manual tecnico formulas para peforación

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D I R E C T O R I O

M. I. Pedro Jav ier Caud i l l o Márquez Subdirector de la Unidad de Perforación y

Mantenimiento de Pozos

In g . Juan An ton io Si l va Romo Gerente de Control de Operación y Evaluación

M. I . Juan Al f redo Ríos J iménez Gerente de Estrategias de Ingeniería

In g . Ep i tac io So l i s Fuentes Subgerente de Perforación y Terminación

de pozos

In g . Ricardo Ramírez Lara Superintendente de Perforación y Terminación

de pozos

Técn ico . Fernando Cruz Garduza Superintendente de plataforma

I

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I N D I C E

I N T R ODU CCI ÓN

CA P I T U L O 1 PAG.

1. Presión hidrostática ................................................. 8 2. Volumen de acero .................................................... 8 3. Velocidad anular ....................................................... 9 4. Capacidad en tubería, agujeros y espacio

anular ......................................................................... 10 5. Cantidad de barita para densificar el fluido de

perforación (fórmula y método práctico) ................ 10 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 NaCI ........ 15 13.Concentración para preparar un lodo baseagua

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 ............ 17 17.Caballos de potencia hidráulica ............................. 17

2

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

anular ......................................................................... 20 22. Número de lingadas para sacar para llenar el

pozo .................................................................. 21 23. Capacidad acarreadora de los f luidos ................. 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 ............... 3 1 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. Volumen de agua para una lechada .................... 39 44. Principales funciones trigonométrica para

triangulo rectángulo ................................................. 40 45. Costo por metro de perforación ............................ 42

3

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 tanque 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 I I

T A B L A S TITULO

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

(base agua) controlado con el viscosímetro FAN".

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

los fluídos baseagua. 9. TonKm 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 DynaDrill. 16. Datos de herramienta NaviDrill. 17. Resistencia mecánica del cable (Camesa).

5

18. Cantidad requerida de aditivos para preparar 1 m 3 de fluido de Protexil ElIMP.

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. extrapesada (H.W.). 31. Cálculo de la altura máxima de la unión encima

de las cuñas. 32. Recalcados de tubería. 33. Identificación y tratamiento de un fluido

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

perforación mediante la rotaria.

- 6 -

PAG.

Perforación Direccional Controlada ...................................... 99 1.- Tablas de conversion y definiciones ........................... 100-102 2.- Proyeccion vertical ....................................................... 103-108 3.-Partes de un Motor de Fondo, Diámetros, Ejemplos: Cantarell 2098 ................................................................................. 109-138

Control de brotes .................................................................. 139 A. Datos para el control............................................................ 140 a. Máxima presión permisible en el espacio anular por conexiones

superficiales de control y tubería de revest..............................141 b. Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia

al fracturamiento de la formación expuesta. ...........................144 c. Gasto y presión reducida de circulación. .............................151

B. Presiones de cierre.............................................................. 162 C. Hoja de trabajo .................................................................... 165

Métodos de control ............................................................... 170 A. Métodos del perforador (para desalojar el fluido invasor) ... 171

a. Secuencia .............................................................................. 171 b. Descripción de los eventos....................................................173 c. Hoja del trabajo del Perforador..............................................176 d. Perfil de Presiones.................................................................179

B. Método del ingeniero ........................................................... 185 a. Secuencia.............................................................................185 b. Descripción de los eventos ..................................................186 c. Cálculos básicos para el control de un brote .......................190

1.- Tiempo de desplazamineto en el interior de la sarta ..... 191 2.- Densidad de control ....................................................... 195 3.- Presión inicial de circulación.......................................... 196

Metodo alterno para conocer la PIC .............................. 196 4.- Presión final de circulación ............................................ 198

d. Hoja de trabajo .....................................................................204 e. Selección del método ...........................................................218 f. Guía de problemas y soluciones durante el control ..............221 g. Métodos inadecuados para controlar el pozo. .....................223

Glosario ................................................................................. 230

7

I N T R O D U C C I Ó N

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 la recopilación de formulas

y tablas de aplicación útil y práctica para cualquier

persona involucrada en los trabajos de perforación

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C A P I T U L O I

F Ó R M U L A S

1. PRESIÓN HIDROSTÁTICA. La presión hidrostática es la presión que ejerce el peso

de una columna de fluido a una determinada profundidad.

Donde:

Ph = Presión hidrostática en Kg/ cm 2 . D = Densidad del fluido de perforación en gr/cm 3 . 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 volumen de fluido que baja o aumenta en las presas para detectar alguna perdida de circulación o entrada de fluido al pozo conociendo el volumen de acero o para otros cálculos.

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9

Donde:

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

3.VELOCIDAD ANULAR.

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

Donde:

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

Ejemplo:

T. P. 4 1 /2". Agujero 9 1/2". Gasto 350 gal/min.

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10

Va = 350 gal/min x 0.357

Va = 124.9 pies/min.

4. CAPACIDAD EN TUBERÍA, AGUJEROS Y ESPACIO ANULAR.

Donde:

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

pulg. Va= Capacidad anularen Its/m. D = Diámetro del agujero en pulg. d = Diámetro del tubo en pulg.

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

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11

Donde:

Pa =Peso material agregado en Kg. Df =Densidad final en gr/cm 3 . Do=Densidad original en gr/ cm 3 . Da=Densidad del material densificante (barita) en

gr/cm 3 . V= Volumen del fluido de perforación en lts.

Ejemplo:

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

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12

MÉTODO PRÁCTICO.

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 lodo por densificar en m 3 se obtiene finalmente el número de sacos.

Ejemplo: con datos anteriores.

1.28 1.15 =0.13 0.13x28=3.64 3.64 x 220 = 800 sacos

6. PESO DE TUBERÍA FLOTADA.

Donde:

Pf = Peso de la tubería flotada en tons. Ff= Factor de flotación sin unidades. Pa= Peso de la tubería en el aire en tons. D= Densidad del fluido en gr/cm 3 . Da= Densidad del acero en gr/cm 3 .

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

Donde:

Df = Densidad final obtenida en gr/cm 3 . d1 = Densidad del primer fluido en gr/m 3 . V1 = Volumen del primer fluido en m 3 o lts. D2 = Densidad del segundo fluido en gr/cm 3 . V2 = Volumen del segundo fluido en m 3 o Lts.

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

Donde:

Va = Volumen de aceite en m 3 . P = Por ciento que se desea emulsionar en %. V = Volumen del fluido de perforación en m 3 .

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14

9. VOLUMEN DE ACEITE PARA AUMENTAR LA EMULSIÓN.

Donde:

Va=Volumen de aceite para aumentar la emulsión en m 3 .

Pf = Porciento de la emulsión que se desea en %. Pi = Porciento de la emulsión que tiene el fluido en %. V = Volumen del fluido de perforación en m 3 .

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

Donde:

Va= Volumen de agua o aceite en m 3 . Df = Densidad que se desea disminuir en gr/cm 3 . Di = Densidad que tiene el fluido en gr/cm 3 . Da=Densidad del agua o aceite en gr/cm 3 . V =Volumen del fluido en que se desea disminuir la

densidad en m 3 .

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

Donde:

V= Volumen de agua para agregar en m 3 . 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 m 3 .

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:

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

13. CONCENTRACIÓN PARA PREPARAR UN LODO BASEAGUA (bentónitico).

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

Densidad de 1.079 gr/cm 3 más o menos.

Si no se obtiene viscosidad 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 ).

Donde:

p.p.m. CL = Partes por millón de cloruros. V.AgNO3 = Volumen de nitrato de plata utilizados para

obtener el color rojizo en cm 3 . V = Volumen de filtrado en cm 3 . F = Factor según la concentración del nitrato de

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

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17

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

Donde:

Vo = Velocidad anular óptima en pies/min. Da= Diámetro del agujero en pulg. D1= Densidad del fluido de perforación en gr/cm 3 .

17. CABALLOS DE POTENCIA HIDRÁU LICA.

Donde:

H.P.H. = Potencia hidráulica en H.P.

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18

Q = Gasto de bomba en gal/min. P = Presión en Lbs./pulg 2 (se uti l izará la presión en

donde se requiera el cálculo).

18.CALCULO DE DIÁMETRO DE TOBERAS.

Donde:

J3 = Tamaño de tres toberas en 32 avos. Q = Gasto de bomba en gal/min. D1= Densidad del fluido en gr/cm 3 . P = Pérdida de presión que se desea en la barrena en

Lbs/pulg 2 . J2 = Tamaño de dos toberas en 32avos.

Ejemplo:

Bna 8 1 /2. Gasto 300 gal/min. Lodo 1.20 gr/cm 3 . Presión disponible para la Bna. 900 lbs/pulg 2 .

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19

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

19.CAIDA DE PRESIÓN EN FLUJO TURBU LENTO.

Número de Reynolds mayor de 3,000.

Donde:

P = Caída de presión por fricción en el interior del tubo en Lbs/pulg 2 .

Q = Gasto de bomba en gal/min. G = Peso de fluido en gr/cm 3 . 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 anularen pulg. D3= Diámetro menor del espacio anular en pulg. Pa= Caída de presión por fricción en el espacio anular en

Lbs/pulg 2 Vp= Viscosidad plástica (corresponde al fluido plástico

de tipo Bingham) en centipoises (cp)

Ejemplo:

T.P. 4 1 /2 16.6 Lbs/pie 2500.0 m. D.I. 3.826".

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20

Lodo1.25gr/cm 3 Vp 20 cp Gasto350 gal/min.

20. DENSIDAD DE CIRCULACIÓN O EQUI VALENTE.

Donde:

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

en Lbs/pulg 2 . P = Profundidad del pozo en m. D1 = Densidad del fluido en gr/cm 3 .

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

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21

Donde:

Pa = Caída de presión en el espacio anular en Lbs/pulg 2 . 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 cp Yp =Punto de cedencia en Lbs/ 100 ft 2 . V =Velocidad anular en pies/min.

22.NÚMERO DE LINGADAS POR SACAR ANTES DE LLENAR EL POZO.

Donde:

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

Ph= Presión hidrostática por reducir al sacar la T.P. en kg/cm 2 (Máxima recomendable 3.5 kg/cm 2 ).

DL= Densidad del fluido en gr/cm 3 . 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 1 /2,T.P.4 1 /2 24.73 Kg/m. T.R. 9 5 /8 " x 8.755".

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22

Lodo 1.30 gr/cm 3 . Disminución de Ph 3.0 Kg/cm 2 .

23.CAPACIDAD ACARREADORA DE LOS FLUIDOS.

Donde:

Vs = Velocidad de deslizamiento de la partícula en pies/min.

D = Diámetro de la partícula en pulg. Vf = Velocidad promedio de la partícula en pies/min. Pp = Peso de la partícula en gr/cm 3 . Pf = Peso del fluido en gr/cm 3 . Vp = Viscosidad plástica en c.t.p. Yp = Punto de cedencia en Lbs/100 Ft 2 . 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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23

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

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

25.GASTO REQUERIDO PARA UNA VELO CIDAD ANULAR.

Donde:

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

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

Ejemplo:

Bna 9 1 /2. T.P. 4 1 /2. Lodo 1.20 gr/cm 3 .

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

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24

26.PESO DE UN TUBO (Parte lisa).

Donde:

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

27.DIAMETRO INTERNO DE UN TUBO.

Donde:

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

Ejemplo:

T.P. 4 1 /2 Peso nominal 16.6 Lbs/pie.

Peso parte plana 14.98 Lbs/pie.

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25

28. RESI STENCIA A LA TENSIÓN DE UN TUBO.

Donde:

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

(tabla 3). P = Peso del tubo (parte l isa) 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 1 /2" 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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26

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.C. ó la herramienta (10%, 15% o 20%) se util iza para mantener en tensión la sarta de perforación y de esa forma el punto neutro queda en la herramienta; por esta razón a esta parte se le denomina factor de seguridad.

Donde:

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

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

1.15 si es 15% etc.

EJEMPLO:

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

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27

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

Donde:

Ff = Factor de flotación sin unidades. Lh = Longitud de lastrabarrenas en m. Pm= Peso máximo que se espera dar a la barrena en Kg. Fs =Factor de seguridad expresándose 1.10 si 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 dar un máximo peso a la barrena de 12.0 tons. D.C. 6 1/2"x 2 3/4" 138.3 Kg/m.

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

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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 tensióncompresión y por lo tanto es necesario que este punto se encuentre siempre trabajando en tubos de pared gruesa, como son los D.C. ó la T.P. extrapesada.

Donde:

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

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

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

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

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

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29

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

32. ÁREA TRANSVERSAL DE UN TUBO.

Donde :

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

33.DIAMETRO DE UN TAMBOR.

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30

Donde:

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

34.SERVICIO REALIZADO POR UN CABLE.

Tp=3(T2T1) . Tm=2(T4T3) .

* T=2xP t .

Donde:

Tvr = Trabajo realizado en un viaje redondo en tonKm. 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 tonKm T2= Trabajo realizado para un viaje donde se termina de

perforar tonKm. T1=Trabajo realizado para un viaje redondo a la

profundidad donde se comenzó a perforar ton/Km.

