULGS2 CM2 M2 PIES2 CM2 M2 PULGS2 PIES2 PULGS2 PIES2 CM2

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

144 929.03 0.0929 0.0069 6.4516 0.000645 0.155 0.001076 1550.3 10.76 10,000

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

TABLA DE CONVERSIONES SISTEMA METRICOI DECIMAL- SISTEMA INGLES Continuación de la tabla anterior UNIDAD DE PESO O FUERZA

DE DE DE DE

-----

Lbs Lbs Lbs Lbs

DE -- Kgs DE -- Lbs/pie DE -- KGS DE -- Grs DE -- Tons. (Métrica) DE -- Tons. (larga) DE -- Tons. (corta o neta) DE -- Tons. (corta o neta) DE -- Tons. (Métrica)

-----

A A A A

-- GRS. -- KGS. -- TONS. - NEWTON (NW) -- A -- Lbs -- A - Kgs/Mts -- A -- NEWTON -- A -- Lbs -- A -- Lbs

-- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --

453 0.453 0.000453 4.448

-- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --

2.205 1.49 9.807 0.0022 2205

-- A -- Lbs

-- MULTIPLIQUE -- POR --

2240

-- A -- Lbs

-- MULTIPLIQUE -- POR --

2000

-- A -- Tons. (métrica) -- A -- Kg.

-- MULTIPLIQUE -- POR --

0.907

-- MULTIPLIQUE -- POR --

1000

UNIDAD DE DENSIDAD

DE DE DE DE DE DE DE DE DE

----------

grs/cm3 grs/cm3 Kg/m3 Lbs/pies3 Lbs/gal Lbs/gal Lbs/pies3 Lbs/pulg3 Lbs/pies3

-- A -- Lbs/pie3 -- A -- Lbs/gal -- A -- grs/cm3 -- A -- gr/cm3 -- A -- gr/cm3 -- A -- Lbs/pie3 -- A -- Lbs/gal -- A -- grs/cm -- A -- Kg/m3

62.5 8.33 0.001 0.0160 0.12 7.51 0.133 27.68 16.02

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

TABLA DE CONVERSIONES SISTEMA METRICOI DECIMAL- SISTEMA INGLES Continuación de la tabla anterior

UNIDAD DE PRESIÓN

DE -- Lbs/pulg2 (P.S.I) DE -- Kg/cm2 DE -- Aim DE DE DE DE

-----

Aim Aim Aim Aim

-- A -- Kg/cm2

-- MULTIPLIQUE -- POR --

0.0703

-- A -- Lbs/ Pulgs2 -- A -- Lbs/ pulgs2 -- A -- MMHg -- A -- Pulg Hg -- A -- pie H2O -- A -- Kg/cm2

-- MULTIPLIQUE -- POR --

14.2

-- MULTIPLIQUE -- POR --

14.7

-- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --

760 29.92 33.94 1.034

UNIDAD DE POTENCIA

DE -- H.P (caba- -- A -- Kilowatss llo de fuerza) DE -- C.V. (Caba- -- A -- Kgm/seg. llo de vapor) DE -- H.P. -- A -- Kgm/seg. DE -- H.P. -- A -- C.V. DE -- H.P. -- A --Lbs.pie/seg DE -- Kilowatt. -- A -- Watts DE -- Lbs.pie/seg. -- A -- Watts

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

-- MULTIPLIQUE -- POR --

0 .7457

-- MULTIPLIQUE -- POR --

-- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --

76 1.0139 550 1000 1.356

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

TABLA DE CONVERSIONES SISTEMA METRICOI DECIMAL- SISTEMA INGLES Continuación de la tabla anterior

UNIDADES DE VOLUMEN

DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE DE

-----------------------------

LITROS LITROS LITROS LITROS PULG3 PULG3 BRL. BRL. BRL. BRL. GAL GAL GAL GAL GAL M3 M3 M3 M3 M3 M3 PIES3 PIES3 PIES3 PIES3 PIES3 CM3 CM3

-- A-- PULGS3 -- A -- GAL -- A -- PIES3 -- A -- GAL -- A -- CM3 -- A -- M3 -- A -- GAL -- A -- LTS -- A -- M3 -- A -- PIES3 -- A -- LTS -- A -- M3 -- A -- BRL -- A -- CM3 -- A -- PIES3 -- A -- LTS -- A -- CM3 -- A -- ML. -- A -- PIES3 -- A -- BRL. -- A -- GAL . -- A -- M -- A -- LTS. -- A -- BRL. -- A -- CM3 -- A -- GAL. -- A -- PIES -- A -- GAL.

-- MULTIPLIQUE -- POR -61.02 -- MULTIPLIQUE -- POR -0.2642 -- MULTIPLIQUE -- POR -0.03531 -- MULTIPLIQUE -- POR -0.2642 -- MULTIPLIQUE -- POR -16.39 -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0000163 -- MULTIPLIQUE -- POR -42 -- MULTIPLIQUE -- POR -159 -- MULTIPLIQUE -- POR -0.159 -- MULTIPLIQUE -- POR -5.6 -- MULTIPLIQUE -- POR -3.785 -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.003785 -- MULTIPLIQUE -- POR -0.0238 -- MULTIPLIQUE -- POR -3785 -- MULTIPLIQUE -- POR -0.133 -- MULTIPLIQUE -- POR -1000 -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000,000 -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000,000 -- MULTIPLIQUE -- POR -35.31 -- MULTIPLIQUE -- POR -6.28 -- MULTIPLIQUE -- POR -264.2 -- MULTIPLIQUE -- POR -0.0283 -- MULTIPLIQUE -- POR -28.3 -- MULTIPLIQUE -- POR -0.178 -- MULTIPLIQUE -- POR -- 28316.84 -- MULTIPLIQUE -- POR -7.54 -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0000351 -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0002642

UNIDAD DE GASTO

DE DE DE DE DE DE

-------

BRL/HR BRL/HR BRL/DIA BRL/MIN PIES3/MIN GAL/MIN.

-- A -- PIES3/MIN -- A -- GAL/MIN -- A -- GAL/MIN -- A -- LTS/MIN -- A -- GAL/MIN -- A -- LTS/MIN

-- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --

0.0936 0.7 0.02917 159 7.481 3.7854

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

TABLA DE CONVERSIONES SISTEMA METRICOI DECIMAL- SISTEMA INGLES Continuación de la tabla anterior UNIDAD DE TORSION

DE -- Lbs.pie DE -- Lbs.pie

--- Kg.m ---Nw.m

-- MULTIPLIQUE -- POR --- MULTIPLIQUE -- POR --

0.1382 1.356

FORMULA DE TORQUE T= F x D Donde: F = Fuerza o jalón, en Lbs d = 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 F =T d

40,000 = 11,428 Lbs 3.5

TEMPERATURA °C = °F - 32 1.8

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

°F = °C x 1.8 + 32

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

°C = Temperatura, en grados centígrados °F = Temperatura, en grados Fahrenheit 1 Calorías = El calor necesario para elevar la temperatura 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 1.609

80 Km a millas

49.72 millas.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

Densidad (gr/cm3)

Viscosidad Plástica (cps)

Punto de Cedencia (lb/100 pie2)

Relación: 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

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

40.5 41.3 39.8

(138´)

42.0

30.4

11.0

NUMERO DE METROS POR CORTAR

19.0

22.0

17.0

18.0

22.0

18.0

23.0

25.0

19.0

23.0

27.0

18.0

24.0

26.0

12.0

24.0

26.0

23.0

26.0

23.0

25.0

27.0

24.0

27.0

34.0

20.0

16.0

35.0

20.0

16.0 12.0

18.0

35.0

34.0

27.0

33.0

279.4 330.2 355.6 406.4 457.2 508.9 588.8 609.6 660.4 711.2 762.0 812.8 863.0 914.4 (11") (13") (14") (16") (18”) (20") (22") (24") (26") (28") (30") (32") (34") (36")

DIAMETRO DEL TAMBOR EN MILIMETROS Y PULGADAS

Tabla 14. LONGITUDES (METROS) RECOMENDADAS PARA LOS CORTES DE CABLE DE ACUERDO CON LA ALTURA DEL MASTIL Y DEL DIAMETRO DEL TAMBOR

44.5

Altura del mástil ó torre en metros y pies.

(186')

56.8 43.1 43.5

(133´) (135´)

(141´) (145´) (146´)

40.5 39.2

(100´)

(133´) (129´) (131´)

(96´)

(94´)

28.5 29.2

(87´)

20.5 20.0 (66´)

NOTA: Se pueden hacer varios deslizamientos, antes del corte, siempre y cuando la suma de las longitudes sea igual la longitud del corte recomendado. Se debe tener mucho cuidado de que los puntos de cruce y carga no se repitan. Esto se puede lograr evitando que los cortes sean múltiplos de la circunferencia del tambor o de los puntos de carga.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 15. DATOS DE HERRAMIENTA DYNA-DRILL. DATOS DIMENSIONALES DE LA HERRAMIENTA. DYNA - DRILL DIAMETRO (D) D.E. - plg 1 ¾ M.S 2 3/8 M.S 3 7/8 DD 5 DD 6 1/2 D.D 7 ¾ D.D 9 5/8 D.D. 5 S.H. 6 ½ S.H. 7 3/4 S.H.

DIAMETRO AGUJERO (D1) Dia - plg

LONGITUD (L) Pies

1 7/8 a 2 15/16 2 3/4 - 4 4 5/8 -8 ½ 6 -7 7/8 8 3/8 - 9 7/80 9 7/8 - 12 ¼ 12 ¼ - 17 ½ 6 - 7 7/8 8 3/8 - 9 7/8 9 7/8 - 12 ¼

8.2 9.7 19.2 19.7 19.6 21.0 26.4 23.9 24.1 24.5

CONEXIÓN -DIAMETRO Y TIPO PESO Lbs

DOBLE (Caja arriba)

47 100 465 844 1422 2222 4147 944 1807 2802

AW ROD CONN. BW ROD CONN. 2 7/8 PI REG 3 ½ API REG 4 ½ API REG 5 ½ API REG 6 5/8 API REG 3 ½ API REG 4 ½ API REG 5 ½ API REG

VALVULA DE PASO

SUSTITUIDO NORMAL DE LA BARRENA (Caja Abajo)

AW ROD CONN BW ROD CONN 2 7/8 API REG 3 ½ API REG 5 ½ API REG 6 5/8 API REG 7 5/8 API REG 3 ½ API REG 4 ½ API REG 6 7/8 API REG

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.

DATOS DE OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA. DYNA DRILL DIAMETRO D.E. - plg

VOLUMENES RECOMENDADOS GPM

PRESION DIFERENCIAL RECOMENDADA PSI

VELOCIDAD APROXIMADA DE LA BARRENA RPM

TORQUE APROXIMADO Pies-lb

1 ¾ M.S.

250

875

8.8

2 3/8 M.S.

1000

1100

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

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

5 S.H.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Conexión Máxima presión Rango de Diferencial,PSI. velocidad de Barrena.

225

180

580

200 - 510

270 - 680

340 - 855

940

380

240

7 - 7/8"-9-7/8"

6" - 7 -7/8"

4-1/4"-57/8"

23.8

21.9

17.5

16.8

3960

2420

1760

680

400

Peso. Lbs.

425

8 - 3/8"-10 5/8"

24.9

Diámetro de Longitud. agujero recopie. Mendado

100

9 - 1/2"- 12 1/4"

Máximo H.P.

2 -7/8"Reg

165

1080

12- 1/4"- 17 1/2"

Torque aproximado, Lbs - pie.

Tabla 16. DATOS DE HERRAMIENTA NAVI - DRILL

Gasto de bomba G.P.M.

3 -1/2"Reg

190 - 480

120

Sustituto de la barrena. (caja inferior

2 - 7/8" Reg

4- 1/2"Reg

465

142

Válvula de paso doble (caja superior)

3 - 1/2" Reg

475

1550

Diámetro de Herramienta (D.E.)

3 - ¾"

4 - 1/2" Reg

190

2170

R.P.M.

