I N D I C E

INTRODUCCION

CAPITULO 1 Pág.

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 ( formula y método practico).......................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 base-agua bentonítico...................................................................15 14.- Para convertir cloruros a sal.....................................................................................................................16 15.- Cloruros ( CI- ).........................................................................................................................................16 16.- Velocidad anular optima para rangos normales de diámetros de agujeros y pesos de lodo.....................17 17.- Caballos de potencia hidráulica................................................................................................................17 18.- Calculo de diámetro de toberas................................................................................................................18 19.- Caida de presión en flujo turbulento........................................................................................................19 20.- Densidad de circulación o equivalente.....................................................................................................20 21.- Caída de presión en flujo laminar en el espacio anular............................................................................20 22.- Numero de lingadas para sacar para llenar el pozo..................................................................................21 23.- Capacidad acarreadora de los fluidos.......................................................................................................22 24.- Numero de emboladas/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 lastra barrenas ( D:C: ) para perforar......................................................................27 31.- Punto neutro..............................................................................................................................................28 32.- Área transversal de un tubo.......................................................................................................................29 33.- Diámetro de un tambor..............................................................................................................................29 34.- Servicio realizado por un cable.................................................................................................................30 35.- Carga máxima permisible en las líneas.....................................................................................................31 36.- Equivalencias de tubos de diferentes pesos..............................................................................................32 37.- Presión de formación................................................................................................................................32 38.- Presión total de sobrecarga.......................................................................................................................33 39.- Gradiente geotérmico. ( Costa del Golfo de México ).............................................................................36

FORMULAS Y TABLAS PARA TRABAJOS DE PERFORACIÓN

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 trigonometricas para triangulo rectángulo.............................................................40 45.- Costo por metro de perforación..............................................................................................................42 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 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.- Calculo 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 materia, 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

CAPITULO II T A B L A S TITULO 1.- Factor de flotación (Ff) 2.- Densidad de algunos materiales. 3.- Resistencia de materiales. 4.- Pesos de tubería de perforación. 5.- Condiciones optimas de un lodo convencional (base agua) controlado con en viscosímetro “FAN”. 6.- Datos principales de una brida A:P:I: 7.- Peso de lastra barrena. 8.- Contaminantes más comunes y sus efectos en los fluidos base-agua. 9.- Ton-KM para efectuar corte. 10.- Relación entre factores de seguridad y factores de servicio. 11.- Declinación magnética. 12.- Tabla de conversiones. 13.- Condiciones optimas para un fluido de perforación en emulsión inversa. 14.- Longitudes recomendadas para los cortes de cable. 15.- Datos de herramienta Dyna-Dril. 16.- Datos de herramienta Navi-Drill. 17.- Resistencia mecánica del cable (camesa). 18.- Cantidad requerida de aditivos para preparar 1 m3 de fluido de Protexil EI_IMP. 19.- Clasificación API de los cementos utilizados en la industria petrolera. 20.- Aplicaciones de los cementos API. 21.- Catalizadores de uso común en el cemento. 22.- Aditivos de control de filtración. 23.- Retardadores de uso común. 24 Materiales que se añaden comúnmente a las lechadas para controlar perdida de circulación. 25.- Efectos de los aditivos del lodo en el cemento. 26.- Datos para la colocación de grapas en cables. 27.- Resistencia de cables de Manila. 28.- Tipos de anclas. 29.- Equivalencias de conexiones. 30.- Apriete adecuado para conexiones de T.P. y T.P. extra-pesada (H.W.). 31.- calculo de la altura máxima de la unión encima de las cuñas. 32.- Recalcado de tubería. 33.- Identificación y tratamiento de un fluido contaminado. 34.- Concentración optima de obturantes. 35.- Tabla de torsión aplicada a la tubería de perforación mediante la rotaria.

PAG. Perforación Direccional Controlada................................................................................................................99 Control de brotes...........................................................................................................................................139 Glosario.........................................................................................................................................................230

I N T R O D U C C I O N La capacidad de analizar cualquier problema en perforación de pozos debe ser en forma sencilla y lógica para aplicar una solución en pocos principios básicos bien conocidos. El enfoque principal de este trabajo consiste en la recopilación de formulas y tablas de aplicación útil y practica para cualquier persona involucrada en los trabajos de perforación.

CAPITULO 1 F O R M U L A S

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

2.- VOLUMEN DE ACERO. Al sacar y meter la sarta de perforación es necesario saber el 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. Va = Ps 7.85 Donde: Va = Volumen de acero en m3 o Lts. Ps = Peso de la sarta en el aire en Tons. O Kg.

3.-VELOCIDAD ANULAR. La velocidad anular es la velocidad con que viaja al fluido a la superficie. Va = 24.5 x Q o Va = Q x Factor D2 - d2 Donde: Va = Velocidad anular en pies/min. Q = Gasto de bomba en gal/min. D = Diámetro del agujero en pulg. D = Diámetro de la T.P. en pulg.

Ejemplo: T.P. –4 ½”. Agujero- 9 ½”. Gasto- 350 gal/min. 1.- Va = 24.5 x 350 2.- Va = 8575.0 9.5 - 4.5 90.25-20.25 3.- Va = 8575.0 4.- Va = 122.5 pies/min. 70 Va. = 350 gal/min x 0.357 Va = 124.9 pies/min.

4.- CAPACIDAD EN TUBERÍA, AGUJEROS Y ESPACIO ANULAR. V = Di2 * 0.5067 Va = ( D2 – d2 ) * 0.5067 Donde : V = Capacidad en tubería o agujero en Lts/m. Di = Diámetro interior del tubo o agujero sin tubería en pulg. Va = Capacidad anular en Lts/m. D = Diámetro del agujero en pulg. d = Diámetro del tubo en pulg.

5.- CANTIDAD DE BARITA PARA DENSIFICAR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN ( FORMULA Y METODO PRACTICO ). Pa = Df - Do x V 1 - Df Da Donde: Pa = peso materia agregado en Kg Df = Densidad final en gr/cm3. Do = Densidad original en gr/cm3. Da = Densidad del materia densificante ( barita ) en gr/cm3. 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 m3 de lodo. ( Densidad de la barita en 4.16 gr/cm3). 1.- Pa = ( 1.28 – 1.15 ) x 220.000 2.- Pa = 0.13 x 220.000 1 - 1.15 1 – 0.276 4.16

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

METODO PRACTICO 1ro. Se restan las densidades. 2do. El resultado anterior se multiplica por 28, que es una constante. 3ro. Multiplicando este resultado por el volumen de lodo por densificar en m3 se obtiene finalmente él numero de sacos. Ejemplo: 1.28 – 1.15 = 0.13 0.13 x 28 = 3.64 3.64 x 220 = 800 sacos.

6. - PESO DE TUBERÍA FLOTADA. Pf = Ff x Pa, Ff = 1 - D Da Donde: Pf = Peso de la tubería flotada en ton. Ff = Factor de flotación sin unidades. Pa =Peso de la tubería en el aire en ton. D = Densidad del fluido en gr/cm3. Da = densidad del acero en gr/cm3.

7.- DENSIDAD QUE SE OBTIENE AL MEZCLAR DOS O MÁS FLUIDOS DE DIFERENTES DENSIDADES. Df = (D1 x D2) + (D2 x V2) + … (V1 + V2) + … Donde: Df = Densidad final obtenida en gr/cm3. D1 = Densidad del primer fluido en gr/m3. V1 = Volumen del primer fluido en m3 o lts. D2 = densidad del segundo fluido en gr/cm3 V2 = Volumen del segundo fluido en m3 o lts.

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

9.- VOLUMEN DE ACEITE PARA AUMENTAR LA EMULSIÓN.

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

Donde : Va = Volumen de aceite para aumentar la emulsión en m3. Pf = porciento de la emulsión que se desea en %. V = volumen del fluido de perforación en m3.

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

Va = (PF _- Pi) xV (Df – Da)

Donde : Va = Volumen de agua o aceite en m3. Df = Densidad que se desea disminuir en gr/cm3. Di = Densidad que tiene el fluido en gr/cm3. Da = densidad del agua o aceite en gr/cm3. V = Volumen del fluido en que desea disminuir la densidad en m3.

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

V=(p x v1 100

Donde: V = Volumen de agua para agregar en m3. P = Porciento de sólidos en exceso = porciento de sólidos en la retorta menos porciento de sólidos normales V1= volumen de lodo en el sistema de circulación en m3.

12.-PARA CONVERTIR % EN PESO A p.p.m. DE NaCL. (%EN PESO DE NACL)X10,000=P.P.M. de NaCL Donde: D = Densidad de la solución en gr/cm3.

13.-CONCENTRACIÓN PARA PREPARAR UN LODO BASE-AGUA (BENTÓNITICO). 70Kg (Bentonita) / m3 (agua). (al7%). Proporciona : Viscosidad de 42 a 48seg. Densidad de 1.079gr/cm3 más o menos. Si no se obtiene viscosidad arriba de 42 seg. Es necesario incrementar la concentración de arcilla, por su deficiente calidad.

14.-PARA CONVERTIR CLORUROS A SAL. P.P.m. NaCL = (P.PM Cl.) x 1.65 P.P.m. KCL = (P.P.m. Cl) x 2.1 P.P.m.CaCL2 = (P.P.m.Cl)x1.56

15.-CLORUROS ( CL¨). p.p.m. CL= ( V.AgNO3)xF V Donde: p.p.m. CL = Partes por millón de cloruros. V.AgNO3 = Volumen de nitrato de plata utilizados para Obtener el color rojizo en cm3. V = Volumen de filtrado en cm3. F = Factor según la concentración del nitrato de plata (1:1,0,000).

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

Vo = 1416 ( DA x D1) Donde: Vo = velocidad anular óptima en pies/min. Da =Diámetro del agujero en pulg. D1 =Densidad del fluido de perforación en g/r cm.

17.-CABALLOS DE POTENCIA HIDRÁULICAS.

H.P.H. =QXP 1714

Donde: H.P.H. =Potencia hidráulica en H.P. Q = Gastos de bomba en gal/min. P = presión en lbs./pulg2 (Se utilizará la presión en donde se requiera él calculo).

18.-CALCULO DE DIÁMETRO DE TOBERAS. J3=3.469 X QX D1 , J2= 4.249x QX D1

P P Donde J3 =Tamaño de tres toberas en 32 avos. Q =gasto de bomba en gal/min. D 1densidad del fluido en gr/cm3. P =perdida de presión que se desea en las barrenas en lbs/pulg2. J2=tamaño de dos toberas en 32 avos. Ejemplo. Bna – 81/2. Gasto – 3oo gal/min. Lodo – 1.20gr/cm3. Presión disponible para lan Bna.-900lbs/pulg2. J3 = 3.469x 300 x 1.20 900 J3 = 3.469x 300 x 0.036 =3.469 x 10.8 J3 3.469 x 3.286 =11.399 Se toman: 2T – 11/32 y 1T =12/32 ó 3T – 11/32

19.-CAIDA DE PRECIÓN DE FLUJO TURBULENTO

1.86 0.8 0.2 1.86 0.8 0.2

P =Q XG XVp XL, Pa = Q XG XVP X LA 4.86 3 1.86

952 X D (D4 –D3) (D4+ D4+D3 X 952

Números de reynolds mayor de 3,000. Donde:

1

2

3

P =Caída de presión por fricción en el interior del tubo en lbs/pulg2. Q =gasto de bomba en gal/min. G =peso de fluido en m. L =Longitud de tubería en m La =longitud del espacio anular en m. D =Diámetro interior del tubo en pulg. D4 =Diámetro mayor del espacio anular en pulg. D3 =Diámetro menor del espacio anular en pulg. Pa =Caída de presión por fricción en el espacio anular en Lbs/pulg2. Vp = Viscosidad plástica ( corresponde al fluido plástico de tipo Bingham) en centipoises ( cp) Ejemplo: T.P.- 41/2 – 16.6 lbs/pie – 2500.0m D.I.- 3.826¨. Lodo- 1.25gr/cm3 Vp- 20 cp Gasto- 350 gal/min. 1.86 0.8 0.2 P=350 x 1.25 x 20 x 2500 4.86

952 x 3.826 p = 53.947 x 1.95 x 1.82 x 2500 952 x 679.4 P=454 lbs/pulg2

20.-DENCIDAD DE CIRCULACIÓN O EQUIVALENTE

DC = Pa x 0.703 + D1 P

Donde: Dc = densidad de circulación en gr/cm3. Pa = Caída de presión por fricción en el espacio anular En lbs/pulg2. P = profundidad del pozo en m. D1 = densidad del fluido en gr/cm3.

21.-CAIDA DE PRECIÓN EN FLUJO DE LAMINAR EN EL ESPACIO ANULAR.

Pa = L x YP____+ VP x L x v 68.58 (Dh-Dt) 27.432(Dh-Dt)2 Donde: Pa =Caída de presión en el espacio anular en lbs7pulg.2 Dh =Diámetro del agujero en pulg. Dt =Diámetro de la T.P. en pulg.

1

2

3

L = longitud del espacio anular o profundidad del pozo En m. Vp = Viscosidad plática en cp Yp = punto de cedencia en lbs/100ft2 V = velocidad anular en pies/min.

22.-NUMERO DE LINGADAS POR SACAR ANTES DE LLENAR EL POZO

L =Ph X 10 , Lt =4 x D2¡ x L-L DL P Donde: L =Disminución del nivel del fluido para una determinada reducción de presión hidrostática en m. Ph =presión hidropática por reducir al sacar la T.P.. en kg/cm2(Máxima recomendable 3.5kg/cm2). Dl= densidad del fluido en gr/cm3. Lt = longitud de T.P. por sacar para llenar el pozo en m. P = Peso de T.P. en kg/m. Ejemplo: Bna = 81/2, T.P. .-4 ½ - 24.73 kg/m. T.R. – 95/8¨ x 8.755¨. Lodo – 1.30 gr/cm3. Disminución de ph –3.0’kg/cm2. 2 L L =3.0 x 10 = 23m L =4X8.755 x 23 -23 1.30 24.73

L =4 x 76. 65 x 23 - 23

24.73 L =285-23 =262.0 de T.P. 262m = 9.7 cada 10 lingadas, llenar el pozo 27.0

23.-CAPACIDAD ACARREADORA DE LOSFLUIDOS 2

Vs =69.250 X Dx Vf x (Pp-Pf -Vn- Vf-Vs VP x Vf + 399x (Dh-Dp Donde: Vs = Velocidad de deslizamiento de la partícula en pies7min. D = diámetro de la partícula en pulg. Vf =velocidad promedio de la partícula enpies/min. Pp =Peso de la partícula en pies/min3. Pf = peso del fluido en gr/cm3. Vp = viscosidad plástica en gr/cm3. Yp =Punto de cedencia en lbs/100ft. Dh =diámetro del agujero en pulg.

1 2

3

4

Dp=Diámetro de la T.P. en pulg. Vn = Velocidad neta hacia arriba de la partícula en pies/min.

24.-NUMERO DE emb/min CUANDO SE REQUIERE UN DE TERMINADO GASTO. Gasto en gal/min = Nro. De emb/min Gasto en gal/emb Al dividir entre gal7emb, se anotarán al 100%, 90% etc. De eficiencia volumétrica que desee.

25.-GASTO REQUERIDO PARA UNA VELOCIDAD ANULAR.

QV =Vr F Donde. QV = Gasto requerido para una velocidad anular en gal/min. Vr =Velocidad anular. F =Factor de la velocidad anular Ejemplo: Bna-91/2. T.P.-41/2. Lodo- 1.20gr/cm3. Se desea a tener una velocidad anular de 130 pies/min Calcular el gasto de bomba. Qv = 130 =364 gal/min. 0.357

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

2 2

P =(D- d ) x 2.67 Donde: P =peso del tubo en lbs/pie. D = Diámetro externo en pulg. D= Diámetro interno en pulg.

27.-DIAMETRO INTERNO DE UN TUBO

2 DI = D- 0.374x P Donde: Di =Diámetro del tubo en pulg. D = Diámetro extremo en pulg. D= peso de tubo en Lbs/pie (parte lisa)

Ejemplo: T.p.- 41/2 – peso nominal – 16.6 lbs/pie. Peso parte plana – 14.98 lbs/pie. 2 Di = 4.5 - 0.374 x 14.98 Di = 20.25 – 5.60 = 14.65 Di =3.827¨

28.-RESISTENCIA A LA TENCIÓN DE UN TUBO.

RT = 0.1333 x R x P

Donde: Rt 0 resistencia de un tubo a la tensión en Kg R = resistencia a la tensión del material en lbs/pulg2 (tabla3). P = peso del tubo ( parte lisa)/pie. Cuando se trate de una tubería nueva se calcula su Resistencia al 90% y usada al 65 o 70%. Ejemplo: T.P.-41/2¨- peso nominal- 16.6 lbs/pie, parte lisa – 14.98 lbs/pie. Grado- x – 105 – Usada. Rt= 0.1333x 105,000x14.98 Rt = 209, 667.0 kg. Al70% 209, 667kg. X0.70 = 146,7666kg., 147 ton.

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 utiliza para mantener en tensión la sarta de perforación y de esa forma el punto neutro queda en la herramienta; por esta razón a esta parte se le denomina factor de seguridad. Mp = Ph F.S. Donde: Mp = Máximo peso disponible para la barrena en tons. Ph = Peso de la herramienta en el fluido de perforación en ton. F.S. = Factor de seguridad expresándose 1.10 sí es 10% 1.15 sí 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 ton. Mp = 19.0 = 13.3 ton. 1.20

30.- LONGITUD O TRAMOS DE LASTRABARRENAS (D.C.) PARA PERFORAR. Lh = Pm x F.S. Ff x P Donde: Ff = Factor de flotación sin unidades Lh = Longitud de lastra barrenas 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 él numero de tramos de D.C. para perforar si se espera dar un máximo peso a la barrena de 12.0 ton. D.C. –6 ½” x 2 ¾” –138.3 kg/m. Lodo 1.22 gr/cm3, Ff –0.844 Factor de seguridad –15% 1.- Lh = 12,000 x 1.15 = 13,800 2.- = 118.23 m de herramienta 0.844 x138.3 116.72 3.- 118.23 m. = 12.93 = 13 tramos ó 4 paradas 9.14 m.

31.- PUNTO NEUTRO. Se denomina punto neutro en la sarta de perforación a la parte del tubo que esta sufriendo el movimiento cíclico de tensión-comprensión y por lo tanto es necesario que este punto se encuentre siempre trabajando en tubos de paredes gruesa, como lo son los D.C. ó la T.P. extrapesada. Pn = P. S. B. P = Lh + Pe Ff x P.D.C. Ff x P Donde: Pn = Altura a que se encuentra el punto neutro en m. P.S.B. = Peso que se está cargando a la barrena en Kg Ff = Factor de flotación sin unidades. P.D.C. = peso del D.C. en el aire en kg/m. P = Altura a que se encuentra el punto neutro cuando sé esta utilizando la T.P. extrapesada con herramienta en m. Lh = Longitud de la herramienta o D.C. en m. Pe = Peso de la tubería extrapesada que está aplicando a la barrena en Kg = Peso sobre la barrena, menos el peso de los D.C: en el lodo. P = Peso de la T.P. extrapesada (H.W.) en el aire en kg/m.

EJEMPLO: Calcular el punto neutro con los siguientes datos: D.C. – 7 ¾” x 2 ¾”,77.0 m, 208.6 kg/m Lodo – 1.20 gr/cm3, Ff- 0.847 Peso de al herramienta flotada- 13.6 Ton. P.S.B. 11.0 Tons. (11,000 kg.). 1.- Ph = 11,000 = 11,000 = 62.2 m 2.- 62.2 m = 6.8 (punto neutro en el 7mo. D.C.) 0.847 x 208.6 176.68 9.14

32.- AREA TRANSVERSAL DE UN TUBO. At = 0.7854 ( D2 – d2) Donde: D2 = Diámetro mayor en pulg. D2 = diámetro menor en pulg. At = Área transversal del tubo en pulg.

33.- DIÁMETRO DE UN TAMBOR. D = P 8 Donde: D = Diámetro del tambor en pulg. P = Perímetro del tambor en cm.

34.- SERVICIO REALIZADO POR UN CABLE. Tvr = W1 x P (Lp + P) + .2 x P (2ª + C) 1,000,000 Tp = 3 (T2 – T1). Tm = 2 (T4 – T3). Tc = P (Lc + P) Wc + 4 x P x A 2,000,000 *T = 2 x Pt. Donde : Tvr = Trabajo realizado en un viaje redondo en ton-Km. W1 = Peso de la T.P. en Kg/m. P = Profundidad del pozo en m. Lp = Longitud de una parada en m. A = Peso del aparejo en Kgs. C = Peso de los D.C. flotada (Kg/m) menos el peso de la T.P. (Kg/m) flotada: multiplicado por la longitud de las D.C. en Kg Tp = Trabajo realizado cuando se perfora en ton-Km. T2 = Trabajo realizado para un viaje donde se termina de perforar ton-Km. T1 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se comenzó a perforar ton/Km. Tm = Trabajo realizado cuando se muestrea en ton-Km. T4 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se terminó a muestrear ton-Km.

T3 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se comenzó a muestrear ton-Km. Tc = Trabajo realizado cuando se baja un casing (TR) en ton –Km Wc = Peso de la T.R. en el lodo en Kg/m. Lc = Largo de una T.R: en m. T = Trabajo realizado para una operación de pesca en ton-Km.- Pt = Trabajo realizado de un viaje redondo a la profundidad total del pozo en ton-Km. *Como sugerencia para un trabajo de pesca muy fuerte se recomienda dicha fórmula.

35.- CARGA MÁXIMA PERMISIBLE EN LAS LÍNEAS. Cm = N x Rr F.S. Donde: N = Número de líneas guarnidas. Cm = Carga máxima permisible en las líneas en ton. Rr = Resistencia a la ruptura del cable en ton. F.S. = Factor de seguridad sin unidades (2.5,3.0,3.5 ó 4) Para la determinación del esfuerzo de trabajo permisible en un cable de acero, se adopta un factor de seguridad; es decir que el cable de acero que está en uso tendrá una resistencia tantas veces mayor que la que se estime para el trabajo con la finalidad de tener mayor seguridad en las operaciones.

36.- EQUIVALENCIAS DE TUBOS DE DIFERENTES PESOS. Ne = Nc x Pc Pe Donde : Ne = Número de tubos equivalentes Nc = Número de tubos conocidos. Pc = peso del tubo de los tramos no conocidos en Lbs/pie o Kg/m. Pe = Peso del tubo de los tramos no conocidos en Lbs/pie ó Kg/m. EJEMPLO: ¿ A cuantos tramos de H.W. de 4 ½” (62.62 Kg/m) equivalen 7 tramos de D.C. de 7 ¼” x 2 13/16” (177 Kg/m)? Ne = 7 x 177 = 19.78 = 20 tramos 62.62

37.- PRESIÓN DE FORMACIÓN. Pf = Ph + PTP Donde: Pf = Presión de formación en Kg/cm2. Ph = Presión hidrostática en Kg/cm2. PTP = Presión en T.P. en Kg/cm2.

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 deposito y de poro. Se considera para la costa del golfo de México un gradiente de presión normal de formación de 0.1076 Kg/cm2/m que le corresponde al agua salada de densidad 1.076 gr/cm3 y 10 % de sal. EJEMPLO: Calcular la presión normal de formación a 3500.0 m, 0.1076 Kg/cm2/m x 3500.0 m = 377.00 Kg/cm2. La presión de formación es menor que la presión total de sobrecarga ya que si esto no fuera cierto, la presión de formación fracturara la roca.