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31

Tm=Trabajo realizado cuando se muestrea en tonKm. T4=Trabajo realizado para un viaje redondo a la profun

didad donde se terminó de muestrear en tonKm. T3=Trabajo realizado para un viaje redondo a la pro

fundidad donde se comenzó a muestrear tonkm. Tc= Trabajo realizado cuando se baja un casing (TR) en

tonKm. Wc= Peso de la T.R. en el Iodo en Kg/m. Lc = Largo de una T.R. en m. T =Trabajo realizado para una operación de pesca en

tonKm. Pt =Trabajo realizado de un viaje redondo a la profun

didad total del pozo en tonkm

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

35. CARGA MÁXIMA PERMISIBLE EN LAS LÍNEAS.

Donde:

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

Para la determinación del esfuerzo de trabajo permisible

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32

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

36. EQUI VALENCI AS DE TUBOS DE DI FERENTES P ESOS.

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 1 / 2 (62.62 kg/m) equi valen 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. P RESI ÓN DE FORMACIÓN .

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33

Donde:

Pf = Presión de formación en Kg/cm 2 . Ph = Presión hidrostática en kg/cm 2 . PTP = Presión en T.P. en kg/cm 2 .

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/cm 2 /m que le corresponde al agua salada de densidad 1.076 gr/cm 3 y 10% de sal.

Ejemplo:

Calcular la presión normal de formación a 3500.0m 0.1076 kg/cm 2 /m x 3500.0m = 377.0 kg/cm 2 .

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.

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34

Donde:

Gs =Gradiente de presión total de sobrecarga en kg/cm 2 /m.

Ø = Porosidad de la roca en fracción. Dm =Densidad de los sedimentos minerales en gr/cm 3 . Da =Densidad de fluidos en gr/cm 3 (principalmente

agua salada de 1.07 gr/cm 3 ).

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

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

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

El gradiente de presión total de sobrecarga teórico se toma como 0.231 Kg/cm 2 /m (1.0 /PSI /pie), ya que se ha calculado en términos de promedio de las condi ciones de las rocas como la porosidad, densidad de los sedimentos y los fluidos contenidos. Generalmente, el gradiente de presión total de sobre

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35

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 Iodos 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/cm 2 /m ?

Prof = 3,400 m. Lodo = 1.25 gr/cm 3 . T.R. = 10 3/4"a 2200.0m.

Ph = 2200.0 x 1.25 10

Ph = 275.0 Kg/cm 2 .

Presión hidrostática actuando en la zapata (considerando que el pozo se encuentra lleno de lodo).

Presión de fractura en la zapata 0.173 kg/cm 2 /m x 2200 m = 380.0 Kg/ cm 2 . Presión restante para fracturar 380.0275.0 = 105.0 kg/cm 2 (mantener una presión menor de 105.0 kg/cm 2 ).

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36

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

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

Donde:

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

Ejemplo :

Calcular el gradiente geotérmico a 4000 m.

T= 21.1 + 4000.0 = 21.1 + 114.3 = 135.4°C 35

40.INTENSIDAD Y SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO.

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

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37

L.C. = Longitud de curso entre dos estaciones en m. θ 1 = Ángulo vertical u observado en grados ( i r a . Es

tación). θ 2 = Ángulo vertical u observado en grados (2da. Es

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

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

(2da. Estación).

Ejemplo: Primer estudio Segundo estudio

Ángulo de desviación 9 °45 ° 10°30 '

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. =1158.01131.0 = 27m.

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38

41.POTENCIA AL GANCHO.

Donde:

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

Ejemplo :

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

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

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39

42. LINEAMIENTO DE GASTO Y OPTIMI ZACIÓN HIDRÁULICA.

Gasto de la bomba: Si la velocidad de penetración es menor a 4.5 m/hr el gasto debe ser 35 G.P.M./pulg. de diámetro de la Bna. Si es mayor, entonces utilizar de 40 a 45 G.P.M./pulg. de diámetro de la Bna. Optimización:

Potencia hidráulica en la barrena (H.P.H.): Pb=0.65xP B Ps=0 .35 xP B

Fuerza de impacto en la barrena (I.H.): Pb=0.49xP B Ps=0 .5 1 xP B

Donde:

Pb = Presión en 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 que se puede util izar es de 30 G.P.M./pulg de diámetro de la bna.

43. VOLUMEN DE AGUA PARA UNA LE CHADA.

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40

Donde:

Va= Volumen de agua en Lt/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 agua para preparar 100 m 3 de lechada de 1.60 gr/cm 3 .

44.PRINCIPALES FUNCIONES TRIGONO MÉTRICAS PARA TRIÁNGULO REC TÁNGULO.

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41

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, pode mos aplicar dos de sus propiedades importantes que son las siguientes:

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

∡ A +∡ B + 90° = 1 8 0 °

III.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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42

4 5 .COSTO POR METRO DE PERFORACIÓN .

Donde :

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

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43

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.

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

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44

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 usaren $. R = Costo del equipo en $/h. t, = 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 (M,) 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.

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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45

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

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

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

Ejemplo:

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46

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

48. TORQUE DE UNA T.P.

Donde:

T = Torque (aproximado) aplicado a una T.P. Duran te la perforación Lbspie

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

49.GASTO MÍNIMO RECOMENDABLE (ECUACIÓN DE FULLERTON).

Donde:

Q = Gasto mínimo recomendable en gal/min. DH= Diámetro del agujero en pulg. Dp= Diámetro de ia. en pulg. DL= Densidad del Iodo en gr/cm 3 .

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47

Ejemplo:

Bna.91/2". T. P. = 4 1/2". Lodo1.35 gr/cm 3 .

50.VOLUMEN DE UN TANQUE CILÍNDRICO EN POSICIÓN HORIZONTAL.

Donde:

D= Diámetro del tanque en m. V= Volumen de un taque cilíndrico en m 3 . 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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48

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

51.DIÁMETRO DE ESTRANGULADOR.

Donde De = Diámetro del estrangulador en 64 ayos. DL = Densidad del fluido en gr/cm 3 . Q = Gasto de la bomba en gal/min. P = Presión en el estrangulador en Kg/cm 2 .

Ejemplo:

Gasto190 gal/min. Lodo1.35 gr/cm 3 . Presión a través del estrangulador70 gr/cm 3 .

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49

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

Donde:

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

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50

DL= Densidad del fluido en gr/cm 3 . Df = Densidad que se desea obtener en gr/cm 3 . Da= Densidad del agua ó aceite en gr/cm 3 . V1 = Volumen del fluido que desea bajar la densidad en

m 3 o Lts.

Ejemplo:

¿Qué volumen de lodo baseagua es necesario tirar o almacenar para reponerlo con agua y bajar la densidad de 1.45 gr/cm 3 a 1.40 gr/cm 3 si se tiene en el sistema de circulación 240.0 m 3 de lodo?

53. TIPO DE FLUJO INVASOR EN EL POZO.

Fluido del yacimiento.

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

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51

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. C, = Capacidad anularen T.P. en Lts/m. Ca = Capacidad en el agujero en Lts./m. X = Densidad de fluidos invasores en gr/cm 3 . D1 = Densidad del lodo en gr/cm 3 . PT.R. = Presión de cierre en T.R. en Kg/cm 2 . PT.P. = Presión de cierre en T.P. en kg/cm 2 .

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

Donde:

P.I.C. = Presión inicial de circulación en kg/cm 2 . PT.P. = Presión en t.P. en kg/cm 2 . Pr = Presión reducida de bombeo en kg/cm 2 (Bomba

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

rrena a la superficie con Dc). Dc = Densidad de control en gr/cm 3 . D1 = Densidad del lodo en gr/cm 3 .

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52

55.DENSIDAD DE CONTROL.

Donde:

Dc = Densidad de control en gr/cm 3 . Prof = Profundidad en m. D1 = Densidad del lodo en gr/cm 3 . Ms = Margen de seguridad en gr/cm 3 . Pt.p. = Presión de cierre en T.P. en Kg/cm 2 .

56.PUNTO LIBRE.

Donde:

L = Profundidad del punto libre en m. Wt.p = Peso del tubo de la parte lisa en Lbs/pie. e = Elongación que sufre la T.P. en cm. T 1 = Tensión inicial en ton. T2 = Tensión final en ton.

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53

57.EL EXPONENTE "d".

Donde:

d = Exponente "d" sin unidades. N = Velocidad de rotación en r.p.m. R = Velocidad de penetración en min/m. W = Peso sobre la barrena en ton. D = Diámetro de la barrena en pulg. dc =Exponente "d" corregido sin unidades. D1 = Densidad del lodo en gr/cm 3 .

Ejemplo:

Prof2100.0 Bna. 12 1/4" Rotaria.140 r.p.m. Lodo.1.50 gr/cm 3 Penetración.24 min/m Gradiente normal

1.08 gr/cm 3 P.S.B..12 tons

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54

58.DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN.

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 resis

tencia 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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55

Donde:

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

60. POTENCIA MÁXIMA EN LA BARRENA

59.CALCULO DE LA RELACIÓN ACEI TE/ AGUA.

Relación aceite/agua.

Donde:

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

61.DESGASTE DE UNA BARRENA DE IN SERTOS.

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56

Donde:

T= desgaste de una barrena de insertos clasificadas en 8 ayos.

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.

Donde:

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

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

Donde:

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

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57

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.

Donde:

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

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

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

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58

Ejemplo:

Se requiere conocer el peso de 30.0 m 3 de aceite Diesel de 0.86 gr/cm 3 .

P= 0.86 x 30.0 = 25.8 TONS → 26 Tons.

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

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59

Donde:

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

∝1=ángulo de inclinación de la primera estación en grados.

∝2=ángu l o 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:

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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60

66.DENSIDAD EQUIVALENTE EN UNA PRUEBA DE GOTEO.

Donde:

De = Densidad equivalente en gr/cm 3 . D1 = Densidad del fluido en gr/cm 3 . Pr = Presión de ruptura en kg/cm 2 . Prof= Profundidad de la zapata en m.

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

Donde:

Fa= Fuerza de una aleta en Kg. La= Longitud de una aleta en cm. a =Ancho de una aleta en cm. Prof.=Profundidad en m. D1=Densidad del lodo en gr/cm 3 .

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61

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

1 /2 del diámetro del tubo).

L = Longitud de tubería pegada en cm.

Tab la 1.Fac to r de f lo tac ión (F f )

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62

Tabla 2. DENSIDAD DE ALGUNOS MATERIALES

Tabla 3. RESISTENCIA DE MATERIALES

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63

Tabla 4. PESOS DE TUBERÍA EN PERFORACIÓN

T.P. EXTRA PESADA (H.W.)

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64

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65

Tabla 6. DATOS PRINCIPALES DE UNA BRIDA A.P.I . Volver a Índice

66

DATOS PRINCIPALES DE UNA BRIDA A.P.I.

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67

Tabla 7. PESO DE LASTRABERRENAS

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68

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

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69

CONTAMINANTES MAS COMUNES Y SUS EFECTOS EN LOS FLUIDOS BASE AGUA

Continuación de la tabla anterior

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70

Tabla 9. TONELADAS KILOMETROS PARA EFECTUAR EL CORTE MULTIPLICAR FACTOR X 100

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71

Tabla 10. RELACION ENTRE FACTORES DE SEGURIDAD Y FACTORES DE SERVICIO EN TON MILLA

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72

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73

Tabla 12. TABLA DE CONVERSIONES

SISTEMA MÉTRICO DECIMAL SISTEMA INGLÉS

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74

TABLA DE CONVERSIONES



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75




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76




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77




FORMULA DE TORQUE

T= F x D

Donde:

F = Fuerza o jalón en Lbs d = Brazo de palanca o longitud de la l lave en pies.

Ejemplo:

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

T E M P E R A T U R A

°C = Temperatura en grados centígrados

°F = Temperatura en grados Fahrenheit

1 Calorías = El calor necesario para elevar la tempera tura de un kilogramo de agua en 1° C. 1 cal=0.0039683 BTU.

1 BTU. = Calor necesario para elevar la Temperatura de una libra de agua en 1°F. 1 BTU = 251.99 cal

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78

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

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79

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80

Tabla 15. DATOS DE HERRAMIENTA DYNADRILL .

DATOS DIMENSIONALES DE LA HERRAMIENTA.

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

DATOS DE OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA.

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81

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82

Tabla 17. RESISTENCIA MECÁNICA DEL CABLE (CAMESA).

CONSTRUCCIONES:

6 x 9 Seale (9/9/1) Alma de Acero Independiente (AAI). 6 x 2 6 ( 1 0 / 5 + 5 / 5 / 1 ) A A I . 6 x 25 Filler (12/6/6/1) AAI. 6 x 19 Seale ( 9/9/1) Alma de Fibra (Al).

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83

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

SALINIDAD DE 330,000 ppm.

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84

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

SALINIDAD DE 330,000 ppm.