4 - ¾"

4- 1/2"Reg

160 - 400

max.

6 - ¼" 4 - 1/2" Reg

135 - 340

Min.

6 - ¾"

465

5940

465

26.0

580

17- 1/2" - 26"

685

166

230

2960

275

115 - 290

6 - 5/8"Reg

465

6- 5/8"Reg

810

7 - 5/8" Reg

325

5 1/2" Reg

7 - 5/8"Reg

7 - 5/8" Reg

9 - ½" 11 - ¼"

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN Tabla 17. RESISTENCIA MECANICA DEL CABLE (CAMESA).

Diámetro pulg.

Resistencia a la ruptura. Tipo BOA.Serie 6x19.Alma de acero. Acero de arado mejorado (AAM).

Resistencia a la ruptura. Tipo COBRA. 6x19. Alma de fibra. Acero de arado mejorado (AAM).

Efectiva. Tons.

Peso. Kg./m

Efectiva. Tons.

Peso. 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

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

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

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).

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 18. CANTIDAD REQUERIDA DE ADITIVOS PARA PREPARAR 1M3 DE FLUIDO PROTEXIL - EI - IMP DENSIFICADO CON SALINIDAD DE 330,000 ppm.

DENSIDAD RELACIÓN (Gr/ml) ACEITE/AGUA

DIESEL (LTS)

SALMUERA de CaCl2 (LTS)

PREPARACION DE LA SALMUERA DE CaCl2 Kg CaCl2

BARITA (Kg)

SACOS DE BARITA DE 50KGS

lts de agua

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

447.74

218.06

96.65

191.89

1,140.38

22.81

1.90

70/30

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

CANTIDAD REQUERIDA DE ADITIVOS PARA PREPARAR 1M3 DE FLUIDO PROTEXIL - EI - IMP DENSIFICADO CON SALINIDAD DE 330,000 ppm.

Continuación de la tabla anterior DENSIDAD RELACIÓN (Gr/ml) ACEITE/AGUA

DIESEL (LTS)

SALMUERA de CaCl2 (LTS)

PREPARACION DE LA SALMUERA DE CaCl2 Kg CaCl2

lts de agua

BARITA (Kg)

SACOS DE BARITA DE 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

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

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

CLASE

Se emplea para profundidades de 3,050 m

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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. Tabla 20. APLICACIONES DE LOS CEMENTOS API API CLASIFICACION

AGUA REQUERIDA Lts/saco

A (portland)

23.36

B (portland)

DENSIDAD DE LA LECHADA (gr/cm3)

PROFUNDIDAD (m)

TEMPERATURA ESTATICA (°C)

1.87

0 -1830

26.6 - 76.6

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

H (básico)*

19.3

1.97

0 - 2440

* Puede contener aceleradores o retardadores.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

26.6 - 93.3 26.6 - 93.3

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 21. CATALIZADORES DE USO COMÚN EN EL CEMENTO

CATALIZADOR

CANTIDAD EMPLEADA % EN PESO DE CEMENTO

CLORURO DE CALCIO (CaCl2) (ESCAMAS, POLVO,. ANHIDRO) CLORURO DE SODIO

FORMAS SEMIHIDRATADAS DE YESO ( YESO DE PARIS) SILICATO DE SODIO (Na2SlO2) CEMENTO CON DISPERSANTES Y AGUA REDUCIDA AGUA DE MAR

TIPO DE CEMENTO

COMO SE EMPLEA

DE 2 a 4

CUALQUIER TIPO API

SECO O CON AGUA.

DE 3 A 10* 1.5 A 5

CUALQUIER TIPO API

SECO O CON AGUA.

20 A 100

CLASE API, A,B,C,G ó H

SOLO SECO.

1 A 75

CLASE API, A,B,C,G, ó H

SOLO O CON AGUA.

0.5 A 1.0

CLASE API A,B,C,G, ó H

SOLO O CON AGUA.

CLASE API,A,B,C,D,E,G ó H

COMO AGUA

----

DE MEZCLA. * Por ciento en peso de agua.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 22. ADITIVOS DE CONTROL DE FILTRACIÓN

TIPO Y FUNCION DEL ADITIVO

CANTIDAD RECOMENDADA

TIPO DE CEMENTO

COMO SE SE EMPLEA

POLIMEROS ORGANICOS(CELULOSA)PARA FORMAR PELÍCULAS.

DE 0.5 A 1.5 POR CIENTO

TODA CLASE

MEZCLADO EN SECO.

POLIMEROS ORGANICOS(DISPERSANTES) PARA MEJORAR LA DISTRIBUCIÓN DE PARTICULAS Y FORMAR PELICULAS.

DE 0.5 A 1.25 POR CIENTO

TODA CLASE (DENSIFICADO)

MEZCLADO EN SECO O AGUA DE MEZCLA

TODA CLASE

MEZCLADO EN SECO O CON AGUA DE MEZCLA

CARBOXIMETIL HIDROXIETIL CELULOSA PARA FORMAR PELICULAS. ADITIVOS DE LATEX PARA FORMAR PELICULAS. CEMENTO DE BENTONITA CON DISPERSANTE PARA MEJORAR LA DISTRIBUCIÓN DE PARTICULAS

DE 0.3 A 1.0 POR CIENTO

1.0 gal/sc

1.0 DE DISPERSANTE

* Por ciento por peso de cemento.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TODA CLASE

CLASE A,G, ó H

MEZCLADO EN SECO O CON AGUA DE MEZCLA.

MEZCLA POR BACHES

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 23.RETARDADORES DE USO COMUN 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 24. MATERIALES QUE SE AÑADEN COMÚNMENTE A LAS LECHADAS PARA CONTROLAR PERDIDA DE CIRCULACIÓN

TIPO

MATERIAL

NATURALEZA DE LAS PARTICULAS

CANTIDAD EMPLEADA

AGUA REQUERIDA

ADITIVOS PARA CONTROLAR PERDIDA DE CIRCULACIÓN

GRANULAR

HOJUELAS FIBROSO

GILSONITA PERLITA CORTEZA DE NOGAL CARBON CELOFAN NYLON

GRANULAR DE EXPANSION

DE 5 A 50 lb/s DE ½ A 1 cu pies/s

2gal/50lb 4 gal/cu pies

GRANULAR GRANULAR LAMINARES FIBRAS CORTAS

DE DE DE DE

0.85 gal/50lb 2 gal/50lb NINGUNA NINGUNA

1 A 5 lb/s 1 A 10 lb/s 1/8 A ½ lb/s 1/8 A ¼ lb/s

DE MATERIALES PARA CONTROLAR LA PERDIDA DE CIRCULACIÓN SEMISÓLIDO DE FRAGUADO INMEDIATO CEMENTO CEMENTO CEMENTO CEMENTO

DE YESO PÓRTLAND DE YESO DE BENTONITA + SILICATO DE SODIO

DE 10 A 20% YESO DE 10 A 25 % GEL

4.8gal/100lb 5.0gal/100lb DE 12 A16gal/s (EL SILICATO SE MEZCLA CON AGUA ANTES DE AÑADIRLE CEMENTO).

GELATINIZACION RAPIDA DIESEL BENTONITA

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

ADITIVO

PROPÓSITO

EFECTO EN EL CEMENTO

Sulfato de Bario (BaSO4 )

Para densificar el lodo

Aumenta la densidad, reduce la Resistencia.

Caústicas( NaOH, Na2, CO3, etc)

Para ajustar el pH.

Acelerador

Compuestos de Calcio (CaO, Ca (OH)2, CaCl2, CaSO4, 2H2O).

Para acondicionar el pozo y controlar pH.

Acelera el fraguado

Hidrocarburos (petróleo diesel y crudo alquilado)

Para controlar la perdida del fluido y lubricar el pozo.

Baja la densidad

Selladores (celulosa, hule....).

Para control de perdida de circulación.

Retarda el fraguado

Para dispersar los sólidos del lodo.

Retarda el fraguado

Adelgazadores (taninos, lignosulienates, quebracho, revestimientos, etc) Emulsificantes (lignosulfonaatos, alquiletileno, sulfonato de hidrocarburo).

Para formar lodos de aceite en agua o agua en aceite.

Bactericidas (fenoles substituidos, folmaldehido,etc.).

Para proteger los archivos orgánicos contra la descomposición bactericida.

Aditivos de perdida de control del fluido (cmc, almidón, guar. poliacrilamidos, lignosulfonatos.

Para reducir la perdida del filtrado, del lodo a la filtración.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

Retarda el fraguado

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

Diámetro del cable (pulg.)

Número de grapas

Espacio entre grapas. (cm.)

Longitud de cable doblado, excluyendo el ojo. (cm.)

3/8

1/2

5/8

9.5

3/4

1.1

7/8

1 - 1/8

1 - 1/4

102

1 - 3/8

137

1-½

152

El método correcto de la instalación de las grapas, es colocar sus partes curvas en la parte corta del cable.

Tabla 27. CABLES DE MANILA ( Uso general) Diámetro (pulg,)

Peso (Kg/m)

Resistencia en Kg. Máxima F.S. = 5

1/4

0.030

270

3/8

0.060

610

122

1/2

0.112

1200

240

5/8

0.198

2000

400

3/4

0.248

2450

490

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

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 28. TIPOS DE ANCLAS NATIONAL ANCLA INDICADOR DE PESO

D E EB FS G

D EB EB F G

CABLE (RECOMENDADO) Pulg.

CAPACIDAD Ton.

PESO Kg.

1 - 1/8- -1- 1/4 1 - 3/8- -1- 1/2 1 - 1/2- -1- 5/8 7/8 - -1 7/8 - -1

22.7 34.0 45.4 18.0 13.6

487 707 707 175 91

SENSOR

E80 E80 E80 E160A E190

Tabla 29. EQUIVALENCIAS DE CONEXIONES ACTUALIZADAS. 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.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

T.P. EXTRAPESADA D.E. pulg.

D.I. pulg.

Unión de T.P. Conexión D.E pulg.

3-1/2

2-1/16

NC 38

4-3/4

2-3/16

2-9/16

NC 40

5-1/4

2-11/16

13,250

4-1/2

2-3/4

NC 46

6-1/4

2-7/8

21,800

NC 50

6-1/2

3-1/8

29,400

5-1/2

D.I. pulg.

Apriete Lbs,-pie

9,900

D.E sección recalcada pulg. 4

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

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. .053 Ym LT(I/C) (Caso I ............5.81) T .038 Ym LT(I/C) (Caso II ...........5.82) Hmax.= T Hmax.=

Mango de la tenaza de 3 ½ pies; y Tenazas posicionadas a 90º (Caso I) Usando la ecuación 5.81: .053 (Ym) (I/C) (LT) T 2 Ym = 75,000 lbs/pg (para el Grado E) 3 I/C = 4.27 pg LT = 3.5 pies T = 17,000 lbs/pies. Hmax.=

Hmax.=

.053 (75,000) (4.27) (3.5) = 3.4 pies 17,000

* Valores del Módulo de Sección 1 Diámetro exterior de la tubería pg

2 Diámetro exterior de la tubería lbs/pie

I C 3 pg

2 3/8

4.85 6.65 6.85 10.40 9.50 13.30 15.50 11.85 14.00 15.70 13.75 16.60 20.00 22.82 24.66 25.50 16.25 19.50 25.60 19.20 21.90 24.70 25.20

0.66 0.87 1.12 1.60 1.96 2.57 2.92 2.70 3.22 3.58 3.59 4.27 5.17 5.68 6.03 6.19 4.86 5.71 7.25 6.11 7.03 7.84 9.79

2 7/8 3½

Donde: 4½ Hmax = altura del hombro de la unión sobre las cuñaspies. Ym = esfuerzo mínimo de tensión a punto cedente de 2 la tubería-lbs/pg . LT = longitud del mango de la tenaza-pies. P = tensión de la línea (carga)-lbs. T = torsión de enrosque aplicada a la unión (P x LT)lbs-pies,y I/C = módulo de sección de la tubería-pg3.