37.- PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA. Gs = 0.1 x (1-0) x Dm + 0.1 x 0 x Da Donde: Gs = Gradiente de presión total de sobrecarga en Kg/cm2/m 0 = Porosidad de la roca en fracción. Dm = Densidad de los sedimentos minerales en gr/cm3 Da = Densidad de fluidos en gr/cm3 (principalmente agua salada de 1.07 gr/cm3) 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 sé esta usando lodo de perforación muy pesado puede ser posible “levantar” la sobrecarga creando una fractura y causando un problema de pérdida de circulación. La fractura hidráulica es una técnica por medio de la cual se levanta la sobrecarga con objeto de incrementar los canales de flujo en tamaño alrededor del pozo. El gradiente de presión total de sobrecarga teórico se toma como 0.231 Kg/cm2/m (1.0/PSI/pie), ya que sé a calculado en términos de promedio de las condiciones de las rocas como la porosidad, densidad de los sedimentos y los fluidos contenidos. Generalmente, el gradiente de presión total de sobrecarga en un área determinada de perforación es menor que el teórico. El conocimiento real es muy importante para algunas operaciones de perforación, como: a) los pesos de los lodos pueden aproximarse al gradiente de presión de sobrecarga y b) la presión máxima que se puede mantener en los preventores para no fracturar la formación (vea problema de ejemplo). EJEMPLO: ¿ Cuál es la presión máxima que se puede mantener en los preventores en caso de un brote para no fracturar la formación si se tiene en el área un gradiente de presión total de sobrecarga de 0.173 Kg/cm2/m ? Prof. = 3,400 m. Lodo = 1.25 gr/cm3. T.R. = 10 ¾” a 2200.0 m. Ph = 2200.00 x 1.25 Ph = 275.0 Kg/cm2. 10

Presión hidrostática actuando en la zapata (considerando que el pozo se encuentra lleno de lodo). Presión de fractura en la zapata – 0.173 Kg/cm2/m x 2200 m = 380.0 Kg/cm2. Presión restante para fracturar - 380.0 – 275.00 = 105.0 Kg/cm2 (mantener una presión menor de 105.0 Kg/cm2). La presión de fractura es la presión necesaria para vencer la resistencia mecánica de la roca o para vencer la presión total de sobrecarga.

39.- GRADIENTE GEOTÉRMICO (COSTA DE GOLFO DE MÉXICO) T = 21.1 + P 35 Donde: T = Temperatura en °C ( a profundidad mayor de 30 m) P = Profundidad en m. EJEMPLO: Calcular el gradiente geotérmico a 4000 m. T = 21.1 + 4000.00 = 21.1 + 114.3 = 135.4 °C 35

40.- INTENSIDAD Y SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO. S.P.P. = P.P. x 30 L.C. P.P.= ang. Cos (sen 01 x sen 02 x cos (&2 - &1) + cos 01 x cos 02) Donde: S.P.P. = Severidad de pata de perro en grados P.P. = Pata de perro en grados. L.C. = Longitud de curso entre dos estaciones en m. 01 = Ángulo vertical u observado en grados (1ra. Estación) 02 = Ángulo vertical u observado en grados (2da. Estación) &1 = Ángulo horizontal o rumbo observado en grados (1ra. 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) = áng. Cos 0.9994 P.P. = 1.98°. L.C. = 1158.0 – 1131.0 = 27m.

S.P.P. = 1.98 X 30 = 2.2°/30 m. 27

41.- POTENCIA AL GANCHO. H.P. = Ps x d t x 75 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 ton, altura del piso a la changuera: 27.0 m, tiempo para sacar una lingada: 45 seg. H.P. = 110,000 X 27 = 880 H.P.

45 X 75 Para el caballaje en las máquinas al caballaje obtenido agregue el 30% que se considera como pérdidas mecánicas, causadas en la transmisión desde el motor hasta el gancho, o sea, que se considere un 15% de pérdidas del motor al malacate y un 15% en la transmisión del malacate en las poleas y cable hasta el gancho.

42.- LINEAMIENTO DE GASTO Y OPTIMIZACIÓN 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.P./pulg. De diámetro de Bna. Optimización: Potencia hidráulica en la barrena (H.P.H.): Pb = 0.65 x PB Ps = 0.35 x PB Fuerza de impacto en la barrena (I.H.): Pb = 0.49 x PB Ps = 0.51 x PB

Donde: Pb = Presión 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 utilizar es de 30 G.P.M./pulg. De diámetro de la barrena.

43.- VOLUMEN DE AGUA PARA UNA LECHADA. Va = P – Vs x D VI = Va + Vs

D - Da 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 m3 de lechada de 1.60 gr/cm3. 1.- Vs = Peso de un saco = 50 Kg. = 16.1 Lt/saco Peso especifico 3.1 Kg/Lt. 2.- Va = 50 - 16.1 x 1.60 = 50 - 25.76 = 40.4 Lt/saco 1.60 - 1.0 0.60 3.- VI 0 40.4 + 16 = 56.4 Lt/saco V = ((50 - (B x C)) / (c - 1): E = A + B 4.- N° de sacos = 100,000 Lt = 1773 56.4 Lt./saco

44.- PRINCIPALES FUNCIONES TRIGONOMÉTRICAS PARA TRIÁNGULO RECTÁNGULO. B

A C Sen. A = Cateto opuesto al < A = CB Hipotenusa AB Cos. A = Cateto Adyacente al < A = AC Hipotenusa AB Tg. A = Cateto opuesto al < A = CB Cateto Adyacente al < A AC Los valores de las funciones trigonométricas son razones entre los lados de un triángulo rectángulo por lo tanto, son valores abstractos, que no tiene unidades. Una función trigonométrica contiene tres elementos (ángulo y dos lados) si se tratara de encontrar una de ellas es condición necesaria y suficiente conocer dos elementos. Si tenemos un triángulo rectángulo, podemos aplicar dos de sus propiedades importantes que son las siguientes: I.- En todo triángulo rectángulo, la suma de sus ángulos interiores es igual a 180°. < A + < B + 90° = 180°

II.- En todo triángulo rectángulo, la suma de sus ángulos agudos es igual a 90° < A + < B = 90° EJEMPLO: Calcular él < A y el lado AC en el siguiente triángulo: B 72.1 M. 40.0 M. A x C < A = Ang. Sen. 0.5548 < A = 33° 40´ = 33.66° < B = 90 - 33.66 = 56.34° (PROPIEDAD II) Cos A = X 72.1 X = 72.1 m x Cos 33° 40 ´ X = 72.1 x 0.832 X = 59.98 m +- 60.0 m

45.- COSTO POR METRO DE PERFORACIÓN. C =B + R ( T + t ) T = 0.0025 x P M Donde : C = Costo por metro en $/m. B = Costo de la barrena en $. R = Costo del equipo en $/h. T = tiempo perforado de la barrena en h. T = tiempo de viaje completo en h. M = Metro perforados por la barrena. P = Profundidad del pozo en m Ejemplo: Prof.- 3500.0m. Metro perforados – 200.0m. Costo de la barrena - $600,000.00 Costos de equipo 8000.0$/h. Tiempo perforado – 90 h. Tiempo de viaje 9 h.

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

2 C =600,000x 99 200

3 C =600,000 + 792,000 4 C =$6,960.0/m

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

T2 = B2 + R x t1 M2 = ( M1 )x T2

C1 x ( M1 ) -R T1

( T1 )

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 la barrena que se va a usar en $. R = Costo de equipo en $/h. T1 =Tiempo del viaje redondo en h. C1 = Costo por metro de la barrena anterior en $/m. M1 =Intervalo perforado de la barrena anterior en m. T1 =Tiempo empleado en perforar (M1 ) en h. M2 =Intervalo mínimo por perforar en m. Si se tiene cambios de la barrena de dientes maquinados a la barrena de insertos de carburo de tungsteno, Las velocidades de penetración son diferentes, por lo tanto, la velocidad de perforación se puede hacer variar de acuerdo a su experiencia EN (M1/T1)cuando convenga.

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

TM =60 x C R

Donde = TM = Tiempo máximo permisible en la barrena para que el costo no aumente en min./m. C =Costo no aumente en min./m. C = Costo obtenido hasta el momento del calculo en $/m. R = costo del equipo en $/h. 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 contestable el criterio del tiempo máximo es conveniente tener presente los siguientes factores:

A) Las zonas donde existe cambios litológicos muy notable 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 tenga manifestaciones en la superficie de que la barrena manifestaciones en la superficie de la barrena esta en las malas condiciones mecánica ocasionado por el trabajo de la misma. Ejemplo: Prof.- 2195.0m. Prof.-2163.0m Costo por m. $174.90/m. Costo por m.$175.4/h Penetración- 7.5/m. Penetración –6/m. Costo del equipo – 1,250/h. TM = 60x 174.90 TM = 60x 175.4 1250.0 1250.0 TM = 8.4 /m. TM = 8.4 /m.L 0

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

48.-TORQUE DE UNA T.P. T = H. P. x 52250

R.P.M Donde : T = Torque ( aproximado) aplicado a una T.P. Durante la perforación lbs-pie. H.P =Potencia usada para rotar T.P en H.P. R.P.M. 0 Revolución por minuto de la rotaria.

49.-GASTO MINIMO RECORMENDABLE (ECUACIÓN DE FULLERTON). 2 2 Q =57.72 (D H – Dp) DH x DL

Donde: Q = Gasto mínimo recomendable en gal /min. DH = Diámetro del agujero en pulg. Dp = Diámetro de T..P. en pul.

DL =Densidad del lodo en gr/cm3. Ejemplo : Bna.- 91/2¨. T.P. =41/2¨. Lodo- 1.35gr/cm3 2 2 1 Q = 57.72 (9.5 – 4.5 ) 2 Q = 57.72(90.25-20.25)

9.5 x 1.35 12.825 3 Q =57.72 x 70 12.825

4 Q = 135.0 gal/min (Gasto mínimo para perforar)

50.-VOLUMEN DE UN TAMQUE CILÍNDRICOEN POSICIÓN HORIZONTAL 2

V = 1.33 x h x L D –0.608 h Donde : D 0 Diámetro del tanque en m. V =Volumen de un tanque cilíndrico en m3 H 0 altura del 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: Largo – 4.5 m. Diámetro – 2.5m. Altura del nivel de combustible 1.60m. 2 2.5 - 0.608 1 V = 1.33 x 1.60 x 4.5 1.60 2 V = 1.33x 2.56 x 4.5 1.5625-0.608 3 V = 1.33 x 2.56 x 4.5 x 0.9769 = 14.968 3

5 V = 15.0 m

51.-DIÁMERO DE ESTRANGULADOR. 2

De =6.19 DL X Q P

Donde: De =Diámetro del estrangular en 64 avos. DL = Densidad del fluido en gr/cm3 Q = gasto de la bomba en gal/min. P =Presión en el estrangulador en kg/cm2 Ejemplos: Gas-190gal/min. Lodo-1.35gr/cm3. Presión a través de l estrangulador-70kg/cm3

2

De =6.19 1.35x 190 70 De =6.19 1,35 x 36,100 70 De =6.19 696.2 De = 6.19 26.38 = 6.19 x 5.136 =31.79 De 0 32/64¨

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

V = DL - DF DL -Da

Donde: V = Volumen del fluido por reemplazar con agua o aceite Para disminuir la descendencia m3 o lts. DL =Densidad del fluido en gr/cm3 Df 0 Densidad del agua ó aceite en gr/cm3. Da = densidad del agua ó aceite en gr/cm3. V1 = Volumen del fluido que desea bajar la densidad en M3 olts. Ejemplo ¿ Que volumen de lodo base es necesario tirar o almacenar para reponerlo con agua y bajar la densidad de 1.45gr/cm3 a 1.40 gr/cm3 si se tiene en el sistema de circulación240.0m3 de lodo? V=1.45-1.40 x240.0 =26.66 m3 0 27m3 1.45-1.0 V = ((B – C ) /(B – 1 ) x L :

53.-TIPO DE FLUJO INVASOR EN EL POZO. Lb = bD.C +Vp –Va , agujero sin tubería Lb = Vp CT.P. Ca X = D1 – (PT.R - P T.P. ) x 10 Lb Fluido del yacimiento. 0< x < 0.3................Gas. 0.3< x <0.85.........Gas y/ o Aceite. 0.85< x < 1.10...Agua Salada. Donde: L b = Longitud del fluido invasor den m. Lb.c = longitud del fluido invasor en m. Vp = Aumento de volumen en las prensas en Lts. Va = Volumen de anular en D.C. y Agujero en lts. CT.P. = Capacidad anular en T.p en lts/m. Ca = Capacidad en el agujero en lts./m. X = Densidad de los fluidos invasores en gr/cm3 D1 = Densidad del lodo en gr/cm3 PT.P. = Presión de cierre en T.R. en kg/cm2. PT.P. = Presión de cierre en T.P. en kg/cm2.

54.-PRECIÓN INICIAL Y FINAL DE CIRCULACIÓN EN EL CONTROL DE UN BROTE. P.I.C = PT.P. + Pr p.f.c. = DC x Pr D1 Donde : PIC. = Presión inicial de circular en kg/cm2. PT.P = Presión en t.p. en kg/cm2. Pr = Presión de reducida de bombeo en kg/cm2 (bomba a media velocidad ). P.F.C. = presión final de circulación en kg/cm2 ( de barrena a la superficie con Dc). Dc = Densidad de conteo en gr/cm3. D1 = Densidad de lodo en gr/ cm3.

55.-DENCIDAD DEB CONTROL. DC = pt.p. x 10 + D1 + MS Prof. Donde : Dc = Densidad de control en gr/cm3. Prof. = profundidad del lodo en gr/cm3.

D1 = Densidad del lodo en gr/cm3. Ms = Margen de seguridad en gr 7cm3. Pt.p. = Presión de cierre en T.P. en kg/cm.2

56.-PUNTO LIBRE. L = 40.09 X Wt . x e T2- T1 Donde : L = Prefundida del punto libre en m. Wt.p = Peso del tubo de la parte lisa en lbs/pie. E = Elongación que sufre la T.P. en cm. T1 = Tensión inicial en ton. T2 = tención final en ton.

57.-EL EXPONENTE ¨ d¨. D = Long (3.28 / N x R ) Dc 0 d x Grandiente normal Log. ( 0.0264 x w/D) D1 Donde : D = Exponente ¨´ d ¨´ sin unidades N = Velocidad de rotación en r.p.m. R = Velocidad de penetración en min/m. W = Peso sobre la barrena en ton. D = Diámetro de la barrena en pul. Dc = Exponente ¨ d ¨ corregidos sin unidades. D = Densidad del lodo en gr/ cm3. Ejemplo: Bna. 12 ¼¨ Lodo.-1.50 gr /cm3 Prof.-2100.0 gradientes normales Rotaria.140r.p.m. Penetración.- 24 min/m P.S.B..- 12 Tons Log 3.28 D=140x24 = -3.010 =1.89 Log. 0.0264x 12 -1.587 12.25 dc =1.89 ( !.08 ) = 1.36 1.50

58.-DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN. 1 L1 = Rt 1 –(Wdc + Mpj ) 2 L2 = Rt2 – Rt1

Wtp1 x Ff Wtp2 x Ff 3 L3 =Rt3 – Rt2

Wtp3 x Ff Donde: L1 =Longitud de T.P. de la primera sección de menor grado o resistencia en m. Rt1 = Resistencia a la tensión de T.P. de la primera sección en Kg. Wdc = Peso de los D.C en el lodo en Kg. Mpj = margen para jalar en Kg. Wtp1 =Peso ajustado de T.P. de la primera sección en kg/m. Ff = Factor de flotación L2 = Longitud de T.P. de la primera sección en kg/m. Rt2 = Resistencia a la tensión de T.p. de la segunda sección en Kg. Wt2 =P eso ajustado en T.p. de la segunda sección en kg/m.

59.-CALCULO DE LA RELACIÓN ACEITE / AGUA. Relación aceite /agua.

Aceite =Ld x 100 Agua =La x 100 Ld + La Ld + La Donde: Ld = Lectura de aceite diesel en (Retorta). La = Lectura de agua en 8 Retorta ).

60.-POTENCIA MÁXIMA EN LA BARRENA. Hmax = II x Db2 x vp 4 Donde: Hmax = potencia máxima en la barrena en H.P. Db = Diámetro de la barrena en pulg. Vp = Velocidad de la penetración en pies/hr.

61.-DESGASTE DE UNA BARRENA DE INSERTOS.

T = 8 x B L

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

B = Números de insertos rotos o desprendidos. L = Números total de insertos en las barrenas.

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

P = P.S.B. X COS Donde: P = Peso sobre la barrena aproximado en ton. P.S.B. = Peso sobre la barrena en el indicador en ton.

=Angulo total inclinación en grados

63.-VELOCIDAD DE CHORRO NECESARIA CONTRA LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN.

Vj = 500 x Vp 1.52 + VP

Donde . Vj = Velocidad de chorro en la barrena en pies/seg. Vp = Velocidad de penetración en m/hr. Puesto que los flujos son dirigidos hacia el borde del pozo que está perforado, si se va a emplear las velocidades del chorro mayores que las que proporcionan la educación 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 de chorro en formaciones duras donde la perforación es lenta, puede erosionar o provocar abrasión excesiva de la barrena y desperdiciar potencia. La ecuación anterior supone que no es deseable en ninguno de los casos anteriores.

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

P = D X V Donde: P = Peso del material en gr, Kg. o ton. D = Densidad en gr/ cm3 (1 Kg. / Lt = 1 ton./m3). V = Volumen del material en cm3 Lts. O m3. (De acuerdo a la unidad de volumen se elige la unidad de peso para resultado). Ejemplo : Se requiere conocer el peso de 30.0 m3 de aceite diesel De 0.86 gr / cm3. P = 0.86x 30.0 = 25.8 TONS 26 Tons.

65.-PROFUNDIDA VERTICAL Y DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL EN POZO DIRECCIONAL (ángulo promedio). = 1 + 2

2 1era. Estación. 2da Estación Y = LC X COS X = LC X Sen Donde: =ángulo promedio de inclinación entre dos estaciones consecutivas en grados. =ángulo de inclinación de la primera estación en grados. =ángulo de inclinación de la segunda estación en grados Y = Profundidad vertical entre sus dos estaciones en m. X= Desplazamiento horizontal entre dos estaciones en m. P.V.V = Profundidad vertical verdadera en m = suma de las profundidades de y. D.L. = Desplazamiento horizontal total en m= suma de los desplazamientos de X. Estación Prof.

Desviada en m.

Long. Curso en m.

Angulo Grados

Ángulo Promedio

Prof. Vertical M.

Desplazamiento Hor. En M.

150.0 150.0 1 220.0 70 11 5.50 219.67 6.71 2 282.0 62 15 13.0 280.08 13.94 3 358.0 76 18 16.5 352.95 21.58

Y = 70 x COS 5.5 = 69.97, X = 70 X SEN 5.50 = 6.71 Y = 62 X COS 13.0 = 60.41, X = 62 X SEN 13.0 = 13.94

66.- DENSIDAD EQUIVALENTE EN UNA PRUEBA DE GOTEO.

De = D1 + Pr x 10 Prof Donde: De = Densidad equivalente en gr/cm3 D1 = Densidad del flujo en gr/cm3 Pr = Presión de ruptura ne Kg/cm3 Prof = Profundidad de la zapata en m.

67.- FUERZA QUE MANTIENE PEGADA A LA TUBERÍA POR PRESIÓN DEFERENCIAL. Fa = La x a x Prof (D1 – 1.08) Ft = 0.314 x Dt x L x Prof (D1 – 1.08) 10 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/cm3 Ft = Fuerza en un tubo en Kg. Dt = Parte del diámetro del tubo pegado en cm ( ¼ o un ½ del diámetro del tubo) L = Longitud de tubería pegada en cm. Tabla 1. Factor de flotación (Ff) Densidad Gr/cm3

0.85 1.00 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50 1.55

Factor de Flot. (Ff)

0.892 0.873 0.866 0.860 0.853 0.847 0.840 0.834 0.828 0.822 0.815 0.809 0.802

1.60 1.65 1.70 1.75 1.80 1.85 1.90 1.95 2.00 2.05 2.10 2.15 2.20 2.25 0.796 0.790 0.783 0.777 0.770 0.764 0.758 0.751 0.745 0.739 0.732 0.726 0.720 0.713 Tabla 2. DENSIDAD DE ALGUNOS MATERIALES Barira 4.0 --4.5 gr/cm3 Aluminio 2.6 gr/cm3 Bentonita 2.3 -- 2.4 gr/cm3 Dolomita 2.8 –3.0 gr/cm3 Arcilla 2.5 -- 2.7 gr/cm3 Cuarzo 2.65 gr/cm3 Caliza 2.7 -- 2.9 gr/cm3 Yeso 2.30 gr/cm3 Cemento 3.1 -- 3.2 gr/cm3 Sal 2.16 gr/cm3 Acero 7.85 - gr/cm3 Agua 1.00 gr/cm3

Tabla 3. RESISTENCIA DE MATERIALES

GRADO TUBERIA RESITENCIA A LA TENSIÓN MATERIAL (PUNTO GEDENTE)

D 55,000 Lbs/pulg2 E 75,000 Lbs/pulg2 X 95,000 Lbs/pulg2 G 105,000 Lbs/pulg2

S 135,000 Lbs/pulg2

Tabla 4. PESOS DE TUBERÍA EN PERFORACIÓN

D.E. PULG

D.I. PULG.

PESO LBS/PIE R Y C

PESO LBS/PIE P.L.

PESO KG/M R Y C

PESO KG/M P.L.

2 ⅜ 1.995 1.815

4.85 6.65

4.43 6.26

7.22 9.90

9.56 9.31

2 ⅞ 2.441 2.151

6.85 10.40

6.16 9.72

10.2 15.49

9.15 14.46

3 ½ 2.992 2.764 2.602

9.50 13.30 15.50

8.81 12.31 14.63

14.15 19.81 23.09

14.2 18.32 21.77

4 3.476 3.340 3.240

11.85 14.00 15.70

10.46 12.93 14.69

17.65 20.85 23.38

15.56 19.26 21.86

4 ½ 3.958 3.826 3.640

13.74 16.60 20.00

12.24 14.98 18.69

20.48 24.73 29.79

18.26 22.27 27.77

5 4.276 4.000

19.50 25.60

17.93 24.43

29.05 38.13

26.70 35.76

5 ½ 4.778 4.670

21.90 24.70

19.81 22.54

32.63 36.79

29.43 33.57

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

D.E. PULG.

D.I. PULG.

PESO LBS/PIE R. Y C.

PESO KG/M. R. Y C.

3 ½ 1 1/16 26 38.74 4 2 9/16 28 41.72

4 ½ 2 ¾ 42 62.58 5 3 50 74.50

Tabla 5. CONDICIONES OPTIMAS DE UN LODO CONVENCIONAL (BASE AGUA) CONTROLADA CON EL VISCO SÍMETRO “FANN”. BS/GAL D

Cc/c.c. Vm Sgs.

V. P. CPS

PC LBS/100 Ff.2

SÓLIDOS 0/0 volumen

10.0 1.20 40 12 16 2.5 7 12 16 10.4 1.25 40 14 18 3.5 8 14 18 10.8 1.30 42 15 20 4.5 9 15 19 11.3 1.35 44 16.5 22 5 9 16.5 20.5 11.7 1.40 46 18.5 22 5.5 10 18.5 22 12.1 1.45 48 20 26.5 6.0 10.5 21.0 24 12.5 1.50 50 22 29 6.5 11.0 22.0 24.5 12.9 1.55 51 26 30.5 7.0 12.0 22.5 26.0 13.3 1.60 53 28.5 34 7.5 12.5 23.5 26.5 13.8 1.65 55 29.5 36.5 7.5 13.0 24.5 28.0 14.2 1.70 56 32 38.5 8.0 14.0 25.0 29.0 14.5 1.75 58 35 41.5 8.5 14.5 26.5 30.0 15.0 1.80 60 38 46.0 9.0 15.5 27.5 31.5 15.4 1.85 61 41 48.0 10.0 16.5 29.0 32.5 15.8 1.90 63 44 51.0 10.5 17.5 30.0 34.0

16.3 1.95 65 46.5 54.5 11.0 18.5 31.0 35.0 16.7 2.00 66 49.5 57.5 12.0 19.5 32.0 36.5 17.2 2.05 68 52.5 61.5 13.0 20.5 33.0 37.5 17.5 2.10 70 56.5 65.0 14.0 22.0 34.5 39.5 18.0 2.15 72 59.5 69.0 15.5 24.0 35.5 41.0 18.3 2.20 73 63.5 74.0 17.5 25.5 37.0 43.0 18.7 2.25 75 68.0 79.0 19.5 28.5 38.5 44.5 19.1 2.30 76 73.0 85.0 22.0 31.5 40.5 46.5

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

Presión De

Trabajo

Diámetro Nominal

Pulg.