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85

Tabla 19. TABLA DE LA CLASIFICACIÓN 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 I 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 II ASTM).

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

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

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86

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

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87

Tabla 21. CATALIZADORES DE USO COMÚN EN EL CEMENTO

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88

Tabla 22. ADITIVOS DE CONTROL DE FILTRACIÓN

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89

Tabla 23.RETARDADORES DE USO COMÚN

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

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90

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

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91

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

Tabla 27. CABLES DE MANILA ( Uso general)

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92

Tabla 28. TIPOS DE ANCLAS NATIONAL

Tabla 29. EQUIVALENCIAS DE CONEXIONES ACTUALIZADAS

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93

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

T.P. EXTRA PESADA

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94

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

CASO 1 CASO II

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 90° y el caso I I muestra las tenazas posicionadas a 180°).

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

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

Donde:

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

Ym = esfuerzo mínimo de tensión a punto cedente de la tuberíalbs/pg 2 .

LT = longitud del mango de la tenazapies. P = tensión de la línea (carga)lbs. T = torsión de enrosque aplicada ala unión (P x LT)

Ibspies,y I/C = módulo de sección de la tuberíapg 3 .

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

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

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

Mango de la tenaza de 3 1/2 pies; y Tenazas posicionadas a 90° (Caso I)

Usando la ecuación 5.81:

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

I/C = 4.27 pg 3

L, = 3.5 pies T = 17,000 lbs/pies.

* Valores del Módulo de Sección

1 2 Diámetro exterior Diámetro exterior I/C

de la tubería de la tubería pg lbs/pie pg 3

2 3/8 4.85 0.66 6.65 0.87

2 7/8 6.85 1.12 10.40 1.60

3 ½ 9.50 1.96 13.30 2.57 15.50 2.92

4 11.85 2.70 14.00 3.22 15.70 3.58

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

5 16.25 4.86 19.50 5.71 25.60 7.25

5 ½ 19.20 6.11 21.90 7.03 24.70 7.84

6 5/8 25.20 9.79

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95

Tabla 32. RECALCADOS DE TUBERÍA

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96

Tabla 33.IDENTIFICACIÓN Y TRATAMIENTO DE UN FLUIDO CONTAMINADO.

Principales contaminantes del f luido 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 f luidos, 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.

CONTAM INANTES: OR I GEN :

Sulfato de calcio (CaSO4) Formación con Anhidrita ó yeso

Hidróxido de calcio (Ca(OH)2) Cemento ó cal

Cloruro de sodio (NaCI) Flujo de agua salada, domo Salino

Cloruro de Calcio (CaCl2 ) Flujo de Salmueras

Bicarbonato de sodio (NaHCO3) Bacterias o de la formación

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

Aceite De la formación

Acido sulfhídrico De la formación

Bióxido de Carbono De la formación

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

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Tabla 34. CONCENTRACIÓN OPTIMA DE OBTURANTES.

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Tabla 35. TABLA DE TORSIÓN APLICADA A LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN MEDIANTE ROTARIAS IMPULSADAS CON MOTOR ELÉCTRICO

"EMD" MODELO D79M DE 800 CABALLOS DE FUERZA.

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99

Para índice

100

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101

MINUTOS CONVERTIDOS A DECIMALES DE GRADO

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102

SIGNOS MATEMÁTICOS

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103

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104

POZO CANTERE II-87 CONDUCTOR 5 PLATAFORMA NOHOCH-A

COORDENADAS CONDUCTOR

X = 604,543.96 Y = 2 '141,649.89

COORDENADAS OBJETIVO

X = 604,925.73 Y = 2 '142,357.41

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105

Coordenadas conductor x = 604923.06 m y = 2157052.14 m

Coordenadas objetivo x = 604140.00 m y = 2158445.64 m

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106

Para conocer los grados que se necesitan de desplazamiento para l legar al ob je t ivo 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 últ ima 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 l legar al objet ivo.

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

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108

Método 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.

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PARTE DE UN MOTOR DE FONDO (MAPESA)

Válvula 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

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111

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112

POZO CANT. 2098 COND. # 8 PLAT. AKAL " J"

Datos:

T.R. 20" a 350 m. Vert. T.R. 13 3/8" a 1200 m. Vert. T.R. 9 5/8" a 2200 m. Vert. T.R. 7" a 2500 m. Vert. Inicia desviar a 450 m. Desplazamiento 1377.67 m. Rumbo 51° 9'E Ang. Máx. 43° 33 ' Prof. vert. 2600 m. Prof. Des. Caliza 2757.53 m Inclinación 5°15 ' Severidad de la Curva 2° c/30m.

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113

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

B Desarrollo de Campo IIIIIIIVVVIVIIVIII

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 )

4° Programación de las herramientas adecuadas para des v iar de acuerdo a la capacidad del equipo.

Operación Desviar

I Programa de sartas para perforar antes de empezar 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 deflectora

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 )

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114

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

A. Bajar con barrena de 26" hasta la zapata de 30"

B. Tomar registros giroscópicos de la T.R. 30"

C. Graficar este punto en la gráf ica de conductores

D. De acuerdo a la si tuación 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 estabi l izadores 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"

El motivo de esta sarta es mantener el pozo lo más vert ical posible ante la posibi l idad de un choque con un conductor de 20" las aletas de los es tabi l izadores quedaran muy arriba evitando con esto romper dicha tube ría de revestimiento del pozo afecta do.

Se tomará lectura de desviación c/30 m hasta donde vaya asentada la T.R. 20 " .

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

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115

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° Inicio a desviar

4° Ángulo Máximo

5° Profundidad desarrollada al objetivo y/o a la profundidad total

6° Severidad a la curva

Datos proporcionados por Ingeniería

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116

* 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.

Fórmula para hacer los proyectos Desplazamiento en metros

Coordenadas

D = X objet ivo X conductor

= a x

Rumbo: Relación de los cuadrantes

La X para e l este y el oeste

La y para el nor te y el sur X posi t i vos para el este

X negativos para el oeste

Coordenadas

D = Y objet ivo Y conductor

= a y

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117

y posi t i vo para el nor te

y negativo para sur por lo siguiente

X posi t i va y posi t i va = ++= Nor este

X posi t i va y negativa = + = Sur este

X negativa y negativa = = Sur oeste

X negativa y posi t i va = + = Nor – oeste

Todo el t iempo mandarán las X quedando "X" como abscisas y "y" como ordenadas.

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118

Ángulo 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 gráf icas y esa será el ángulo máximo; la severidad por cada 30 mts., (número de estaciones) y la longitud de curso para alcanzar el Ángulo Máximo.

2° Por medio de la ecuación siguiente:

Ángu l o M áx imo :

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

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119

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

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120

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121

Profund idad Ver t ical = 592.62 mts

V 1 = 1° Estación V 2 = 2° Estación P.V. = RC ( Sen V 2 Sen V 1 )

Sustituyendo 859.35 (Sen 43° 6 ' Sen 0 ) = 592.62 mts.

Desp lazamiento Hor izontal = 237.03 mts.

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

( Cos 0 Cos 43° 6") = 237.03

Prof. desarrollada contacto caliza

= 1104 + 1653.53 = 2753.53 m.

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122

Prof. desarrollada Total a perforar

= 2753.53 + 497.11 = 3250.64

2240 450 592.62 = 1197.38

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

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 497.11m. 43°6 ' (497.11) = 342.82 Hipotenusa

T.R. 9 5/8" P. Vert. a 2200 m.

2200 450 + 592.62 = 1157.38

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123

T.R. 7" a 2500 m. vert.

2500 450 592.62 = 1457.38 m.

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) )

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124

Si V es menor Vc

Si V es igual o mayor Vc

Vp = visc. Plástica cp

Pc = punto cedencia lb /100 ft

*V = pies / seg.

D y d = pulgadas

laminar

Turbulento

=Densidad Ib/gal.

L = Pies

1.08 = factor

9.96 = factor

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125

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126

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 . 0 8 x P ) + 1.08 x (9.26 ( AT ) 2 x Y x M

+ ( PI 2 ) / ( M ( A T)) :

V = Q / ( 2.45 ( A 2 T 2 )):

D= P x L x V/ 1000 (AT) 2 + Y x L / 200 (AT)

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

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127

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128

Ángulo: 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 calcular la hipotenusa

Parámetros ("variable")

+ Peso incrementa el ángulo

Peso decrece el ángulo o mantiene

+ 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.

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129

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130

X = 1262.89 Y = 793.77 = N 57° 50 W

390 = 26 0 / 2x30 ó 859.35 x 26° / 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.

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131

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132

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

Prof. Desarrollada = 690 m. Fondo Prof. Toma Desviación = 683 m. Prof. vert. última estación = 662.27 m. Ángulo promedio última estación = 24° 25° Prof. vert. objetivo = 700 m. Prof. a Perforar = 724.38 m.

Ejemplo: A la prof. desarrollada se le resta a donde se tomó la des viación y el resultado se multiplica por el Cos. del 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.

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134

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135

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

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

D = D 7 D 2 D = DI 1057.99 D 2 879.29 = 178.70 v

= v 1 v 2 v = v 1 3450 v 2 3231.91 = 218.09

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136

B D 1 = Desplazamiento total del pozo.

C D 2 = Desplazamiento Total de la última estación planilla.

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

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

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

W = W 1 w 2 W 1 = 815.77 w 2 = 610.69 = 205.08

S = S 1 S2 S ' = 6 7 3 . 6 9 S2 = 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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CIERRE DE POZO ÁNGULO

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139

Para índice

140

A. DATOS PARA EL CONTROL

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

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

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

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

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141

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

Los parámetros necesarios son:

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

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

c. Gasto y presión reducida de circulación.

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

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

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142

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

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143

EJEMPLO 1

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

TR 7 pg , 29 l b /p i e P110 BUTTRESS

De las tablas de diseño de las tuberías de revestimiento se obtiene que la resistencia a la presión interna es de 11,220 lb/pg 2 .

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 Ib/pg 2

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/pg 2 Resistencia a la presión interna de TR 7 pg = 8976 lb/pg 2

De lo anterior se observa que la máxima presión permisible en el espacio anular será de 8976 lb/pg 2 . Por lo que en ningún caso se debe exceder dicha presión

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144

ya que se tendría el riesgo de provocar un descontrol total. El valor de la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento se tomó con un factor de seguridad de 0.80 (en este ejemplo); sin embargo, las condiciones de desgaste o deterioro de la tubería de revestimiento son directamente proporcionales al tiempo de perforación y obligan a disminuir el valor de dicho factor, fundamentalmente por las siguientes causas:

Viajes de tubería. Falta de hules protectores en la tubería de perfo ración. Rotación de la flecha. Presencia de ácido sulfhídrico. Pozos desviados. Pozos direccionales. Accidentes mecánicos. Daño al cabezal por falta del buje de desgaste y/o mástil desnivelado. Corridas con cable para registro eléctrico y otras herramientas.

b. MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE EN EL ESPACIO ANULAR POR RESISTENCIA AL FRACTURAMIENTO DE LA FORMA CIÓN EXPUESTA.

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145

Otro parámetro también importante para controlar un pozo cuando ocurre un brote es la presión que 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 util izan las medidas obtenidas a través de registros geofísicos. Por medio de ecuaciones desarrolladas por varios autores (HubbertW i l l i s , MattewsKelly, 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 confiabil idad 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

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146

las operaciones de cierre de un pozo al ocurrir un brote como al estar circulando el mismo. Tales situaciones suelen ocurrir en formaciones superficiales de escasa compactación.

El responsable de la operación deberá decidir entre desfogar la presión o permitir una pérdida de circulación (y descontrol subterráneo) o, si las condiciones lo permiten, emplear la técnica de e s t r ang u l ac i ón l i m i t a d a , que se exp l i ca 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

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147

canalización del cemento, pérdida de circulación, falla del equipo de bombeo, etcétera. 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/cm 3 .

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

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148

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 gr/cm 3 .

Determinar cual es la presión máxima permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.15 gr/cm 3 para lo cual se despejan las siguientes ecuaciones:

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149

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.

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150

Dentro de estos problemas se pueden incluir:

Las formaciones fracturadas. Las formaciones que contengan gases tóxicos. Las zonas de alta presión.

Además 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 ácido 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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151

c. GASTO Y PRESIÓN REDUCIDA DE CIR CULACIÓN

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.

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152

4. Se dispone de más tiempo para analizar los problemas que se suscitan.

5. Permite que el rango de trabajo del estrangulador variable sea el adecuado.

6. Reduce las caídas de presión por fricción en el sistema durante el control.

El gasto y la presión reducida de circulación se deben actualizar cuando se realice un cambio de geometría en la sarta de perforación, cuando cambien las propie dades del lodo o cada vez que se incremente la profun didad en 150 m.

Cuando no se cuanta con dicha información es posible calcular la presión reducida de circulación a un gasto dado con las formulas de caídas de presión por fricción en el sistema y algunas consideraciones prácticas:

Caídas en presión en las toberas de la barrena

Caídas de presión por fricción entre el EA y DHTA; EA y TP HW; TR y TP.