5½

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

6 5/8

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.;

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 32. RECALCADOS DE TUBERÍA

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 33. IDENTIFICACIÓN Y TRATAMIENTO DE UN FLUIDO CONTAMINADO.

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. CONTAMINANTES:

ORIGEN:

Sulfato de calcio (CaSO4)

Formación con Anhidrita ó yeso

Hidróxido de calcio (Ca(OH)2)

Cemento ó cal

Cloruro de sodio (NaCl)

Flujo de agua salada, doco Salino

Cloruro de Calcio (CaCl2)

Flujo de Salmueras

Bicarbonato de sodio (NaHCO3)

Bacterias o de la formación

Sólidos (arcillas, lutitas, etc.)

Problema permanente al perforar

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 decisión.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

ION QUIMICO POR ELIMINAR

MATERIAL QUIMICO RECOMENDADO

Ca++

Soda ash; Na2CO3

HCO-3 CO

-3

FACTOR PARA ENCONTRAR LA CANTIDAD RECOMENDADA (emp x factor = kg/m3) 0.053

Cal; Ca (OH)2

0.037

Cal; Ca (OH)2

0.037

Tabla 34. CONCENTRACIÓN OPTIMA DE OPTURANTES. PROCUCTO

Conc. Optima de Trabajo

Ob. Granular muy fino

1 a 10 kg/m3 (como preventivo)

Ob. Granular fino

5 a 30 kg/m3 (según grado de perdida)

Ob. Granular medio

5 a 30 kg/m3 (según grado de perdida)

Ob. Granular grueso

5 a 30 kg/m3 (según grado de perdida)

Fibroso No 8

5 a 30 kg/m3 (según grado de perdida)

Sello automático

5 a 30 kg/m3 (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

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 35. TABLA DE TORSIÓN APLICADA A LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN MEDIANTE ROTARIAS IMPULSADAS CON MOTOR ELECTRICO “EMD” MODELO D79M DE 800 CABALLOS DE FUERZA.

AMPERES DEL MOTOR DE LA ROTARIA

50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400 425 450 475 500 525 550 575 600 625 650 675 700 725 750 775 800 825 850 875 900 925 950 975 1000

100

ROT. NATIONAL C725 TORSIÓN EN LBS-PIE

237 442 632 885 1169 1517 1833 2149 2496 2907 3318 3729 4282 4629 4977 5372 5925 6320 6715 7236 7774 8279 8722 9227 9717 10191 10744 11218 11692 12166 12640 13146 13714 14283 14852 15421 15990 16527 17064

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ROT. CM-IDECO 275K ROT. OILWELL DE TORSION EN LBS-PIE 37 ½ TORSIÓN EN LBS-PIE TRANS TRANS ALTA BAJA 300 560 800 1120 1480 1920 2320 2720 3160 3680 4200 4720 5420 5900 6300 6800 7500 8000 8500 9160 9840 10480 11040 11680 12300 12900 13600 14200 14800 15400 16000 16640 17360 18080 18800 19520 20240 20920 21600

290 542 774 1084 1432 1858 2245 2632 3057 3560 4064 4567 5244 5670 6095 6579 7256 7740 8224 8862 9520 10139 10681 11300 11900 12480 13158 13739 14319 14900 15480 16099 16796 17492 18189 18886 19582 20240 20898

469 875 1250 1750 2313 3000 3625 4250 4938 5750 6563 7375 8469 9156 9844 10625 11719 12500 13281 14313 15375 16375 17250 18250 19219 20156 21250 22188 23125 24063 25000 26000 27125 28250 29375 30500 31625 32688 33750

Perforaci贸n Direccional Controlada

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

11/16 .0573

5/8

9/16

1/2

7/16

3/8

5/16

1/4

3/16

1/8

1/16

Pulgs.

.0625

.0521

.0469

.0417

.0365

.0313

.0260

.0208

.0156

.0104

.0052

.1563

.1510

.1458

.1406

.1354

.1302

.1250

.1198

.1146

.1094

.1042

.0990

.0938

.0885

.0833

.2396

.2344

.2292

.2240

.2188

.2135

.2083

.2031

.1979

.1927

.1875

.1823

.1771

.1719

.1667

.3229

.3177

.3125

.3073

.3021

.2969

.2917

.2865

.2812

.2760

.2708

.2656

.2604

.2552

.2500

.4063

.4010

.3958

.3906

.3854

.3802

.3750

.3698

.3646

.3594

.3542

.3490

.3438

.3385

.3333

.4896

.4844

.4792

.4740

.4688

.4635

.4583

.4531

.4479

.4427

.4375

.4323

.4271

.4219

.4167

.5729

.5677

.5625

.5573

.5521

.5469

.5417

.5365

.5313

.5260

.5208

.5156

.5104

.5052

.5000

.6563

.6510

.6458

.6406

.6354

.6302

.6250

.6198

.6146

.6094

.6042

.5990

.5938

.5885

.5833

.7396

.7344

.7292

.7240

.7188

.7135

.7083

.7031

.6979

.6927

.6875

.6823

.6771

.6719

.6667

.8229

.8177

.8125

.8073

.8021

.7969

.7917

.7865

.7813

.7760

.7708

.7656

.7604

.7552

.7500

.9063

.9010

.8958

.8906

.8854

.8802

.8750

.8698

.8646

.8594

.8542

.8490

.8438

.8385

.8333

10"

.9896

.9844

.9792

.9740

.9680

.9635

.9583

.9531

.9479

.9427

.9375

.9323

.9271

.9219

.9167

11"

DECIMALES DE PIE

13/16 .0677

3/4

.0729 15/16 .0781

.1667

.1615

.2500

.2448

.3333

.3281

.4167

.4115

.5000

.4948

.5833

.5781

.6667

.6615

.7500

.7448

.8333

.8281

.9167

.9115

1.0000

.9948

7/8

.0833

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

102

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

MINUTOS CONVERTIDOS A DECIMALES DE GRADO MIN.

GRAD.

MIN.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

.0166 .0333 .0500 .0666 .0833 1000 .1166 .1333 .1500 .1666

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

GRAD.

MIN.

GRAD. MIN.

GRAD.

MIN.

GRAD.

MIN.

.1833 .2000 .2166 .2333 .2500 .2666 .2833 .3000 .3166 .3333

21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

.3500 .3666 .3833 .4000 .4166 .4333 .4500 .4666 .4833 .5000

.5166 .5333 .5500 .5666 .5833 .6000 .6166 .6333 .6500 .6666

41 42 43 44 45 46 47 48 49 50

.6833 .7000 .7166 .7333 .7500 .7666 .7833 .8000 .8166 .8333

51 52 53 54 55 56 57 58 59 60

31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

GRAD. .8500 .8666 .8833 .9000 .9166 .9333 .9500 .9666 .9833 1.0000

COTANGENTE

SENO

TANGENTE COSENO R

IO AD

CA SE

E NT

E ANT C E COS

FORMULAS PARA ENCONTRAR LAS FUNCIONES ADE LOS ANGULOS Cateto opuesto Hipotenusa

SENO

Cateto adyacente Hipotenusa Cateto opuesto Cateto adyacente

COSENO

TANGENTE

Cateto adyacente Cateto opuesto

COTANGENTE

Hipotenusa Cateto adyacente Hipotenusa Cateto opuesto

SECANTE

COSECANTE

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

103

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

FORMULAS PARA HALLAR LA LONGITUD DE LOS LADOS DE UN TRIANGULO RECTANGULO CUANDO SE CONOCE UN ANGULO Y UN LADO Longitud de cateto opuesto

Longitud de cateto adyacente

Longitud de la hipotenusa

} } }

Hipotenusa X seno Hipotenusa / cosecante Cateto adyacente X tangente Cateto adyacente / cotangente Hipotenusa X coseno Hipotenusa / secante Cateto opuesto X cotangente Cateto opuesto / tangente Cateto Cateto Cateto Cateto

opuesto X cosecante opuesto / seno adyacentes X secante adyacente / coseno

SIGNOS MATEMÁTICOS

U U U

--U U E / U

{} 0 u [C(A)B] –

= -

104

pertenece a no pertenece a incluido en Incluye a incluido estrictamente incluye estrictamente unión o reunión intersección existe por lo menos uno tal que “o” inclusivo y corresponde unívocamente; implica corresponde biunívocamente; si y sólo si conjunto conjunto vacío conjunto universal conjunto complementario B del conjunto A igual a es coordinable

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

= - 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 x N – conjunto de los números naturales Z – conjunto de los números enteros Q – conjunto de los números racionales f; A B – función de f de A en B

}

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

POZO_________CONDUCTOR_______PLATAFORMA_____EQUIPO_____

COORDENADAS OBJETIVO X: = Y: = COORDENDAS CONDUCTOR X: = Y: =

I.D.

P v1 L c1 DATOS

R ci

P.V.

P.D.

T.R.

DN1 T.R T.R

A.M.

PVD

INICIA DESVIACION DESPLAZAMIENTO RUMBO ANGULO MAXIMO

L c2 Pv2

SEV. DE LA CURVA Rcd

PROF. VERT. OBJETIVO

PROF. TOTAL DES.

DH2

DEC. MAGNETICA

DESPLAZAMIENTO P.V.

A.M. = Tg-1

P.D.

VD Rc + Rcd sen. Tg.-1 PVD - cos-1 - cos-1 { ) sen. Tg. ) { Rci +P Rcd - DH { PVD ) Rci + Rcd - DH ) -1

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

105

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

POZO CANTERE II-87

CONDUCTOR

PLATAFORMA

NOHOCH-A

X = 604,543.96 Y = 2´141,649.89

95 E 3. ” 0 8 ´3 1 = . °2 pl 28 es N D BO M RU X = 381.77

COORDENADAS OBJETIVO X = 604,925.73 Y = 2´142,357.41

I.D. - 900

Y=707.52

COORDENADAS CONDUCTOR

.27 451

435.96

DATOS P.V.

T.R.

118.78

MAX = 30° 28´53” A 1357.27m

400

T.R. 13 3/8”

1400

1431.58

T.R

9 5/8”

2440

2638.37

T.R

7”

2680

2916.86

INICIA DESVIACION DESPLAZAMIENTO

P.U.R.A.

1600 M

B1PAL - 2500

106

803.95 N28´21´3” E

ANGULO MAXIMO

30´28´53”

SEV. DE LA CURVA

2500

PROF. VERT. OBJETIVO 2707.99 PROF. TOTAL DES.

2916.86

DEC. MAGNETICA

4” E

SEV. DE LA CURVA

2º/30

P.D.C.O. = 2707.44

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

900

RUMBO

Despl. = 803.95 P.V. 2680

P.D.

400

1335.96

20”

P.T.D. = 2916.86

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Coordenadas conductor x = 604923.06 m y = 2157052.14 m Coordenadas objetivo x = 604140.00 m y = 2158445.64 m

Y RC= 57.29 N 30

1392.92

4 .4 ´w 98 15 19 ° 29 N

Del Prof

X c/30 mts. X-W

-783.06

I.D. 1200 S -Y

600 m. T.R.20”

65 8. 41

P.V. 99.95 402.24 Desplazamiento

MÁX. 27°54´1618m.

T.R.13 3/8” a 1814.14 m.

99 31 .

T.R. 9 5/8” 3256.85 m.

P.UR.A. 323 OM.

T.R. 7”4818.65 4817.65

P.V. Total 4650

1714.97

95 8. 24

D = 1598.44 Ｄｅｓｐｌａｚａｍｉｅｎｔｏａｌｏｂｊｅｔｉｖｏ 220

P.V. 4430

116.53

Desplazamiento Total

5” 5067.70 m.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

107

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Para conocer los grados que se necesitan de desplazamiento para llegar al objetivo ya sea a la derecha o la izquierda o sean en paralelo o 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 da los grados que necesitamos para llegar al objetivo. Ejemplo: 250 / 1000 = 0.25 INV Tg = 14°03´

108

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

20 0

250

50 0

1500 m.