Ext.

A Pulg.

Espesor I

Pulg.

C Pulg.

E Pulg.

Tipo anillo

J

API

B Pulg.

Cant. Tornillos

F

No.

Diámetro Tornillos

H

Pulg.

Largo

G Pulg.

Int. Brida

Nominal D

Pulg.

0.960 Serie 400

6 8

10 12 16 20

12 ½ 15

17 ½ 20 ½ 25 ½ 30 ½

1 15/16 2 3/16 2 7/16 2 9/16 2 13/16 3 ⅛

8 5/16 10 ⅝ 12 ¾ 15 18 ½ 23

7/16 7/16 7/16 7/16 7/16

½

45 49 53 57 65 73

10 ⅝ 13

15 ¼ 17 ¾ 22 ½

27

12 12 16 16 20 24

⅞ 1

1 ⅛ 1 ¼ 1 ⅜ 1 ½

6 ½ 7 ⅜ 8 ⅛

9 9 ¾

10 ¾

7 1/16

9 11 12 ⅛ 15 ½ 20

2M Serie 600

2 2 ½

3 4 6 8

10 12 16 20

26 ¾

6 ½ 7 ½ 8 ¼

10 ¾ 14

16 ½ 20 22 27 32 41

1 5/16 1 7/16 1 9/16 1 13/16 2 3/16 2 ½ 2 13/16 2 15/16 3 5/16 3 ⅞ 4 31/32

3 ¼ 4 4 ⅞ 5 ⅞ 8 5/16

10 ⅝ 12 ¾ 15 18 ¼ 23

7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16

½ 29/32

5 5 ⅞ 6 ⅝ 8 ½ 11 ½ 13 ¾ 17 19 ½ 23 ¾ 28 ½ 37 ½

5 5 ⅞ 6 ⅝ 8 ½ 11 ½ 13 ¾ 17 19 ½ 23 ¾ 28 ½ 37 ½

8 8 8 8

12 12 16 20 20 24 20

⅝ ¾ ¾ ⅞ 1

1 ⅛ 1 ¼ 1 ¼ 1 ½ 1 ⅝ 1 ¾

4 ½ 5

5 ¼ 6 7 8

8 ¾ 9

10 ¼ 11 ¾ 13 ¾

2 1/6 2 9/16 3 ⅛ 4 1/16 7 1/16 9 11 13 ⅝ 16 ¾ 21 ¼ 26 ¾

DATOS PRINCIPALES DE UNA BRIDA A.P.I. Presión De Trabajo

Diámetro Nominal Pulg.

A

Pulg.

I

Pulg.

C

Pulg.

E

Pulg.

No. J

API

B

Pulg.

F

No.

H

Pulg.

G

Pulg.

D

Pulg.

10 m

11 1/16 1 13/16 2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 5 ⅛ 7 1/16 9 11 13 ⅝ 16 ¾ 18 ¾ 21 ¼

7 3/16 7 ⅜ 7 ⅞ 9 ⅛ 10 ⅛ 12 7/16

14 1/16

18 ⅞ 21 ¾ 25 ¾ 30 ¼ 34 5/16

40 15/16

45

1 21/32

1 21/32

1 47/32

2 1/64

2 19/64

2 49/64

3 ⅛ 4 1/16 4 ⅞ 5 9/16

6 ⅝ 6 ⅝ 8 25/32

9 ½

2 7/16 2 19/32 2 57/32 3 ½ 45/64 5 15/64

8 19/32 10 47/64 12 59/64 15 ¾

29/64 15/32 ½ 9/16 39/64 45/64 59/64 13/64 15/32 19/32 45/64 1 16/64 1 ¾

Bx 150 151 152 153 154 155

Bx 169 Bx 156

157 158 159

Bx 162 Bx 164 Bx 166

5 9/16 5 ¾ 6 ¼ 7 ¼ 8 ½ 10 3/16 11 13/16 15 ⅞ 18 ¾ 22 ¼ 26 ½ 30 9/16 36 7/16 40 ¼

8 8 8 8 8 8

12 12 16 16 20 24 24 24

¾ ¾ ¾ ⅞ 1 1 ⅛ 1 ⅛ 1 ½ 1 ½ 1 ⅓ 1 ⅞ 1 ⅞ 2 ¼ 2 ½

5 5 5 ¼ 6 6 ¾ 8 11 ¼ 13 15 17 ¼ 17 ½ 22 ½ 24 ½

1 11/16 1 13/16 2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 5 ⅛ 7 1/16 9 11 13 ⅝ 16 ¾ 18 ¾ 21 ¼

1 11/16 1 13/16

7 ⅝ 8 3/16

1 ¾ 1 25/32

2 7/16 2 19/16

29/64 15/32

Bx 150 151

6 6 5/16

8 8

¾ ⅞

5 ¼ 5 ½

2 11/16 1 13/16

15 m

2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 7 1/16 9 11 13 ⅝

8 ¾ 10 11 5/16 14 3/16 19 ⅞ 25 ¾ 32 34 ⅞

2 2 ½ 2 17/32

3 3/32

4 11/16

5 ¾ 7 ⅜ 7 ⅞

2 57/64 3 ½ 45/64 8 19/32

½ 5/16 39/64 45/64 59/64 1 1/32

1 5/32

152 153 154

Bx 155 156

Bx 157 158 159

6 ⅞ 7 ⅞ 9 1/16 11 7/16 16 7/16 21 ¾ 28 30 ⅜

8 8 8 8

16 16 20 20

⅞ 1 1 ⅛ 1 ⅜ 1 ½ 1 ⅞ 2 2 ½

6 6 ¾ 7 ½ 9 ¼ 12 ¾ 15 ¾ 19 ½ 18 ½

2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 7 1/16 9 11 13 ⅞

20 m

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

10 ⅛ 11 5/16

12 13/16

14 1/16

17 9/16

25 13/16

2 ½ 2 13/16

3 ⅛ 3 ⅜ 4 3/16

6 ½

5/32 ½ 5/16 39/64 45/64 59/64

Bx 151 152 153 154 155 156

8 9 1/16 10 5/46 11 5/16 14 1/16 21 13/16

8 8 8 8 8

16

1 1 ⅛ 1 ¼ 1 ⅜ 1 ¾ 2

7 ½ 8 ¼ 9 ¼ 10 12 ¼ 17 ½

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

No. + A.P.I.

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

CONTAMINANTE ANHIDRITA O YESO

CEMENTO O CAL

BACTERIAS O BICAR- BONATO

CLORURO DE

SODIO

CLORURO DE CALCIO

ACIDO SULFHI- DRICO

SÓLIDOS PERFORA-

DOS

ACEITE BIÓXIDO DE

CABONO FORMULA QUIMICA

CaSO4 Ca (OH) 2 NaHCO3 NaCL CaCL2 H2S CO2

PROPIEDADES QUE AFECTAN:

Viscosidad Plástica

Aumenta Aumenta

Punto de Cedencia

Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta

Gelatinosidades Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta

Aumenta Aumenta

PH Baja Aumenta Baja Baja Baja Filtrado API Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Baja Aumenta Dureza Total Aumenta Aumenta Baja Aumenta Salinidad Aumenta Aumenta Pm Baja Aumenta Baja Baja Baja Pf Baja Aumenta Baja Baja Baja Mf Aumenta Aumenta Densidad Puede

Aumentar Baja

Contenido de Solidos

Aumenta Baja

Contenido de Aceite

Aumenta

Contenido de Agua

Baja

Capacidad de Intercambio Catiónico (Prueba con azul de Metileno) .

Aumenta

Tratamiento: Contaminación Excesiva

Cambiar a fluido de yeso

Cambiar a fluido de

cal

Cromolig-nito y cal

Fluido salado

Fluido Salado

Sosa cáustica,

CLS

Agua,sosa cáustica

CLS

Diluir Densificar

Sosa caustica

y cal Ligeramente Contaminado

Soda Ash. CLS

Bicarbonato sodio y Cro molignito o

CLS

Cromolig-nito y cal

Cls, sosa cáustica

CLS,soda Ash y sosa

cáustica

Sosa caustica

CLS

Sosa C, CLS, Eq. de control de sólidos

Densificar Sosa Cáustica

y cal

Tabla 9. TONELADAS KILOMTROS PARA EFECTUAR EL CORTE MULTIPLICAR FACTOR X 100. 40.00 -----------------------------------------------------------------------------------------------11/2¨ CABLE 34.9M. 13/8¨ 30.5 -----------------------------------------------------------------------------------------------

CABLE 31.75MM. 19.00 ---------------------------------------------------------------------------- 11/4¨

CABLE 28.5M 13.15 --------------------------------------------------------- 11/8¨

CABLE 25.4MM 87.5 ------------------- 1¨

24.5 28.5 37.0 41.5 42.5 57.5 METROS 24.6 93 121 136 139 26.5 146 188 PIES ALTURA DE MASTIL RELACIONES ENTRE LA ALTURA DEL MASTIL

TONELADODAS – KILÓMETROS Y DIÁMETROS DEL CABLE

1.5 1.0 0.5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 FACTOR DE SEGURIDAD

TABLA 12. TABLA DE CONVERCIONES SISTEMA METRICO DECIMAL - SISTEMA INGLÉS

UNIDAD DE LONGITUD

DE—PIES --A—MTS --MULTIPLIQUE—POR-- 0.3048 DE—PIES --A—CMS --MULTIPLIQUE—POR— 30.48 DE—PIES --A—MM --MULTIPLIQUE—POR-- 304.8 DE—PIES --A—PULG --MULTIPLIQUE—POR-- 12 DE—PULGS --A—MTS --MULTIPLIQUE—POR-- 0.054 DE—PULGS --A—CMS --MULTIPLIQUE—POR-- 2.54 DE—PULGS --A—MM --MULTIPLIQUE—POR— 25.4 DE—PULGS --A—PIES --MULTIPLIQUE—POR-- 0.0833 DE—MTS --A—PIES --MULTIPILIQUE—POR-- 328 DE—MTS --A—PULGS --MULTIPLIQUE—POR-- 39.37 DE—CMS --A—PIES --MULTIPLIQUE—POR-- 0.0328 DE—CMS --A—PULGS --MULTIPLIQUE—POR— 0.3937 DE—MM. --A—PULGS --MULTIPLIQUE—POR- 0.03937 DE—MILLA --A—KM. --MULTIPLIQUE—POR 1.609 DE--ANGS- --A—CM --MULTIPLIQUE—POR-- 108

TROM (A) DE - 64avos --A—MM --MULTIPLIQUE—POR 0.4

UNIDAD DE SUPERFICIE

DE—PIES2 --A - PULGS2 - -MULTIPLIQUE—POR-- 144 DE—PIES2 --A— CM2 --MULTTIPLIQUE—POR-- 9290.3 DE –PIES2 --A—M2 --MULTIPLIQUE—POR-- 0.0929 DE—PULGS2 --A— PIES2 --MULTIPLIQUE—POR-- 0.0069 DE—PULGS2 --A— CM2 --MULTIPLIQUE—POR-- 6.4516 DE—PULGS2 –A— M2 --MULTIPLIQUE—POR-- 0.000645 DE—CM2 –A— PULGS2 --MULTIPLIQUE—POR-- 0.155 DE—CM2 --A— PIES2 --MULTIPLIQUE—POR-- 0.001076 DE—M2 --A— PULGS2 --MULTIPLIQUE—POR-- 1550.3 DE—M2 --A— PIES2 --MULTIPLIQUE—POR-- 10.76 DE—M2 --A— CM2 --MULTIPLIQUE—POR-- 10,000

TABLA DE CONVERCIONES SISTEMA MÉTRICO DECIMAL – SISTEMA INGLÉS

Continuación De la tabla anterior.

UNIDAD DE PESO O FUERZA

DE--Lbs A--GRS. MULTIPLIQUE--POR-- 453

DE--Lbs A--KGS. MULTIPLIQUE--POR-- 0.453

DE--Lbs A--TONS. MULTIPLIQUE--POR-- 0.000453

DE--Lbs A--NEWTON MULTIPLIQUE--POR-- 4.448

(NW)

DE--Kgs A--Lbs MULTIPLIQUE--POR-- 2.205

DE--Lbs/pie A--Kgs/Mts MULTIPLIQUE--POR-- 1.49

DE--KGS A--NEWTON MULTIPLIQUE--POR-- 9.807

DE--Grs A--lbs MULTIPLIQUE--POR-- 0.0022

DE--Tons(Métrica) A--Lbs MULTIPLIQUE--POR-- 2205

DE--Tons(Larga) A--Lbs MULTIPLIQUE--POR-- 2240

DE--Tons(Corta o Neta) A--Lbs MULTIPLIQUE--POR-- 2000

DE--Tons(Corta o Neta) A--Tons MULTIPLIQUE--POR-- 0.907

DE--Tons(Métrica) A--Kg. MULTIPLIQUE--POR-- 1000

UNIDAD DE DENSIDA DE—grs/cm3 A—lbs/pie3 MULTIPLIQUE--POR— 62.5 DE—grs/cm3 A—lbs/gal MULTIPLIQUE--POR— 8.33 DE—Kg/m3 A—grs/cm3 MULTIPLIQUE—POR— 0.001 DE—lbs/pies3 A—gr/cm3 MULTIPLIQUE—POR— 0.0160 DE—lbs/gal A—gr/cm3 MULTIPLIQUE—POR— 0.12 DE—lbs/gal A—lbs/pie3 MULTIPLIQUE—POR— 7.51 DE—lbs/pies3 A—lbs/gal MULTIPLIQUE—POR— 0.133 DE—lbs/pulg3 A—lbs/cm3 MULTIPLIQUE—POR— 27.68 DE—lbs/pies3 A—kg/m3 MULTIPLIQUE—POR— 16.02

TABLA DE CONVERCIONES

SISTEMA MÉTRICO DECIMAL – SISTEMA INGLÉS

Continuación De la tabla anterior. UNIDAD DE PRESION

DE—lbs/pulg2 (P.S.I) A—kg/cm2 MULTIPLIQUE—POR— 0.0703 DE—kg/cm2 A—lbs/pulgs2 MULTIPLIQUE—POR— 14.2 DE—Aim A—lbs/pulgs2 MULTIPLIQUE—POR— 14.7 DE—Aim A—MMHg MULTIPLIQUE—POR— 760 DE—Aim A—Pulg Hg MULTIPLIQUE—POR— 29.92 DE—Aim A—Pie H2O MULTIPLIQUE—POR— 33.94 DE—Aim A—Kg/cm2 MULTIPLIQUE—POR— 1.034

UNIDAD DE POTENCIA DE—HP(caballo de fuerza) A—Kilowatss MULTIPLIQUE—POR 0.7457 DE—C.V.(Caballo de vapor) A—Kgm/seg MULTIPLIQUE—POR 75 DE—H.P. A—kgm/seg MULTIPLIQUE—POR 76 DE—H.P. A—C.V MULTIPLIQUE—POR 1.0139 DE—H.P. A—lbs,pie/seg MULTIPLIQUE—POR 550 DE—Kilowatt A—Watts MULTIPLIQUE—POR 1000 DE—lbs.pie/seg A—Watts MULTIPLIQUE—POR 1.356

TABLA DE CONVERSIONES SISTEMA METRICO DECIMAL - SISTEMA INGLES

DE--LITROS A--PULGS3 MULTIPLIQUE--POR-- 61.02

DE--LITROS A--GAL MULTIPLIQUE--POR-- 0.2642 DE--LITROS A--PIES3 MULTIPLIQUE--POR-- 0.03531 DE--LITROS A--GAL MULTIPLIQUE--POR-- 0.2642 DE--PULG3 A--CM3 MULTIPLIQUE--POR-- 16.39 DE--PULG3 A--M3 MULTIPLIQUE--POR-- 0.0000163 DE--BRL A--GAL MULTIPLIQUE--POR-- 42

DE--BRL A--LTS MULTIPLIQUE--POR-- 159 DE--BRL A--M3 MULTIPLIQUE--POR-- 0.159 DE--BRL A--PIES3 MULTIPLIQUE--POR-- 5.6 DE--GAL A--LTS MULTIPLIQUE--POR-- 3.785 DE--GAL A--M3 MULTIPLIQUE--POR-- 0.003785 DE--GAL A--BRL MULTIPLIQUE--POR-- 0.0238

DE--GAL A--CM3 MULTIPLIQUE--POR-- 3785 DE--GAL A--PIES3 MULTIPLIQUE--POR-- 0.133 DE--M3 A--LTS MULTIPLIQUE--POR-- 1000 DE--M3 A--CM3 MULTIPLIQUE--POR-- 1,000,000 DE--M3 A--ML MULTIPLIQUE--POR-- 1,000,000 DE--M3 A--PIES3 MULTIPLIQUE--POR-- 35.31

DE--M3 A--BRL MULTIPLIQUE--POR-- 6.28 DE--M3 A--GAL MULTIPLIQUE--POR-- 264.2

DE--PIES3 A--M MULTIPLIQUE--POR-- 0.0283 DE--PIES3 A--LTS MULTIPLIQUE--POR-- 28.3

DE--PIES3 A--BRL MULTIPLIQUE--POR-- 0.178 DE--PIES3 A--CM3 MULTIPLIQUE--POR-- 28316.84 DE--PIES3 A--GAL MULTIPLIQUE--POR-- 7.54 DE--CM3 A--PIES MULTIPLIQUE--POR-- 0.0000351 DE--CM3 A--GAL MULTIPLIQUE--POR-- 0.00002642

UNIDAD DE GASTO

DE--BRL/HR A--PIES/MIN MULTIPLIQUE--POR-- 0.0936

DE--BRL/HR A--GAL/MIN MULTIPLIQUE--POR-- 0.7

DE--BRL/DIA A--GAL/MIN MULTIPLIQUE--POR-- 0.02917

DE--BRL/MIN A--LTS/MIN MULTIPLIQUE--POR-- 159

DE--PIES/MIN A--GAL/MIN MULTIPLIQUE--POR-- 7.481

DE--GAL/MIN A--LTS/MIN MULTIPLIQUE--POR-- 3.7854

TABLA DE CONVERSIONES SISTEMA METRICO DECIMAL – SISTEMA INGLES

DE--lbs.pie kg.m MULTIPLIQUE--POR-- 0.1382 DE--lbs.pie Nw.m MULTIPLIQUE--POR-- 1.356

FORMULA DE TORQUE T=F X D DONDE: F = FUERZA O JALON EN LBS D = BRAZO DE PALANCA O LONGITUD DE LA LLAVE EN PIES EJEMPLO: CALCULAR LA FUERZA O JALON DE LLAVE PARA PROPORCIONAR UN TORQUE DE 40,000 LBS-PIE CON UNA LLAVE DE 3.5 PIES F = T F = 40,000 = 11,428 LBS D 3.5

T E M P E R A T U R A °C = °F - 32 °F = °C x 1.8 +32 1.8 °C = Temperatura en grados centígrados °F = Temperatura en grados Fahrenheit 1 Calorías = El calor necesario para elevar la temperatura de un kilogramo de agua en 1 °C. 1 Caloria = 0.0039683 BTU.

1 BTU = Calor necesario para elevar la temperatura de una libra de agua en 1 °F. 1 BTU = 251.99 cal. Tabla 13. CONDICIONES OPTIMAS PARA UN FLUIDO DE PERFORACIÓN DE

E.I.

Densidad (Gr/cm3)

Viscosidad Plástica (cps)

Punto de cedencia (lb/100 pie2)

Relación : Aceite/Agua

1.00 16 - 24 6 – 10 60/40 1.10 20 - 30 8 - 12 62/38 1.20 22 - 36 10 - 16 64/36 1.30 26 - 42 10 – 20 65/35 1.40 28 - 48 12 – 22 67/33 1.50 32 – 54 14 – 24 70/30 1.60 34 – 60 16 – 28 70/30 1.70 36 - 64 16 – 30 72/28 1.80 40 – 70 18 – 32 75/25 1.90 44 – 78 18 – 36 75/25 2.00 50 – 84 20 - 40 77/23 2.10 58 – 94 22 – 46 80/20 2.20 64 – 104 24 – 52 80/20 2.30 70 – 110 28 – 56 85/15 2.40 72 - 114 30 - 60 90/10

Tabla 14. LONGITUDES (METROS) RECOMENDADAS PARA LOS CORTES DE

CABLE DE ACUERDO CON LA ALTURA DEL MASTIL Y DEL DIÁMETRO DEL TAMBOR.

Altura del mástil ó torre en metros

y pies.

DIÁMETRO DEL TAMBOR EN MILÍMETROS Y PULGADAS

279.4 (11”)

330.2 (13”)

355.6 (14”)

406.4 (16”)

457.2 (18”)

508.9 (20”)

588.8 (22”)

609.6 (24”)

660.4 (26”)

711.2 (28”)

762.0 (30”)

812.8 (32”)

863.0 (34”)

914.4 (36”)

NUMERO DE METROS POR CORTAR

56.8 (186´)

35.0 35.0 34.0 34.0 33.0

43.1 (141´)

43.5 (145´)

44.5 (146´)

26.0 26.0 26.0 27.0 27.0 27.0

40.5 (133´)

41.3 (135´)

42.0 (138´)

25.0 27.0 24.0 24.0 26.0 25.0 24.0

40.5 (133´)

39.2 (129´)

39.8 (131´)

22.0 22.0 23.0 23.0 24.0 24.0 23.0 23.0 24.0

28.5 (94´)

29.2 (96´)

30.4 (100´)

20.0 20. 19.0 18.0 18.0 19.0 18.0 12.0

20.5 (87´)

18.0 16.0 16.0 17.0

20.0 (66´)

11.0 12.0

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

Tabla 15. DATOS DE HERRAMINTA DYNA-DRILL DATOS DIMENSIÓNALES DE LA HERRAMIENTA. DYNA-DRILL

DIÁMETRO(D) D.E. - plg

DIÁMETRO AGUJERO(D)

Dia - Plg

LONGITUD (L) Pies

PESO Lbs

CONEXIÓN-DIAMETRO Y TIPO VÁLVULA DE PASO SUSTITUTO NORMAL DOBLE (caja arriba) DE LA BARRENA . (Caja Abajo)

1 ¾ M.S. 1 ⅞ a 2 15/16 8.2 47 AW ROD CONN. AW ROD CONN

2 ⅜M.S. 2 ¾ a 4 9.7 100 BW ROD CONN. BW ROD CONN

3 ⅞ DD 4 ⅝ a 8 ½ 19.2 465 2 ⅞ API REG 2 ⅞ API REG 5 DD 6 a 7 ⅞ 19.7 844 3 ½ API REG 3 ½ API REG 6 ½ D.D. 8 ⅜ a 9 ⅞ 19.6 1422 4 ½ API REG 5 ½ API REG 7 ¾ D.D. 9 ⅞ a 12 ¼ 21.0 2222 5 ½ API REG 6 ⅝ API REG 9 ⅝D.D. 12 ¼ a 17 ½ 26.4 4147 6 ⅝ API REG 7 ⅝ API REG 5 S.H. 6 a 7 ⅞ 23.9 944 3 ½ API REG 3 ½ API REG 6 ½ S.H. 8 ⅜ a 9 ⅞ 24.1 1807 4 ½ API REG 4 ½ API REG 7 ¾ S.H. 9 ⅞ a 12 ¼ 24.5 2802 6 ⅞ API REG 6 ⅞ API REG M.S. – Herramienta Micro - Delgada: D.D. – Herramienta direccional: S.H. –Herramienta para agujero vertical: H.S. – Herramienta de alta velocidad: - juntas especiales para el sustituto de la barrena sobre pedido. DATOS DE OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA.