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153

Caídas de presión en el interior de tuberías donde:

PT = Caídas de presión por fricción en interior de tubería (Ib/pg 2 ).

PTOB = Caídas de presión por fricción en toberas de la barrena (Ib/pg 2 ).

PEA = Caídas de presión por fricción en el espacio anular ( Ib / pg2 ).

VP = Viscosidad plástica del lodo (cp). d = Densidad del lodo (Ib/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). AT 2 = Área de toberas (pg2) de tablas.

Por regla empírica puede considerarse que en las caídas de presión por fricción en el espacio anular se pueden

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154

obtener de una buena aproximación con relación al diámetro de la barrena, esto es:

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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155

Datos:

Longitud TP 4 1/2 pg (D.I. = 3.826 pg) 3 188 m Longitud TP 4 1/2 pg HW (D.I. = 2.750 pg) 110m Longitud herramienta 8 pg (D.I. = 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/cm 3 = 15.41 Ib/gal Viscosidad plástica = 55 cp Gasto reducido de la bomba = 180 gpm Presión reducida = 58 kg/cm 2

Soluciones:

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

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156

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

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

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157

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

Caídas de presión por fricción en conexiones super ficiales: 3.5 kg/cm 2 .

La suma de caídas de presión por fricción en el interior de la sarta, toberas y conexiones superficiales será:

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158

Caídas de presión por fricción entre el EA y HTA:

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

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159

Caídas de presión por fricción entre TR y TP:

La suma de caídas de presión por fricción en el espacio anular será de:

Por lo tanto, la caída de presión por fricción totales en el sistema serán:

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160

Si la bomba tiene un rendimiento de 3.06 gal/emb se tendrá:

Esto es:

PR = 45.03 kg/cm 2 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 obtendrán al variar el gasto. Siendo también en este caso la presión y el gasto de circulación reducidos; su ecuación es:

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161

donde:

PR, = Presión reducida de circulación original (kg/cm 2 ). PR2 = Nueva presión reducida de circulación (kg/cm 2 ). 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 baseagua. En lodos base aceite, dada su composición, un valor de 1.1 es suficiente, pero para efectos prácticos y sim plicidad de cálculo 1 es de una buena aproximación quedando la ecuación anterior de la siguiente manera:

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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162

se realiza lo siguiente:

Datos:

PR, = 185 kg/cm 2

QR1 = 70 emb/min QR2 = 90 emb/min

Soluciones:

Con lodo base agua

Con lodo base aceite

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.

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163

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 Iodo y disminuyendo su columna hidrostática lo que no ocurre comúnmente con el lodo del interior de la sarta por lo que generalmente se toma el valor de PCTP con el más confiable para calcular la densidad de control; vea la figura 2.

Sin embargo, debe señalarse que existen situaciones ocasionales donde la presión de cierre en la TP no es muy confiable. Tal caso ocurre cuando se presentó un brote al estar perforando y no fue detectado oportunamente. La descompensación de columnas puede ser tan grande que al cerrar el pozo la columna de la TP esté parcialmente vacía y no haya presión (PCTP = 0). Posteriormente, al ser rellenada la TP (con el fluido invasor) se tendrá una represión (PCTP distinta de cero) que al calcular la densidad de control dará un valor erróneo. Como se observa, éste control estará destinado desde sus inicios a generar problemas adicionales.

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164

FIGURA 2 . PRESIONES DE CIERRE

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165

C. HOJA DE TRABAJO PARA LA DETERMI NACIÓN DE LOS DATOS NECESARIOS PARA CONTROLAR UN POZO CUANDO OCURRE UN BROTE

A continuación se presenta la hoja de trabajo que puede ser utilizada en el equipo de perforación, ésta tiene la 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 Perforador 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.

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1. Si observa que antes de cerrar completamente el estrangulador, la presión manométrica está cercana al valor anterior NO CIERRE EL POZO.

2. Desvíe el flujo e inicie a circular el brote de inmediato utilizando el:

GASTO MÁXIMO DE CIRCULACIÓN ________ emb/ min con la bomba 1

GASTO MÁXIMO DE CIRCULACIÓN ________ emb/ min con la bomba 2

3. Observe constantemente la presión en el espacio anular (TR) tratando siempre de mantener la presión abajo del valor límite: PRESIÓN MÁXIMA REGISTRADA EN TP: ______ kg/ cm 2 ______ Ib/ pg 2

PRESIÓN MÁXIMA REGISTRADA EN TR: ____ kg/ cm 2 _______ lb/ pg 2

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

PRESIÓN DE CIERRE EN TP ESTABILIZADA: ______ kg/ cm 2 lb/ pg 2

PRESIÓN DE CIERRE EN TR ESTABILIZADA:______ kg/ cm 2 ____ Ib/ pg 2

INCREMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS: m 3 bl

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

DATOS

( ESTA PARTE SERA LLENADA POR EL TÉCNICO)

1. Presión de trabajo del conjunto de preventores: kg/cm 2 Ib/pg 2 .

2. Diámetro de la TR (conectado al cabezal)_____ pg grado:_______ ; peso unitario: _____________ lb/pie; presión nominal de ruptura.(Resist. Presión Interna) ___________ kg/cm 2 = _________________Ib/pg2

FACTOR DE SEGURIDAD (0.80 para tuberías de revestimiento en buenas condiciones y menos para tuberías de revestimiento con desgaste).

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PRESIÓN DE TRABAJO DE LA TR = PRESIÓN NOMINAL DE RUPTURA X FACTOR

=_____________ x _____________ = _____________kg/ cm 2

____________ x____________________ = _____________lb /pg2

3. La máxima presión permisible en espacio anular por conexiones superficiales y TR, es igual a la menor entre presión nominal del conjunto de preventores y la presión de trabajo de la TR = kg/cm 2 ______________ = _________________ Ib/pg2

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.

PRESIÓN DE PRUEBA DE GOTEO_______________ kg/cm 2 =______________Ib/pg 2 (o la equivalente).

Presión hidrostática con la densidad actual calculada a la profundidad de la zapata.

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Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento.

P. GOTEO Ph = __________ kg/cm 2 ________ kg/cm 2 =_______ kg/cm 2

De los parámetros calculados:

MAX. PRES. PERMISIBLE POR CONEX. SUP. Y TR =______kg/cm 2 _______ Ib/pg2

MAX. PRES. PERMISIBLE POR RESIST. AL FRAC. = ________kg/cm 2 __________Ib/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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170

Para índice

171

A. MÉTODO DEL PERFORADOR (PARA DE SALOJAR EL FLUIDO INVASOR)

Se basa en el principio básico de control, requiere de un ciclo de circulación completo para que los fluidos invasores circulen fuera del espacio anular utilizando el lodo con densidad original a un gasto y presión constante y un estrangulador ajustable. El método del PERFORADOR se usa ampliamente por su relativa facilidad de aplicación ya que al detectar la presencia de un brote se toman medidas inmediatas para desalojarlo tomando en cuenta las restricciones que se señalaron en la hoja del trabajo del Perforador.

A) Secuencia

Para aplicar este método realice las siguientes instrucciones:

1. Lleve a cabo las instrucciones de la hoja de trabajo del perforador.

2. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el bombeo.

3. Ajuste el estrangulador hasta que la presión que se observe en el espacio anular sea igual a la presión de cierre estabilizada en la tubería de revestimiento (PCTR) manteniendo constante el gasto reducido de circulación.

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4. Después de realizar la anterior instrucción registre la presión en la tubería de perforación (que será la presión inicial de circulación PIC).

5. Mantenga constante la presión en la tubería de per foración ajustando el estrangulador. Si la presión en la tubería de perforación se incrementa, abra el estrangulador; si disminuye, ciérrelo, manteniendo constante el gasto reducido de circulación.

6. Después de desalojar la burbuja y que salga lodo en condiciones, suspenda el bombeo.

7. Si la presiones en las 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 las 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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173

las mismas condiciones, hasta que las presiones en TP y TR sean iguales con el pozo cerrado y a bomba parada.

B) Descripción de los eventos

− La presión en el espacio anular no varía signi ficativamente durante la etapa de desplazamiento de la capacidad de la tubería de perforación.

− Sólo se observará una pequeña disminución en esta presión al pasar el fluido invasor del espacio anular entre la herramienta y el agujero o tubería de reves timiento al espacio anular entre la tubería de perforación y el agujero o la tubería de revestimien to.

− Con respecto al volumen en presas y al gasto, se 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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174

La decisión de abrir el estrangulador para abatir esta presión complicaría el problema ya que se permitiría la entrada 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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175

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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176

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:

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.

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177

INSTRUCCIONES 1. Circule el brote para desalojar la burbuja.

2. Abra ligeramente el estrangulador y simultánea mente inicie el bombeo.

3. Ajuste el estrangulador hasta que la presión se observe en el espacio anular sea igual a la PCTR con el gasto reducido de circulación.

HOJA DE TRABAJO DEL METODO DEL PERFORADOR

Máxima presión permisible en superficie: kg/cm 2 Ib/pg 2

Máxima presión permisible en TR: kg/cm 2 Ib/pg 2

QR = Gasto reducido de circulación: emb/min

PR = Presión reducida de circulación: kg/cm 2

PCTP = Presión de cierre de TP estabilizada: kg/cm 2

PCTR = Presión de cierre de TR estabilizada: kg/cm 2

DL = Densidad del Iodo: gm/cm 3

PROF = Profundidad de la barrena: m

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178

4. Cumpliendo el inciso anterior, registre la presión TP (que será la presión inicial a la circulación PIC).

5. Mantenga constante la presión en la 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 util izando el Método del Ingeniero.

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D. Perf i l de presiones

Este perfil se describe en las gráficas tres a ocho.

Gráfica 3. Identificación del brote.

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Gráfica 4. Cierre del pozo.

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181

Gráfica 5. Inicio de bombeo.

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182

Gráfica 6. Cabeza del brote en la superficie.

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Gráfica 7. Eliminación del f luido invasor.

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Gráfica 8. Segunda etapa del método.

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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 l legue 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 Iodo 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 la 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

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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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188

− 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 Iodo con densidad de control viaje hacia la superficie.

− Cuando salga el lodo con densidad de control a la superficie, la presión en el espacio anular deberá ser cero. Para observar si no hay flujo, se deberá suspender el bombeo; si no lo hay, el pozo estará bajo control.

− En el caso de que este método se utilice para desa lojar la burbuja del flujo invasor, el comportamiento de las presiones registradas en el espacio anular (cuando el lodo de control salga de la barrena) diferirá de lo descrito.

− Cuando se haga presente el efecto de la expansión del gas cerca de la superficie, la declinación en la presión de la tubería de revestimiento cesará y empezará a incrementarse hasta alcanzar su máxima presión, la cual ocurrirá cuando la burbuja de gas llegue a la superficie. Durante la salida de la burbuja, se observará disminución en la presión de

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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 Iodo 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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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 Iodo 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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191

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).

Para espacio anular (entre tubería o agujero y tuberías).

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192

donde:

Factor de Cap. = Factor de capacidad de la sección ( I t/m)

DI = Diámetro interior TP, TR o agujero (pg) DE = Diámetro exterior TP o herramienta (pg)

0.5067 = Constante de conversión

Se define como factor de capacidad interior o anular a los litros necesarios para llenar un metro lineal con la geometría del (los) diámetro (s) considerado (s).

Volumen activo del lodo en el sistema:

Este volumen incluye el que haya en el agujero y en presas es importante conocer siempre estos datos ya que cuando ocurre un brote el volumen de fluido invasor será equivalente al incremento de volumen de lodo en las presas.

Cuando es necesario incrementar la densidad, se determina la cantidad de material densificante mínimo para efectuar el control, para conocer el volumen de fluido en el sistema es necesario utilizar los factores de capacidad, los cuales se determinan de la siguiente forma:

Volumen interior de tubería = factor de cap. x longi tud de tubería (It)

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

Volumen de presas = (m 3 de fluido / cm de altura) x altura de nivel en la presa (m 3 )

Capacidad de bombeo de acuerdo a las característi cas 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:

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Y para bombas tríplex de simple acción, considerando un 90 % de eficiencia volumétrica, se aplican las siguientes ecuaciones:

donde:

G = Capacidad de la bomba ( I t / 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 It/min es posible conocer el tiempo nece sario para desplazar la capacidad del interior de la sarta.

donde:

T= Tiempo de desplazamiento (min) Vol. Int. TP = Volumen total del interior de la sarte (It o

gal) QR = Gasto reducido de circulación (It/min o

gaI/min)

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195

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 auxil iar de la lectura de presión de cierre establecida en TP por ser la que generalmente presenta la mínima contaminación. De lo anterior, tenemos que:

Dc = D l + Incremento de Densidad donde:

Inc. Dens. = Incremento a la densidad ( g r / cm 3 ) PCTP = Presión de cierre estabilizada en TP (kg /cm 2 ) PROFUNDIDAD = Profundidad vertical del pozo o donde se encuentra la barrena (m) Dl = Densidad original del lodo ( g r / cm 3 ) Dc = Densidad de control ( g r / cm 3 ) Ms = Margen de seguridad (0.03 ± 0.04 gr/cm 3 )

Se utiliza dependiendo de las condiciones del pozo, si éste lo permite.