45 E

N 30 °

30°

Ultima estación 1000 m.

1000 m.

2000 m.

250 m.

2500 m. 1000 m.

500 m.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

109

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Metodo para sacar la prof. desv. para meter T.R. a la prof. vert. del plano donde alcanza el ang. máx le restas la prof. del plano donde colocarás la T.R. vert. la divides entre el cos. del ang. máx. el resultado se 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.

１７３ｍｔｓ．

１６０２ｍ１６１８．５５ｍ

27°9´

１９３１８１．１

２８１１．４２ｍ

７５５．

１７７５ｍ．

８ｍ

３０５０ｍ

110

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

PARTE DE UN MOTOR DE FONDO (MAPESA)

Valvula de vaciado

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

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

111

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

5”

6 ½”

7 ¾”

9 5/8”

Aguj.

Desv.

13 ½” 2°00´ 13 ½” 3°00´ 13 ½” 4°30´

Aguj.

2°30´ 3°45´ 5°00´

1°45´ 2°30´ 3°45´ 5°00´

Desv.

9 7/8” 9 7/8" 9 7/8”

15” 15” 15” 15”

Aguj.

2°30´ 3°30´ 4°30´

2°00´ 3°30´ 4°15´ 5°30´

Aguj. Desv.

8 ¾” 8 ¾” 8 ¾”

5/8” 5/8” 5/8” 5/8”

3 ¾” de 0 Aguj. Desv. 3°30´ 4°45´ 5°30´

10 10 10 10

del Bent Sub. 6” 6” 6”

1°45´ 3°00´ 3°45´ 5°00´

4°00´ 4°30´ 5°30´

7/8” 7/8” 7/8” 7/8”

1°45´ 2°15´ 3°00´ 4°30´

4 ¼” 4 ¼” 4 ¼”

9 9 9 9

17 ½” 17 ½” 17 ½” 17 ½”

1° 1° ½ 2°

6 ¾” 3°00´ 6 ¾” 4°15´ 6 ¾” 5°00´ 6 ¾” 5°45´

1°45´ 2°30´ 3°30´ 5°00´

3°00´ 3°30´ 4°00´ 5°00´

4 4 4 4

¼” ¼” ¼” ¼”

¾” ¾” ¾” ¾”

1° 1° ½ 2° 2° ½

12 12 12 12

2°30´ 3°30´ 4°30´ 5°30´

1°15´ 2°00´ 3°00´ 4°00´

7/8” 7/8” 7/8” 7/8”

5/8” 5/8” 5/8” 5/8”

7 7 7 7

10 10 10 10

2°00´ 2°30´ 3°00´ 3°30´

5 5 5 5

7/8” 7/8” 7/8” 7/8”

1° 1° ½ 2° 2° ½

Angulo de desviación esperado del Dyna Drill por cada 100 pies (30m) (Ensamble Bent. Sub.)

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

112

¾” ¾” ¾” ¾” ¾”

6 6 6 6 6

7 7 7 7 7

0°45´ 1°00´ 1°15´ 1°30´ 1°45´

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

Desv.

1° 2° 3° ½ 4°

1° 2° 3° 5°

3° 4° 5° 6°

5”

10 10 10 10 10

9 9 9 9 9

¾” ¾” ¾” ¾” ¾”

5/8” 5/8” 5/8” 5/8” 5/8”

7/8” 7/8” 7/8” 7/8” 7/8”

8 8 8 8 8

0 Aguj.

1° 2° 3°

2° ½” 3° 4°

4° 7°

Desv.

6 ½”

5/8” 5/8” 5/8” 5/8” 5/8”

10 10 10 10 10

12 ¼”

7/8” 7/8” 7/8” 7/8” 7/8”

9 9 9 9 9

0 Aguj.

7 ¾”

5°

Desv.

Angulo de desviación esperado por el Dyna Drill por cada 100 pies (30m) (Ensamble Bent Hanning)

7/8” 7/8” 7/8” 7/8” 7/8”

6” 6” 6” 6” 6”

0 Aguj.

0°45´ 1°00´ 1°15´ 1°30´ 1°45´

Angulo del Bent. Hausing

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

113

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

. az 7 137 9 .5

-Y 1377.32

pl es D

450 m.

. L.C

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. 20” 350 mts. T.R. 7” a 2500 m. Vert. Inicia desviar a 450 m. Inicia desv. 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.

m 4. 65

592.62 m.

X 27.75

237.03 m. Ang. Máx. 43°6´ Alcanzar a 1104 m.

+ L.T.R. 9 5/8” 2200 m.

1104 1653.53 2757.53m

Co nt ac to

2757.53 497.11 3254.64 Prof. Total des.

rf. Pe

P.V.R.A. 1790 m.

.53 53 16

4 8.2 159

1197.38 m.

2240 m.

Tramo recto p cementar T.R. 13 3/8” 1321.35

35 7. 21

147.40

ca li z

360

P.V.T

2600 m

114

1720.49 m.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

. m

1377.67 m.

11 7. 49

Prof. vert. obj. T.R. 7” a 2500 m. vert.

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

342.82 m.

T.R. 7” 3116.50 m.

T.R. 5”

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Operación Desviar

{

A – Programación de gabinete ( 1°, 2°, 3°, 4° ) 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.

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.

{

- 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” 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 )

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

115

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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” 3 D.C. 8” + Estab. 8 X 26” 2 D.C. 8” 1 D.C. 8” pta. Bra. Liso 8” Bra. 26”

116

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

El motivo de esta sarta es mantener el pozo lo más vertical pósible ante la posibilidad de un choque con un conductor de 20” las aletas de los estabilizadores quedaran muy arriba evitando con esto romper dicha tubería de revestimiento del pozo afectado. Se tomará lectura de desviación c/30 m hasta donde vaya acentada la T.R. 20”. Para saber la tendencia y circunferencia, dirección, rumbo, distancia en metros en cuanto a su centro del pozo.

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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 conductor 2° Coordenadas del objetivo 3° Profundidades verticales objetivo 4° Profundidad vertical total 5° Profundidad brechas del paleoceno 6° 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

Datos proporcionales por Ingeniería Petrolera

4° Angulo Máximo 5° Profundidad desarrollada al objetivo y/o a la profundidad total 6° Severidad a la curva

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

117

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

* 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 pasará la línea por el objetivo.

Formula para hacer lo s proyectos Desplazamiento en metros

Coordenadas

D = X objetivo X conductor =ax

Coordenadas D = y objetivo y conductor =ay

a X2 + a y2 = Desplazamiento en metros

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

118

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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.

Y+ N

Rumbo = TG-1 ax = Grados ay

(++)

(-+)

+ 2 1

-X W

: buscar cuadrantes Nota: Todo el tiempo será así x y

E X+

3 4

+ (--)

(+-) S -y

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

119

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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 PVRA

)

+ Sen -1 ( RC Cos

(

Tg -1 D -Rc 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 desviación).

120

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

t po Hi

Cateto adyacente

C. L.

3° Será por medio del triángulo rectángulo Sen C =

c Cat. op. DH = = = Sen -1 b hipotenusa L.C.(x)

Cos C =

a Cat. ayte. P.V. = = = Cos -1 b hipotenusa L.C.(x)

a us en

Tg C =

c = b

Cat. op. = Cat. ayte.

Tg -1

DH P.V.

A B

C Cat op.

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

Cat. Opto.2 + Cat adyte2

= L.C.

Por lo tanto si el incremento es de X grados y el y queremos saber el N° de estaciones 30 mts. para alcanzar el

máx. “N” grados

= “N” = N° de estaciones x “X”

máx.

Profundidad Vertical P.V. = R.C. (Sen

1 – Sen

2 ) o RC x (Sen a.m.) = mts.

Desplazamiento Horizontal D.H. R.C. (Cos

1 – Cos

2 ) o RC x ( 1 – Cos a.m.) = mts.

Longitud del curso Hay 3 formas: 1.- L.C. =

Rc x

max

57.29

2.-

max Grados de severidad

x 30 mts. = L.C.

3.- Por el teorema de Pitagoras.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

121

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Coordenadas objetivo

x = 599725.73

Coordenadas conductor x =

599697.98 27.75

Coordenadas objetivo y = 2141664.59

Coordenadas conductor y =

Desplazamiento =

X+

2143041.90 1377.32 27.75 2 + 1377.32

= 1377.59

Rumbo = S 1° 9´3 27.75 x Rumbo = Tg -1 y = Tg -1 = 1.15° = 1° 9´ 1377.32 Angulo Máximo = 43.6° = 43° 36´ AM = Tg -1 ( D – R. C. ) + Sen -1 R.C. Cos ( Tg -1 P.U.R.A. P.U.R.A.

(

D - R. C. P.U.R.A.

)

1377.59 – 859.35 Tg -1 ( 1377.59 – 859.35 ) + Sen-1 (859.35 Cos Tg.-1 ) 1790 1790 1790

Longitud de Curso = 654 mts LC = RC

57.29

= Sustituyendo LC = 859.35

(43° 6´) 57.29

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

122

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

Máximo.

(

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Profundidad Vertical = 592.62 mts. V 1 = 1° Estación V 2 = 2° Estación P.V. = RC ( Sen V 2 Sen V 1 ) 0

Sustituyendo 859.35 (Sen 43° 6´ - Sen ) = 592.62 mts. Desplazamiento Horizontal = 237.03 mts. Despl. = RC ( cos V1 - cos V2 ) = Sustit. 859.35 ( Cos 0 - Cos 43° 6´) = 237.03 43°6´

49 a 7. 11

360 m. b

342.82 c

2600 P.V.T. B 2240 P.V. Obj. a = Cos. 360 m. C = b y Tg

360 = 497.11 Cos. 43°6´

= C 360 Tg. 43°6´= 342.82

Prof. desarrollada contacto caliza = 1104 + 1653.53 = 2753.53 m.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

123

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Prof. desarrollada Total a perforar = 2753.53 + 497.11 = 3250.64 2240 – 450 – 592.62 = 1197.38 x =

1197.38 = 1653.44 m. Cos. 43°6´

2600 – 450 – 592.62 = 1557.38 x =

1557.38 = 2,150.56 m. Cos. 43°6´

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 X =

157.38 = 217.32 m. = Cos 43°6´

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

124

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

1157.38 = 1598.21 m. Cos. 43°6´

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. X=

1457.38 = 2012.47 m. Cos. 43°6´

1104 + 2012.47 = 3116.47 m Prof. Des. T.R. 7” Des. = LC = RC ( Cos. V 1 – Sen V2 ) LC = 859.35 ( Cos 0 – Cos 43°6´) Vert. LC = ( 859.35 ( Sen 43°6´ – Sen 0 ) V* =

Vc =

Q 2

2.45 (D -d )

1.08 Vp + 1.08

P Laminar =

= Pies/seg.

Vp + 9.26 ( D – d ) Pc (D – d)

1000 (D-d) 2

Pc L 200(D-d)

= ps1

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

125

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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 = DEC =

P+

P Total + (0.052)(L.Total)

DEC = (gr/cc) =

126

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

P2 + P3

8.33

= lb/gal.

= Gr./cc

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

1. VC = (1.08 X 69) + 1.08 4

(VP)

(F)

(Pc)

D-d

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

= 2

74.52 + 1.08 4761 + 3930.9 (1.56) 8.49 ( 6 – 4 – 75 )

= 17.65 1

3. AD 1 = 4. V 2 =

P2=

2. VI. =

342 = 10.38 laminar 2.45 (6 2-4.75 2)

(582) (69) (10.38) 1000 (6

– 4.75)

(50) (582) 200 (6 - 4.75)

= 383 P.S.I.