DYNA-DRILL DIÁMETRO

D.E. - plg

VOLÚMENES RECOMENDADOS

GPM

PRESIÓN DIFERENCIAL

RECOMENDADA PSI

VELOCIDAD APROXIMADA

DE LA BARRENA RPM

TORQUE APROXIMADO

Pies-lb

1 ¾ M.S. 20 250 875 8.8 2 ⅜ M.S. 25 1000 1100 38 3 ⅞ M.S. 130 800 420 325 5 D.D. 225 250 460 283

6 ½ D.D. 325 250 410 467 7 ¾ D.D. 40 250 310 700 9 ⅝D.D. 600 250 350 1080 5 S.H. 250 250 380 400

6 ½ S.H. 350 250 360 625 7 ¾ S.H. 450 250 320 935 5 H.S. 250 500 760 400

6 ½ H.S. 350 500 720 625

Tabla 16. DATOS DE HERRAMIENTA NAVI – DILL

Tabla 17. RESISTENCIA MECÁNICA DELCABLE (CAMESA)

Diámetro

Pulg. Resistencia a la ruptura Tipo BOA. Serie

6x19 Alma de acero. Acero de arado mejorado (AAM)

Resistencia a la ruptura, Tipo COBRA. 6X19. Alma de acero mejorado (AAM)

Efectiva. Tons.

Peso Kg/m

Efectiva Tons.

Peso Kg/m

1/8 .069 0.040 .69 .040 3/16 1.43 0.100 1.4 0.080

¼ 2.74 0.170 2.4 0.150 5/16 4.25 0.280 3.86 0.240 3/8 6.08 0.390 5.53 0.360

7/16 8.25 0.510 7.50 0.460 ½ 10.68 0.690 9.71 0.620

9/16 13.48 0.870 12.2 0.790 5/8 16.67 1.080 15.1 0.980 ¾ 23.75 1.540 21.6 1.400

7/8 32.13 2.100 29.2 1.900 1 41.71 2.750 37.9 2.480

1 1/8 52.49 3.470 47.7 3.120 1 ¼ 64.47 4.200 58.6 3.760

1 3/8 77.54 5.150 70.5 4.550 1 ½ 91.8 6.200 83.5 5.430

1 5/8 106.77 7.140 97.1 6.370 1 ¾ 123.74 8.300 112.0 7.380

1 7/8 140.70 9.520 128.0 8.480 2 159.66 10.820 145.0 9.640

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

Diámetro de Herramienta

(D.E.)

Conexión Válvula de paso doble (caja

superior

Sustituto de la

barrena. (caja

inferior)

Gasto de bomba G.P.M.

Min Max

Máxima presión

diferencial, PSI

Rango de velocidad

de barrena

Torque

aproximado Lbs-pie

Máximo

H.P.

Diámetro De

agujero recomendado

Longitud

pie

Peso Lbs.

3 – ¾ 2 - ⅞ Reg 2 - ⅞ Reg 72 180 580 340 – 855 240 39 4 ¼ - 5 7/8 16.8 400 4 – ¾ 3 – ½ Reg 3 – ½ Reg 90 225 580 270 – 680 380 50 6 – 7 ⅞ 17.5 680 6 – ¼ 4 – ½ Reg 4 – ½ Reg 165 425 580 200 – 510 940 92 7 ⅞ - 9 ⅞ 6 – ¾ 4 – ½ Reg 4 – ½ Reg 190 475 465 190 – 480 1080 100 8 ⅜ - 10 ⅝ 21.9 1760

8” 5 – ½ Reg 6 - ⅝ Reg 230 580 465 160 – 400 1550 120 9 ½ - 12 ¼ 23.8 2420 9 – ½ 7 - ⅝ Reg 6 - ⅝ Reg 275 685 465 135 – 340 2170 142 12 ¼ - 17 ½ 24.9 3960 11 – ¼ 7 - ⅝ Reg 7 - ⅝ Reg 325 810 465 115 - 290 2960 166 17 ½ - 26 26.0 5940

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

DENSIDAD

(Gr/ml) RELACION

ACEITE/AGUA DIESEL

(LTS) SALMUERA

de CaCl2

(LTS)

PREPARACIÓN DE LA SALMUERA DE

CaCI2

Kg CaCl2 Lts de . agua

BARITA (Kg)

SACOS DE

BARITA DE

50 KGS. 1.10 60/40 515.35 390.41 173.03 343.56 26.83 0.54 1.15 60/40 507.14 384.19 170.28 338.09 94.00 1.88 1.20 60/40 498.89 377.94 167.51 332.89 181.14 3.22 1.25 60/40 490.68 371.72 164.72 327.11 228.3 4.57 1.30 65/35 522.69 319.80 141.73 281.45 320.26 6.41 1.35 65/35 513.76 314.35 139.31 276.84 386.97 7.74 1.40 65/35 504.85 308.89 136.89 271.84 453.69 9.07 1.45 65/35 495.93 303.43 134.47 267.04 520.41 10.41 1.50 65/35 487.01 297.98 132.06 262.24 587.13 11.75 1.55 65/35 478.08 292.52 129.62 257.43 653.85 13.08 1.60 65/35 469.17 287.06 127.22 252.63 720.57 14.41 1.65 70/30 495.78 241.46 107.02 212.48 808.87 15.18 1.70 70/30 486.17 236.78 104.94 208.36 875.17 17.50 1.75 70/30 476.56 232.10 102.87 204.25 941.47 18.83 1.80 70/30 466.96 227.42 100.80 200.13 1,007.77 20.16 1.85 70/30 457.35 222.74 98.72 195.00 1,074.07 21.48 1.90 70/30 447.74 218.06 96.65 191.89 1,140.38 22.81

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

Continuación de la tabla anterior DENSIDAD

(Gr/ml) RELACION

ACEITE/AGUA DIESEL (LTS)

SALMUERA de CaCl2

(LTS)

PREPARACIÓN DE LA

SALMUERA DE CaCI2

Kg CaCl2 Lts . . de agua

BARITA (Kg)

SACOS DE

BARITA DE

50 KGS.

1.95 75/25 468.13 177.32 78.60 156.05 1,234.85 24.70 2.00 75/25 457.86 173.43 76.87 152.62 1,300.52 26.01 2.05 75/25 447.60 168.55 75.15 149.20 1,366.21 27.32 2.10 75/25 437.33 165.66 73.43 145.78 1,431.89 28.54 2.15 75/25 427.06 161.77 71.70 142.36 1,497.58 29.95 2.20 75/25 416.80 157.88 69.98 138.94 1,563.26 31.26 1.95 80/20 499.55 141.92 62.90 124.89 1,253.33 25.07 2.00 80/20 488.60 138.80 61.52 122.15 1,318.62 26.37 2.05 80/20 477.64 135.69 60.15 199.41 1,383.89 27.68 2.10 80/20 466.69 132.58 58.76 116.67 1,449.17 28.99 2.15 80/20 455.70 129.46 57.38 113.92 1,514.65 30.29 2.20 80/20 444.78 126.35 56.00 111.19 1,579.72 31.60

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

La industria petrolera emplea cementos don 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 ) (Similares 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 a 4,880 m (10,000 pies - 160,000 pies) para presión y temperatura extrema, 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. Se uso es similar al de la Clase E, pero su resistencia a la acción de los sulfatos es moderada.

Tabla 20. APLICACIONES DE LOS CEMENTOS API

API CLASIFICACION

AGUA REQUERIDA

Lts/saco

DENSIDAD DE LA LECHADA (GR/CM3)

PROFUNDIDAD (m)

TEMPERATURA ESTATICA

(°C) A (Pórtland) 23.6 1.87 0 - 1830 26.6 - 76.6 B (Pórtland) 23.36 1.87 0 - 1830 26.6 - 76.6 C (resistencia Prematura)

36.31 1.78 0 - 1830 26.6 - 76.6

D (retardado) 19.3 1.97 1830 - 3050 76.7 - 126.7 E (retardado) 19.3 1.97 3050 - 4270 76.7 - 143.3 F (retardado) 20.44 1.94 3050 - 4880 110 - 160.0 G (basico)* 23.36 1.87 0 - 2440 26.6 - 93.3 H (basico)* 19.3 1.97 0 - 2440 26.6 - 93.3 * Puede contener aceleradores o retardadores.

Tabla 21. CATALIZADORES DE USO COMÚN

EN EL CEMENTO.

CATALIZADOR CANTIDAD EMPLEADA % EN

PESO DE CEMENTO

TIPO DE CEMENTO COMO SE EMPLEA

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

DE 2 A 4 CUALQUIER TIPO API SECO O CON AGUA.

CLORURO DE SODIO DE 3 A 10* 1.5 A 5

CUALQUIER TIPO API SECO O CON AGUA.

FORMAS SEMIHIDRATADAS DE

20 A 100 CLASE API, A,B,C,G, Ó H SOLO SECO

YESO (YESO DE PARIS) SILICATO DE SODIO

(Na2SlO2) 1 A 75 CLASE API, A,B,C,G, Ó H SOLO O CON AGUA

CEMENTO CON DISPERSANTES Y AGUA REDUCIDA

0.5 A 1.0 CLASE API, A,B,C,G, Ó H SOLO O CON AGUA.

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

COMO AGUA DE MEZCLA.

* Por ciento en peso de agua.

Tabla 22. ADITIVOS DE CONTROL DE FILTRACIÓN

TIPO Y FUNCIÓN DEL ADITIVO

CANTIDAD RECOMENDADA

TIPO DE CEMENTO COMO SE EMPLEA

POLIMEROS ORGANICOS (CELULOSA) PARA FORMAR PELÍCULAS.

DE 0.5 A 1.5 POR

CIENTO

TODA CLASE

MEZCLADO EN SECO

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

DE 0.5 A 1.25 POR

CIENTO

TODA CLASE

(DENSIFICADO)

MEZCLADO EN SECO O AGUA DE MEZCLA

CARBOXIMETIL HIDROXIETIL CELULOSA PARA FORMAR PELÍCULAS

DE 0.3 A 1.0 POR

CIENTO

TODA CLASE

MEZCLADO EN SECO O AGUA DE MEZCLA

ADITIVOS DE LATEX PARA FORMAR PELÍCULAS

1.0 gal/sc

TODA CLASE

MEZCLADO EN SECO O AGUA DE MEZCLA

CEMENTO DE BENTONITA CON DISPERSANTE PARA MEJORAR LA DISTRIBUCIÓN DE PARTICULAS

1.0 DE DISPERSANTE

CLASE A,G, ó H

MEZCLA POR BACHES

* Por ciento por peso de cemento.

Tabla 23. RETARDADORES DE USO C0MÚN

MATERIAL CANTIDAD A EMPLEAR (POR CIENTO POR PESO DE

CEMENTO) LIGNINA 0.1 - 1.0 ACIDO ORGÁNICO 0.1 - 2.5 CARBOXIMETIL HIDROXIETL CELULOSA 0.1 - 1.5 BORAX 0.1 - 0.5 SAL ( SU USO ES EN lb/sc ) 14 - 16

Tabla 24. MATERIALES QUE SE AÑADEN COMÚNMENTE A LAS LECHADAS

PARA CONTROLAR PERDIDA DE CIRCULACIÓN

TIPO

MATERIAL

NATURALEZA DE LAS

PARTICULAS

CANTIDAD EMPLEADA

AGUA

REQUERIDA

ADITIVOS PARA CONTROLAR PERDIDA DE CIRCULACIÓN

GRANULAR

HOJUELAS FIBROSAS

GILSONITA

PERLITA CORTEZA DE

NOGAL CARBÓN CELOFÁN

NYLON

GRANULAR DE

EXPANSIÓN

GRANULAR GRANULAR LAMINARES

FIBRAS CORTAS

DE 5 A 50 lb/s DE ½ A 1 cu pies/s DE 1 A 5 lb/s DE 1 A 10 lb/s DE 1/8 A ½ lb/s DE 1/8 A ¼ lb/s

2 gal/50 lb 4 gal/cu pies 0.85 gal/50 lb 2 gal/50 lb NINGUNA NINGUNA

DE MATERIALES PARA CONTROLAR LA PERDIDA DE CIRCULACIÓN SEMISÓLIDO DE FRAGUADO INMEDIATO CEMENTO DE YESO CEMENTO PÓRTLAND DE YESO CEMENTO DE BENTONITA CEMENTO + SILICATO DE SODIO GELATINIZACIÓN RÁPIDA DIESEL BENTONITA

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

4.8 gal/100 lb 5.0 gal/100 lb de 12 a 16 gal/s (EL SILICATO SE MEZCLA CON AGUA ANTES DE AÑADIRLE CEMENTO)

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

ADITIVO PROPOSITO EFECTO EN EL CEMENTO

SULFATO DE BARIO(BaSO4) PARA DENSIFICAR EL LODO AUMENTA LA DENSIDAD REDÚCE LA RESISTENCIA

CAUSTICAS(Na2OH,Na2,CO3,etc) PARA AJUSTAR EL pH ACELERADOR COMPUESTO DE CALCIO(CaO,Ca(OH)2,CaCl2,CaSO4 2H2O)

PARA ACONDICIONAR EL POZOY CONTRAL pH

ACELERA EL FRAGUADO

HIDROCARBUROS(PETROLEO DIESEL Y CRUDO ALQUILADO)

PARA CONTROLAR LA PERDIDA DEL FLUIDO Y LUBRICAR EL POZO

BAJA LA DENSIDAD

SELLADORES (CELULOSA, HULE....ETC)

PARA CONTROL DE PERDIDA DE CIRCULACION

RETARDA EL FRAGUADO

ADELGAZADORES(TANINOS LIGNOSULIANTES,QUEBRACHO REVESTIMIENTO)

PARA DISPERSAR LOS SÓLIDOS DEL LODO

RETARDA EL FRAGUADO

EMULSIFICANTES(LIGNOSULFONAATOS,ALQUILETILENO, SULFONATO DE HIDROCARBURO

PARA FORMAR LODOS DE ACEITE EN AGUA O AGUA EN ACEITE

RETARDA EL FRAGUADO

BACTERICIDAS(FENOLES SUBSTITUIDOS,FOLMALDEHIDOS)

PARA PROTEGER LOS ARCHIVOS ORGANICOS CONTRA LA DESCOMPOSICIÓN BACTERICIDA

RETARDA EL FRAGUADO

ADITIVOS DE PERDIDA DE CONTROL DEL FLUIDO(CMC,ALMIDONGUAR.POLIACRILAMIDOS,LIGNOSULFONATOS

PARA REDUCIR LA PERDIDA DEL FILTRADO, DEL LODO A FILTRACION

RETARDA EL FRAGUADO

TABLA 26. DATOS PARA LA COLOCACIÓN DE GRAPAS EN CABLES DE ACERO DIÁMETRO DEL CABLE

NUMERO DE GRAPAS

ESPACIO ENTRE GRAPAS

LONGITUD DE CABLE DOBLADO EXCLUYENDO EL OJO

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

3/8 2 6 13 ½ 3 8 23

5/8 3 9.5 28 ¾ 4 1.1 46

7/8 4 13 53 1 4 15 61

1-1/8 5 18 99 1-1/4 5 20 102 1-3/8 6 23 137 1-1/2 6 25 152

TABLA 27. CABLES DE MANILA ( Uso general )

DIÁMETRO (Pulg)

PESO (Kg/m)

RESISTENCIA EN Kg. Máxima F.S. = 5

1/4 0.030 270 54 3/8 0.060 610 122 1/2 0.112 1200 240 5/8 0.198 2000 400 3/4 0.248 2450 490 1 0.400 4080 816

1-1/8 0.550 5100 1020 1-1/4 0.620 6120 1224 1-1/2 0.890 8400 1680

TABLA 28. TIPOS DE ANCLAS NATIONAL

ANCLA

INDICADOR DE PESO

CABLE (RECOMENDADO)

pulg

CAPACIDAD Ton.

PESO Kg.

SENSOR

D D 1-1/8--1/14 22.7 487 E80 E EB 1-3/8--1-1/2 34.0 707 E80 EB EB 1-1/2--1-5/8 45.4 707 E80 FS F 7/8--1 18.0 175 E160A G G 7/8--1 13.6 91 E190

TABLA 29. EQUIVALENCIAS DE CONEXIONES ACTUALIZADAS NC26=2-3/8”I.F=2-7/8”S.H NC50=4-1/2”I.F=5”X.H=5-1/2DSL NC46=4”I.F=4-1/2”X.H NC31=2-7/8" I.F NC38=3-1/2” I.F NC40=4” F.H NOMENCLATURA: NC= IDENTIFICACION API PARA JUNTAS ACTUALES I.F= API INTERNAL FLUSH F.H=API FULL HOLE X.H=XTRA HOLE DSL=REDD DOUBLE STREAMLINE TABLA 30. APRIETE ADECUADO PARA CONEXIONES DE T.P. Y T.P. EXTRA

PESADA(H.W.)

CONEXION RANGO DE APRIETE(LBS-PIE) 2-3/8”I.F 2500-2750 2-7/8”I.F 7300-8030 3-1/2”I.F 9900-10890(D.E.4-3/4”) 3-1/2”I.F 12800-14080(D.E.5”) 4-1/2”I.F 17900-19690(D.E.5-3/4”) 4-1/2”I.F 18800-21780(D.E.6”)

4”I.F 22200-24420 5”X.H 32000-35200 41/2I.F 32000-35200

T.P. EXTRA PESADA

D.E pulg

D.I pulg

Union de T.P. Conexión D.E pulg D.I. pulg

Apriete Lbs - pie

D.E. SECCIÓN RECALCADA Pulg.

3-1/2 2-1/16 NC38 4-3/4 2-3/16 9,900 4 4 2-9/16 NC40 5-1/4 2-11/16 13,250 4-1/2

4-1/2 2-3/4 NC46 6-1/4 2-7/8 21,800 5 5 5 NC50 6-1/2 3-1/8 29,400 5-1/2

TABLA 33. IDENTIFICACION Y TRATAMIENTO DE UN FLUIDO CONTAMINADO

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

CONTAMINANTES ORIGEN

SULFATO DE CALCIO FORMACION CON ANHIDRITA O YESO

HIDROXIDO DE CALCIO CEMENTO O CAL

CLORURO DE SODIO FLUJO DE AGUA SALADA DOMO SALINO

CLORURO DE CALCIO FLUJO DE SALMUERAS

BICARBONATO DE SODIO BACTERIAS O DE LA FORMACION

SÓLIDOS PROBLEMA PERMANENTE AL PERFORAR

ACEITE DE LA FORMACION

ACIDO SULFHIDRICO DE LA FORMACION

BIOXIDO DE CARBONO DE LA FORMACION

GAS NATURAL DE LA FORMACION Cuando se tiene una contaminación masiva puede requerirse hacer un cambio del tipo de fluido si no puede eliminarse el ion químico contaminante o su efecto. Una contaminación moderada requiere de pruebas piloto para tomar una decisión. ION QUÍMICO POR ELIMINAR MATERIAL QUÍMICO

RECOMENDADO FACTOR PARA ENCONTRAR

LA CANTIDAD RECOMENDADA (EMP X

FACTOR=Kg/m3) Ca++

HCO-3

CO-3

SODA ASH;Na2CO3

CAL;Ca(OH)2

CAL;Ca(OH)2

0.053

0.037

0.037

TABLA 34. CONCENTRACIÓN OPTIMA DE OBTURANTES

PRODUCTO CONC.OPTIMO DE TRABAJO

OB.GRANULAR MUY FINO 1 A 10KG/M3 (COMO PREVENTIVO) OB.GRANULADO FINO 5 A 30KG/M3 (SEGÚN GRADO DE PERDIDA) OB.GRANULAR MEDIO 5 A 30KG/M3 (SEGÚN GRADO DE PERDIDA) OB.GRANULAR GRUESO 5 A 30KG/M3 (SEGÚN GRADO DE PERDIDA) FIBROSO No8 5 A 30KG/M3 (SEGÚN GRADO DE PERDIDA) SELLO AUTOMATICO 5 A 30KG/M3 (SEGÚN GRADO DE PERDIDA) Nota: Pueden usarse combinacionados los granulares medio y grueso, lo mismo pueden combinarse con el fibroso y el sello automático.

PROHIBIDO USARSE EN ZONAS PRODUCTORAS.