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196

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:

donde:

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

Método alterno para conocer la PIC

Se emplea cuando se presentan las condiciones

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197

siguientes:

a. Cuando se utiliza una bomba diferente a las del equipo ( unidad de alta presión ).

b. Cuando la profundidad de la barrena o de la tubería sea diferente a la profundidad donde se registró la PR.

c. Cuando las condiciones del fluido de perforación hayan sufrido un cambio sustancial.

d. Cuando se requiera circular a un gasto diferente a QR.

e. Para verificar el valor preregistrado de PR. f. Cuando no se haya determinado de antemano la

PR.

El método alterno para conocer la presión inicial de circulación, consiste en:

1. Bombear lento, abriendo simultáneamente el es trangulador y manteniendo la presión en el espacio anular igual a la PCTR hasta alcanzar el gasto reducido de circulación.

2. Una vez alcanzado el gasto y ajustando el 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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198

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:

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 Iodo 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 Iodo será la superficie para equilibrar la presión de formación ( si la densidad de control es la correcta ).

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199

Esta presión es sólo necesaria para circular el lodo con densidad de control de la barrena a la superficie (a un gasto constante); se le llama presión final de circula ción (PFC) y se calcula con la siguiente relación:

donde:

PFC = Presión final de circulación (kg/cm 2 ) P R = Presión reducida de circulación (kg/cm 2 ) Dc = Densidad de control de lodo (gr/cm 3 ) D I = Densidad original del lodo (gr/cm 3 ) PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm 2 ) PCTP= Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm 2 )

CÁLCULOS 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 Iodo.

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200

c. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita.

d. Cédula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta.

a. Determinación del tipo de brote

Los fluidos de la formación asociados con un brote son: aceite, agua, gas o una combinación entre ellos. Exis ten diferencias en el comportamiento de las presiones que van ligadas a un brote de aceite, agua o gas a medi da que éstos se circulan.

Las presiones en tubería de perforación y tubería de revestimiento y el aumento de volumen en presas (si se puede medir con suficiente precisión) se emplean para estimar el tipo de brote mediante el cálculo de la densidad del fluido invasor, a través de la siguiente ecuación:

donde:

D I = Densidad del lodo en el pozo (gr/cm 3 ) PCTR = Presión de cierre en espacio anular estabilizada

(kg/cm 2 ) PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm 2 )

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201

LB = Longitud de la burbuja (m)

Midiendo el incremento de volumen en presas y con el factor de capacidad anular de la sección donde se estima esté localizada la burbuja, la longitud de la burbuja se determina con la siguiente ecuación:

Si la densidad calculada es menor a 0.69 gr/cm 3 , posiblemente el brote sea gas, si la densidad se encuentra entre 0.69 y 0.92 gr/cm 3 el brote será de aceite con alguna cantidad de gas. Una densidad mayor a 0.92 gr/cm 3 indicará que el flujo invasor es agua salada.

b. Cantidad de barita necesaria para den

sificar el lodo

Una vez que se conoce la densidad del lodo de control, es necesario calcular la cantidad de barita requerida para poder aumentar el peso del lodo hasta obtener la densidad adecuada. Con la siguiente ecuación se calcula la cantidad de barita que se necesita para incrementar la densidad a 1m 3 de lodo a la densidad requerida:

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202

donde:

Núm. de Sacos de barita = (scs/m 3 ) Dc = Densidad de Iodo de control (gr/cm 3 ) Di = Densidad inicial de lodo (gr/cm 3 )

De donde:

Cantidad de barita = Núm. de sacos de barrita x volumen de lodo en el sistema = scs/m

3 x m

3 de lodo

c. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita

Cuando se adiciona barita al sistema de lodo para incrementar su densidad, también se estará incremen tando su volumen. Es conveniente conocer este au mento de volumen antes de agregar el material den sificante con objeto de disponer la capacidad de alma cenamiento suficiente. Dicho incremento se calcula con la siguiente ecuación:

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203

d. Cédula de presión durante el despla zamiento de la densidad de control en el interior de la sarta

A medida que el Iodo con densidad de control es bombeado a través de la sarta, la presión de circulación disminuye desde el valor de presión inicial de circulación hasta el valor de presión final de circulación. Con esta cédula de presiones se puede se puede deter minar el tiempo de bombeo o el número de emboladas que corresponden a determinada disminución de pre sión y estar en condiciones de verificar el desarrollo del control y de ser necesario tomar las medidas correc tivas oportunamente.

Elaborar la cédula de presión de la siguiente forma:

1. Determine la reducción de presión con la siguiente ecuación:

2. Determine el tiempo necesario para abatir la presión en 1 kg/cm 2 (durante el bombeo del lodo con la den sidad de control), con la siguiente ecuación:

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204

3. Determine las emboladas necesarias para abatir la presión en 1 kg/cm 2 (durante el bombeo del lodo con la densidad de control) con la siguiente ecuación:

d. Hoja de trabajo

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

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205

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206

INSTRUCCIONES

1. Para conocer el gasto de la bomba se realiza lo siguiente: Gasto de la bomba: ______ It/emb x _________emb/min =___________ It/min

2. El tiempo de desplazamiento se obtiene:

3. Las emboladas para desplazar se obtienen con la si guiente operación:

4. La densidad del lodo de control se sabe resolviendo la operación siguiente:

Densidad del lodo de control

3. El margen de seguridad en caso de no existir riesgo de pérdida de circulación es de:

Ms = 0.03 ± 0.04 gr/cm 3

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6. La presión inicial de circulación se sabe resolviendo las siguientes operaciones:

PIC = P R + PCTP = ___kg/cm 2 + ________ kg/cm 2 = _________ kg/cm 2

7. La presión final de circulación se obtiene con estas operaciones:

Los datos señalados se utilizan para completar la hoja de trabajo del Método del Ingeniero y las que se describen a continuación son 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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208

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 Iodo 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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209

con los datos siguientes:

Realizar lo conducente para circular el brote y resta blecer el control del pozo.

Las determinaciones deberán incluir:

Los cálculos básicos para el control de un brote

Los cálculos complementarios

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210

Estado mecánico del pozo

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211

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 (DI) 2 TP 5 pg XH =0 .5067x(4 . 276 ) 2 =9 .2 6 l t /m TP 5 pg HW = 0.5067 x (3) 2 = 4.56 lt/m

Herramienta de 6 1 /2 pg = 0.5067 x (2.812) 2 = 4.00 It/m

Volumen interior

Volumen interior de la tubería = Factor de cap. x longitud de tubería

TP 5 pg XH = 9.26 It/m x 5262 m = 48,7261t TP 5 pg HW = 4.56 It/m x 108 m = 4921t Herramienta de 6 1/2pg = 4 lt/m x 185m = ___7401t

VOLUMEN TOTAL = 49,9581t

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212

CAPACIDAD DE LA BOMBA

G= 0.0386 x L x D 2

G= 0.0386 x 12 x (6.5) 2 = 17.61 It/emb al 90% de eficiencia volumétrica.

− Si la presión reducida es 84 kg/cm 2 a 28 emb/min el gasto de la bomba será:

17.61 It/emb x 28 emb/min= 493 It/min = 130 gal/min

− El tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta será:

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

Densidad de control

Dc = D l + Inc. dens

Por lo tanto:

Dc = 1.70 + 0.03 = 1.73 gr/cm 3

Presión inicial de circulación

P I C = P R + P C T P

PIC = 84 + 18 = 102 kg/cm 2 a 28 emb/min

Presión final de circulación

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214

CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS

− Determinación del tipo de brote y longitud de la bur buja

− Capacidad del espacio anular entre agujero y herramienta

= 0.5067 x (8.375 2 6.5 2 )

= 14.13 lt/m

− Volumen espacio anular entre agujero y herramienta

= 14.13 lt/m x 185 m

= 2414 It

Como 2614 It es menor con respecto al volumen del fluido invasor que entró (3180 It), 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 (8.375 2 5 2 )

= 22.87 lt/m

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215

Volumen espacio anular entre agujero y TP 5 pg HW

= 22.87 lt/m x 108 m

= 2470 It

Densidad de fluido invasor = 1.13 gr/cm 3

Cuando la densidad sea mayor de 0.92 gr/cm 3 este flui do se considera de agua salada.

Cantidad de barita necesaria para densificar el Iodo

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216

Si el volumen activo del lodo en el sistema es de 200 m 3 , la cantidad total de barita necesaria será:

1.01 scs/m 3 x 200 m 3 = 202 sacos de barita

como cada saco pesa 50 kg

202 sacos x 50 kg/sc = 10,100 kg = 10 ton.

− Incremento de volumen por adición de barita

− Cédula de presión de bombeo

PIC PFC = 102 85 = 17 kg/cm 2

Tiempo necesario para abatir la presión en TP 1 kg/cm 2 durante el bombeo de la Dc

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Emboladas necesarias para abatir la presión en TP 1 kg/ cm 2 durante el bombeo de la Dc

Si se consideran 2 kg/cm 2 como intervalo de reducción, se tendrá:

Para tiempo

(5.94 min/kg/cm 2 ) = 11.88 min

Para emboladas

(167 emb/kg/cm 2 ) (2 kg/cm 2 ) = 334 emb

Los valores registrados durante el control deben vaciar se en la CEDULA DE PRESIÓN como se muestra a conti nuación.

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218

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. Los casos en que se presenta esta etapa son:

BROTES POR DESBALANCE. Son causados por incre mento de presión de formación y por no contar con la densidad suficiente del fluido de perforación: El desbalance por lo general, no debe rebasar un valor de densidad equivalente de 0.06 gr/cm 3 . Para este tipo de brote se tendrá que utilizar el Método de Ingeniero.

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219

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.

CONTROL TERCIARIO

Cuando se pierde el control secundario, generalmente por mala planeación, se presenta un descontrol de pozo pudiendo ser:

SUPERFICIAL O

SUBTERRÁNEO

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220

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/cm 3 ), 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.

− Posición de la tubería o la barrena al momento del brote.

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221

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:

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222

IMPORTANTE

SI LA PRESIÓN EN TP Y TR NO RESPONDEN A LA VARIACIÓN DEL ESTRANGULADOR SE DEBERA CHECAR EL NIVEL DE LAS PRESAS YA QUE POSIBLEMENTE SE PRESENTA UNA PERDIDA.

La mejor regla a emplear es: “CUANDO EXISTE ALGU NA DUDA: PARE LAS BOMBAS, CIERRE EL POZO Y ANALICE EL PROBLEMA ".

Si observa siempre esta regla muchas de las fallas en el control del pozo pueden evitarse.

De manera complementaria en las tablas 1, 2 y 3 se describen algunos otros problemas, las acciones por tomar y las soluciones.

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223

g. Métodos inadecuados para controlar el pozo

Los métodos incorrectos para tratar de controlar un pozo son:

− Levantar la barrena a la zapata al detectar un brote

− Nivel de presas constante

− Empleo de densidad excesiva

− Mantener constante la presión en TR

− Regresar fluidos a la formación

LEVANTAR LA BARRENA A LA ZAPATA AL DETECTAR UN BROTE

Una práctica errónea debido a la posibilidad de atrapamiento de la sarta en agujero descubierto al detectar un brote es tratar de levantar la barrena a la zapata. Esta operación implica el uso de densidades más altas en el fluido de perforación para controlar la presión de formación, mayores esfuerzos aplicados en la zapata, entrará fluido adicional al pozo por efecto de sondeo y porque no se ejerce la contrapresión reque rida para restablecer el control secundario.

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224

NIVEL DE PRESAS CONSTANTE

Un breve examen puede conducir a una persona a concluir que manteniendo el nivel de presas constante al circular un brote con ayuda del estrangulador se evitará la entrada adicional de fluidos. Esto es correcto siempre y cuando el brote sea de líquidos (fluidos in compresibles). Si el brote fuera de gas o de algún flui do que contenga gas, la consecuencia de usar este método sería circular el gas sin permitirle que se 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 PRESIÓN TR

Otro método de control que algunas personas utilizan consiste en mantener constante la presión en el espacio anular a medida que se bombea lodo de control. Si el pozo tiene un factor de volumen anular constante ( en la sección que ocupan los fluidos invasores) mientras se bombea fluido de control y si los fluidos son incom presibles, esté método y el del "Ingeniero" son equi valentes. 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 vo l umen y esto causará VARIACIONES EN LA PRESIÓN DE FONDO.

Si el fluido invasor es gas debe permitírsele que se expanda adecuadamente al circularlo hacia fuera. El hecho de mantener la presión en TR constante permi tirá que el gas se expanda con mayor rapidez que la necesaria. Esto sacará del pozo más lodo, lo que creará la disminución en la presión hidrostática y a su vez per mitirá la entrada de más fluidos de la formación. Los efectos mencionados pueden pasar desapercibidos

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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 el gas se expande lentamente. Esto ocurre cuando el gas está cerca de la superficie y sufre expansión súbita, lo que se reflejaría como una sobrepresión en el espacio anular.