342 = 5.87 2.45 (6 2 – 3.5 2) (1566.39)

(69) (5.87)

1000 (6-3.5)

(50) (1566.39) 200 (2.5)

= 258 P.S.I. 6. V 3 =

342 = 2.30 2.45 (8535 2 – 3.5 2)

P = Viscosidad plástica A = O Mayor Int. T.R. o Diámetro agujero T = O Ext. T.P. D.C.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

127

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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-T 2) : D = P x L x V / 1000 (A -T) 2 + Y x L / 200 (A -T) : E = M + S/ (0. 052 x F ) :

128

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

P3 =

(1816.35) (69) (2.30) 1000 (8.535 – 3.5)

(50) (1816.35) 200 (5.035)

= 101.55 P.S.I. 8. V 4 =

P4 =

342 2.45 (8.535 2 – 4.5 2)

= 2.65

(5047.7) (69) (2.65) 1000 (5.535 – 4.5) 2

(50) (5077.7) 200 (4.035)

= 369.43 P.S.I. 10.

P = Total 1112 P.S.I.

DEC =

1112 0.052 x 9013

= 1.30 gr/cc

+ 8.49 = 10.87 lb/gal

10.87/8.33 = 1.30 gr/cc

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

129

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Angulo: Es la abertura de dos líneas que se unen en un punto llamado vértice Cateto: Son los lados que forman un triángulo rectángulo sin ser hipotenusa Hipotenusa: Es el lado más largo en un triángulo rectángulo 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 o reciproco Utilizar Seno y Coseno para adquirir “H” Para afinar tapón los últimos 10 m. cm. 150 R.P.M. Y 4 - 5 Tons. S/bna Mínimo sin estabilizar 3 DC.

Parámetros (“variable”) + Peso incrementa el ángulo - Peso decrece el ángulo o mantiene

130

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

+ 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 astro o 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 la planilla) menos el rumbo promedio (nunca será mayor de 180°)

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

131

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Diferencia de Sección = Cos. De diferencia de rumbo por la proyección horizontal 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.

Lista de implementos necesarios para Desviaciones (Traer siempre consigo) Baterías Triple aaa 8 Baterías Doble aa 6 Baterías Tipo “C”

Sobre para películas y “Lector” Películas tipo R Eastman Películas tipo 3 Pini y Pecomex Copias de Planillas hoja de cálculo

132

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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 Nivel Presiones para camisa (machuelo) Transformador de 360° Regla, escuadra, compás, centímetro, profesionalismo, lupa y lámpara, lápiz y borrador Probador de baterías Calculadora

Programa de Cálculo Direccional (Prog. 2) K = Angulo observado Anterior (operador) Q = Angulo observado Actual (operador) L = Longitud de curso (operador)

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

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PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

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UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

Proyecto Direccional 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 W = Prof. Total Desarrollada O = Prof. Vert. Obj. I = Prof. I.D.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

135

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Formula X = (B – E): Y = (G – J): D=

(x2 + y 2 ):

R = Tan -1 (x/y) C = 57.29 x (30/N): A = ((Tan -1 ((D – C) / V) + (Sen -1 (cx ((Cos ( Tan-1 ((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

Longitud de DC necesarios y punto neutro H = (P x F) / (G x J) / 9.14: H=

136

Px Fs / 9.14 Wx Ff

N = (B) / (E x D) / 9.14 :

12,000 x 1.20 P / 9.14 1500 N= 225 x .785 Wx Ff 228 x .854

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

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Grupo Perforación Direccional Operador de Perforación direccional 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 proyectarles en los planos. - Desviar pozos con Problemas Mecánicas (pozos con pescado).

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

137

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

- Efectuar e interpretar registros de tomas múltiples de los pozos direccionales. - Interpretar registros giroscópicos. - Graficar e interpretar planos, con varios pozos direccionales (Arañas). - Desviar pozos con problemas mecánicos dentro de la tubería 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. - Empatar cable de Sonido de 9/16”. - Operar el equipo de Teleorientación.

138

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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

70 80

H.S. S7° W

S7°W

S7°E

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

139

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

I.D. 200

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

390 m. Longitud de curso p alcanzar

Máx. Parcial

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

170.01 m. 746 m. V.

779 m.

Inicia a desviar p alcanzar

Máx. 44°

270 m.

220.22 m. 967. m. V.

Máx 44° a 1049 m. des.

1833 1890 m.

2800 M.V.

140

P.V.R.A. Desplazamiento 1491.63

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

3600 m. des.

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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. Manteniendo rumbo a + - 12° a la izquierda levantando 2° c/30 mts. Aprox. La proyección de

fue hasta 445 m. y 1° c/16.3 mts.

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

141

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

4430 859.35+1145–1598.44

Tg -1 =

Sen Tg -1 4430 859.35+1145-1598.44

859.35 + 1145 4430 0.452449209

Tg -1 =

4430 = 10.91 405.91

Cos

-1

0.452449209 =

63.09 Tg -1

= 10.91 = 84.76

Tg -1 10.91 = 84.76 Sen. 84.76 = 0.995820882

63.09 x 0.995820882 = 62.82 84.76 – 62.82 = 21.94° = 21° 56´24”

Rumbo Objetivo = 57º w

°E 54

57°W 187

51.5 W 181.5

142

Rumbo Promedio 51° 5W

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

6 17

Diferencia de Rumbo 5” 5´

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Para saber la longitud de M. a perf. Y alcanzar una prof. Vert. determinada se tomará en cuenta el ang. Promedio de la última estación. Prof. Desarrollada = Prof. Toma Desviación = Prof. vert. última estación = Angulo promedio última estación = Prof. vert. objetivo = Prof. a Perforar =

690 m. Fondo 683 m. 662.27 m. 24° 25° 700 m. 724.38 m.

Ejemplo: A la prof. desarrollada se le resta a donde se tomó la desviación y el resultado se multiplica por el Cos. del ángulo promedio 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 estación y el resultado de la suma a la prof. desarrollada y este será la prof. a perforar. 7 x Cos 24°25° = 6.38234305 A=-

690 Prof. Des. 683 Prof. Toma 007

700.00 Prof. vert. Obj. 668.65 Prof. vert. ult. Desv. 031.34

34.44 690.00 724.44

Prof. Vert.

31.34 = 24°25°Cos.

662.27 6.38 668.65

34.44

P = ((A – B) x (Cos. D) +((c) : Prof. a Perforar para alcanzar 700 m. Vert. J = (H – P ) / ( Cos. D ) + ( A )

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

143

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN ir eg rr Co bo m ru

Para corregir rumbo manteniendo el ángulo

H.S. l gu án

Corregir rumbo y

ángulo

= H.S.

144

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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: El volumen de un segmento esférico es equivalente al volumen 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.

Flecha

Arco

Ci r c u nfe re nc i

a A

Cuerda Segmento

Radio

Di ám et ro

Secante

Tangente

Circulo

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145

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10 10

8º

7º

6º

5º

1º

2º

3º

4º

7º

6º

5º

4º

3º

Se corregirá el rumbo de un pozo: Corregir 30° a la derecha del rumbo del pozo teniendo este 26° del ángulo, Motor de Hondo 7 ¾” Ben Sub. ( recto). Agujero 12” Codo de 8” de 1.5° Se trabajará la cara de la terminante a 90° a la derecha del rumbo del pozo Severidad de la curva 2.5° c/30 mts. (este dato se toma de la tabla de cálculo del Dyna Drill tabla 10 pasiva # 50). ¿ Cuántos metros necesitaremos perforar para corregir el rumbo ? Respuesta = 180 mts. para corrección.

5°

Severidad de la curva 2.5 c/30 mts.

26 25

Grados necesarios x 30 2 900 180 5 900 = 180 m 40 00

2º

1º

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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 -1

)

47.36 765.40

)

3.54

= 4°45´ Rumbo 0.30

Cálculo p cierre de pozo, saber grados faltantes para llegar al objetivo . 7

D = D – D D = DI 1057.99 – D 879.29 = 178.70 1

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

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Tg -1 =

D 178.70 = = 39.33 – 28 = 11.19 V 218.09

B D1 = Desplazamiento total del pozo. 2

C D = Desplazamiento Total de la última estación planilla. E V1 = Vertical Total del pozo al objetivo P.V.A. F V2 = Prof. Vert. última estación planilla. D = (B - C): V = (E - F): A = Tg- 1 (D/V): J= (A - K): W=W

– W2

W 1 = 815.77 – W 2 = 610.69 = 205.08

S = S 1– S 2 S´ = 673.69 – S 2 = 647.97 = 5.72 W 1 = 815.77 = Coordenadas X del plano W 2 = 610.69 = Coordenadas Finales del cálculo X – 205.08 S 1 = 673.69 = Coordenadas y del plano S 2 = 647.97 = Coordenadas Finales del cálculo Y – 25.72 K = Ángulo ó rumbo de la última estación planilla.

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VOLUMEN DE CIRCULACIÓN EN GALONES POR MINUTO

Tamaño Pulg. Ancho

Pulg. Altura

Número de vía de circulación P Barrenas de Diamantes 3

25 33 38 43 41 55 63 69 58 78 87 97

50 83 117

62 66 104 111 146 156

75 82 124 139 175 195

100 167 234

125 209 292

97 117 139 167 174 200 216 259 300 360

146 156 207 223 261 278 324 346 450 480

175 195 250 279 312 348 388 432 535 598

234 334 416 525

290 410 535 658

237 284 334 400 348 416 458 542 560 672

355 490 575 678

1/8”

1/16 3/32 1/8

3/16”

3/32 1/8 5/32 3/16 1/4

1/4”

3/32 3/32 50 1/8 (52) 5/32 62 3/16 83 1/4 119 5/16 152

71 95 104 118 66 83 100 133 147 167 69 87 104 139 155 174 92 115 138 184 200 230 111 139 167 223 252 279 159 198 238 316 352 396 203 254 305 407 447 497

142 200 208 276 334 477 596

177 250 261 345 418 595

190 218 267 300 278 312 368 414 446 503 625

106 132 159 216 240 265 189 237 284 379 427 474 242 303 364 484 504 600

318 565

397

432

5/16”

5/32 79 1/4 140 5/16 182 3/16 1/4 5/6 3/8 1/4

153 191 230 217 272 326 284 355 426 351 439 527 273 341 410

307 349 383 460 434 493 548 658 568 640 700 547 619

582

620 velocidad de circula-

52 64 90

58 78 87 69 83 111 123 69 87 104 139 160 86 108 129 173 197 120 150 180 240 270

Volumen

3/8”

115 163 213 263 205

Calculado ción (jet) pies/seg

para de

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una 225

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CIERRE DE POZO ANGULO

P.V. Planilla 2693.01 D. 846.56 Planilla

Cat. Adye. 396.99

380.54 Cat. Opuesto

Tg -1 =

Cat. Op Cat. Adye.

Tg -1 =

380.54 396.99

P.V. = 3090 Plano D = 1227.10 Plano

Tg -1 .958563188 = 43.78 = (43º47´16”)

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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 problema(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.

Control de un brote

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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

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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 actualizarse 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 especificaciones para equipo y bridas respecto a su presión

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máxima de trabajo, las cuales son: 2 000, 3 000, 5 000, 10,000 y 15,000 lb/pg2. 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

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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 2 11,220 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: 11,220 x 0.80 = 8976 lb/pg2 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. Presión nominal de conexiones superficiales = 10,000 lb/pg2 2 Resistencia a la presión interna de TR 7 pg = 8976 lb/pg

De lo anterior, se observa que la máxima presión permisible en el espacio anular será de 8976 lb/pg2. Por lo que, en ningún caso se debe exceder dicha presión, ya que se tendría el riesgo de provocar un descontrol total.

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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 perforación. 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 FORMACIÓN EXPUESTA. Otro parámetro también importante para controlar un pozo cuando ocurre un brote es la presión que

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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

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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 e s t ra n g u l a c i ó n l i m i t a d a , q u e s e e x p l i c a r á 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.