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

AMPERES DEL MOTOR DE LA

ROTARIA

ROT.NATIONAL C725 TORSION

EN LBS-PIE

ROT.CM-IDECO 275 K TORSION

EN LBS-PIES

ROT.OILWELL DE 37 ½ TORSION EN LBS-PIE

TRANS (ALTA) TRANS (BAJA) 50 75

100

237 442 632

300 560 800

290 542 774

469 875

1250

125 15

175

885 1169 1517

1120 1480 1920

1084 1432 1858

1750 2313 3000

200 225 250 275 300 325

1833 2149 2496 2907 3318 3729

2320 2720 3160 3680 4200 4720

2245 2632 3057 3560 4064 4567

3625 4250 4938 5750 6563 7375

350 375 400 425 450 475

4282 4629 4977 5372 5925 6320

5420 5900 6300 6800 7500 8000

5244 5670 6095 6579 7256 7740

8469 9156 9844 10625 11719 12500

500 525 550 575 600 625

6715 7236 7774 8279 8722 9227

8500 9160 9840 10480 11040 11680

8224 8862 9520 10139 10681 11300

13281 14313 15375 16375 17250 18250

650 675 700 725 750 775

9717 10191 10744 11218 11692 12166

12300 12900 13600 14200 14800 15400

11900 12480 13158 13739 14319 14900

19219 20156 21250 22188 23125 24063

800 825 850 875 900 925

12640 13146 13714 14283 14852 15421

16000 16640 17360 18080 18800 19520

15480 16099 16796 17492 18189 18886

25000 26000 27125 28250 29375 30500

950 975

1000

15990 16527 17064

20240 20920 21600

19582 20240 20898

31625 32688 33750

DECIMALES DE PIE

PULGS 0" 1” 2” 3” 4” 5” 6” 7” 8” 9” 10” 11”

0 1/16 1/8

3/16 1/4

5/16

0 .0052 .0104 .0156 .0208 .0260

.0833

.0885

.0938

.0990

.1042

.1094

.1667

.1719

.1771

.1823

.1875

.1927

.2500

.2552

.2604

.2656

.2708

.2760

.3333

.3385

.3438

.3490

.3542

.3594

.4167

.4219

.4271

.4323

.4375

.4427

.5000

.5052

.5104

.5156

.5208

.5260

.5833

.5885

.5938

.5990

.6042

.6094

.6667

.6719

.6771

.6823

.6875

.6927

.7500

.7552

.7604

.7656

.7708

.7760

.8333

.8385

.8438

.8490

.8542

.8594

.9167

.9219

.9271

.9323

.9375

.9427 3/8

7/16 1/2

9/16 5/8

11/16

.0313

.0365

.0417

.0469

.0521

.0573

.1146

.1198

.1250

.1302

.1354

.1406

.1979

.2031

.2083

.2135

.2188

.2240

.2812

.2865

.2917

.2969

.3021

.3073

.3646

.3698

.3750

.3802

.3854

.3906

.4479

.4531

.4583

.4635

.4688

.4740

.5313

.5365

.5417

.5469

.5521

.5573

.6146

.6198

.6250

.6302

.6354

.6406

.6979

.7031

.7083

.7135

.7188

.7240

.7813

.7865

.7917

.7969

.8021

.8073

.8646

.8698

.8750

.8802

.8854

.8906

.9479

.9531

.9583

.9635

.9680

.9740 3/4

13/16 7/8

.0625

.0677

.0729

.1458

.1510

.1563

.2292

.2344

.2396

.3125

.3177

.3229

.3958

.4010

.4063

.4792

.4844

.4896

.5625

.5677

.5729

.6458

.6510

.6563

.7292

.7344

.7396

.8125

.8177

.8229

.8958

.9010

.9063

.9792

.9844

.9896

15/16 1

.0781

.0833 .1615 .1667

.2448

.2500 .3281 .3333

.4115

.4167 .4948 .5000

.5781

.5833 .6615 .6667

.7448

.7500 .8281 .8333

.9115

.9167 .9948

.10000

MINUTOS CONVERTIDOS A DECIMALES DE GRADO

MIN GRAD MIN GRAD MIN GRAD MIN GRAD MIN GRAD MIN GRAD

1 0.0166 11 0.1833 21 0.35 31 0.5166 41 0.6833 51 0.8500 2 0.0333 12 0.200 22 0.37 32 0.5333 42 0.7000 52 0.8666 3 0.0500 13 0.2166 23 0.38 33 0.5500 43 0.7166 53 0.8833 4 0.0666 14 0.2333 24 0.4 34 0.5666 44 0.7333 54 0.9000 5 0.0833 15 0.2500 25 0.42 35 0.5833 45 0.7500 55 0.9166 6 0.1000 16 0.2666 26 0.43 36 0.6000 46 0.7666 56 0.9333 7 0.1166 17 0.2833 27 0.45 37 0.6166 47 0.7833 57 0.9500 8 0.1333 18 0.3000 28 0.47 38 0.6333 48 0.8000 58 0.9666 9 0.1500 19 0.3166 29 0.48 39 0.6500 49 0.8166 59 0.9833 10 0.1666 20 0.3333 30 0.50 40 0.6666 50 0.8333 60 1.0000

COTANGENTE

SENO TANGENTE COSENO

RADIO =1 SECANTE COSECANTE

FORMULAS PARA ENCONTRAR LAS FUNCIONES DE LOS ANGULOS CATETO OPUESTO HIPOTENUSA = SENO CATETO ADYACENTE HIPOTENUSA = COSENO CATETO OPUESTO = TANGENTE CATETO ADYACENTE CATETO ADYACENTE = COTANGENTE CATETO OPUESTO HIPOTENUSA = SECANTE CATETO ADYACENTE HIPOTENUSA = COSECANTE CATETO OPUESTO

FORMULAS PARA HALLAR LA LONGITUD DE LOS LADOS DE UN TRIANGULO RECTÁNGULO CUANDO SE CONOCE UN ANGULO Y UN LADO

LONGITUD DE CATETO OPUESTO HIPOTENUSA X SENO HIPOTENUSA / COSECANTE CATETO ADYACENTE X TANGENTE CATETO ADYACENTE / COTANGENTE

LONGITUD DE CATETO ADYACENTE HIPOTENUSA X COSENO HIPOTENUSA / SECANTE CATETO OPUESTO X COTANGENTE CATETO OPUESTO / TANGENTE LONGITUD DE LA HIPOTENUSA CATETO OPUESTO X COSECANTE CATETO OPUESTO / SENO CATETO ADYACENTE X SECANTE CATETO ADYACENTE / COSENO

SIGNOS MATEMÁTICOS

∈ pertenece a ∉ no pertenece a

⊆ incluido en

⊇ incluye a ⊂ incluido estrictamente ⊃ incluye estrictamente U unión o reunión ∩ intersección ∃ existe por lo menos uno / tal que

∨ “ o “ inclusivo

∧ y

⇒ corresponde unívocamente; implica

⇔ corresponde biunívocamente; si y sólo si {} conjunto Ø conjunto vacio u conjunto universal [ C(A)B] conjunto complementario B del conjunto A = igual a

∧ es coordinable

≡ idéntico a ≠ diferente a > mayor que < menor que

≯ no es mayor que

≮ no es menor que \ diferencia A Disj B A también disjuntos o ajenos A) (B #A cardinal de A V para todo x D ( R ) dominio de R Im ( R ) imagen de R x R y x está relacionado por R con y R-1 relacion inversa de R y = f (x) y igual funcion de x N conjunto de los números naturales Z conjunto de los números enteros Q conjunto de los números racionales

F; A →B función de f de A en B

POZO CONDUCTOR PLATAFORMA EQUIPO

COORDENADAS OBJETIVO X: = Y: = COORDENADAS CONDUCTOR X: = Y: = PV1 I.D. R ci Lc1

DN1 A.M. PVD PV2 Lc2 Rod DH2 P.V. DESPLAZAMIENTO P.D. A.M. = Tg-1 P V D - cos-1 Rc + Rcd SEN. Tg.-1 P V D . Rci + Rcd - D.H PVD Rci + Rcd - D.H. Para conocer los grados qu se necesitan de desplazamiento para llegar al objetivo ya sea a la derecha o la izquierda o sea en paralelo o por dentro. Prof. Vert. Del objetivo - Prof. Vert. De la última estación. EJEMPLO: 2500 - 1500 = 1000 M. Se divide el desplazamiento horizontal entre la prof. Vert. El resultado inversa tangente nos da los grados que necesitamos para llegar al objetivo EJEMPLO: 250 / 1000 = 0.25 INV Tg = 14° 03´ Método para sacar la pof. Desv. Para meter T.R. a la prof. Vert. 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 metera la T.R.

DATOS P.V P.D. T.R T.R T.R INICIA DESVIACIÓN DESPLAZAMIENTO RUMBO ÁNGULO MÁXIMO SEV. DE LA CURVA PROF. VERT. OBJETIVO PROF. TOTAL DES. DEC. MAGNÉTICA

Ejemplo: 1602 - 1775 = 173 / cos. 27°9´ 173 / 88376563 = 195.75 = 195.75 + 1618.55 = 1814.30 m.

PARTE DE UN MOTOR DE FONDO ( MAPESA )

Válvula de vacio′ Estator ( Dentro está el rotor ) Caja de acoplamiento flexible Caja de baleros máxima superior Caja de baleros Caja de baleros máximo inferior Sustituto de rotación

3 3/4" 5" 6 1/2" 7 3/4" 9 5/8"

∢∢∢∢ del Bent sub

∅ ∢ ∅ ∢ ∅ ∢ ∅ ∢ de Aguj. Desv

∅∅∅∅ ∢ ∢ ∢ ∢ de Aguj. Desv

∅ ∢ ∅ ∢ ∅ ∢ ∅ ∢ de Aguj. Desv

∅ ∢ ∅ ∢ ∅ ∢ ∅ ∢ de Aguj. Desv

∅ ∢ ∅ ∢ ∅ ∢ ∅ ∢ de Aguj. Desv

1° 4 1/4" 4°00′ 6" 3° 30′ 8 3/4" 2°30′ 9 7/8" 2°30′ 13 1/2" 2°00′

1° 1/2 4 1/4" 4°30′ 6" 4°45′ 8 3/4" 3°30′ 9 7/8" 3°45′ 13 1/2" 3°00′

2° 4 1/4" 5°30′ 6" 5°30′ 8 3/4" 4°30′ 9 7/8" 5°00′ 13 1/2" 4°30′

1° 4 3/4" 3°00′ 6 3/4" 3°00′ 9 7/8" 1°45′ 10 5/8" 2°00′ 15" 1°45′

1° 1/2 4 3/4" 3°30′ 6 3/4" 4°15′ 9 7/8" 3°00′ 10 5/8" 3°30′ 15" 2°30′

2° 4 3/4" 4°00′ 6 3/4" 5°00′ 9 7/8" 3°45′ 10 5/8" 4°15′ 15" 3°45′

2° 1/2 4 3/4" 5°00′ 6 3/4" 5°45′ 9 7/8" 5°00′ 10 5/8" 5°30′ 15" 5°00′

1° 5 7/8" 2°00′ 7 7/8" 2°30′ 10 5/8" 1°15′ 12 1/4" 1°45′ 17 1/2" 1°45′

1° 1/2 5 7/8" 2°30′ 7 7/8" 3°30′ 10 5/8" 2°00′ 12 1/4" 2°30′ 17 1/2" 2°15′

2° 5 7/8" 3°00′ 7 7/8" 4°30′ 10 5/8" 3°00′ 12 1/4" 3°30′ 17 1/2" 3°00′

2° 1/2 5 7/8" 3°30′ 7 7/8" 5°30′ 10 5/8" 4°00′ 12 1/4" 5°00′ 17 1/2" 4°30′

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

7

6

5

4

3

2

1

Angulo del Bent. Hausing 0° 45′ 1° 00′ 1° 15′ 1° 30′ 1° 45′

5” 6 ½” 7 ¾

∅ Aguj.

6” 6” 6” 6” 6”

∢ de Desv.

3° 4° 5° 6°

∅ Aguj.

8 ¾” 8 ¾” 8 ¾” 8 ¾” 8 ¾”

∢ de Desv.

4° 7°

∅ Aguj.

9 ⅞” 9 ⅞” 9 ⅞” 9 ⅞” 9 ⅞”

∢ de Desv.

0° 45′ 1° 00′ 1° 15′ 1° 30′ 1° 45′

6 ¾” 6 ¾” 6 ¾” 6 ¾” 6 ¾”

1° 2° 3° 5°

9 ⅞” 9 ⅞” 9 ⅞” 9 ⅞” 9 ⅞”

2° ½ 3° 4°

10 ⅝” 10 ⅝” 10 ⅝” 10 ⅝” 10 ⅝”

0° 45′ 1° 00′ 1° 15′ 1° 30′ 1° 45′

7⅞” 7⅞” 7⅞” 7⅞” 7⅞”

1° 2°

3° ½ 4°

10 ⅝” 10 ⅝” 10 ⅝” 10 ⅝” 10 ⅝”

1° 2° 3°

12 ¼”

5°

Ángulo de desviación esperado por el Dyna Drill cada 100 pies (30 m)

(Ensamble Bent Hanning)

OPERACIÓN DESVIAR

A - PROGRAMACION DE GABINETE(1°, 2°, 3°, 4°) 1° ELABORACION DE UN DIAGRAMA DE CONDUCTORES HASTA ÉL ULTIMO POZO PERFORADO 2° PROGRAMA DE ASENTAMIENTO TR 3° ELABORACIÓN DEL PROYECTO DIRECCIONAL DEL POZO (EN DATOS PROPORCIONADOS POR INGENIERIA) 4° PROGRAMACIÓN DE LAS HERRAMIENTAS ADECUADAS PARA DESVIAR DE ACUARDO A LA CAPACIDAD DEL EQUIPO.

B - DESARROLLO DE CAMPO (I,II,III,IV,V,VI,VII,VIII)

I. PROGRAMA DE SARTAS PARA PERFORAR ANTES DE EMPEZAR A DESVIAR II. PROGRAMA DE TOMAS DE DESVIACIONES REQUERIDAS III. CALCULO DE ESTACIONES Y CONTROL DE LA GRAFICA DE LOS

CONDUCTORES DE 20” IV. INICIO A DESVIAR Y ANGULO MÁXIMO QUE SE ALCANZARA CON LA

HERRAMIENTA DEFLECTORA V. OPERACIÓN A SEGUIR GANANDO ANGULO 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)

1° Elaboración del diagrama de conductores hasta el ultimo pozo perforando. 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 gráfica de conductores. D.- De acuerdo a la situación de la zapata de 30” definir programa de acuerdo a las conclusiones; el programa que se deberá seguir es el siguiente: Perforar con sarta pendular con arreglo de estabilizadores de la siguiente manera: T.P. T.P.H.W. Comb.6⅝” 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” Pat. Bra. Liso 8” Bra. 26”

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

2° Programa de asentamiento de T.R. área marina golfo de Campeche. A = Tubo conductor de 30” a 120m ± B = T.R. superficial de 20” a 500m ± C = T.R. intermedia de 13 ⅜ a 1500m ± D = T.R. de explotación de 9 ⅝ 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 **

DATOS PROPORCIONADOS POR INGENIERIA 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 * Se tomara lo 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 pasara la línea por el objetivo

Formula para hacer los proyectos Desplazamiento en metros

Coordenadas Coordenadas D = X objetivo D = y objetivo X conductor y conductor = a x = a y D = a X2 + a y2 = Desplazamiento en metros Rumbo: Relación de los cuadrantes La X para el este y el oeste La y para el norte y el sur X positivos para el este X negativos para el oeste Y positivo para el norte Y negativo para sur por la siguiente X positiva y positiva = ++ = Nor - este X positiva y negativa = +- = Sur - este X negativa y negativa = -- = Sur - oeste X negativa y positiva = -+ = Nor - oeste

Y + N Rumbo = TG-1 ax = Grados ay ( - + ) ( + + ) : buscar cuadrantes Nota: Todo el tiempo será así x y

- + -x 2 1 E X + w 3 4

+ -

( - + ) ( + + ) S -y Ángulo máximo Hay tres maneras diferentes de obtener el ángulo máximo. 1° por medio de las graficas de severidad y es como sigue: a la profundidad vertical del objetivo o total se le resta la profundidad del inicio a desviar; el resultado será profundidad vertical contra desplazamiento del objetivo. Se unirán las líneas de las graficas y esa será el ángulo máximo; la severidad por cada 30 mts (numero de estaciones) y la longitud de curso para alcanzar el ángulo máximo. 2° Por medio de la ecuación siguiente: A M = Tg-1 D-Rc + Sen-1 ( RC Cos Tg-1 D-Rc PVRA PVRA PVRA

Angulo máximo: Rc = 57.2958 Lc Donde:

∆≮ Rc = Radio de curvatura Lc = Longitud de curso entre 2 estaciones (30 mts)

∆≮ = Severidad de la curva entre 2 estaciones D = Desplazamiento horizontal al objetivo

57.2958 = sale de 360° = 1 radian π

3° Será por medio del triángulo rectángulo C c a t L.C. a b y t Hipotenusa e A B C Cat op.

Sen C = c = Cat. Op. = Sen-1 D.H = ⊀ M. b Hipotenusa L.C. (x)

Coc C = a = Cat. ayte. = Sen-1 D.H = ⊀ M. b Hipotenusa L.C. (x)

Tg C = a = Cat. Op. = Tg-1 D.H = ⊀ M. b Cat ayte. P.V. Para sacar la Hipotenesu (L.C.) por el teorema de Pitágoras Cat. Opto.2 + Cat. Adyte2 = L.C.

Por lo tanto si el incremento es de X grados y el ⊀ ⊀ ⊀ ⊀ máx. “N” grados y queremos saber el n° de estaciones

= “N”/ “X” = N° de estaciones x 30 mts. Para alcanzar el ⊀ ⊀ ⊀ ⊀ máx.

Profundidad Vertical

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

Desplazamiento Horizontal

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

Longuitud del curso Hay 3 formas:

1.- L.C. = Rc x ⊀⊀⊀⊀ max 2.- = ⊀⊀⊀⊀ max x 30 mts. = L.C. 57.29 Grados de severidad

3.- Por el teorema de Pitágoras.

Coordenadas objetivo x = 599725.73 Coordenadas conductor x = 599697 27.75 Coordenadas objetivo y = 2141664.59 Coordenadas conductor y = 2143041.90 1377.32 Desplazamiento = ∆ X2 + ∆ Y2 = 27.752 + 1377.322 = 1377.59

Rumbo = 51° 9´E Rumbo = Tg-1 x = Tg-1 27.75 = 1.15° = 1° 9´ y 1377.32

Ángulo Máximo = 43.6° = 43° 36´ D - R.C.

A.M. = Tg-1 ( D - R.C. ) + Sen-1 R.C. Cos ( Tg-1 P.U.R.A. )

P.U.R.A. P.U.R.A 1377.59 - 859.35

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

1790 1790

Longuitud de Curso = 654 mts.

LC = RC ∆θ = Sustituyendo LC = 859.35 ( 43° 6´) = 654 mts. 57.29 57.29

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

Profundidad Vertical = 592.62 mts. V1 = ° Estación V2 = 2° Estación P.V. = RC ( Sen V2 Sen V1 ) Sustituyendo 859.35 ( Sen 43° 6´ - Sen° ) = 592.62 mts.

Desplazamiento Horizontal = 237.03 Despl.. = RC ( cos V1 - Cos V2 ) = Sustit. 859.35 ( Cos 0 - Cos 43° 6´ ) = 237.03 43° 6´ a 360m. b 497.11 342.82 c

_ 2600 P.V.T. 2240 P.V. Obj. a = B = a 360 = 497.11

360 m. Cos. ⊀ Cos. 43° 6´

C = b y Tg ⊀ = C 360 Tg. 43° 6´ = 342.82 Prof. Desarrollada contacto caliza = 1104 + 1653.53 = 2753.53 m. Prof. Desarrollada Total a perforar. = 2753.53 + 497.11 = 3250.64 2240 - 450 - 592.62 = 1197.38 x = 1197.38 = 1653.44 m. Cos 43°6´ 2600 - 450 - 592.62 = 1557.38 x = 1577.38 = 2,150.56 m. Cos 43°6´ 1104 + 2150.56 = 3,254.64 Prof. Total des. Vertical de T.R. 1200 m. - 450 - 592.62 = 157.38 m. Ecuación para brindar la T.R. en una parte recta X = 157.38 = 217.32 m. = 450 + 654 + 217.32 = 1321.32 m. long. T.R. 13 3/8” Tg X altura 360 m 43°6´ Tg ( 360 ) = 342.82 Catto. Adyte. Sen X desarrollada 497.11 m. 43°6´(497.11) = 342.82 Hipotenusa

T.R. 9 5/8” P. Vert. A 2200 m. 2200 - 450 + 592.62 = 1157.38

X = 1157.38 = 1598.21 m. Cos. 43°6´ 1104 + 1598.21 = 2702.21 Prof. Desv. Para ↓ T.R. 9 5/8 T.R. 7” a 2500 m. vert. 2500 - 450 - 592.62 = 1457.38 m. X = 1457.38 = 2012.47 m. Cos. 43°6´ 1104 + 2012.47 = 3116.47 m prof. Des. ↓ T.R. 7”

Des. = LC = RC ( Cos. V1 - Sen V2 ) LC = 859.35 ( Cos 0 - Cos 43°6´) Vert. LC = ( 859.35 ( Sen 43°6´ - Sen 0 ) ) V* = Q = Pies/seg 2.45 (D2 - d2)

Vc = 1.08 Vp + 1.08 Vp2 + 9.26 ( D - d )2 Pc ∝

∝ ( D - d )

∆Plaminar = L Vp V* + Pc L = psi 1000 (D - d)2 200 (D - d)

Si V es menor Vc ⇒ laminar

Si V es igual o mayor Vc ⇒ Turbulento Vp = visc. Plástica cp. Pc = punto cedencia lb/100ft *V = pies/seg

D y d = pulgadas ∅

∝ = densidad lb/gal L = pies 1.08 = factor 9.96 = factor ∆P Total = ∆P + ∆P2 + ∆P3

DEC = ∆P Total + ∝ = lb/gal

DEC = (gr/cc) = ∝ = gr./cc 8.33

4 1. VC = (1.08 x 69) + 108

(VP) (F) (Pc) ∝ D - d 3 (692) + (9.26) (50) (8.49) (6 -4.75)2 2 = 74.52 + 1.08 4761 + 3930.9 ( 1.56 )

8.49 ( 6 - 4 -75 ) = 17.65 1 1 2. VI. = 342 = 10.38 laminar

2.45 (62 - 4.752) 3. AD1 = (582) (69) (10.38) + (50) (582) = 383 P.S.I. 1000 (6 - 4.75)2 200 (6 - 4.75) 4. V2 = 342 = 5.87 2.45 (62 - 3.52) 5. ∆P2 = (1566.39) (69) (5.87) + (50) (1566.39) = 258 P.S.I. 1000 (6 - 3.5)2 200 (2.5) 6. V3 = 342 = 2.30 2.45 (85352 - 3.52) P = Viscosidad Plástica A = Ø Mayor Int. T.R. ó Diámetro agujero T = Ø Ext. T.P. D.C. 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 persión en el E.A. C = Velocidad crítica FT/SEG E = D.E.C. D = Perdida de presiones

Cálculo Hidráulico C = ( 1.08 x P ) + 1.08 x ( 9.26 ( A - T )2 x Y x M + ( Pl2) / ( M ( A - T) ) : V = Q / ( 2.45 ( A2 - T2 ) ) : D = P x L x V / 1000 ( A - T )2 + Y x L / 200 (A -T) : E = M + S / ( 0.052 x F ) : 7. ∆P3 = (1816.35) (69) (2.30) + (50) (1816.35) = 101.55 P.S.I. 1000 (8.535 - 3.5)2 200 (5.035) 8. V4 = 342 = 2.6 2.45 (8.5352 - 4.52)

9. ∆P4 = (5047.7) (69) (2.65) + (50) (5077.7) = 369.43 P.S.I. 1000 (5.535 - 4.5)2 200 (4.035) 10. ∆P = Total 1112 P.S.I. DEC = 1112 + 8.49 = 10.87 lb/gal 0.052 x 9013 = 1.30 gr/cc 10.87/8.33 = 1.30 gr/cc. Ángulo : Es la abetura de dos lineas 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 de un triángulo fectángulo 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 le de un astro en la esfera celeste. I.D. 200

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

390 m. Longitud de curso para alcanzar ⊀ Máx. Parcial 376.68 m.

⊀ 26° Parcial T.R. 16” 170.01 m. 189 m. Plano Recto 746 m. V. 776m Iniciar a desviar para alcanzar máx. 44° 220.22 m 270 m.

967.m V. ⊀ Máx 44° a 1049 m des. 1833 1890 m. P.V.R.A. 2800 M.V. Desplazamiento 1491.63 3600m. des.

X = 1262.89 Y = 793.77 = N 57° 50 W 390 = 26° / 2 x 30 ó 859.35 x 26° / 57.29 376.68 = Sen Áng Máx. X 859.35 189.14 = 1049 - 200 - 390 - 270 270 = 18° x 30 / 2 170 = Cos 26° x 189 220 = 967 200 - 170 - 376.68 779 = 200 + 390 + 189 746 = 200 + 376 + 170 D = 1491.63 m. Prof. Des. 3600 m. Prof. Vert. = 2800 m. Perforar a 700 m. Prof. Vertical.

Manteniendo rumbo a ± 12° a la izquierda levantando ⊀ 2° c/30 mts. Aprox.

La proyección de ⊀ fue hasta 445m. y 1° c/16.3 mts. Tg-1 = 4430 . 859.35 + 1145 - 1598.44 Tg-1 = 4430 = 10.91 405.91 Tg-1 = 10.91 = 84.76

859.35 + 1145 4430 0.452449209 Cos-1 0.452449209 =

63.09

Sen Tg-1

4430 . 859.35 + 1145 - 1598.44

Tg-1 10.91 = 84.76

Sen. 84.76 =

0.995820882

63.09 x 0.995820882 = 62.82

84.76 - 62.82 = 21.94° = 21° 56´ 24”

N Rumbo Objetivo = 57° w W E Rumbo Promedio 51° 5W 187 57° W Diferencia de Rumbo 181.5 51.5 W 54° E 176 5” 5’

Para saber la longitud de M. a perf. Y alcanzar una prof. Vert determinada se tomará en cuenta el ang Promedio de la ultima 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 desviación y el resultado se multiplica por el Cos. Del ángulo promedio de la última estación y se le suma a la Prof. Vert. Y a la vez se le resta a la Prof. Vert.. objetivo este resultado se divide, entre el Cos del Áng. Prom. De la última estación y el resultado de la suma a la Prof. Desarrollada y este será la Prof. A perforar.