REGRESAR FLUIDOS A LA FORMACIÓN

Es común intentar regresar fluidos a la formación cuando se presenta un brote, evitando la necesidad de implementar un procedimiento de control adecuado. Esta situación implica que la FORMACIÓN SEA FRACTURADA antes que el bombeo pueda realizarse y lo más probable es que el fluido invasor no entre en la zona que originalmente lo aportó a no ser que el fluido circulado sea agua limpia ya que al utilizar lodo los canales porosos de la formación son obturados con barita y bentonita. Al no permitir la admisión del fluido invasor, las presiones manejadas para inyectar la burbuja abrirían otros intervalos con un gradiente de fractura mayor al de la formación aportada.

Sin embargo, existe una situación limitante la cual se presenta cuando ocurre un brote que contenga sulfhí drico. Es preferible la inyección a la formación que circu larlo a la superficie; sobre todo cuando no se han imple mentado los planes para este tipo de contingencia.

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227

CÉDULA PARA EL REGISTRO Localización _________ DE CONTROL DE BROTES Fecha _____________

Pozo _______________

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229

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230

Para índice

231

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 dril/ 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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232

Aerify aerif icar, convertir en gas. Aframe 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 f iltro 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 dril/ barrena angular. annulus espacio anular entre la tubería de aderne y la de perfo ración. Anticline anticlinal: repliegue convexo como una silla de montar que forma los sistemas de estratos. Anvil yunque, bigomia. Anvil block for dressing bits yunque con base o sujeción para filar barrenas.

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233

A.P.I. Americam Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo). A.P.I. Caín cadena A.P.I: cadena 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 empaquetadura 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 sinkerbar 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; f lecha 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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234

Black brake freno del malacate de la cuchara. Back brake support soporte del freno del malacate de la cuchara. Back jackpost 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. Ball 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 crownblock bloque o polea de corona que se usa para el achicador. Ballandseat valve válvula de bolsas y asiento. Ball bearings juego de bolas del cojine. Balljoint unions unión o junta esférica Band wheel rueda motora. Barandchain 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

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235

en buena condición; pasta para correa de transmisión. Belt idler atiesador (o atesador) de correa. Bends codos o curvas Bevel bisel , chaf lán; f a lsa escuadra. Bevel gear engranaj e (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 f luido 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 feedwayter heater calentador surtidor; calentador que surte el agua a la caldera; precalentador de agua de alimentación. Boller feedwater pump bomba de alimentación de agua. Boller fittings accesorios para calderas. Bollerfuel governor regulador de combustible. Bollergage cock grifo indicador de nivel; grifo de manómetro. Boller jack gato para caldera. Boller jacket forro de caldera. Boller tube tubo de caldera. Bollertube cleaner limpiador de tubo de caldera. Boliweevil 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 pescadora cerrojo. Sinónimo de "latch jack". Boot socket pescacuchara. Bore (to bore) perforar. Boring head corona cortante.

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Boston insertedjoint casing tubería de revestimiento de junta o enchufe tipo Boston. Bottom fondo; base. Bottomhole scraper raspador de fondo de pozos. B.s. (bottom settlings) residuos de petróleo que quedan en el fondo de los tanques. Bottomwater 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 w ith 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. Brakedrum 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. Brakelever 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 fishtail bits placa desconectadora para barrenas "cola de pescado". Breakout post barra para desconexión: poste usado como trinquete para sujetar las tenazas desconectadotas en una posición fija mientras se desembraga la tubería. Breakout tongs tenazas para desconectar, tenazas desconec tadoras. Breast borer barbiquí. Bridge anvil yunque tipo puente. Bridge plug tapón de tención. Se usa este tapón para cerrar temporalmente las emanaciones del pozo a cualquier nivel durante trabajos especiales, tales como los de torpedeamiento o des viación. Brine salmuera. Bronze cojinetes con brujes de bronce. Bronze fitting accesorio de bronce; unión de bronce. Bronzeflanged fitting accesorio o unión de reborde de bronce. Buckingon 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. Builtin 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. Bullwheel brake rueda de enfrenamiento del malacate de herramienta. Bull wheel gudgeon muñones del malacate de herramientas. Bullwheel post poste del malacate de herramientas. Bullwheel post braces tomapuntas del poste del malacate de herramientas. Bullwheel shaft f lecha o eje del malacate de herramientas. Bullwheel spool tambor para el malacate de herramientas. Bullwheel 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 desvía el f luido o el gas.

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C

Cabledrilling 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. Cabletool jars precursor para equipo de cable. Cabletool joint unión cónica sólida para herramientas de cable. Calfreel 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. Calfwheelshaft f lecha o eje del malacate de la tubería. Calipers calibrador. Calk recalcar. Calking tool or calking chisel sincel de recalcar. Calorimeter calorímetro. Cants cantos; chaflanes tables, tozas; camas; piezas curves de madera que forman la periferia de la rueda de los malacates. Canvas house casa de campaña; tienda de campaña. Capillarity capilaridad. Capping control: método por el cual se suspende o limita el flujo de un pozo. Cap rock cubierta impermeable del criadero o roca encajonante superior. Capuchine abrazadera. Carbide carburo.

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Carbon black negro de carbón. Carp empalme, empalmadura. Casing tubería de revestimiento; cañería de entubamiento; tu bería de ademe. Casing adaptor adaptador para tubería. Casing anchor packer empaque de anclaje para tubería de ademe. Casing and tubing spider crucetas o arenas para revestimientos y tuberías. Casing block aparejo de roldana para entubación; garrucha para entubación. Casing braden head cabeza de tubería con prensaestopá. Casing bridge plug tapón de retención para tubería de ademe. Casing bushing buje de reducción para grapa de anillos. Casing centralizer centrador de tubería. Casing clamp abrazadera de tubería. Casing coupling junta de rosca para tubos. Casing cutter corta tubos. Casing dolles rodillos para tubería. Casing elevator elevador para tubería. Casinghandling tools herramientas para manipuleo de tubería. Casing head cabeza de tubería de ademe. Casing hook ganchos de aparejo para tubería. Casing j a ck 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 tajatubos de pozo: instrumentos para cortar ranuras en la tubería de ademe con el f in 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 bow l anillo de suspensión; pieza maciza anular con un hueco de forma cónica donde encajan las cuñas que sostienen la tubería. Casing splitter tajatubos; rajatubos. Casing substitutes substitutos de tubos. Casing suspeader sostenedor de la tubería de ademe. Casing swab limpiatubos para tubería de revestimiento; escobi llón para tubería. Casing swedge mandril para tubos. Casing tester probador de tubería. Casing tongs tenazas para cañería de bombeo; llaves para cañería de entubación. Casing tubing tubería de producción; tubería de ademe. Casing wagon carretilla portatubos. Cast grooves ranuras de fundición. Castings piezas fundidas en molde. Cast iron hierro fundido o colado. Castiron flange brida de hierro fundido o colado; reborde de hierro fundido. Castiron flanged fitting piezas con rebordes de hierro fundido. Castiron screwed fitting piezas con tornillos de hierro fundido.

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Cast steel acero fundido. Caststeel 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. Cavein 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 portátil; máquina para mezclar cemento montada en un camión. Sinónimo de "cementing truck" or " cement mixer". Cement retainer retenedor de cemento: dispositivo para intro ducir y retener mezcla de cemento detrás de la tubería o en la formación. Cementsetting accelerator acelerador de fraguado del cemento. Center irons soportes del balancín. Chain cadena. Chain drive transmisión por cadena, propulsión por cadena.

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Chain hoists aparejo a cadena. 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". Cleanout boiler cuchara limpiapozos. "Cleanout" work trabajo de limpieza de pozo; desobstrucción. Cleavage crucero o clivaje. Clinograph clinógrafo. C l i p 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.

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Collar leak clamp collar o abrazadera para fugas de tubería. 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 librif icadora. Combination rig equipo de combinación. Combination socket campana de pesca: combinación; pescacasquillos. 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. Condensen condensador. Conductor pipe tubo conductor. Conglomerate conglomerado. Consistency consistencia, regulación. Control casinghead cabeza de seguridad para tubería. Control head cabeza de seguridad para tubería. Controlhead 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. Copperbearings chumaceras de cobre. Cordage oil aceite para cordaje.

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Core núcleo; muestra de formaciones; alma; corazón. Core barrel sacatestigos; sacanúcleos; sacamuestras; sacador de muestras; tubo estuche para núcleos. Core drill barrena sacanúcleos: equipo para núcleos. Coredrilling bit barrena para sacar núcleos. Coredrilling 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 acopiador, 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. Craw lermounted montado sobre orugas. Craw lertype tractor tractor tipo oruga Crew cuadrilla; tripulación.

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Cross axde árbol de palancas opuestas. Crossheadbearing box caja de cojinete de la cruceta. Crowbar barreta. Crown block caballete portapoleas. Crownblock beams soleras del caballete portapoleas. Crown pulley poleas de las herramientas; polea encargada de recibir el cable de las herramientas; polea principal. Esta designa ción se usa solamente en el sistema de cable. Crown sheave roldana de corona; polea del extremo superior de la pluma. Crown sheet placas que forma la tapa del horno en una caldera. Crow's test 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.

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Deck (platform) piso; plataforma de trabajo. 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. Derrickladder sills largueros del piso; soleras del piso. Derrick foundatlon cimientos de la torre. Derrickfoundation posts postes para cimentar el faro o la torre. Derrick girts travesaños. Derrickguyline anchor ancla para el v iento 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 f luido. Diamond drill perforadora de diamante; barrena con punta de diamante. diamondpoint 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. Directacting pump bomba de acción directa. Direct drive acople directo; acoplamiento directo; propulsión

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directa. Directdríven rotary perforación rotatoria de propulsión directa. Disk bit barrena de disco. Distribution shaft flecha de distribución. Dog house casita de servicio y útiles; casita donde los trabaja dores guardan su ropa y herramientas menores. Dog leg dobladura en forma de pata de perro. Doubleacting p u m p 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. Drawworks 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 drilling) 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. Drillingfluid desander fluido para desarenar.

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Drilling head válvula de control: conjunto del mecanismo que controla la circulación, presión y demás factores durante la perforación de un pozo. Drilling mud lodo de perforación. Drilling unit unidad perforadora. Drillpipe float (valve) f lotador para tubería de perforación. Drillstem vástago de barrena; barra de perforar o barra de sondeo; barra maestra. Drive bushing buje de transmisión; sinónimo de "master bus hing". Drive clamp grapa golpeadora; abrazadera de golpe, de martillo o encajadora. Drive head cabeza golpeadora; cabeza para hincar. Drive shaft f lecha 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 f reno 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.

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Eccentric releasing overshot enchufe excéntrico de pesca; pescasondas de enchufe con cuñas dentadas en el interior y prensaestopa para cerrar el paso al f luido. 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 w ire alambre eléctrico. Electric fuse fusible eléctrico, cortacircuito. Electric generator generador de energía eléctrica. Electricligth plant planta eléctrica; planta de energía eléctrica. Electric logging informe electrográfico del subsuelo; deter minación e identif icación 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 ball elevador de la cuchara. Elevator links eslabones para elevadores. Ells ele, unión en forma de "L" Emergen pipíe clamp grapas de emergencia para tubería. Entine arreste chispero, sombrerete; sinónimo de "flame arrester". Entine base base o zócalo de motor. Enginecooling unit enfriador de motor: máquina enfriadora. Entine distillate fuel destilado para máquinas. Entine mud sills soleras del motor; soleras puestas sobre la tierra para sostener el motor. Entine pony sills largueros del motor. Enginespeed governor regulador de velocidad de un motor. E.U.E. (external upset ends) tubo con extremos de mayor espesor. Veáse "external upset tubing".

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Evaporate (to evaporate) evaporar. 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 f isura 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. Feedwater heater precalentador de agua para caldera. Feedwater injectors inyector de agua para caldera. Filter press f iltro 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.

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Fishtail bit barrena cola de pescado. Fit (to fit) armar, colocar. Fittings accesorios; conexiones; piezas. Fissure f isura; grieta. Fixtures accesorios. Flame arrestor extinguidor de llamas. Flange brida. Flanged fittings accesorios embridados. Flanged gudgeon muñón de disco o brida. Flanged union unión embridada. Fíat valve baller charnela, 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 f luorescencia. 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.

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Forced draft ti ro forzado. 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 w ing 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. Fourcircle socket slip campana de pesca circular, con aletas; campana de pesca con cuñas de circulo completo. Fullhole. cementing cementación de pozo completo. Fullhole tool joint unión para herramienta. Fuanel embudo. Furnace horno.

G

Gage (gauge) manómetro; registrador; calibrador. Gage cock veáse "water gage cock". Galvanometer galvanómetro.