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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 presión de goteo de 1.86 gr/cm3. Para calcular la máxima presión permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 3 1.65 gr/cm , se obtiene con la siguiente ecuación:

PF =

Dens. Eq. a la presión de goteo x Prof. 10

PF =

1.86 x 2 700 = 502.2 kg/cm2 10

2 Ph = 1.65 x 2 700 = 445.5 kg/cm 10

P. MAX. E.A. = PF Ph

P. MAX. E.A. = 502.2 445.5 2

P. MAX. E.A. = 56.7 kg/cm

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donde: PF = Presión de formación Ph = Presión hidrostática P. 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 3 gr/cm . Determinar cual es la presión máxima permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 3 1.15 gr/cm , para lo cual se despejan las siguientes ecuaciones:

160

PF =

Dens. Eq. a la presión de goteo x Prof. 10

PF =

1.28 x 450 2 = 67.6 kg/cm 10

Ph =

1.15 x 450 2 = 51.7 kg/cm 10

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P. MAX. E.A. = PF Ph

P.MAX. E.A. = 57.6 51.7 2

P. MAX. E.A.= 5.85 kg/cm

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:

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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 de revestimiento. 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.

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c. GASTO Y PRESIÓN REDUCIDA DE CIRCULACIÓN El gasto reducido de circulación (QR) se determina 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 ( PR) y representa las caídas de presión por fricción en el sistema a determinado gasto (QR). 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.

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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 propiedades del lodo o cada vez que se incremente la profundidad 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 PT =

7.65 x 106 x VP0.18 x d0.82 x L x Q1.82 4.82 D

Caídas en presión en las toberas de la barrena PTOB=

D x Q2 10,858 x At2

Caídas de presión por fricción entre el EA y THA; EA y TP HW; TR y TP. -5

PEA =

164

0.18

0.82

1.82

7.65 x 10 x VP x d x L x Q 4.82 (DEA - DHTA)

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donde: PT = Caídas de presión por fricción en interior de 2 tubería (lb/pg ). PTOB = Caídas de presión por fricción en toberas de la barrena (lb/pg2). PEA = Caídas de presión por fricción en el espacio anular 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). DEA = Diámetro del espacio anular (pg). DHTA = Diámetro exterior de HTA (pg). DTP = Diámetro exterior de TP (pg). AT2 = 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:

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DIÁMETRO DE BARRENA pg

% PRESIÓN DURANTE EL BOMBEO

CAÍDA DE PRESIÓN EN ESPACIO ANULAR ( PEA)

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 (PR) a un gasto reducido de circulación preestablecido de 180 gal/min en el pozo cuyas condiciones mecánicas se muestran en la figura 1.

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Datos: Longitud TP 4 1/2 pg (D.l. = 3.826 pg) 3 188 m Longitud TP 4 1/2 pg HW (D.l. = 2.750 pg) 110m Longitud herramienta 8 pg (D.l. = 3 000pg) 152 m Prof Total 3 450 m Barrena 12 pg con 3 toneladas de 15/32 pg Densidad de lodo 1.85 gr/cm3 = 15.41 lb/gal Viscosidad plástica = 55 cp Gasto reducido de la bomba = 180 gpm Presión reducida = 58 kg/cm2 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

7.65 x 10 x PV x d PT = 4.82 D PTP =

1.82

xLxQ

7.65 x 10-5 x 550.18 x 15.410.82 x 10,456.64 x 1801.82 3.8264.82 2

= 306.26 lb/pg

PTP = 21 kg/cm a 180 gpm

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Caídas de presión por fricción en interior de TP 4 1/2 pg HW utilizando la ecuación indicada y sustituyendo valores: -8

PTP HW =

0.18

7.65 x 10 x 55

0.82

x 15.41 4.62 2,750

1.82

x 360.8 x 180

= 51.90 lb/pg2

PTP HW = 3.65 kg /cm2 a 180 gpm

Caídas de presión por fricción en interior de herramienta de 8 pg utilizando la ecuación indicada y sustituyendo valores:

-5

PHTA =

0.18

7.65 x 10 x 55

0.82

= 47.15 lb/pg2

PHTA= 3.32 kg/cm2 a 180 gpm

168

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1.82

x 15.41 x 498.66 x 180 3,0004.82

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Caídas de presión por fricción en toberas de 15/32 pg utilizando la ecuación y sustituyendo valores: PTOB = =

2 15.41 x (180)2 dxQ = 2 10,858 x (0.5177) 10,858 x At2

12.32 lb/pg2

PTOB = 0.86 kg/cm a 180 gpm

Caídas de presión por fricción en conexiones super2 ficiales: 3.5 kg/cm . La suma de caídas de presión por fricción en el interior de la sarta, toberas y conexiones superficiales será:

PT =

PTP +

PTP HW +

PHTA +

PTOB +

= 21 + 3.65 + 3.32 + 0.86 + 3.5

PT = 32.33 kg/cm

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Caídas de presión por fricción entre el EA y HTA:

PEA y HTA =

PEA Y HTA =

7.65 x 10-5 x VP0.18 x d0.82 x L x Q1.82 4.82 (DEA - DHTA)

7.65 X 10-5 X 550.18 X 15.410.82 X 498.56 X 1801.82 (12 - 8)4.82

= 11.78 lb/pg2

PEA y HTA = 0.82 kg/cm a 180 gpm

Caídas de presión por fricción entre el EA y TP HW: -5

PEA y TP HW =

0.18

7.65 x 10 x 55

0.82

= 2.58 lb/pg2

PEA Y TP HW = 0.18 kg/cm a 180 gpm

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1.82

x 15.41 x 226.3 x 180 (12.0 4.5)4.82

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Caídas de presión por fricción entre TR y TP: -5 0.18 0.82 x 1801.82 PTR y TP = 7.65 x 10 x 55 x 15.41 x 8554.24 4.82 (12.575 - 4.500)

= 8.84 lb/pg

PTR y TP = 0.48 kg/cm a 180 gpm

La suma de caídas de presión por fricción en el espacio anular será de: PEA = 0.82 + 0.18 + 0.48 PEA = 1.48 kg/cm2 Por lo tanto, la caída de presión por fricción totales en el sistema serán: PTOT =

PT +

= 32.33 + 1.48

PTOT = PR = 33.81 kg/cm2 a un QR de 180 gpm

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Si la bomba tiene un rendimiento de 3.06 gal/emb se tendrá: 180 gal/min = 58.8 emb/min 3.06 gal/emb = 59 emb/min Esto es:

PR = 41 kg/cm2 a 59 emb/min

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:

172

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(

Pr2 = Pr1 Qr3 Qr1

1.86

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donde: PR1 = Presión reducida de circulación original (kg/cm2). 2 PR2 = Nueva presión reducida de circulación (kg/cm ). QR1 = Gasto reducida de circulación original (emb/min). QR2 = Nuevo gasto reducido de circulación ( emb/min). 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 simplicidad de cálculo 1 es de una buena aproximación quedando la ecuación anterior de la siguiente manera:

(

Pr2 = Pr1 Qr2 Qr1

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,

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se realiza lo siguiente:

Datos: PR1 = 185 kg/cm2 QR1 = 70 emb/min QR2 = 90 emb/min Soluciones:

Con lodo base- agua

(

90 70

(

90 70

(

PR2 = 185

2 2

= 306 kg/cm

Con lodo base - aceite

PR2 = 185

174

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1 2

= 238 kg/cm

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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

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175

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(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 DETERMINACIÓN 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

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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

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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: PRESION MÁXIMA REGISTRADA EN TP: _______ kg/cm2 _______ lb/pg2 PRESION MÁXIMA REGISTRADA EN TR: ______ kg/cm2 _______ lb/pg2

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

PRESION DE CIERRE EN TP ESTABILIZADA:_______kg/cm2_____ lb/pg2 PRESION DE CIERRE EN TR ESTABILIZADA:_______kg/cm2_____ lb/pg2 INCREMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS: _________ m3 _______ bl

5. Avise de inmediato a sus superiores y lleve un registro por tiempo del comportamiento de presiones. Tiempo Minutos

1 2 ” ” ”

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Presiones kg/cm2 TP

__ __ __ __ __

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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 = ___________ x ____________ = ____________ kg/cm2 = ___________ x ____________ = ____________ lb/pg2

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 presión de trabajo de la TR = __________ kg/cm2 2 ___________ = ______________ lb/pg

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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 _________ kg/cm2= ___________lb/pg2 (o la equivalente). Presión hidrostática con la densidad actual calculada a la profundidad de la zapata. Ph = DENS. LODO x PROF. ZAPATA 10 3

gr/cm x m Ph = 10 Ph = kg/cm2 Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento. 2

P. GOTEO - Ph =_________kg/cm -________kg/cm 2 =______ kg/cm De los parámetros calculados:

180

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MAX. PRES. PERMISIBLE POR CONEX. SUP. Y TR =_____kg/cm2_______ lb/pg2 MAX. PRES. PERMISIBLE POR RESIST. AL FRAC. =________ kg/cm2 _________ lb/pg2 5. La máxima presión permisible en superficie será la menor de las dos anteriores. TRANSFIERA ESTE DATO A LAS INSTRUCCIONES PARA EL PERFORADOR

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Metodos de control

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A. MÉTODO DEL PERFORADOR (PARA DESALOJAR 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 instrucciones:

método

realice

las

siguientes

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.

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183

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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 perforación 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 revestimiento 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

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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 significativamente , 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 revestimiento, al espacio anular entre la tubería de perforación y el agujero o la tubería de revestimiento. - Con respecto al volumen en presas y al gasto , se observará 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 erróneamente como una nueva aportación.

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- 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.

Gráfica 1.- Migración de 1 BL de gas sin permitir expansión.

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).

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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)

Gráfica 2.- Migración de 1 BL de gas con expansión.

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

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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:

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HOJA DE TRABAJO DEL METODO DEL PERFORADOR Máxima presión permisible en superficie: ______ kg/cm2 _____ lb/pg2 Máxima presión permisible en TR: ______ kg/cm2 _____ lb/pg2 QR = Gasto reducido de circulación: ______________ emb/min PR = Presión reducida de circulación: ______________ kg/cm2 PCTP = Presión de cierre de TP estabilizada: ______________ kg/cm2 PCTR = Presión de cierre de TR estabilizada: ______________ kg/cm2 DL = Densidad del lodo: ______________________________ gm/cm3 PROF = Profundidad de la barrena: _________________________ m

INSTRUCCIONES 1. Circule el brote para desalojar la burbuja. 2. Abra ligeramente el estrangulador y simultáneamente 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.

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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.

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D. Perfil de presiones Este perfil se describe en las gráficas tres a ocho.

PRESIÓN DE FORMACIÓN (pf)

PRESIÓN HIDROSTATICA (Ph) PRESIÓN EN EL FONDO

TIEMPO

PRESIÓN EN TP

TIEMPO

PRESIÓN EN TR

VOLUMEN EN PRESAS

TIEMPO

INCREMENTO INICIAL

VOLUMEN INICIAL

TIEMPO IDENTIFICACIÓN DEL BROTE

Gráfica 3.- Identificación del brote.

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PRESIÓN EN EL FONDO

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PRESIÓN DE FORMACIÓN (pf)

6 PRESIÓN HIDROSTATICA (Ph) 4

PRESIÓN EN TP

2 PRESIÓN DE TR INICIAL (PCTP) 1

PRESIÓN EN TR

3 PRESIÓN DE TR INICIAL (PCTR)

VOLUMEN EN PRESAS

80 INCREMENTO DEL VOLUMEN INICIAL 60

LODO CON DENSIDAD ORIGINAL LODO CONTAMINADO

0 IDENTIFICACIÓN DEL BROTE

CIERRE DEL POZO

PCTP= Pf - Ph INT. TP PCTR= Pf - (Ph1 + Ph2 + Ph3)

Gráfica 4.- Cierre del pozo.

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FLUIDO INVASOR

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PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE PRESIÓN DE FONDO

PIC QR = CONSTANTE

TIEMPO

PRESIÓN EN TP

3 PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC) 2

PRESIÓN REDUCIDA DE CIRCULACIÓN (PR)

1 0

PCTP INICIAL

TIEMPO

PRESIÓN EN TR

PCTR INICIAL

DISMINUYE LONGITUD POR OCUPAR MAYOR AREA

PASO DE LA BURBUJA DE HERRAMIENTA A TP

1 TIEMPO

VOLUMEN EN PRESAS

120

40 TIEMPO

0 INICIO DE BOMBEO

LODO CON DENSIDAD DE CONTROL (DC) LODO CON DENSIDAD ORIGINAL (D1) LODO CONTAMINADO FLUIDO INVASOR

Gráfica 5.- Inicio de bombeo.