7 x Cos 24° 25° = 6.38234305 690 Prof. Des.

A = - 683 Prof. Toma ⊀ Prof. Vert. 662.27 007 + 6.38 668.65 700.00 Prof. Vert. Obj. - 668.65 Prof. Vert. Ult. Desv. 031.34 31.34 = 34.44 24° 25° Cos 34.44 + 690.00 P = (( A - B) x (Cos. D) + ( c ) : 724.44 Prof. A Perforar para alcanzar 700 m. Vert. J = (H - P) / ( Cos. D ) + ( a ) Para corregir rumbo manteniendo el ángulo H.S Corregir rumbo y ↓ ángulo 50 70 80 I D Corregir rumbo y ↓ ángulo

N ● ● = H.S. W E

S Se corregira el rumbo de un pozo: Corregir 30° a la derecha del rumbo de pozo teniendo este 26° del ángulo, Motor de Fondo 7 ¾ Ben Sub ( recto ). Agujero 12” Codo de 8” de 1.5° Se trabajará la cara de la terminante a 90° a la derecha del rumbo del pozo Severidad de la curva 2.5° c/30 mts. (este dato se toma de la tabla de cálculo del Dyna Drill tabla 10 pasiva # 50) ¿ Cuanto metros necesitaremos perforar para corregir el rumbo ? Respuesta = 180 mts. Para corrección. Severidad de la curva 2.5 c/30 mts. Grados necesarios x 30 2 900 180 5 900 = 180m 40 00 Tg-1 759 = 26° 27´ 3° 43´ ángulo 1525 Desplazamiento Total del Pozo = 1580 m. (plano) Desplazamiento última estación = 821.56 m. (posible) Prof. Vert. Aprovechable al obj. 1680 m. (plano) Prof. Vert. Última estación planilla 3294.36 B Coordenadas X del plano 52.01 C Coordenadas Final cálculo = 4.65 E Coordenadas “y” del plano = 1579.12 F Coordenadas “y” finales del calculo = 813.72

Tg-1 47.36 3.54 = 4° 45´ Rumbo 765.4 0.30 Cálculo para cierre de pozo, saber grados faltantes para llegar al objetivo D = D7 - D2 D = DI 1057.99 - D2 879.29 = 178.70 V = V1 V2 V = V1 3231.91 = 218.09 Tg-1 = D = 178.70 = 39.33 - 28 = 11.19 V 218.09 B D1 = Desplazamiento total del pozo. C D2 = Desplazamiento Total de la última estación planilla E V1 = Vertical Total del pozo al objetivo P.V.A. F V2 = Prof. Vert. Última estación planilla. D = (B - C): V = ( E - F): A = Tg-1 (D/V): J = (A - K) W = W1 - W2 W1 = 815.77 - W2 = 610.69 = 205.08 S = S1 - S2 S´ = 673.69 - S2 = 647.97 = 5.72 W1 = 815.77 = Coordenadas X del plano W2 = 610.69 = Coordenadas Finales del cálculo X - 205.08 S1 = 673.69 = Coordenadas Y del plano S2 = 647.97 = Coordenadas Finales del cálculo Y - 25.72 K = Ángulo ó rumbo de la última estación planilla.

VOLUMEN DE CIRCULACIÓN EN GALONES POR MINUTO Tamaño Numero de vía de circulación par Barrena de Diamantes

Pulg. Ancho

Pulg. Altura

3 4 5 6 8 9 10 12 15 16 18 20 24 30

1/8”

1/16 3/32 1/8

25 41 58

33 55 78

38 63 87

43 69 97

50 83

117

62 104 146

66 111 156

75 124 175

82 139 195

100 167 234

125 209 292

3/16”

3/32 1/8

5/32 3/16 1/4

52 64 90

69 86

120

69 87

108 150

58 83

104 129 180

78 111 139 173 240

87 123 160 167 270

97 139 174 216 300

117 167 200 259 360

146 207 261 324 450

156 223 278 346 480

175 250 312 388 535

195 279 348 432 598

234 334 416 525

290 41

535 658

¼”

3/32 3/32 1/8

5/32 3/16

¼ 5/16

50

(52) 62 83

119 152

66 69 92

111 159 203

83 87

115 139 198 254

71 100 104 138 167 238 305

95 133 139 184 223 316 407

104 147 155 200 252 352 447

118 167 174 230 279 396 497

142 200 208 276 334 477 596

177 250 261 345 418 595

190 267 278 368 446 625

218 300 312 414 503

237 334 348 458 560

284 400 416 542 672

355 490 575 678

5/16”

5/32 ¼

5/16

79 140 182

106 189 242

132 237 303

159 284 364

216 379 484

240 427

5043

265 474 600

318 565

397 432 Volumen Calculado

Para Una velocidad De circulación

(jet) de 225 pies/seg

3/8

3/16 ¼

5/16 3/8 1/4

115 163 213 263 205

153 217 284 351 273

191 272 355 493 341

230 326 426 527 410

307 434 568 700 547

349 493 640

619

383 548

460 658

582 620

CIERRE DE POZO ANGULO P.V. Planilla 2693.01 D.846.56 Planilla Cat. Adye . 396.99

380.54 P.V. = 3090 Plano Cat. Opuesto D = 1227.10 Plano Tg -1 = Cat. Op Cat. Adye Tg -1 = 380.54 396.99 Tg -1 .958563188 = 43.78 = (43°47´16”)

CONTROL DE BROTES

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 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 fluido invasor al pozo; sin embargo, los métodos para controlar están limitados por la 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 recavar y conservar esta información en la libreta del perforador y en el reporte diario de perforación para el momento en que ocurra una contingencia. Puesto que los brotes no son predecibles, estos datos deben actualizarse a medida que las condiciones del equipo y del pozo cambien. Los parámetros necesarios son:

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

b. Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento de la formación expuesta. c. Gasto y presión reducida de circulación

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

La norma API-6A y el Boletín API-13 listan especificaciones para equipo y bridas respecto a su presión máxima de trabajo, las cuales son: 2000,3000,5000,10000 y 15000 lb/pg2 . Los elementos individuales pueden exceder (pero no ser menores) a la presión de trabajo del conjunto. Esta presión debe ser mayor que: La resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento. La presión máxima anticipada. La presión de fractura de la formación en la zapata de la tubería de revestimiento (no necesaria en todos los casos) Por otra lado, para determinar la máxima resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento se debe considerar la seccion que sirve como ancla a las conexiones superficiales debido a que el comportamiento de la presión interna en una tubería alojada en un pozo es máxima en la superficie. Lo contrario ocurre con la resistencia al colapso.

Los valores de resistencia a la presión interna para cada grado, tipo y peso unitario de la tubería se encuentran en las tablas ubicadas en el apéndice de este manual. Se tiene una tubería de revestimiento que soporte el conjunto de conexiones superficiales con las siguientes características. TR7 pg, 29lb/pie P-110 BUTTRESS De las tablas de diseño de las tuberías de revestimiento se obtiene que la resistencia a la presión interna es de 11,220lb/pg2. 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: 11,200 x 0.80 = 8976 lb/pg2 La máxima presión permisible en el espacio anular es igual a la menor presión permisible entre la presión nominal de las conexiones superficiales y la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento con su margen de seguridad. Presión nominal de conexiones superficiales = 10,000 lb/pg2 Resistencia a la presión interna de TR7 pg = 8976 lb/pg2 De lo anterior se observa que la máxima presión permisible en el espacio anular será de 8976 lb/pg2 Por lo que en ningún caso se debe exceder dicha presión ya que se tendría el riesgo de provocar un descontrol total. El valor de la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento se tomo 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, fundamentales por las siguientes causas: Viajes de tubería Falta de hules protectores en la tubería de perforación Rotación de la flecha Presencia de ácido sulfhídrico Pozos desviados Pozos direccionales Accidentes mecánicos Daño al cabezal por falta del buje de desgaste y/o mástil desnivelado Corridas con cable para registro eléctrico y otras herramientas

B. MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE EN EL ESPACIO ANULAR POR RESISTENCIA AL FRACTURAMIENTO DE LA FORMACIÓN EXPUESTA.

Otro parámetro también importante para controlar un pozo cuando ocurre un brote es la presión que corresponde a la resistencia al fracturamiento de la formación expuesta, esta se puede obtener por métodos analíticos o por pruebas practicas. Dentro de los métodos se encuentran: Los que utilizan las medidas obtenidas a través de registros geofísicos. Por medio de ecuaciones desarrolladas por varios autores (Gubert-Willis, Mattews-Kelly, Eaton, Christman, etc.) A partir de esta información se determina el gradiente de fractura y por lo tanto, la resistencia al fracturamiento de la formación

Las pruebas practicas (o de campo) determinan con mayor confiabilidad el gradiente mínimo de fractura El procedimiento comúnmente usado es la prueba de goteo, tambien llamada prueba integral de presión De la interpretación de los datos obtenidos por los medios citados se podra conocer cual es la máxima presión permisible en el espacio anular para evitar una perdida 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 permisible esta restringida, tanto en las operaciones de cierre de un pozo al ocurrir un brote como al estar circulando el mismo.Tales situaciones suelen ocurrir en formaciones superficiales de escasa compactación El responsable de la operación debera decidir entre desfogar la presión o permitir una perdida de circulación (y descontrol subterráneo) o si las condiciones lo permiten, emplear la técnica de estrangulación limitada, que se explicara posteriormente La decisión anterior se basa en la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento y el tipo de formación en que esta cementada, asi como en la calidad de la cementacion e integridad de la propia tubería Datos estadísticos demuestran que donde la tubería de revestimiento esta cementada, a menos de 600m y la máxima presión permisible a la fractura se rebasa al producirse un brote se ocasionara un reventón subterráneo pudiendo alcanzar la superficie fluyendo por fuera de la tubería de revestimiento Esto es mas probable cuando se hayan tenido problemas durante la cementacion de la misma como canalización del cemento, perdida de circulación, falla del equipo de bombeo, etcétera. EJEMPLO 2 Se cemento una tubería de revestimiento de 13 3/8 pg a una profundidad de 2700m y se efectuó una prueba de goteo que aporto una densidad equivalente a la presión de goteo de 1.86 gr/cm3 Para calcular la máxima presión permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.65 gr/cm3 se obtiene con la siguiente ecuación: PF = Dens. Eq a la presión de goteo x Prof. 10 PF = 1.86 X 2700 = 502.2kg/cm2 10 Ph = 1.65 x 2700 = 445.5 kg/cm2 10 P. MAX.E.A. = PF - Ph P. MAX.E.A. = 502.2 - 445.5 P. MAX.E.A. = 56.7 kg/cm2 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 450m y la prueba de goteo aporto que la densidad equivalente a la presión de goteo es de 1.28 gr/cm3 Determinar cual es la presión máxima permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.15 gr/cm3 para lo cual se despejan las siguientes ecuaciones: PF = Dens.Eq a la presión de goteo x Prof 10 PF = 1.28 x 450 = 67.6 kg/cm2 10 Ph = 1.15 x 450 = 51.7 kg/cm2 10 P.MAX.E.A. = PF - Ph

P.MAX.E.A. = 57.6 - 51.7 P.MAX.E.A. = 5.85 kg/cm2 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 practicas de seguridad de perforación para prevenir los brotes y consecuentemente un descontrol en potencia, en ella se deberán considerar todos los posibles problemas del área o campo donde se perfore el pozo Dentro de estos problemas se pueden incluir: 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 500m o menos deberán manejarse con sistema desviador de flujo y los que sobrepasen esta profundidad podrán cerrarse.

C. GASTO Y PRESIÓN REDUCIDA DE CIRCULACIÓN El gasto reducido de circulación ( QR ) se determina disminuyendo la presión en el sistema de circulación a cualquier gasto menos del gasto de trabajo Esto es, que no necesariamente tiene que ser el 50% del gasto normal de trabajo. Esto dependerá de las condiciones reales que se tengan en el pozo, asi como el equipo de bombeo Al tener este gasto estabilizado se debe leer la presión de bombeo en la tubería de perforación, esta presión superficial será la presión reducida de circulación ( PR ) y representa las caídas de presión por fricción en el sistema a determinado gasto ( QR ) El gasto de la bomba durante el control de un brote se reduce por las siguientes razones: 1. Disminuye la presión de circulación requerida durante el control 2. Disminuye la posibilidad de falla del equipo de bombeo por la fatiga 3. Permite adicionar barita durante la operación de control 4. Se dispone de mas 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 propiedades del lodo o cada vez que se incremente la profundidad en 150 m Cuando no se cuenta 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 practicas; ∆PT = 7.65 x 106 x VP 0.18 x d0.82 x L x Q1.82

D 4.82

Caídas en presión en las toberas de la barrena ∆PTOB = D x Q2

10,858 x At2 Caídas de presión por fricción entre el EA y DHTA ; EA y TP HW ; TR y TP ∆PEA = 7.65 x 10-5 x VP0.18 x d0.82 x L x Q1.82 ( DEA - DHTA )

4.82

Caídas de presión en el interior de tuberías donde: PT = Caídas de presión por fricción en interior de tuberías ( lb/pg2 ) PTOB = Caídas de presión por fricción en toberas de la barrena ( lb/pg2 ) PEA = Caídas de presión por fricción en el espacio anular ( lb/pg2 ) VP = Viscosidad plástica del lodo ( cp ) d = densidad del lodo ( lb/gal ) L = Longitud del lodo de TP o HTA ( pies ) Q = Gasto de la bomba ( gpm ) D = Diámetro interior de TP o HTA ( pg ) DEA = Diámetro del espacio anular ( pg ) DHTA = Diámetro exterior de HTA ( pg ) DTP = Diámetro exterior de TP ( pg ) AT2 = Área de toberas ( pg2 ) de tablas Por regla empírica puede considerarse que en las caídas de presión por fricción en el espacio anular se pueden obtener de una buena aproximación con relación al diámetro de la barrena, esto es :

DIÁMETRO DE

BARRENA ( pg )

% PRESIÓN DURANTE EL

BOMBEO

CAIDA DE PRESIÓN EN ESPACIO ANULAR

( PEA )

26,22, 18 ½,17 ½,14 ¾ 10% 10%PB) 12, 9 ½,8 ½, 8 3/8 15% 15%PB

6 ½,5 7/8 20% 20%PB DIÁMETROS MENORES (CASOS ESPECIALES)

30% 30%PB

EJEMPLO 4 De acuerdo a las 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.

Datos: Longitud TP 4 ½ pg (D.I.= 3.826 pg ) 3.188m Longitud TP 4 ½ pg HW (D.I. = 2.750pg)110m Longitud herramienta 8 pg (D.I. = 3000 pg ) 152m Prof total 3450m Barrena 12pg con 3 toneladas de 15.41 lb/gal Viscosidad plástica = 55cp Gasto reducido de la bomba = 180 gpm Presión reducida = 58 kg/cm2 Soluciones: Caídas de presión por fricción en interior de TP 4 ½ pg utilizando la siguiente ecuación y sustituyendo valores ∆PT = 7.65 x10-5 x PV0.18 x d0.82 x L x Q1.82

D4.82

∆PTP = 7.65 x 10-5 x 550.18 x 15.410.82 x 10,456.64 x 1801.82 = 306.26 lb/pg2 3.8264.82

∆PTP = 21kg/cm2 a 180gpm

Caídas de presión por fricción en interior de TP 4 ½ pg HW utilizando la ecuación indicada y sustituyendo valores: ∆PTP HW = 7.65 x 10-5 x 550.18 x 15.410.82 x 360.8 x 1801.82 = 51.90 lb/pg2 2,7504.82

∆PTP HW = 3.65 kg/cm2 a 180gpm Caídas de presión por fricción en interior de herramienta de 8 pg utilizando la ecuación indicada y sustituyendo valores: ∆PHTA = 7.6 x 10-5 x 550.18 x 15.410.82 x 498.66 x 1801.82 = 47.15 lb/pg2 3,0004.82 ∆PHTA = 3.32 kg/cm2 a 180 gpm Caídas de presión por fricción en toberas de 15/32 pg utilizando la ecuación y sustituyendo valores: ∆PTOB = d x Q2 = 15.41 x (180)2 = 171.55 lb/pg2 10,858 x At2 10,858 x (0.5177)2

∆PTOB = 12.08 kg/cm2 a 180gpm

Caídas de presión por fricción en conexiones superficiales: 3.5 kg/cm2 La suma de caídas de presión por fricción en el interior de la sarta, toberas y conexiones superficiales será: ∆PT = ∆PTP + ∆PTP HW + ∆PHTA + ∆PTOB + ∆P = 21+3.65+3.32+12.08+3.5 ∆PT = 43.55 kg/cm2 Caídas de presión por fricción entre el EA y HTA: ∆PEA y HTA = 7.65 x 10-5 x VP0.18 x d0.82 x L x Q1.82

(DEA - DHTA)4.82 ∆PEA y HTA = 7.65 X 10-5 X 550.18 X15.410.82 X 498.56 X 1801.82 = 11.78 lb/pg2 (12 - 8)4.82 ∆PEA y HTA = 0.82 kg/cm2 a 180 gpm Caídas de presión por fricción entre el EA y TP HW: ∆PEA y TP HW = 7.65 X 10-5 X550.18 X15.410.82 X 226.3 X 1801.82 = 2.58 lb/pg2 (12.0-4.5)4.82 ∆PEA y TP HW = 0.18 kg/cm2 a 180gpm Caídas de presión por fricción entre TR y TP: ∆PTR y TP = 7.65 X 10-5 X 550.18 X 15.410.82 X 8554.24 X 1801.82 = 6.84 lb/pg2 (12.575-4.500)4.82 ∆PTR y TP = 0.48 kg/cm2 a 180 gpm La suma de caídas de presión por fricción en el espacio anular será de: ∆PEA = 0.82 + 0.18 + 0.48 ∆PEA = 1.48 kg/cm2 Por lo tanto, la caída de presión por fricción totales en el sistema serán: ∆PTOT = ∆PT + ∆EA = 43.55 + 1.48 ∆PTOT = PR = 45.03 kg/cm2 a un QR de 180gpm Si la bomba tiene un rendimiento de 3.06 gal/emb se tendrá : 180 gal/min = 58.8 emb/min gal/emb = 59 emb/min

Esto es : PR = 45.03 kg/cm2 a 59 emb/min La determinación de la presión reducida de circulación a diferentes gastos se obtiene tomando como base los parámetros de gasto y presión reducida de circulación determinados en forma practica 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: Pr2 = Pr1 Qr3

1.86 Qr1

donde : PR1 = Presión reducida de circulación original (kg/cm2) PR2 = Nueva presión reducida de circulación (kg/cm2) Q R1 = Gasto reducida de circulación original (emb/min) Q R2 = 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 varia para lodos de emulsión inversa ya que el exponente de 1.86 o 2 se restringe a lodos base-agua. En lodos base-aceite, dada su composición, un valor de 1.1 es suficiente, pero para efectos prácticos y simplicidad de calculo 1 es de una buena aproximación quedando la ecuación anterior de la siguiente manera: Pr2 = Pr1 Qr2 Qr1

EJEMPLO 5 De los datos de gasto y presión reducida de circulación, obtenidos en el ejemplo anterior para determinar la presión de bombeo, si el gasto se varia a 90 emb/min, se realiza lo siguiente: Datos: PR1 = 185 kg/cm2 QR1 = 70 emb/min QR2 = 90 emb/min Soluciones: Con lodo base-agua PR2 = 185 90 2 = 306 kg/cm2

70

Con lodo base - aceite PR2 = 185 90 1 = 238 kg/cm2

70

B. PRESIONES DE CIERRE Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportador seguirá fluyendo hasta que las presiones hidrostáticas y de formación se equilibren y estabilicen, lo cual puede llevar algunos minutos dependiendo del tipo de fluido invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez estabilizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación. En la mayoría de los casos, la Presión de Cierre en Tubería de Revestimiento (PCTR) será mas alta que la Presión de Cierre en Tubería de Perforación (PCTP). Esto que se debe a que los fluidos de la formación por mayor facilidad fluyen al espacio anular desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática lo que no ocurre comúnmente con el lodo del interior de la sarta por lo que generalmente se toma el valor de PCTP con el mas 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 presento 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 este parcialmente vacía y no hay 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, este control estará destinado desde sus inicios a generar problemas adicionales. C. HOJA DE TRABAJO PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS DATOS NECESARIOS PARA CONTROLAR UNPOZO CUANDO OCURRE UN BROTE A continuación se presenta la hoja de trabajo que puede ser utilizada en el equipo de perforación, esta 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 esta arrancando, proceda al cierre, teniendo precaución de que al cerrar el estrangulador o la válvula de control, no se rebase la presión máxima permisible en superficie. 1. Si observa que antes de cerrar completamente el estrangulador, la presión manométrica esta cercana al valor anterior NO CIERRE EL POZO. 2. Desvié 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 limite: PRESIÓN MÁXIMA REGISTRADA EN TP:_________________kg/cm2 ____lb/pg2 PRESIÓN MÁXIMA REGISTRADA EN TR:_________________kg/cm2 ____lb/pg2 4. Si no se presenta la situación anterior, cierre el pozo tomando en cuenta todas las medidas de seguridad.

REGISTRE LOS DATOS AL CIERRE DEL POZO PRESIÓN DE CIERRE EN TP ESTABILIZADA:______kg/cm2 _____lb/pg2 PRESIÓN DE CIERRE EN TR ESTABILIZADA:______kg/cm2 _____lb/pg2 INCREMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS: ________m3_________bl 5. Avise de inmediato a sus superiores y lleve un registro por tiempo del comportamiento de presiones

Tiempo Minutos

PRESIONES Kg/cm2

TP TR 1 2 “ “ “

- - - - -

- - - - -

DATOS (ESTA PARTE SE LLENA POR EL TÉCNICO) 1. Presión de trabajo del conjunto de preventores: kg/cm2 _____lb/pg2 _____ 2. Diametro de la TR (conectado al cabezal)_____pg grado: _____; peso unitario: ____lb/pie; presión nominal de ruptura. (Resist. Presión Interna) _____kg/cm2 _____lb/pg2 FACTOR DE SEGURIDAD (0.80 para tuberías de revestimiento en buenas condiciones y menos para tuberías de revestimiento en buenas condiciones y menos para tuberías de revestimiento con desgaste). PRESION DE TRABAJO DE LA TR = PRESION NOMINAL DE RUPTURA X FACTOR =__________x__________=__________kg/cm2 =__________x__________=__________lb/pg2 3. La máxima presión permisible en espacio anular por conexiones superficiales y TR es igual a la menor entre presión nominal del conjunto de preventores y la presión de trabajo de la TR=___________kg/cm2 ___________=_____________lb/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 solo cementada una TR superficial y que puede ocasionar el descontrol total del pozo fuera de la TR PRESIÓN DE PRUEBA DE GOTEO ______kg/cm2 = ______lb/pg2 (o la equivalente) Presión hidrostática con la densidad actual calculada a la profundidad de la zapata. Ph = DENS. LODO x PROF. ZAPATA 10 Ph = gr/cm3 x m 10 Ph = kg/cm2 Máxima presión permisible en el espacio anular por resistencia al fracturamiento. P. Goteo - Ph = ________kg/cm2 - _______kg/cm2 = ________kg/cm2 De los parámetros calculados MAX. PRES. PERMISIBLE POR CONEX. SUP. Y TR =_____kg/cm2_______lb/pg2

5. La máxima presión permisible en superficie será la menor de las dos anteriores. TRANSFIERA ESTE DATO A LAS INSTRUCCIONES PARA EL PERFORADOR

Métodos de control

A. METODO DEL PERFORADOR (PARA DESALOJAR EL FLUIDO INVASOR) Se basa en el principio básico de control, requiere de un ciclo de circulación completo para que los fluidos invasores circulen fuera del espacio anular utilizando el lodo con densidad original a un gasto y presión constante y un estrangulador ajustable. El método del PERFORADOR se usa ampliamente por su relativa facilidad de aplicación ya que al detectar la presencia de un brote se toman medidas inmediatas para desalojarlo tomando en cuenta las restricciones que se señalaron en la hoja del trabajo del Perforador. A) SECUENCIA Para aplicar este método realice las siguientes instrucciones: 1. Lleve a cabo las instrucciones de la hoja de trabajo del perforador. 2. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el bombeo. 3. Ajuste el estrangulador hasta que la presión que se observe en el espacio anular sea igual a la presión de cierre estabilizada en la tubería de revestimiento (PCTR) manteniendo constante el gasto reducido de circulación.