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Gang cuadrilla de hombres. Gas gas. Gas burner quemador de gas. Gas entine motor de gas. Gas field campo de gas. Gasfuel line línea de gas combustible. Gasket empaque o empaquetadora. Gasoline entine motor de gasolina. Gas pump bomba de gas. Gaspressure 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. Geologícal structure estructura geológica. Geologic horizon horizonte geológico. Geology geología. Gland cubierta del prensaestopa; glándula. Globe valve válvula de globo. Godevil 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.

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Grease box caja de grasa o engrasadora. 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 leve! 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 v iento, retenida, tirante. Guy fine contravientos, retenida. Gypsum yeso.

H

Halfturn socket pescasondas de media vuelta. Hammer martillo, macho. mazo. Handle mango. Hand level nivel de mano. Hand pump bomba de mano. Hand tools herramientas manuales. Handy hoist aparejo para herramientas; grúa para herramien tas; huinche para herramientas; garrucha para herramientas; montacarga manual; aparejo manuable para herramientas. hanger sujetador de tubería. Hardening of bits templado de barrenas. Head cabeza de tuberías; cabezal. Headache post poste de apoyo para parar el movimiento del balancín. Header tubo colector o cámara colectora. Headtreating furnace horno para tratamiento térmico.

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Heel sheave roldana posterior; polea inferior. Hellum helio. Hemp core centro de cáñamo o de henequén; alma o corazón de cáñamo. Hemycrystalline semicristalino. Hinge chamela. Hinge joint chamela. Hoist güinche; huinche; aparejo; garrucha; montacarga; ca brestante; cabría; malacate. Hollow casing spear arpón pescatubos hueco. Hollow reamer ensanchador hueco; escariador hueco. Hook gancho; garfio, corchete. Hook pin perno del gancho. Hoop collar, collarín, argolla, arco, aro, fleje. Ho r í z o n t horizonte. Horizontal shaft árbol horizontal. Horizontal tank tanque horizontal. Horizontal tubular boilers calderas tubulares horizontales. Horn socket pescaherramientas abocinado; campana de pesca tipo cuerno. Horsepower caballo de fuerza; unidad de potencia numérica mente igual a un trabajo de 75 kilogranómetros por segundo. Hose coupling acopiador de manguera. Hydraulic circulating system sistema de circulación hidráulica. hydraulic coupling acoplador hidráulico. Hydraulic jack gato hidráulico. Hydromatic brake freno hidroautomático. Hydrometer hidrómetro. Hydrophilic hidrófilo.

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I

Idler polea volante, polea loca. Impervious impermeable. Impervious bed capa impermeable. Impression block bloque de impresión. Inch pulgada. Inserd joint casing junta de inserción para tubería de ademe. Inspection port ventanilla u orificio de inspección. Insulator aislador: material aislante. Internalcombustion entine motor de combustión interna. Iron sand reel carrete del malacate de la cuchara. Iron tug wheel for bull wheel polea sublateral de la rueda motora. Iron tug wheel for calf wheel polea sublateral de la rueda del malacate de la tubería.

J

"J" tool herramienta con ranura de enchufe en forma de "J". Jack gato. Jack and circle gato de cremallera circular. Jacked camisa, forro, manguito. Jack post postes que sostienen las chumaceras de la rueda motora. Jackpost braces tamapuntas de los postes de la rueda motora. Jackshaft eje intermedio. Jar percusora.

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Jar bumper destrabador; tijera golpeadora. Jardown 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.

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Leakage escape; fuga. Leak clamp cellar abrazadera para tapar fugas. Lease holder arrendatario. Leftlay 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. L ink argolla; anillo. Loop anillo. Lubricating grease grasa lubricante. Lubricatingoll filter f iltro para aceite lubricante. Lubricator lubricador, engrasador. Lubricants lubricantes.

M

Machinedressed bits barrenas afiladas a máquina. Machine vibration vibración de la máquina. Magnetic instruments instrumentos magnéticos. Main shaft f lecha maestro; f lecha motor Main sill largero principal de retén.

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Malleable castings piezas fundidas de metal maleable. Malleable flange brida de metal maleable. Malleable iron hierro maleable. Mandrel mandril. Mandrel for swivel rope socket mandril para portacable giratorio; mandril para enchufe de cable giratorio. Mandrel socket enchufe de mandril; sinónimo de "swivel so cket". Manifold tubo múltiple para distribución; tubo distribuidor; vál vula de distribución; tubo con varias entradas o salidas. Manifold valve válvula de distribución. Manila cable cabo manila; cable manila. Manila rope block enchufe para cabo manila; garrucha para cable manila; portacabomanila; receptáculo para cabomanila; roldana para cabo manila. Marine entine motor marino. Martin spike pasador; especie de punzón que se usa para abrir los hilos o cordones de los cables cuando se empalman uno con otro. Mast mástil; asta, árbol. Master bushing buje principal de la mesa giratoria: convierte un agujero redondo en un cuadrado para agarrar la junta Kelly, que también tiene forma cuadrilateral. Master gate válvula de compuerta principal, por lo general ins talada en el sótano a nivel de la tierra; tipo de válvula de control. Mast head cabeza de la torre de perforación; remate de la torre; extremo superior. matrix matriz: piedra o roca que sirve de madre a los minerales; molde. Measurement instrument instrumento para medición. Measuring line cable de medición para profundidad. Measuring stick vara o palo de medir la profundidad penetrada por la barrena. Metallic gasket empaquetadura metálica.

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Metallic packing empaquetadura metálica. Meter metro; medidor. Milling cutter cuchilla de fresa; cortador raspador. Milling shoe zapata rotatoria dentada para cortar alrededor de un tubo. Milling tool herramienta de fresar. Mixer mezclador. Mixture mezcla. Molden packing empaque moldeado. Mortise cotana, muesca; to mortise ensamblar. Mother hubbard bit barrena de paleta. Mount montaña; montura; to mount armar, montar. Mouse trap pescadespojos; instrumento de salvamiento que sir ve para recoger pedazos pequeños de hierro, roca, y otros desperdicios en el fondo del pozo. Mounth boca. Mud Iodo. Mud box artesa para el Iodo; cajón del Iodo. 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. Mudlanden fluid lodo de circulación. Mud line tubo del lodo; tubo que conduce el lodo hasta la man guera de inyección. Sinónimo de "mud conveyor". Mud lubricator lubricador de lodo: dispositivo para introducir el lodo en el pozo a presión. Mud mixer mezcladora de lodo; máquina para mezclar lodo. Mudmixing gun inyector mezclador de lodo; instalación de tubos para inyectar el lodo en los depósitos de mezcla.

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263

Mudpressure indicator indicador de la presión del lodo. Mudpump bomba de lodo. Mudpumop pressure gage indicador de la presión en la bomba para lodo Mudpump 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 Iodo: 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 Iodo. Mud wiper abrazadera limpiadora de lodo. Veáse "mud saber". Muffler silenciador, válvula apagadora de sonido. Multiplestage cementing cementación a intervalos o en puntos distintos. Multiple Vbelts 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.

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264

Nitrocellulose nitrocelulosa. Nitrogelatin nitrogelatina. 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. Oilbearing 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 múltiple 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. Oílwell packing empaquetadura de pozos.

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265

Oily aceitoso. Oil zone zona petrolífera. Orificetype 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. P in espiga; chaveta. P inching bar barreta. P in socket pescaespigas Pin template calibrador de espigas. P ipe tubo; tubería. Pipe and fitting tongs tenazas para tubos y accesorios. P ipe bender curvatubos. P ipebeveling cutter cortatubos biselador. P ipe clamp abrazadera de tubería. P ipecleaning machine máquina de limpiar tubos. P ipe cutter cortadora de tubería. P ipecutting machine máquina cortadora de tubería. P ipe die dado para tarraja de tubos. P ipe elevator link eslabón o estribo de elevador de tubería. Pipefitting tongs tenazas para cañería de bombeo; llaves para cañería de entubación.

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266

P ipe grip mordaza para tubos. P ipe jack alzatubos; gato para levantar tubos. Pipejoint clamp abrazadera de unión para tubería. P ipeline gasoducto; oleoducto; línea de tubería. P ipe saddle sillete; abrazadera para tuberías. P ipe straightener máquina para enderezar tubos. P ipe swedge abretubos. P ipe thread rosca de tubos. Pipe threader roscador de tubos; alterrajador de tubería. P ipethreading machine roscador de tubos. P ipe tougs tenazas para tubos. P ipe wrench llave para tubos. P iston power pump bomba de engranes. P iston pump bomba de émbolo. P itch brea. P itman biela pitman. P itman plates platos; placas; planchas. platform plataforma. P low steel acero de arado. P lug tapón. P lugging taponamiento. P lug valve válvula de obturación. P lunger émbolo; pistón. Pneumaticpump 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.

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267

Preheater precalentador. Pressure drilling perforación a presión. 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. Quickchange link eslabón de cambio rápido. Quickchange union unión de instalación rápida: por lo general consiste de un casquillo sin rosca y con empaquetadura que aprieta por precisión de un tornillo. Quickopening 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.

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268

Rat hole ratonera (hoyo que sirve para colocar tramos de tubo en uso durante los trabajos de perforación). 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: tarjeta 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. Rightlay cable cable torsión derecha. Rig irons herraje de aparejo. Rig up (to rig up) instalar un equipo de perforación.

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Rim aro. Ring argolla: armella, abrazadera: anillo. Rivet plate arandel. Rock bit barrena para roca. La cara triturante de esta barrena consiste de una serie de rodillos cortantes agrupados en forma cónica. Rod barra: barilla: barra o barilla de vástago. Rod hanger barra de suspensión. Rodhanger 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: cordón de cable: torón de cable. Rope thimble ojal para cable. Rotary bit barrena para equiporotatorio. Rotary disk bit barrena giratoria de disco. Rotary drilling hose manguera reforzada para equipo rotatorio. Rotary drilling sw ivel cabeza de inyección. Rotaryfeed control controlador de precisión sobre la barrena rotatoria automáticamente controla y mantiene el peso que se aplica a la barrena para regular la velocidad de penetración. Rotary hose manguera para equipo rotatorio. Rotary milling shoe zapata dentada rotatoria para cortar alre dedor de un tubo. Rotary rock bit barrena para roca usada con equipo rotatorio. Rotary sw ivel acopiador giratorio: suspensor de conexión. Rotary table mesa giratoria o rotatoria: plataforma circular gira tria que hace girar la barrena en el hoyo. Round reamer ensanchador redondo: escariador redondo. Royalty regalía.

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270

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.

S

Safety belt cinturón salvavidas. Safety hooks gancho de seguridad. Safety joint junta de seguridad: unión que puede desconectarse sn riesgo de desconectar otros tramos de tubos. Sinónimo de "backoff joint". Salt dome domo salino. Samson post poste maestro. Samson poat braces tornapuntas del poste maestro. Sand arena: roca porosa petrolífera. Sandballing reel carrete para el cable de la cuchara. Sinónimo de" sandline reel". Sand line cable de la cuchara: cable que sirve para subir y bajar la cuchara o la bomba de arena. Sandline spool tambor para el cable de la cuchara. Sand pump bomba de arena: cubeta para arena. Sandpump pulley polea de la cuchara. Sand reel tambor de cubeta: malacate de la cuchara o carrete de la cuchara. Sandreel handle palanca de manejo del malacate de la cuchara. Sandreel lever palanca de presión del malacate de la cuchara. Sandreel reach vástago del malacate de la cuchara. Sandreel 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. Sandreel handle palanca de manejo del malacate de la

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cuchara. Sandreel lever palanca de presión del malacate de la cuchara. Sandreel reach vástago del malacate de la cuchara. Sandreel 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 f luido 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. Seamleessteel casing tubería de revestimiento de acero sin costura. Sedimentary sedimentario. Selfaligning ball bearings cojinetes de bolas de alineación automática. Selfal ign ing coupl ing empalme de alineación automática. Selfallgn ing roller bearings cojinetes de rodillos de alineación automática. Semimetallic gasket empaquetadura semimetálica. Separator deflegmador o separador.

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Set (to set) armar, colocar. Setting tools herramientas de ajuste; herramientas para insertar accesorios en pozos; herramienta de inserción y ajuste. Shackle argolla. Shaft árbol. Shaft coupling empalme de eje. Shale pizarra; esquisto, esquisto arcilloso. Shale shaker colador para lodo; sinónimo de "mud screen". Shallow hole perforación de poca profundidad. Sharpen (to sharpen) afilar, amolar. Sheave polea; roldana. Sheet packing láminas de empaque. Shell anillo; cartucho. Shifting shaft árbol para cambiar velocidades. Shim láminas para llenar espacio. Shock absorber amortiguador; absorbechoque. Shoe zapata. Shooting torpedeamiento o dinamitación. Shoulders rebordes. Side rasp mediacaña escofina: lima gruesa que se usa para lim piar y raspar las paredes del hoyo alrededor de las herramientas de perforación cuando estás se encallan. Sidetracking desviación. Sidetracking tool herramienta para desviar. Singleacting pump bomba de acción simple. S i n g l e d u t y f unc ión 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. Slackline holder sujetador de las líneas muertas. Sleeve abrazadera; manguito. Slide dislocación. Slide bar guía.