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PIC

MAXIMA PRESION REGISTRADA EN TR

PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE PRESIÓN DE FONDO

6 Lmáx

Ph2

3 PRESIÓN EN TP

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC) 2

Ph3

PCTP 1 0

PRESIÓN EN TR

A PCTR

VOLUMEN EN PRESAS

120

A´

LODO CON DENSIDAD ORIGINAL LODO CON DENSIDAD DE CONTROL

LODO CONTAMINADO

FLUIDO INVASOR

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.

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).

Gráfica 6.- Cabeza del brote en la superficie.

194

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PIC

PRESIÓN EN EL FONDO

PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE 6

2 0

3 PRESIÓN EN TP

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN 2

1 0

PRESIÓN EN TR

1 LODO CON DENSIDAD DE CONTROL

VOLUMEN EN PRESAS

120

LODO CON DENSIDAD DE ORIGINAL LODO CONTAMINADO

B´

FLUIDO INVASOR

B´ - EL VOLUMEN DE GAS AL SER EXPULSADO OCASIONA UN MAYOR VOLUMEN DE LODO PARA OCUPARLO. B - AL DESALOJAR EL FLUIDO INVASOR LA PRESIÓN EN TR SE DECREMENTA PAULATINAMENTE.

Gráfica 7.- Eliminación del fluido invasor.

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PFC

PRESIÓN DE FONDO

PRESIÓN EN TP

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC)

DC = DENSIDAD DE CONTROL

PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN (PFC) PRESIÓN ESTATICA

PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC)

1 0 120 80

0 min bl

TIEMPO DE BOMBEO VOLUMEN BOMBEADO

PIC = PR + PCTP PFC = (PIC - PCTP) DC D1

LODO CON DENSIDAD DE CONTROL LODO CON DENSIDAD ORIGINAL

Gráfica 8.- Segunda etapa del método.

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PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN (PFC)

VOLUMEN EN PRESAS

PRESIÓN EN TR

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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

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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

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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.

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- 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 desalojar 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

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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.

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201

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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.

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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, herramienta, TR). 2

Factor de Cap. = Dl X 0.5067 Para espacio anular (entre tubería o agujero y tuberías). Factor de Cap. = (Dl2 - DE2) 0.5067

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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 longitud de tubería (lt)

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Volumen espacio anular = factor de cap. x longitud de sección (lt) 3

Volumen de presas = (m de fluido / cm de altura) x 3 altura de nivel en la presa (m ) - Capacidad de bombeo de acuerdo a las características de la bomba. Los datos que son necesarios registrar de una bomba son: Marca Modelo Diámetro de la camisa Longitud de carrera Emboladas máximas Presión de operación a un gasto establecido Presión 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: G = 0.2575 x L (2 D2 d2) = lt/emb

Q = 0.0068 x L (2 D2 d2) = gal/emb

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Y para bombas tríplex de simple acción, considerando un 90 % de eficiencia volumétrica, se aplican las siguientes ecuaciones: G = 0.0386 x L x D2 = 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 necesario para desplazar la capacidad del interior de la sarta. T= VOL. INT. TP QR 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)

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Emb =

Vol. int. Tp Cap. de la bomba

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: Inc. Dens. =

PCTP x 10 Profundidad

Dc = Dl + Incremento de Densidad donde: Inc. Dens. = Incremento a la densidad (gr / cm3) PCTP = Presión de cierre estabilizada en TP (kg /cm2) PROFUNDIDAD = Profundidad vertical del pozo o donde se encuentra la barrena (m) Dl = Densidad original del lodo (gr / cm3) 3 Dc = Densidad de control (gr / cm ) Ms = Margen de seguridad (0.03 + 0.04 gr/cm3) Se utiliza dependiendo de las condiciones del pozo, si éste lo permite.

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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: 2

PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm ) PR = Presión reducida de circulación (kg/cm2) 2 PCTP= Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm )

Método alterno para conocer la PIC Se emplea cuando se presentan las condiciones

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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 estrangulador 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 estrangulador 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

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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: PR = PIC - PCTP = kg/cm2) 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 ).

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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 circulación (PFC) y se calcula con la siguiente relación: (PIC - PCTP) Dc PFC = PR x Dc = Dl Dl donde: PFC = Presión final de circulación (kg/cm2) 2 PR = Presión reducida de circulación (kg/cm ) 3 Dc = Densidad de control de lodo (gr/cm ) Dl = Densidad original del lodo (gr/cm3) 2 PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm ) 2 PCTP= 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.

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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. Existen diferencias en el comportamiento de las presiones que van ligadas a un brote de aceite, agua o gas a medida 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: Densidad del fluido invasor = Dl 10 (PCTR - PCTP) LB donde: Dl = Densidad del lodo en el pozo (gr/cm3) PCTR = Presión de cierre en espacio anular estabilizada 2 (kg/cm ) PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm2)

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= 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: LB = Incremento de volumen en presas (lt) Capacidad del espacio anular (lt/m) Si la densidad calculada es menor a 0.69 gr/cm3, posiblemente el brote sea gas, si la densidad se 3 encuentra entre 0.69 y 0.92 gr/cm el brote será de aceite con alguna cantidad de gas. Una densidad mayor 3 a 0.92 gr/cm indicará que el flujo invasor es agua salada.

b. Cantidad de barita necesaria para densificar 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 3 incrementar la densidad a 1m de lodo a la densidad requerida:

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Núm. de sacos de barita = 85 (Dc - Dl) 4.25 - Dc donde: Núm. de Sacos de barita = (scs/m3) Dc = Densidad de lodo de control (gr/cm3) 3 Dl = Densidad inicial de lodo (gr/cm ) De donde: Cantidad de barrita = Núm. de sacos de barrita x volumen de lodo en el sistema = scs/m3 x m3 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 incrementando su volumen. Es conveniente conocer este aumento de volumen antes de agregar el material densificante, con objeto de disponer la capacidad de almacenamiento suficiente. Dicho incremento se calcula con la siguiente ecuación:

3 Inc. Vol. = Núm de sacos de barita totales = m 85

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d. Cédula de presión durante el desplazamiento 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 determinar el tiempo de bombeo o el número de emboladas que corresponden a determinada disminución de presión, y estar en condiciones de verificar el desarrollo del control y, de ser necesario, tomar las medidas correctivas oportunamente. Para elaborar la cédula de presión con la siguiente forma: 1. Determine la reducción de presión con la siguiente ecuación: 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 densidad de control), con la siguiente ecuación: 2 Tiempo nec = tiempo despl. cap. interior = min/kg/cm reducción de presión

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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: Emb. Nec.= Núm. emb para despl. cap. interior = emb/kg/cm2 Reducción de presión

RECOMENDACIÓN PARA SIMPLIFICAR LA CEDULA TOME VALORES 2 MAYORES A 1 kg/cm COMO INTERVALOS DE REDUCCIÓN.

d. Hoja de trabajo En ésta se registran los datos necesarios para controlar el pozo, dicha hoja se muestra en la siguiente página:

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HOJA DE TRABAJO DEL METODO DEL INGENIERO

Máxima presión permisible kg/cm2=___________lb/pg2

superficie:______________

Gasto reducido de circulación: _______________ emb/min Presión reducida de circulación: _________ kg/cm2 ________ lb/pg2 Densidad de lodo en presas: _________________ gr/cm3 Profundidad de la barrena: ___________________ m Incremento de volumen en presas: _____________ lt _________ m3 Presiones de cierre PCTP = ______ kg/cm2;PCTR = _______ kg/cm2 Volumen interior de la sarta: _______ lt _____________bl Gasto de la bomba: __________________________________ lt/min Tiempo de desplazamiento: _____________________________ min Emboladas para desplazar: _____________________ emb Densidad del lodo de control: ____________________ gr/cm3 Margen de seguridad: __________________________ gr/cm3 Presión inicial de circulación: _____________________ kg/cm2 Presión final de circulación: ______________________ kg/cm2

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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: Tiempo de desplazamiento =

Vol. int. de la sarta lt = = ____________ min Gasto de la bomba lt/min

3.- Las emboladas para desplazar se obtienen con la siguiente operación: Emboladas para desplazar =

Vol. int. de la sarta lt = = ____________ emb Capacidad de la bomba lt/emb

4.- La densidad del lodo de control se sabe resolviendo la operación siguiente: Densidad del lodo de control 2 Dc = Dl + PCTP x 10 = _______ gr/cm3 + kg/cm x 10 = _______ gr/cm3 PROF m

5.- El margen de seguridad en caso de no existir riesgo de pérdida de circulación es de: 3 Ms = 0.03 + - 0.04 gr/cm

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6.- La presión inicial de circulación se sabe resolviendo las siguientes operaciones: PIC = PR + PCTP = ________ kg/cm2 + __________ kg/cm2 = ___________ kg/cm2

7.- La presión final de circulación se obtiene con estas operaciones: 3 PFC = PR x Dc = __________kg/cm2 x gr/cm 3 =_________ Kg/cm2 gr/cm Dl

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)

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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

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con los datos siguientes:

DIÁMETRO DE LA BARRENA HERRAMIENTA DE 6 1/2pg TP5 pg HW TP5 pg XH PROFUNDIDAD DEL POZO TR 9 5/8 pg CEMENTADA DENSIDAD DE LODO PRESION REDUCIDA DE CIRCULACIÓN PRESION DE CIERRE EN TP PRESION DE CIERRE EN TR INCREMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS

8 3/8 pg (3 TOBERAS DE 14/32) LONGITUD 185m (D.l.= 2.812pg) LONGITUD 108m (D.l.= 3pg) LONGITUD 5262m(D.l.=4.276pg) 5555 m 478m (D.l. = 8.535 pg ) 1.70 gr/cm3 84 kg/cm2 a 28 emb/min 18 kg/cm2 30 kg/cm2 29bl = 3180 lt

Realizar lo conducente para circular el brote y restablecer el control del pozo. Las determinaciones deberán incluir: Los cálculos básicos para el control de un brote Los cálculos complementarios

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Estado mecánico del pozo

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Solución: Cálculos básicos para el control de un brote. Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta. Factores de capacidad interior. Factor de Cap. = 0.5067 (Dl)2 2 TP 5 pg XH = 0.5067 x ( 4.276) = 9.26 lt/m 2 TP 5 pg HW = 0.5067 x (3) = 4.56 lt/m 2

Herramienta 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 TP 5 pg HW = 4.56 lt/m x 108 m Herramienta de 6 1/2pg = 4 lt/m x 185m VOLUMEN TOTAL

= 48,726lt = 492lt = 740lt = 49,958lt

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DATOS DE LA BOMBA Marca Modelo Diámetro de la camisa Longitud de carrera Emboladas máximas Presión de Operación a Presión límite de operación

IDECO T- 1300 triplex simple acción 6 ½ pg 12 pg 130 emb/min 2 28 emb/min = 84 kg/cm 2 228 kg/cm

CAPACIDAD DE LA BOMBA G= 0.0386 x L x D

G= 0.0386 x 12 x (6.5)2 = 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:

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Vol. int. TP Vol. int. TP = QR Gasto reducido

49,958 lt = 101 min 493 lt/min

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- El número de emboladas para desplazar el volumen de la TP será: Emb =

49,958lt Vol. int. TP = 2837 = 17.6 lt/emb Capacidad de la bomba

- Densidad de control Dc = Dl + Inc. dens 3 Inc. dens = PCTP x 10 = 18 x 10 = 0.03gr/cm PROF 5555

Por lo tanto: Dc = 1.70 + 0.03 = 1.73 gr/cm3 - Presión inicial de circulación PIC = PR + PCTP PIC = 84 + 18 = 102 kg/cm2 a 28 emb/min - Presión final de circulación PFC = PR x Dc Dl PFC = 84 x 1.73 = 85 kg cm2 a 28 emb/min 1.70