4. Después de realizar la anterior instrucción registre la presión en la tubería de perforación (que será la presión inicial de circulación PIC) 5. Mantenga constante la presión en la tubería de perforación ajustando el estrangulador. Si la presión en la tubería de perforación se incrementa, abra el estrangulador; si disminuye, ciérrelo, manteniendo constante el gasto reducido de circulación. 6.Después de desalojar la burbuja y que salga lodo en condiciones, suspenda el bombeo. 7. Si la presión en la tubería 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. Continué la circulación con 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 varia significativamente durante la etapa de desplazamiento de la capacidad de la tubería de perforación. Sólo se observara una pequeña disminución en esta presión al pasar el fluido invasor del espacio anular entre la herramienta y el agujero o tubería de revestimiento al espacio anular entre la tubería de perforación y el agujero o la tubería de revestimiento. Con respecto al volumen en presas y al gasto, se observara 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 incrementara ( 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. 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 ocacionando un problema de graves consecuencias o que en el mejor de los casos se produzca pérdida de circulación (reventón subterráneo). 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 (grafica 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 espacioanular, hasta un valor similar a la presión del cierre en la tubería de perforación (PCTP), que será la presión con que exede 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 preparativos y cálculos necesarios para poder llevar acabo la segunda etapa del control con el Método del Ingeniero o cualquier otro sin el riesgo de que las presiones se incrementen. C. Hoja de trabajo del perforador Esta hoja muestra la secuencia de eventos que se llevarán a cabo, con instrucciones directas al perforador para que en cualquier momento esta persona puede tomar las acciones inmediatas. La hoja citada se muestra a continuación:

HOJA DE TRABAJO DEL MÉTODO DEL PERFORADOR Máxima presión permisible en superficie:_______________________ Kg/cm2____________________ lb/pg2 Máxima presión permisible en TR :_______________________ Kg/cm2____________________ lb/pg2 QR = Gasto reducido de circulación: :_______________________________ emb/min PR = Presión reducida de circulación: :_______________________ Kg/cm2 PCTP = Presión de cierre de TP estabilizada::_______________________ Kg/cm2 PCTR = Presión de cierre de TR estabilizada:_______________________ Kg/cm2 DL = Densidad del lodo:________________________________________________________gm/cm3 PROF =Profundidad de la barrena : _______________________________________________m

INSTRUCCIONES 1. Circule el brote para desalojar la burbuja. 2. Abra ligeramente el estrangulador y simultáneamente inicie el bombeo. 3. Ajuste el estrangular hasta que la presión se observe en el espacio anular sea igual a la PCTR con el gasto reducido de circulación. 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 dasalojar 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 cumplir esta condición, continúe la circulación ya que un segundo brote se ha introducido al espacio anular en este caso repita las instrucciones anteriores. Si las presiones en TP y TR son iguales entre sí proceda al control final utilizando el Métodp del Ingeniero.

B. MÉTODO DEL INGENIERO Este método (también llamado de esperar y densificar), implica que estando el pozo cerrado se tenga que esperar mientras se prepara lodo con la densidad adecuada y equilibrar la presión hidrostática con la presión de la formación así como recabar los datos necesarios y efectuar los cálculos para llevar a cabo el control total del pozo. A. SECUENCIA 1. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el bombeo del lodo con densidad de control a un gasto reducido 2. Ajustando el estrangulador, iguale la presión en el espacio anular a la presión de cierre de la tubería de revestimiento (PCTR). 3. Mantenga la presión en el espacio anular constante con la ayuda del estrangulador hasta que la densidad de control llegue a la barrena. 4. Cuando el lodo de control llegue a la barrena, lea y registre la presión en la tubería de perforación. 5. Mantenga constante el valor de presión en la tubería de perforación, auxiliándose del estrangulador. Si la presión se incrementa, abra el estrangulador; si disminuye, ciérrelo. 6. Continué circulando manteniendo la presión en la tubería de perforación constante hasta que el lodo con densidad de control llegue a la superficie. 7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo. 8. Lea y registre las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento. 9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo estará bajo control. Si las presiones son iguales entre si, 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 de la formación al pozo). 10. Descripción de los eventos Una vez que el lodo este preparado con densidad de control y se comience a bombear a un gasto reducido de circulación, la presión que se registre en la tubería de perforación, solo 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 observara 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 observara que el abatimiento de presión en tubería de perforación será similar al calculado en la cedula de bombeo(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 contrarrestara 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 seria cero. Una vez que el lodo de control ha llegado a la barrena, la PFC deberá mantenerse constante durante el viaje del lodo con densidad de control a la superficie (ajustado el estrangulador) Si el brote se circulo previamente por el método del perforador se observara que la presión registrada en el espacio anular sé abatirá conforme al lodo con densidad de control viaje hacia la superficie. Cuando salga el lodo con densidad de control a la superficie, la presión en el espacio anular deberá ser cero. Para observar si no hay flujo, se deberá suspender el bombeo; si no lo hay, el pozo estará bajo control. En el caso de que este método se utilice para desalojar la burbuja del flujo invasor, el comportamiento de las presiones registradas en el espacio anular (cuando el lodo de control salga de la barrena) diferirá de lo descrito. Cuando se haga presente el efecto de la expansión del gas cerca de la superficie, la declinación en la presión de la tubería de revestimiento cesara y empezara 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 observara disminución en la presión de 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, aun 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 continuara 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 solo será igual a las perdidas por fricción en las lineas y el árbol de estrangulación. Si al haber circulado completamente el lodo de control y suspendido el bombeo, las presiones en las tuberías de perforación y de revestimiento no son iguales a cero, se deberá a alguna de las razones siguientes: a. La densidad de control no es la suficiente para controlar el pozo. b. Se tendrá un brote adicional en el espacio anular, causando por permitir que la presión disminuyera al estar circulando el brote. Para comprobar que esta presión no es producida por fluidos entrampados cerca de la superficie se deberá desfogar el pozo con una pequeña cantidad de fluido que no exceda de medio barril; si con este desfogue no se observa una disminución de presión, se deberá aumentar la densidad del lodo para lo cual se debe tomar en cuanta 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 facilitaran 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 la circulación 5. Tiempo total para desalojar

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 puden 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)

Factor de Cap. = DI2 X 0.5067 Para espacio anular (entre tubería o agujero y tuberías)

Factor de Cap. = (DI2 - DE2) 0.5067 Donde: Factor de Cap. = Factor de capacidad de la sección (lt/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 longitud de tubería (lt) Volumen espacio anular = factor de cap. X longuirud de sección (lt)

Volumen de presas = (m3 de fluido / cm de altura) x altura de nivel en la presa (m3) Capacidad de bombeo de acuerdo a las características de la bomba. Los datos que son necesarios registrar de una bomba son: Marca Modelo Diámetro de la camisa Longitud de carrera Emboladas máximas Presión de operación a un gasto establecido Presión límite de operación Para calcular la capacidad de bomba dúplex de doble acción considerando una eficiencia volumétrica del 90%, se dispone de las siguientes ecuaciones:

G = 0.2575 x L ( 2 D2 - d2 ) = lt/emb

Q = 0.0068 x L ( 2 D2 - d2 ) = gal/emb Y para bombas triples de simple acción, considerando un 90% de eficiencia volumétrica, se aplican las suiguiente s ecuaciones:

G = 0.0386 x L x D2 = lt/emb

Q = 0.0102 x L x D2 = gal/emb Donde: G = Capacidad de la bomba ( lt / emb ) Q = Capacidad de la bomba ( gal / emb ) L = Longitud de carrera (pg) D = Diámetro de la camisa (pg) D = Diámetro del bastago (pg) Al establecer un gasto ( gasto reducido de circulación ) en gal/min o lt/min es posible conocer el tiempo necesario para desplazar la capacidad del interior de la sarta.

T = VOL. INT. TP QR

Donde : T = Tiempo de desplazamiento ( min ) Vol. Int. TP = Volumen total del interior de la sarta (lt o gal) QR = Gasto reducido de circulación (lt/min o gal/min) Emb = Vol. Int. TP Cap. De la bomba

2. Densidad de control Para obtener el control de un pozo se requiere que la presión hidrostatica ejercida por la columna de lodo, equilibre la presión de formación . la densidad que cumple lo anterior se conoce como la densidad de control: para calcularla se deberá auxiliar de la lectura de presión de cierre establecida en TP por ser la que generalmente presenta la mínima contaminación. De lo anterior tenemos que:

Inc. Dens. = PCTP X 10 Profundidad

Dc = DI + Incremento de Dencidad Donde: Inc. Dens. = Incremento a la densidad ( gr/cm3 ) PCTP = Presión de cierre estabilizada en TP ( Kg/cm2 ) PROFUNDIDAD = Profundidad vertical del pozo o donde se encuentra la barrena ( m ) DI = Densidad original del lodo ( gr/cm3) Dc = Densidad de control ( gr/cm3) MS = Margen de seguridad ( 0.03 ± 0.04 gr/cm3 ) Se utiliza dependiendo de las condiciones del pozo, si éste lo permite. 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 reducidad de circulación prerregistrada cuando se presentan las mismas condiciones de profundidad de la barrena, gastos y densidades 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 :

PCI = PR + PCTP Donde: PIC = Presión inicial de circulación (Kg/cm2) PR = Presión reducida de circulación (Kg/cm2) PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (Kg/cm2) Método alterno para conocer la PIC. Se emplea cuando se presentan las condiciones 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 prerregistrado de PR f. Cuando no se haya determinado de antemano la PR

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

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

2. Una vez alcanzado el gasto y ajustado 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 conocer la presión reducida de circulación ( PR ) bastará restar la presión inicial circulación, la lectura de presión de cierre en TP ( PCTP ); la formula es:

PR = PIC - PCTP = Kg / cm2 Lo cual equivale a conocer las caídas de presión por fricción a las condiciones de gasto, densidad del lodo y profundidad de la barrena en ese momento. 4. Presión final de circulación Cuando se utiliza lodo con una densidad diferente a la original para controlar un brote (lodo con densidad de control ) y éste se bombea a través de la sarta se genera una mayor columna hidrostática por lo que se necesitaría menor presión de formación. Por otro lado, al tener un lodo mas pesado las perdidas de presión por fricción seran 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 este ha llegado a la barrena o al extremo de la tubería ya que la presión hidrostática que habría generado la columna de lodo será la superficie para equilibrar la presión de formación ( si la densidad de control es la correcta ). Esta presión es solo necesaria para circular el lodo con densidad de control de la barrena a la superficie ( a un gasto constante ): se le llama presión final de circulación ( PFC ) y se calcula con la siguiente relación :

PFC = PR X Dc = ( PIC - PCTP ) Dc DI DI Donde : PFC = Presión final de circulación (Kg/cm2) PR = Presión reducida de circulación (Kg/cm2) Dc = Densidad de control de lodo ( gr/cm3) DI = Densidad original del lodo ( gr/cm3) PIC = Presión inicial de circulación (Kg/cm2) PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (Kg/cm2)

CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS Los cálculos de los parámetros que a continuación se enuncian son el complemento para llevar acabo un control de brotes más estricto ya que solo teniendo los cálculos básicos se puede llevar a cabo el control del pozo en una forma adecuada. Tales cálculos son los siguientes: a. Determinación del tipo de brote. b. Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo. c. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita. d. Cédula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta.

a. Determinación del tipo de brote Los fluidos de la formación asociados con un brote son: Aceite, agua, gas o una combinación entre ellos. Existen diferencias en el comportamiento de las presiones que van ligadas a un brote de aceite, agua o gas a medida que éstos se circulan. Las presiones en tubería de perforación y tubería de revestimiento y el aumento de volumen en presas ( si se puede medir con suficiente precisión ) se emplea para estimular el tipo de brote mediante el calculo de la densidad del fluido invasor, a través de la siguiente ecuación:

Densidad del fluido invasor = DI 10 ( PCTR - PCTP ) LB

Donde: Dl = Densidad del lodo en el pozo( gr/cm3) PCTR = Presión de cierre en espacio anular estabilizada (Kg/cm2) PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (Kg/cm2) 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 este localizada la burbuja, la longitud de la burbuja se determina con la siguiente ecuación:

LB = Incremento de volumen en presas (lt) Capacidad del espacio anular (lt/m)

Si la densidad calculada es menor a 0.69 gr/cm3, posiblemente el brote sea gas, si la densidad se encuentra entre 0.69 y 0.92 gr/cm3 el brote será de aceite con alguna cantidad de gas. Una densidad mayor a 0.92 gr/cm3 indicara que el flujo invasor es agua salada. b. Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo Una vez que se conoce la densidad del lodo de control, es necesario calcular la cantidad de barita requerida para poder aumentar el peso del lodo hasta obtener la densidad adecuada. Con la siguiente ecuación se calcula la cantidad de barita que se necesita para incrementar la densidad a 1 m3 de lodo a la densidad requerida:

Núm. De sacos de barita = 85 ( Dc - DI ) 4.25 - Dc

Donde: Núm. de sacos de barita = (scs/m3) Dc = Densidad de lodo de control ( gr/cm3) DI = Densidad inicial del lodo ( gr/cm3) De donde: Cantidad de barita = Núm. de sacos de barita x volumen de lodo en el sistema = scs/m3 x m3 de lodo

c. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita Cuando se adiciona barita al sistema de lodo para incrementar su densidad, tambiense estará incrementando su volumen. Es conveniente conocer eta aumento de volumen antes de agregar el material densificante con objeto de disponer la capacidad de almacenamiento suficiente. Dicho incremento se calcula con la siguiente ecuación:

Inc. Vol. = Núm de sacos de barita totales = m3 85

d. Cédula de presión durante el desplazamiento de la densidad de control en el interior de la sarta. A medida que el lodo con densidad de control es bombeado a través de la sarta, la presión de circulación disminuye desde el valor de presión inicial de circulación hasta el valor de presión final de circulación. Con esta cedula de presiones se puede determinar el tiempo de bombeo o el numero de emboladas que corresponden a determinada disminución de presión y estar en condiciones de verificar el desarrollo del control y de ser necesario tomar las medidas correctivas oportunamente. Elaborar la cedula de presión de la siguiente forma. 1. Determine la reducción de presión con la siguiente ecuación:

PR = PIC - PFC = Kg / cm2 2. Determine el tiempo necesario para abatir la presión en 1 Kg / cm2 ( durante el bombeo del lodo con la densidad de control ), con la siguiente ecuación:

Tiempo nec. = tiempo desp. Cap. Interior = min/kg/cm2 Reducción de presión

3. Determine las emboladas necesarias para abatir la presión en 1 Kg / cm2 ( durante el bombeo del lodo con la densidad de control ) con la siguiente ecuación:

Emb. Nec. = Núm emb para despl. Cap. Interior = emb/kg/cm2 Reducción de presión

RECOMENDACIÓN

PARA SIMPLIFICAR LA CEDULA TOME VALORES MAYORES A 1 Kg / cm2 COMO INTERVALOS DE REDUCCION

Hoja de trabajo

HOJA DE TRABAJO DEL MÉTODO DEL INGENIERO Máxima presión permisible en la superficie_______________________Kg/cm2 = _____________________lb/pg2 Gasto reducido de circulación:__________________________________________emb/min Presión reducida de circulación:___________________________ Kg/cm2 = __________________________lb/pg2 Densidad de lodo en presas: _________________________________________gr/cm3 Profundidad de la barrena:____________________________________________m Incremento de volumen en presas:__________________________ lt _________________________________m3 Presiones de cierre PCTP = _____________________ Kg/cm2 ; PCTR = __________________________Kg/cm2 Volumen interior de la sarta: ____________________ lt ________________________ bl Gasto de la bomba: ______________________________________________________________ lt/min

Tiempo de desplazamiento : ____________________________________________________________min Emboladas para desplazar : ___________________________________________emb Densidad del lodo de control: _________________________________________ gr/cm3 Margen de seguridad: _______________________________________________ gr/cm3 Presión inicial de circulación: _________________________________________ Kg/cm2 Presión final de circulación: ___________________________________________ Kg/cm2 INSTRUCCIONES 1.- Para Conocer el gasto de la bomba se realiza lo siguiente: Gasto de la bomba : _____________ lt/emb x _________________ emb/min = _________________ lt//min 2. El tiempo de desplazamiento se obtiene : Tiempo de desplazamiento = Vol. Int. De la sarta = lt = __________________________________ min Gasto de la bomba lt/min 3.- Las emboladas para desplazar se obtienen con la siguiente operación : Emboladas para desplazar = Vol. Int. De la sarta = lt = ________________________________ emb Capacidad de la bomba lt/emb 4.- La densidad del lodo de control se sabe resolviendo la operación siguinte: Densidad del lodo de control = DI + PCTP X 10 = _________ gr/cm3 + Kg/cm2 x 10 = _____________ gr/cm3 PROF. m 5.- El margen de seguridad en caso de no existir riesgo de pérdida de circulación es de: Ms = 0.03 ± 0.04 gr/cm3 6.- La presión inicial de circulación se sabe resolviendo las siguientes operaciones: PIC = PR + PCTP = _____________ Kg/cm2 + _______________ Kg/cm2 = ___________________Kg/cm2 7.- La presión final de circulación se obtiene con estas operaciones: PFC = PR x DC = _______________________ Kg/cm2 x gr/cm3 = _____________________________ Kg/cm2 DI gr/cm3 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 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. Lea y registre la presión en TP ( debe ser similar a la PFC ) 4. Mantenga constante el valor de presión en la tubería de perforación ( PFC ), con ayuda del estrangulador. Si la presión se incrementa, abra el estrangulador; si disminuye, ciérrelo. 5. Continué circulando con la presión en la tubería de perforación 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 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 , pero mayores a cero, la densidad del lodo bombeado no fue suficiente para controlar el pozo. El procedimiento se deberá repetir con base en las nuevas presiones registradas. Si la presión en la tubería de perforación es cero pero en tubería de revestimiento 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 con los datos siguientes: DIÁMETRO DE LA BARRENA 8 3/8 pg ( 3 TOBERAS DE 14/32 ) HERRAMIENTA DE 6 ½ pg. LONGITUD 185m (D.I.=2.812pg) TP5 pg HW LONGITUD 108m (D.I.=3pg) TP5 pg XH LONGITUD 5262m(D.I.=4.27pg) PROFUNDIDAD DEL POZO 5555m TR 9 5/8 pg CEMENTADA 478m(D.I.=8.535pg) DENSIDAD DE LODO 1.70gr/cm3 PRESIÓN REDUCIDA DE CIRCULACION 84 kg/cm2 a 28 emb/min PRESIÓN DE CIERRE EN TP 18kg/cm2 PRESIÓN DE CIERRE EN TR 30kg/cm2 INCREMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS 29bl=3180lt Realizar lo conducente para circular el brote y restablecer el control del pozo. Las determinaciones deberán incluir: Los cálculos básicos para el control de un brote Los cálculos complementarios 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 = 0.5067 x (4.276)2=9.26 lt/m TP 5 pg HW = 0.5067 x (3)2 = 4.56 lt/m

Herramienta de 6 ½ pg = 0.5067 x (2.812)2 = 4.00 lt/m Volumen interior Volumen interior de la tubería = Factor de cap. x longitud de tubería TP 5 pg XH = 9.26 lt/m x 5262m =48,726lt TP 5 pg HW = 4.56lt/m x 108m = 492lt Herramienta de 6 ½ pg = 4 lt/m x 185m = 740lt VOLUMEN TOTAL =49,958 lt

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

IDECO T-1300 triplex simple acción 6 ½ pg 12pg 130 emb/min 28emb/min = 84kg/cm2 228kg/cm2

CAPACIDAD DE LA BOMBA = 0.0386 X L D2 = 0.0386 x 12 x (6.5)2 = 17.61 lt/emb al 90% de eficiencia volumétrica. Si la presión reducida es 84 Kg/cm2 a 28 emb/min el gasto de la bomba será: 17.61 lt/emb x 28 emb/min = 493 lt/min = 130 gal/min El tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta será: T = Vol. Int. TP = Vol int. TP QR Gasto reducido T = 49958 lt. = 101 min 493 lt/min El número de emboladas para desplazar el volumen de la TP será: Emb = vol. Int. TP = 49,958 lt = 2837 Capacidad de la bomba 17.6 lt./emb Densidad de control Dc = DI + Inc. dens. Inc. dens = PCTP x 10 = 18 x 10 = 0.03 gr/cm3 PROF 5555 Por lo tanto : Dc 0 1.70 + 0.03 = 1.73 gr/cm3

Presión inicial de circulación PIC = PR + PCTP PIC =84 + 18 = 102 Kg/cm2 a 28 emb/min Presión final de circulación PFC = PR x DC DI PFC = 84 x 1.73 = 85 Kg/cm2 a 28 emb/min 1.70 CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS Determinación del tipo de brote y longuitud de la burbuja LB = Incremento de volumen en presas Capacidad del espacio anular Capacidad del espacio anular entre agujero y herramienta = 0.5067 x ( 8.3752 - 6.52 ) = 14.13 lt/m Volumen del espacio anular entre agujero y herramienta = 14.13 lt/m x 185 m =2414 lt Como 2614 lt es menor con respecto al volumen el fluido invasor que entro (3180 lt), entonces el brote quedó alojado en la sección: agujero herramienta y agujero TP 5” pg HW, por lo que: Volumen espacio anular entre agujero y TP 5” pg HW =0.5067 x (8.3752 x 52) =22.87 lt/m Volumen espacio anular entre agujero y TP 5” pg HW =22.87 lt/m x 108 =2470 lt LB HTA = 2614 lt = 185 m 14.13 lt/m LB TP HW = 566 lt = 25 m 22.87 lt/m LB = 185 + 25 = 210 m

Densidad de fluido invasor = DI - 10 x (PCTR - PCTP) LB = 1.70 - 10 x (38 - 18) 210 Densidad de fluido invasor = 1.13 gr/cm3 Cuando la densidad sea mayor de 0.92 gr/cm3 este fluido se considera de agua salada. Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo Núm. de sacos de barita = 85 ( Dc - DI ) 4.25 - Dc Núm. de sacos de barita = 85 ( 1.73 - 1.70 ) = 1.01 scs/m3 de lodo 4.25 - 1.73 Si el volumen activo del lodo en el sistema es de 200 m3, la cantidad total de barita necesaria será: 1.01 scs/m3 x 200 m3 = 202 sacos de barita como cada saco pesa 50 Kg 202 sacos x 50 Kg/sc = 10,100 Kg = 10 ton. Incremento de volumen por adición de barita Inc volumen = Núm. de sacos totales 85 Inc. Volumen = 202 = 2.37 85 Cédula de presión de bombeo PIC - PFC = 102 - 85 = 17 Kg/cm2 Tiempo necesario para abatir la presión en TP 1 Kg/cm2 durante el bombeo de la Dc Tiempo de despl. Cap. Interior = 101 min = 5.94 min/Kg/cm2 Reducción de presión 17 Kg/cm2 Emboladas necesarias para abatir la presión en TP 1 Kg/cm2 durante el bombeo de la Dc Núm. de emb para despl. Cap. Interior = 2837 = 166.88 emb/Kg/cm2 Reducción de presión 17 Kg/cm3 Si se consideran 2 Kg/cm2 como intervalo de reducción, se tendrá: Para tiempo (5.94 min/Kg/cm2) = 11.88 min