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Slimhole rig equipo para perforaciones diámetro reducido Slimhole rotary drilling rig equipo de perforación para hoyos de diámetro reducido. Slips cuñas dentadas. Slip socket pescasondas de enchufe; campana de pesca con aletas; campana de pesca con cunas. Slope declive; pendiente. Sloted pipe tubo colocador ; tubo con perforaciones para permitir que el petróleo se f i l t re l ibre de despojos. Sludge acid ácido sucio o lodoso. Slush barro; lodo. Slush pump bomba para bar ro 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 especif i co Speed indicator i ndicador de velocidad, velocímetro, taquí metro. Speedreduction 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. Spiralwelded casing tubería de costura espiral. Spiralwelded pipe tubería de costura espiral. Splice (to splice) ajustar, empalmar, empatar. Splicint tool herramienta de empalmar. Split spider araña partida.

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Spool (to spool) arrollar, enrollar. Spooler guía que destruye uniformemente el cable al arrollarse éste en el carrete. 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. Spudderarm 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 escoplo. 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. Stagecementing 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 entine máquina de vapor. Steam hose manguera para vapor. Steam jet pump bomba inyectora. Steam line tubería de vapor.

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Steam manifold válvula o tubo múltiple de distribución de vapor. Steampressure gage indicador de presión de vapor. Steam acrubber depurador de vapor. Sinónimo se "steam trap". Steel acero. Steel drum tambor de acero. Steel tank tanque de acero. Stem vástago. Stem straightener enderezador de vástago. Stiffneck 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 tuberia, limpiador de vástago. Stroke carrera; recorrida. Structure estructura Stud perno: pescador Stuffing box prensaestopas. Stuffingbox casing head cabeza de tubería con prensaestopa. Stuffingbox 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.

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Switch conmutador; interruptor. Swivel eslabón giratorio; cabeza de inyección en equipo rotatorio; acopiador giratorio.

T

Tabs asa; orejas. Tackle aparejo de poleas. Tailingin colear; ensanchamiento del pozo para poder proseguir con la perforación. Tailings residuos; colas. Tail post poste extremo. Tap macho de terraja; unión o toma de derivación. Tap (to tap) a nut aterrajar una tuerca. Tapered roller bearings cojinetes de rodillos biselados o cónicos. Tapered tap machuelo arrancasondas; machuelo cónico. Telescoping derrick torre de extensión: mástil o torre de exten siones enchufadas; mástil telescópico. Temper screw tornillo alimentador o regulador. Temperscrew elevator rope cable elevador del tornillo ali mentador. Therman conductivity conductibilidad térmica. Thermal efficiency eficiencia térmica. Thermal unit unidad térmica. Thermodynamics termodinámica. Thermometer termómetro. Thermostat termostato. Thread f ilete 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.

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Threepoint 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. Tie band banda de amarre. Tiedown companion flange bridas gemelas con ganchos o tor niquetes de anclaje. Timber ademe; madera; maderamen. Time bomb bomba de cronómetro; bomba graduada a tiempo. Tong die dado de tenazas. Tongline hanger gancho para el cable de las tenazas. Tongline pulley polea para el cable de las tenazas. Tongs tenazas; llaves; caimán; pinzas; mordazas; alicates. Tongueandgroovejoint 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 herrarnientas. 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 "tooljoint shoulder dre ssing tool". Tool joint shoulderdressing tool herramienta para alisar y pulir el tone o reborde de unión de las conexiones de la tubería de herramientas. Sinónimo de "tooljoint refacing machina". Tool pusher individuo a cargo de dirigir las operaciones de perforación. Tool repair reparación de herramientas. Tool swing vaivén de las herramientas; oscilación de las herra mientas.

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Tool tightener apretador de herramientas. Tool wrench llave de herramientas. Toolwrench liner suplemento para llave de cuadrado. Toothed bar barra dentada. 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. Torquelimiting 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 f lecha de transmisión. Traveling block polea viajera; caballete portapolea móvil. Traveling valve cage cámara de válvula viajera. Triplex pump bomba triple. Trip spear arpón de disparo. Trunnion bracer abrazadera de muñones. Truss (to truss) armar. Tube beader rebordador de tubos. Tube expander abocinador de tubos. Tubing entubamiento. Tubing block bloque de roldana para tubería; polea para tubería. Tubin catcher asegurador de tubería; sujetador de entubamien to.

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Tubing disk disco para t ubería; disco para cerrar el f lujo temporalmente. Tubing elevator elevador de tubería. Tubing head cabeza de tubería. Tubing oil saver abrazadera con empaque que limpia el aceite de la superficie de la tuberia de perforación al extraerse ésta del pozo. Tubing spider cruceta para tubería. Tubing sw ivel niple giratorio Tubing tongs tenazas para tubos, tenazas para tubería Tug pulley polea lateral de la rueda motora; polea de remolque o arrastre Turbinedriven generator generadora turbina. Turabuckle torniquete. Turning arbor árbol de ballesta en un torno.

U

Undampened no amortiguado o libre. Underreamer ensanchador de fondo. Union unión o junta. Unit unidad: conjunto de máquinas para llevar a cabo una opera ción completa. Unit of viscosity unidad de viscosidad. Universal joint junta universal. Upstroke carrera ascendente. Upsw ing subida. Utillity units máquinas para proporcionar energía eléctrica; agua u otro servicio.

W

Wagon vagón, carro de ferrocarril, furgón. Wagon tongue lanza para remolque.

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Walking beam balancín. Wall hook gancho centrador de barrena; gancho para centrar la barrena en el hoyo. Wall scraper raspador de pared. Wash (to wash) lavar, limpiar; bañar. Washer arendela; anillo; tanque, roldana. Water gage indicador de nivel. Water gage cock grifo indicador de nivel de agua; grifo de con frontación. Water hose manguera de agua. Waterlevel gage indicador de nivel de agua. Water meter contador de agua; medidor. Water pump bomba de agua. Water string tubería aisladora del agua. Watertube boiler caldera de tubos. Waterwell drill perforadora para p o z o s d e a g u a ; 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 cepil lo de alambre. Wire cable cable de alambre Wire cable c l ip grapas para cable de acero. Wire gage calibrador para alambre.

Wire line cable metalico. Wireline clamp abrazadera para linea y cable de perforación. Wirel ine c l ip Veáse "wirel ine clamp ".

Wireline core barrel saca núcleos de cable. WireI ine cor ing reel carrete para el cable de la barrena sacanúcleos. Wireline cutter cortacables, cortadora d e cab l e Wireline guide guía del cable de perforación. Wireline pump bomba de cable. Wireline socket portacable. Wire rope cable metálico. Wire rope kink torcedura, retorcedura. Wirerope knife cortacable. Wirerope f ine cable metálico. Wirerope thimble ojal para cable; ojete para cable o guarda cabo. Working barrel cilindro del émbolo de una bomba de petróleo. Wovwn brake lining forro tejido para frenos. Wrench llave. Wrench square cuadrado para llave; llave de cuadro; cuadrado de la llave. Wrist muñón. Wrist pin espiga de manivela.

Y

Yard patio; yarda 0,914399 metros.

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INSTRUCTIVO PARA LA APLICACIÓN DE FORMULAS

Casio fx 5000 f 128 formula

mode 1 para grabar formulas mode 2 para colocar formulas en los programas del usuario mode 3 para borrar formulas

Para colocar una formula se procede de la manera siguiente:

Prender calculadora oprimir tecla AC, después mode 2 ahí aparecerá en mantisa (pantalla) los programas del 01 23456789 A y B con el cursor ⇐⇒ Seleccionar el número del programa deseado después oprimir exe ahí iniciara colocarla formula de la siguiente manera: V=24.51 x Q / (D 2 D 2 :) o sea ALPHA V = ( ) 24.51 x Q / (ALPHA D 2 ALPHA d 2 ) :

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 minúscula "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: después de cada formula con esto se lograra conectar v conservar los valores de cada variable (letra) v nos servirá para conectar v combinar con las demás 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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283

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 / (D ' d ' ) notaras que en la formula anterior le falto un paréntesis ahí con el cursor (flecha) que tiene el INS. lo oprimes ahí aparecerá un parpadeo que te indica que puedes insertar cualquier signo o letra que te talle después con el cursor lo regresas a donde desees y si lo deseas ahi 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 . yen 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 |SHIFT| |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. También 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. O aun más K1 x K2 (K3 K9) EXE, y aun más se pueden grabar en un K los resultados de las operaciones a ejecutar SHIFT PROG. 2 x SHIFT PROG. 3/ (SHIFT PROG. 5 SHIFT PROG. 9) SHIFT PROG más en N° de K a donde se desee grabar estos resultados digamos el K4 luego la tecla EXE , K2 x K3/ (K5 K9) SHIFT PROG. 4EXE listo para invertir un número de negativo a positivo 35 50 = 15 oprimir tecla () más tecla SHIFT EXE EXE y ahí te dará en N° ya positivo. Para efectuar cálculos matemáticos normales siempre se harán con mode 4 o mode 1 de lo contrario los cálculos tendrán variaciones. Esta calculadora cuenta con cuatro tipos de letra (variables) primero alpha y letra deseada y ahí aparecerá la letra normal segunda etapa y dos puntos: letra minúscula esta nos servirá pala colocar (los letras iguales en una formula por ejemplo (D 2 –d 2 )tercera alpha y otra letra; cuarta alpha y x 2 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= (DE)*COSJ+K : B=(CA)/COS (J) = (D) : DONDE A = A LA PROYECCIÓN AL FONDO D= PROF. FONDO E=PROF, DONDE SE TOMO LA ULT. DESV. J=ANG. PROM. ULT. ESTACIÓN K=PROF.VERT. ULT. EST. B= PROF.TOTAL A PERFORAR C=PROF. VERT. DETERMINADA EJEM : &" 720 698 X COS 24.25 + 672.27 + 692.328765 B = 750 692.3287651 COS (24.25) + 672.27 = 783.252507

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PROGRAMA N° "B"

CÁLCULO DIRECCIONAL

K=ANGULO OBSERVADO ANTERIOR (OPERADOR) Q=ANGULO OBSLRVADO 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 (CJ)) + COS (K) * COS(Q)) * 30/1 :

PROGRAMA N° "A" PROYECCIÓN DIRECCIONAL X=COORDENADAS FINALES ESTE OESTE Y=COORDENADAS FINALES NORTE SUR D=DESPLAZAMIENTO TOTAL OBJETIVO R= RUMBO(OBJETIVO) C=RADIO DEL CIRCULO A=ANGULO MÁXIMO (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=(X 2 + Y 2 ) : R=TANG 1 (X/Y) : C= 57.29 * (30/N): A = ((TAN1 ((D C)/V))+(SEN1 (C ((COS ((TAN 1((DC)V)))V)))) : L=C*(A/57.29) : H=C*(1COS(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 FLOTACIÓN 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=WN : 118.31 102.88 15.41 MIS. DE EXCEDENTE

CALCULO DE CIERRE DE RUMBO Y DL ÁNGULO

A=TAN1 (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/(D 2 d 2 ) : T=PN : DONDE: V=VELOCIDAD ANULAR PIES POR MIN. 24.51 FACTOR CONSTANTE. Q=GASTO GPM D=DIAMETRO MAYOR PULG. AGUJERO 0 INT. TR.

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d=DIAMETRO EXT. TP. DC. ETC. ETC. T=TIEMPO DE ATRASO P=PROFUNDIDAD EN PIE

EJEMPLO 24.51 * 3.96 + 106 O INCLUSIVE SE PUEDE AHI MISMO CUANDO TE PIDA LA LETRA "Q EJECUTAR LA FORMULA DL GASTO POR EMBOLADA Y LUEGO POR MIN. 6 2 * 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 X 2 OTRA: : Y POR ULTIMO ALPHA ENG OTRA O SEA QUE CUANDO DESARROLLES UNA FORMULA POR EJEMPLO: (D ' d 2 ) 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 ÚNICAMENTE 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= ÁNGULO OBSERVADO ANTERIOR (OPERADOR) Q= ÁNGULO OBSERVADO ACTUAL (OPERADOR) L= LONGITUD DE CURSO (OPERADOR) M= ÁNGULO PROMEDIO (CALCULADORA) V= PROF. VERT. (CALCULADORA) 8= PROF. VERT. REAL ANTERIOR (CALCULADORA) H= PROYECCIÓN HORIZONTAL (CALCULADORA) 0= DIFERENCIA DE RUMBO (CALCULADORA) S= DIFERENCIA DE SECCIÓN (CALCULADORA) T= SECCIÓN 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) 3= 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(CJ) + 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 3= 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 PARCIAL

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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 ultimo alpha eng. Y letra deseada y nos servirá para seleccionar dos letras en la misma formula ejemplo Q= (Dd) 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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manual tecnico formulas para peforación

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