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CALCULOS COMPLEMENTARIOS - Determinación del tipo de brote y longitud de la burbuja LB = Incremento de volumen en presas Capacidad del espacio anular - Capacidad del espacio anular entre agujero y herramienta = 0.5067 x (8.3752 - 6.52) = 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 = 0.5067 x (8.3752- 52) = 22.87 lt/m

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- Volumen espacio anular entre agujero y TP 5 pg HW = 22.87 lt/m x 108 m = 2470 lt LB

2614 lt = 185m 14.13 lt/m

566 lt = 25 m 22.87 lt/m

HTA

TP HW

LB = 185 + 25 = 210 m - Densidad de fluido invasor = Dl

10 x (PCTR - PCTP) LB

= 1.70 - 10 x (30 - 18) 210 Densidad de fluido invasor = 1.13 gr/cm3 3

Cuando la densidad sea mayor de 0.92 gr/cm este fluido se considera de agua salada. - Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo Núm. de sacos de barita = 85 ( Dc - Dl ) 4.25 - Dc

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3 Núm. de sacos de barita = 85 (1.73 - 1.70) = 1.01 scs/m de lodo 4.25 - 1.73

Si el volumen activo del lodo en el sistema es de 200 m3, la cantidad total de barita necesaria será: 1.01 scs/m3 x 200 m3 = 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 Inc. volumen = Núm. de sacos totales 85 3 Inc. volumen = 202 = 2.37 m 85

- 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 tiempo de despl. cap. Interior 101min 2 = 2 = 5.94 min/kg/cm reducción de presión 17 kg/cm

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- Emboladas necesarias para abatir la presión en TP 1 2 kg/ cm durante el bombeo de la Dc núm. de emb paa despl. cap. interior 2837 2 = 3 = 166.88 emb/kg/cm reducción de presión 17kg/cm Si se consideran 2 kg/cm2 como intervalo de reducción, se tendrá: Para tiempo 2

(5.94 min/kg/cm ) = 11.88 min Para emboladas (167 emb/kg/cm2) (2 kg/cm2) = 334 emb Los valores registrados durante el control deben vaciarse en la CEDULA DE PRESIÓN, como se muestra a continuación.

PIC

PFC

PRESIÓN Kg/cm2 102 100 98 96 94 92 90 88 85

TIEMPO min 0 11.88 23.76 35.64 47.52 59.40 71.28 83.16 101.00

EMBOLADAS acumuladas 0 334 668 1002 1336 1670 2004 2338 2839

GASTO emb/min 28 28 28 28 28 28 28 28 28

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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 incremento 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 densidad equivalente de 0.06 gr/cm3. Para este tipo de brote se tendrá que utilizar el Método de Ingeniero.

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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:

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SUPERFICIAL O 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 un equivalente a 0.12 gr/cm3), 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.

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- 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 EQUIPO O ACCESORIO

PROBLEMA

CARACTERISTICAS MANIFESTACION

La bomba

Se observa una Presión de bombeo oscilante y La flecha brinca.

Ruidos en la sección mecánica de la bomba.

La barrena o alguna de las toberas

Se encuentran tapadas.

La presión en la TP Se incrementa bruscamente.

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LOCALIZACIÓN DEL EQUIPO O ACCESORIO

PROBLEMA

El árbol de estrangulación o el estrangulador

Están tapados

La tubería

Existe fuga

CARACTERÍSTICAS MANIFESTACIÓN La presión en TP y TR se incrementa bruscamente. 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 ALGUNA 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.

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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 requerida para restablecer el control secundario.

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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 incomprensibles). Si el brote fuera de gas o de algún fluido que contenga gas, la consecuencia de usar este método sería circular el gas sin permitirle que se expansione. El efecto sería el mismo que permitir la migración de la burbuja de gas sin dejarla expansionar (incremento por la velocidad de bombeo) y, como ya se explicó, esto provocaría aumento de presión en todos los puntos del pozo lo cual no es conveniente.

IMPORTANTE COMO ES IMPOSIBLE DETERMINAR CON PRECISIÓN 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

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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 incomprensibles, esté método y el del “Ingeniero” son equivalente. 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 volumen 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 permitirá 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 permitirá la entrada de más fluidos de la formación. Los efectos mencionados pueden pasar desapercibidos

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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 sulfhídrico. Es preferible la inyección a la formación que circularlo a la superficie; sobre todo cuando no se han implementado los planes para este tipo de contingencia.

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CÉDULA PARA EL REGISTRO DE CONTROL DE BROTES

1 2

REGISTRE

Hora del día

Presión de cierre en T.P. (kg/cm2)

REGISTRE

CALCULE

Desplazamiento de la bomba (I/emb))

CALCULE

Longitud de agujero descubierto (m)

Capacidad de la T.P.

CALCULE

4D Capacidad anular

CALCULE

4D Capacidad anular

CALCULE

Profundidad vertical verdadera

Densidad del lodo

Profundidad

Desplazamiento de la bomba

Profundidad

Desplazamiento de la bomba

Longitud de agujero descubierto

Capacidad de la T.P. (I/m)

Profundidad (m)

Incremento de densidad

A 2D

Presión de cierre en T.P.

1D Presión max. permisible en T.R. (kg/cm2)

Aumento de volumen Presión de bombeo en presas (m3) reducida (kg/cm2)

Profundidad de la T.R. (M)

Presión de cierre en T.R. (kg/cm2)

Número de bomba

Densidad del lodo (g.e.)

Pozo__________________ Localización____________ Fecha_________________

Gasto Reducido (emb/min)

3D Profundidad vertical verdadera (m)

4D Capacidad anular (i/m)

5D Incremento de densidad

6D Densidad requerida para matar el pozo

7D Emboladas de superficie a barrena

8D Emboladas del fondo a la superficie

Desplazamiento Emboladas en agujero descubierto de la bomba

Emboladas de Emboladas del fondo superficie a barrena a la superficie

10D Emboladas totales

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Nueva densidad

SELECCIONE

Densifique

Registre

(Si es necesario)

11D Nueva Densidad

CALCULE

12D

Presión de cierre en Presión de bombeo T.P. reducida

CALCULE

11D

Nueva densidad

14 15

Densidad original

CALCULE

14D Diferencia de densidades

Presión de bombeo Nueva presión de reducida bombeo reducida

11D

Densidad para matar el pozo

Nueva densidad

12D

16D

Emboladas

A 7D

Presión final de bombeo

La gráfica

15D Ajuste de Presión

13D

10C

Nueva presión bombeo reducida

Presión final de bombeo

200

PROGRAMA DE PRESIÓN DE BOMBEO

Presión inicial de bombeo

CONECTE

Emboladas de superficie a barrenas

Los dos puntos

PRESIÓN DE BOMBEO (kg/cm2)

TRACE

Diferencia de densidades

Profundidad vertical verdadera

15D

14D

Ajuste de Presión

13D

CALCULE

Presión inicial de bombeo

175

150

125

100

0 0

500

1000

1500

2000

EMBOLADAS

TRACE

Una línea

Desde la presión Hasta La orilla derecha final de bombeo de la gráfica

* La diferencia de densidades puede ser negativa, si ese es el caso, el ajuste de la presión también será negativo.

240

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10D Emboladas totales

2500

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Registre

Presión de bombeo

100 emboladas

200 emboladas

300 emboladas

500 emboladas

600 emboladas

700 emboladas

800 emboladas

900 emboladas

1000 emboladas

1100 emboladas

1200 emboladas

1300 emboladas

1400 emboladas

1500 emboladas

1600 emboladas

1700 emboladas

1800 emboladas

1900 emboladas

Abra

Estrangulador ajustable

mantenga

Gasto constante

LEA

La gráfica

0 emboladas

INICIE CURCULACIÓN

A 2D

Con 3A

Gasto reducido

AJUSTE ESTRANGULADOR

DESPUÉS DE HABER BOMBEADO

Para que

Coincida

NO EXCEDA

Con

Programa de pre- Pero sión de bombeo

mantenga

Presión de bombeo constante

CIRCULE

Hasta que el brote rebase la zapata

10D Emboladas totales

400 emboladas

A la 16D Presión final de bombeo

O Hasta haber bombeado

9D Emboladas en agujeros descubierto

Presión max., Permisible en T.R.

Intervalos de 100 emboladas

Número de bomba

Emboladas de superficie a barrena

Hasta que el brote salga

Y 11D

Alcance la superficie

Nueva densidad

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Glosario

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| 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 intrínsica Adiabatic 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 barro Adze - azuela. Adze handles - mangos de azuela.

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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 perforación. 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.

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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.

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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, achicador bailer 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

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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.

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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.

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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

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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 desconectadoras. 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 desviación. 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; tubería 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; escobillón 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 introducir 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 designación 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 barrena cut (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 ángulo 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; armazón 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 trabajadores 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 bushing". 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 accesorio 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; determinación 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 cuchara. 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 ademe guiding ring - anillo guía; guiador. gumbo - gumbo: especie de barro gelatinoso gun 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 herramientas; huinche para herramientas; garrucha para herramientas; montacarga manual; aparejo manuable para herramientas. hanger - sujetador de tubería. hardening of bits - templado de barrenas head - 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; cabrestante; 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 numéricamente 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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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" 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 socket". manifold - tubo múltiple para distribución; tubo distribuidor; válvula 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 instalada 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.

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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 sirve 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 manguera 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 alrededor 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 giratoria 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 - arenisca scale - 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 limpiar 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 reducido slim-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, taquímetro. 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 extensiones enchufadas; mástil telescópico. temper screw - tornillo alimentador o regulador. temper-screw elevator rope - cable elevador del tornillo alimentador. 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 compensan el movimiento lateral de un eje.

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tie band - banda de amarre. tiedown companion flange - bridas gemelas con ganchos o torniquetes 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 rotatorias. tool-joint protector - tapón protector de la rosca de tubería. tool-joint refacing machine - Veáse "tool-joint shoulder dressing 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 herramientas. 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 entubamiento. 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 operación 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 confrontación. 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 sacanúcleos. 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 guardacabo. 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 Ü Þ Seleccionar el número del programa deseado después oprimir exe ahí iniciar a colocar la formula de la siguiente manera: V=24.51 x Q / (D2 -D2:)o sea ALPHA V = (__) 24.51 x Q / (ALPHA D2 ALPHA d2 ): 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".

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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 signo que te falte ejemplo : 24.51 x Q / (D2 -d2)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 3550 = -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 formula por ejemplo (D2 -d2 )tercera alpha y otra letra ; cuarta alpha y x2 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 = 750692.3287651 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 (D) : T=T + S: Y= M*COS (W) : X= M*SEN (W) : F= COS-1 ((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)

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D=(X2 + Y2) : R=TANG-1 (X/Y) : C= 57.29 * (30/N) : A = ((TAN-1 ((DC)/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. NECESARIOS P=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. V.A.= V=24.51*Q/(D2 -d2) : T=PN : DONDE: V=VELOCIDAD ANULAR PIES POR MIN. 24.51 FACTOR CONSTANTE. Q=GASTO GPM D=DIAMETRO MAYOR PULG. AGUJERO O INT. TR.

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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 Y LUEGO POR MIN. 62 * 12 * 0.0102 *(90 *106)=420 D=12" d=4.5" PROF = 3105 * 3.28= 10184.4 V.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 LETRA: ALPHA Y X2 OTRA: : Y POR UL TIMO ALPHA ENG OTRA O SEA QUE CUANDO DESARROLLES UNA FORMULA POR EJEMPLO: (D2 -d2) 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= H*COS(D) : T=T+S : Y= H*COS(W) : X=H*SEN(W) : F= COS-1 ((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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UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

X= (S-Z) : y= (C -J): D= . (X2 + Y2) : R= TAN -1 (XN) :C= 57.29 * (30/N) : A= «TAN-1((D-C)))+SEN-1(C*((COS(TAN-1((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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