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

Kg/cm2 TIEMPO

min EMBOLADAS

acumuladas GASTO Emb/min

PIC 102 100 98 96 94 92 90 88

0 11.88 23.76 35.64 47.52 59.40 71.28 83.16

0 334 668

1002 1336 1670 2004 2338

28 28 28 28 28 28 28 28

PFC 85 101.00 2839 28

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 solo con la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación y si es la adecuada se evitara 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 al fracturamiento de la formación, dañar la TR y las conexiones superficiales de control. El control primario deberá restablecer rápidamente. Los casos en que se presenta esta etapa son: BROTES POR DESBALANCE.- Son causados por incremento de presión de formación y por no contar con la densidad suficiente del fluido de perforación: El desbalance por lo general, no debe rebasar un valor de densidad equivalente de 0.06 gr/cm3 . Para este tipo de brote se tendrá que utilizar el Método de Ingeniero. BROTES INDUCIDOS.- Son causados por reducción de presión hidrostática (gas de corte, perdida de circulación, densidad inapropiada, falta de llenado correcto, efecto de sondeo). Si la TP se encuentra fuera del fondo y no se puede introducir tubería, entonces se debe circular con densidad de control. Es muy importante evaluar el pozo para tomar esta decisión; cualquier volumen adicional que entre complicara 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 planeacion, se presenta un descontrol de pozo pudiendo ser:

SUPERFICIAL O

SUBTERRÁNEO Para establecer el control terciario se requiere implementar técnicas y equipos especiales; además, para seleccionar el método a utilizar, el responsable del pozo debe tomar en cuanta 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 0.12gr/cm3) así como capacidad en el equipo para su manejo. Magnitud y naturaleza del brote. Tiempo mínimo requerido para circular el brote fuera del pozo. Posibles zonas de pérdidas de circulación. Posición de la tubería o la barrena al momento del brote. f. Guía de problemas y soluciones durante el control Es común que durante el procedimiento de control, surjan problemas que puedan confundir el fenómeno que se ataca y consecuentemente tomar medidas correctivas que tendrán repercusiones en el buen control de un brote. Los problemas que se suscitan pueden ser de índole mecánico o inherentes al pozo. Obviamente en la guía que se presenta a continuación no se consideran problemas particulares ya que cada pozo se comporta de una forma distinta pero si se dan las pautas a seguir y éstas son: LOCALIZACIÓN DEL EQUIPO

ACCESORIO PROBLEMA CARACTERÍSTICAS

MANIFESTACIÓN La bomba Se observa una presión de bombeo

oscilante y la flecha brinca Ruidos en la sección mecánica de la bomba

La barrena o alguna de las toberas Se encuentran tapadas La presión en la TP se incrementa bruscamente

LOCALIZACIÓN DEL EQUIPO

ACCESORIO PROBLEMA CARACTERÍSTICAS

MANIFESTACIÓN El árbol de estrangulación o estrangulador

Están tapados La presión en la TP y TR se incrementa bruscamente

La tubería Existe fuga La presión en TP tiende a abatirse

IMPORTANTE

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

La mejor regla a emplear es: “ CUANDO EXISTE ALGUNA DUDA: PARE LAS BOMBAS, CIERRE EL POZO Y ANALICE EL PROBLEMA “ Si observa siempre esta regla muchas de las fallas en el control del pozo pueden evitarse. De manera complementaria en las tablas 1,2,3 se describen algunos otros problemas, las acciones por tomar y las soluciones 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 practica 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 mas altas en el fluido de perforación para controlar la presión de formación, mayores esfuerzos aplicados en la zapata, entrara fluido adicional al pozo por efecto de sondeo y por que no se ejerce la contrapresión requerida para restablecer el control secundario. 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 evitara la entrada adicional de fluidos. Esto es correcto siempre y cuando el brote sea de líquidos (fluidos incompresibles). Si el brote fuera de gas o de algún fluido que contenga gas, la consecuencia de usar este método seria 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 explico, esto provocaría aumento de presión en todos los puntos del pozo lo cual no es conveniente. IMPORTANTE

COMO ES IMPOSIBLE DETERMINAR CON PRECISION 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 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 incompresibles, este método y el del “ INGENIERO” son equivalentes. Si el factor del volumen no es constante como generalmente ocurre, la altura

de la columna de fluidos invasores cambiara de acuerdo con el factor de volumen y esto causara VARIACIONES EN LA PRESIÓN DE FONDO. Si el fluido invasor es gas debe permitírsele que se expanda adecuadamente al circulado hacia fuera. El hecho de mantener la presión en TR constante permitirá que el gas se expanda con mayor rapidez que la necesaria. Esto sacara del pozo mas lodo, lo que creara la disminución en la presión hidrostática y a su vez permitirá la entrada de mas fluidos de la formación. Los efectos mencionados pueden pasar desapercibidos durante un tiempo debido a que mientras el brote esta 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 esta cerca de la superficie y sufre expansión súbita, lo que se refleja como una sobrepresion 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 mas probable es que el fluido invasor no entre en la zona que originalmente lo aporto a no ser que el fluido circulado sea agua limpia ya que al utilizar lodo los canales porosos de la formación son obturados con barita y bentonita. Al no permitir la admisión del fluido invasor, las presiones manejadas para inyectar la burbuja abrirían otros intervalos con un gradiente de fractura mayor al de la formación aportada. Sin embargo, existe una situación limitante la cual se presenta cuando ocurre un brote que contenga sulfhídrico. Es preferible la inyección a la formación que circularlo a la superficie; sobre todo cuando no se han implementado los planes para este tipo de contingencia. CÉDULA PARA EL REGISTRO DE CONTROL DE BROTES

Pozo__________________________ Localización____________________ Fecha_________________________

A B C D

1 Hora de día Presión de cierre Presión de cierre Presión max. Permisible en T.P. (Kg/cm2) en T.R. (Kg/cm2) en T.R. (Kg/cm2)

2 A Densidad del Aumento de volumen Presión de bombeo Gasto reducido

Lodo (g.e.) en presas (m3) reducida (K/cm2) (emb/min)

3 Número de Desplazamiento de Profundidad (m) Profundidad vertical

bomba la bomba (l/emb) verdadera (m)

4 Profundidad de Longitud de agujero Capacidad de la Capacidad unular la T.R. (M) descubierto (m) T.P. (l/m) (i/m)

REGISTRE 1A 1B 1C 1D

REGISTRE 2A 2B 2C 2D

REGISTRE 3A 3B 3C 3D

REGISTRE 4A 4B 4C 4D

5 X ÷÷÷÷ = Presión de cierre Profundidad Vertical Incremento de en T.P. verdadera densidad

6 + = Incremento de Densidad del Densidad requerida densidad lodo para matar el pozo

X ÷÷÷÷ = Capacidad de Profundidad Desplazamiento de Emboladas de la T.P. la bomba superficie a barrena

8 X ÷÷÷÷ = Capacidad Profundidad Desplazamiento de Emboladas del

anular la bomba fondo a la superficie

9 X ÷÷÷÷ = Capacidad longitud de agujero Desplazamiento de Emboladas en

anular descubierto la bomba agujero descubierto

10 + = Emboladas de Emboladas del Emboladas superficie a barrena fondo a la superficie totales

11 Y Nueva Densidad

12 + = Presión de cierre Presión de bombeo Presión inicial de

en T.P. reducida bombeo

13 ÷÷÷÷ X = Nueva Densidad Presión de bombeo Nueva presión de

densidad original reducida bombeo reducida

14 - = densidad para Nueva Densidad Diferencia de

matar el pozo densidades

15 *X ÷÷÷÷ = Diferencia de Profundidad vertical Ajuste densidades verdadera Presión

CALCULE 10 1B 3D 5D

CALCULE 5D 2A 6D

CALCULE 4C 3C 3B 7D

Nueva dencidad

CALCULE 4D 3C 3B 8D

CALCULE 4D 4B 3B 9D

CALCULE 7D 8D 10D

SELECCIONE Densifique (si es necesario)

Registre 11D

CALCULE 1B 2C 12D

CALCULE 11D 2A 2C 13D

CALCULE 6D 11D 14D

CALCULE 14D 3D 10 15D

16 *+ = Ajuste Nueva presión de Presión final de

Presión. bombeo reducida bombeo PROGRAMA DE PRESIÓN DE BOMBEO

17 En

18 A Presión inicial de Emboladas bombeo

19 A Presión final de Emboladas de superficie bombeo a barrenas

20 0 500 1000 1500 2000 2500 EMBOLADAS

21 Hasta o Emboladas Totales

22 Y A

0 emboladas 100 emboladas 200 emboladas 300 emboladas 400 emboladas

500 emboladas 600 emboladas 700 emboladas 800 emboladas 900 emboladas

1000 emboladas 1100 emboladas 1200 emboladas 1300 emboladas 1400 emboladas

1500 emboladas 1600 emboladas 1700 emboladas 1800 emboladas 1900 emboladas

23 A con Y Gasto reducido Número de bomba

24 Para con Pero que

CALCULE 15D 13D 16D

TRACE La grafica

12D 0

16D 7D

CONECTE Los dos puntos

TRACE Una línea Desde la presión final de bombeo

La orilla derecha de la gráfica

10D

Una línea LEA Registre Presión de bombeo

Intervalos de 100 emboladas

2D Inicie circulación 3A Abra Estrangulador ajustable

Coincida Ajuste estrangulador

Programa de prevención de bombeo

Mantenga Gasto constante

25 A la Emboladas de superficie presión final de a barrena bombeo

26 O Emboladas en agujero descubierto

27 O Y Emboladas Nueva densidad Totales

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 cero Fahrenheit o 273,1° bajo el cero centígrado. Acetylene - acetileno. Aclinic - aclínico , sin inclinación. Adamantine drill - barrena de diamante, barrena adamantina. Adapter - adaptador: tubo corto cuyo extremo superior tiene forma de embudo interiormente y que se coloca sobre la boca de una tubería a pocos pies de la superficie. Adiabatic expansión - 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 adiabatica: la línea que indica la relación entre la presión y el volumen de cualquiera de los gases debido a al expansión o a al 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 fluidos de perforación; ingredientes con propiedades coloídes que se mezclan con el barro. Adze - azuela Adze handles - mangos de azuela. Aerify - aerificar, convertir en gas. A-frame mast, “A” mast or “A” frame - mástil armado tipo “A”, mástil en forma de “A” Air cleaner - depurador de aire. Air clutch - embrage neumático. Air compressor - compresor de aire. Air fliter - filtro para aire, depurador de aire. Air pump - bomba de ventilación: bomba neumática: bomba para bombear aire. Air scrubber - tanque limpiador de aire; depurador de aire. Air vessel - cámara de aire alkall-álcali. Alligator grab - pinzas de lagarto ; atrapador de mandíbulas. Alloy - aleación, liga. Aluminum or aluminium - aluminio.

DESPUÉS DE HABER BOMBEADO 7D mantenga Presión de

bombeo constante

16D

NO EXEDA 1D Hasta que el brote rebase la zapata

Hasta haber bombeado

9D

CIRCULE 10D Hasta que el brote salga

11D Alcance la superficie

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 tramo de tubo que se extiende hasta más debajo de la tubería de bombeo de 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 sustancia especificada y que constituye el índice de refracción de la sustancia reflejada. Angle valve- válvula angular. Angular drill - barrena angular. Annulus - espacio anular entre la tubería de ademe y la de perforación. Anticline - anticlinal: repliegue convexo como una silla de montar que forman los sistemas de estratos. Anvil - yunque, bigomia. Anvil block for dressing bits - yunque con base o sujeción para filar barrenas. A.P.I. - Americam Petroleum Institute ( Instituto Americano del Petróleo) A.P.I. Cain - cadenas A.P.I. : cadena de acuerdo a las especificaciones A.P.I. Arpón 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 atmosferica. Atomizer - pulverizador, atomizador o disparador. Auger - barrena: broca. Auger handle - mango para broca o ástil de barrena. Auger - sinker-bar guides - guías para plomada de vástago de barrena. Auger stem - vástago de la barrena o de perforación. Automatic - drilling control units - perforadora de control automático. Automatic feed - alimentación automática. Axle - eje: árbol o flecha que sirve de eje. Axcel clamp - abrazadera de eje. Axcel shaft - árbol de eje; flecha para ejes; eje de rueda; semieje.

B Babbitt - metal blanco: babbitt. Babbitted bearing - cojinete reforzado con metal blanco; cojinetes de metal blanco. Black brake - freno del malacate de la cuchara. Back brake support - soporte del freno del malacate de la cuchara. Back jack-post box - chumacera posterior del poste de la rueda motora. Backup post - poste de retención. Backup tongs - tenazas de contrafuerza ; se usan para evitar que un tubo de vueltas al conectarse otro. Baffle plate - platillo desviador; placa desviadora. Bail - asa de la cuchara o cubeta. Bailer - cuchara, cubeta, achicador. Bailer dart - dardo de la válvula en el fondo del achicador. Bailer grab - gancho pesca cuchara. Bailer valve - válvula en el fondo del achicador. Balling - achique, acción de achicar. Balling crown-block - bloque o polea de corona que se usa para el achicador. Ball-and-chain tool tightener - apretador de herramientas tipo palanca y cadena.

Barytes - barita; sulfato de barrio con una gravedad especifica 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 particulas o pedacitos de substancias trituradas. Beam - balancín del malacate o bomba; viga. Beam head - cabeza del balancín. Bearing metal - metal blanco; babbitt. Bearings - cojinete, chumacers. 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 - sustancia para conservar las correas de poleas en buena condición; pasta para correa de transmisión. Belt idler - atiesador (o atesador) de correa. Bends - codos o curvas. Bevel - bisel, chaflán; falsa escuadra. Bevel gear - engranaje (o engrane) cónico; engranaje de bisel; engranaje en ángulo. Bit - barrena, broca, taladro. Bit basket - cesto de barrena; receptáculo en la parte superior de la barrena para recoger pedacitos de material triturado. 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 e perforación. Bit dresser - reparadora o afiladora de barrenas; maquina para afilar o reparar barrenas. Bit forge - fragua para barrenas; fragua que se usa para calentar y afilar 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 pesca barrenas. 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. Blcksmith anvil - yunque o bigornia del tipo que usa el Herrero. Blcksmith slelge - maza de herrero; marro de herrero; combo. Blcksmith tools - herramientas pra fragua de herrero. Black flange - brida lisa; esto es, sin perforaciones para pernos. Brida ciega o de oturación, esto es cerrada para usarse como tapón. Blast hole - perforación para voladura; perforación para cargas explosivas. Bleeder - grifo de purga: consistente en una válvula o tubo pequeño para permitir el escape del fluido o gases y así reducir la presión. Block - garrucha o montón. Blower - ventilador; soplador, insulfador, fuelle. Blowoff valve - válvula de descarga, válvuña de escape, válvula de desahogo Blowout - reventón o reventazón, rotura violente por presión. 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 adame y perforación. Boller - caldera. Boller coumpound - desincrustante para caldera: pasta o polvo desincrustador de depósitos sólidos adheridos a las paredes de una caldera. Boller feed-wayter heater - calentador surtido; calentador que surte de agua a la caldera; precalentador de agua de alimentación. Boller feed-water pump - bomba de alimentación de agua. Boller fittinngs - accesorios para caldera. Boller-fuel governor - regulador de combustible. Boller gage cock - grifo indicador de nivel ; grifo de manómetro. Boller jack - gato para caldera. Boller jacket - forro de caldera Boller tube - tubo de caldera. Boller-tube cleaner - limpiador de tubo de caldera.

Boll-weevil tongs - tenazas a cadena, tenazas “boll weevil”. Estas tenazas son pesadas y de mago corto. Se aplica calificativo de “boll weevil” a todos los accesorios improvisados en el local de perforación. También se aplica a un novato que se inicia en trabajos de perforación. Bolt - perno, tornillo. Bolt die - dado de terraja para pernos; cojinete de terraja. Boom - botalón. Boot jack - pescador a cerrojo. Sinónimo de “latch jack”. Boot socket - pescacuchara. Bore (tobore) - perforar. Boring head - corona cortante. Boston inserted-joint casing - tubería de revestimiento de junta o enchufe tipo Boston. Bottom - fondo; base. Bottom-hole scraper - raspador de fondo de pozos. B.S. (bottom settlings) - residuos de petróleo que quedan en el fondo de los tanques. Botton-water plug - tapón para agua de fondo. Box and pin substitute - reducciones macho y hembra. Box and pin thread gage - calibrador de rosca de reducciones macho y hembra. Box frame - bastidor tipo cajón. Box template - calibrador de cajas. Box with eye - rosca hembra con ojal. Brace - abrazadera, soporte, sujetador, tirante. Bracket - ménsula, palomilla, soporte asegurado en la pared. Braden head - cabeza de tubería con prensa estopa. Al mismo tiempo que cierra herméticamente el pozo, esta cabeza sujeta, suspendidas, dos líneas concéntricas de tubería. Brake - freno. Brake band - cinta del freno. Brake band for calf wheel - cinta o banda del freno para malacate de herramientas. Brake band for calf wheel - cinta o banda de freno para malacate de tubería. Brake block - bloque de freno. Brake-drum flange - brida para tambor de freno. Brake horsepower - potencia efectiva; la potencia medida en el eje o en el volante de la rueda motriz por medio del freno de Prony o algún otro aparato similar. Brake lever for bull wheel - palanca del freno del malacate de las herramientas. Brake level for calf wheel - palanca del freno del malacate de tubería. Brake-lever frction latch - pestillo de fricción de la palanca del 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 - garfio del freno del malacate de tuberías. Break - aceleración de perforación; aumento en la velocidad de perforación de la barrena. Breakage - fractura. Pérdida debido a roturas. Breakout plate - placa de desconexión. Breakout plate for fish-tail bits - placa desconectadora para barrenas “cola de pescado” Breakout post - barra para desconexión: poste usado como trinquete para sujetar las tenazas desconectadoras en una posición fija mientras se desembraga la tubería. Breakout tongs - tenazas pra desconectar, tenazas desconectadoras. Breast borer - barbiquí. Bridge anvil - yunque tipo puente. Bridge plug - tapón de tención. Se usa este tapón para cerrar temporalmente las emanaciones del pozo a cualquier nivel durante trabajos especiales, tales como los de torpedeamiento o desviación. Brine - salmuera. Bronze - cojinetes con bujes de bronce. Bronse fitting - accesorio de bronce; unión de bronce. Bronze-flanged fitting - accesorio o unión de reborde de bronce. Bucking-on machine - máquina para forzar empalmes a rosca en tubos sin aterrajar, generalmente a base de torsión controlada.

Buckle - anilla; abrazadera; armella; hebilla. Buckup tongs - tenazas especiales para dar vueltas a un tubo de rosca al conectarlo con otro. Bug blower - abanico espantainsectos. Se usa este abanico para repeler los insectos que molestan a los trabajadores durante las obras de perforación. Built-in tool wrenches - llave de herramienta integral a disco con cremallera. Bulldozer - tractor tipo oruga con pala cavadora para abrir zannjas y caminos. Bull plug - tapón ciego. Bull reel - tambor del cable de perforación. Bull rope - cable de herramientas; cable del cual se suspenden los útiles de perforación; sinónimo de “drilling cable”. Bull wheel - rueda del malacate de herramientas. Bull wheel arms - rayos de la rueda del malacate de herramientas. Bull -wheel brake - rueda de enfriamiento del malacate de herramienta. Bull -wheel gudgeon - muñones del malacate de herramientas. Bull -wheel post - poste del malacate de herramientas. Bull -wheel post braces - tomapuntas del poste del malacate de herramientas. Bull -wheel shaft - flecha o eje del malacate de herramientas. Bull -wheel spool - tambor para el malacate de herramientas. Bull -wheel tug - polea del malacate de herramientas. Bumpear jar - destrabador. Bumpear engine block to mud sill - amortiguador. Burner - quemador, estufa. Bushing - buje; reducción de ajuste. Butante - butano. Butante 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 fluido o el gas.

C Cable-drilling bits - barrenas percutentes. Cable slide - descensor, cablecarril: carrillo que el operario usa para bajar rápidamente de lo alto de la torre. Se desliza sobre un cable que baja en declive hacia la tierra. Cable system - sistema de cable. Cable tools - herramienta para cable, herramientas de cable. Cable-tool jars - precursor para equipo de cable. Cable-tool joint - unión cónica sólida para herramientas de cable. Calf reel - tambor del cable de entubación. Calf wheel - malacate de las tuberías. Calf wheel arms- rayos de rueda del malacate de las tuberías.- Calf wheel brake- rueda de enfriamiento del malacate de las tuberías. Calf wheel cant- llanta del malacate de las tuberías. Calf wheel gudgeons- muñones del malacate de las tuberías. Calf wheel posts- postes del malacate de las tuberías. Calf wheel rim- llantas acanaladas del malacate de las tuberías. Calf-wheel shaft- flecha o eje del malacate de las tuberías. Calipers - calibrador Calk - recalcar. Calking tool or calking chisel - sincel de recalcar. Calorimeter - calorímetro. Cants - cantos; chaflanes tablas, tozas; camas; piezas curvas de madera que forman la periferia de la rueda de los malacates. Canvas house - casas de campaña. Capillarity - capilaridad. Capping - control: método por el cual se suspende o limita el flujo de un pozo. Cap rock - cubierta impermeable de criadero o roca encajonante superior.

Capuchine - abrazadera Carbide - carburo. Carbon black - negro de carbon. Carp - empalme, empalmadura. Casing - tubería de revestimiento; cañería de entubamiento; tubería de ademe. Casing adaptor - adaptador para tubería. Casing anchor packer - empaque de anclaje para tubería de ademe. Casing and tubing spider -crucetas o arenas para revestimiento y tuberías. Casing block - aparejo de roldana para entubación; garrucha para entubación. Casing braden head - cabeza de tubería con prensaestopá. Casing bridge plug - tapón de retención para tubería de ademe. Casing bushing - buje de reducción para grapa de anillos. Casing centralizer - centrador de tubería. Casing clamp - abrazadera de tubería. Casing coupling - junta de rosca para tubos. Casing cutter - corta tubos. Casing dolles - rodillos para tubería. Casing elevator - elevador para tubería. Casing-handling tools - herramienta para manipuleo de tubería. Casing heand - cabeza de tubería de ademe. Casing hook - ganchos de aparejo para tubería. Casing jack - gato para levantar tubos. Casing landing flanges - brida para sostener la tubería en la boca del pozo. Casing line - cable de 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 tuberías. Casing reel - tambor de cable de entubación. Casing ripper - taja-tubos de pozo: instrumento para cortar ranuras en la tuberia de ademe con el fin de permitir el flujo de petróleo de formaciones a niveles distintos. Casing scraper - raspatubo o diablo. Casing setting - colocación de tubería; entubación. Casing shoe - zapatos de tubo 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 ó arpón de tubería: arpón pescatubo. Casing spider- cruceta o araña para revestimiento. Casing spider bowl - anillo de suspensión; pieza maciza anular con un hueco de forma cónica donde encajan las cuñas que sostienen la tubería. Casing splintter - tajatubos; rajatubos. Casing substitutes - sustituto de tubos. Casing suspeader - sostenedor de la tubería de ademe. Casing swab - limpiatubos para tubería de revestimiento. Casing swedge - mandril para tubos. Casing tester - probador de tuberia Casing tongs - tenazas para cañería de bombeo; llaves para cañería de entubación. Casing tubing - tubería de producción; tubería de ademe. Casing wagon - carretilla portatubos. Cast grooves - ranuras de fundición. Castings - piezas fundidas en molde. Cast iron - hierro fundido o colado. Cast-iron flange - brida de hierro fundido o colado; reborde de hierro fundido. Cast-iron flanged fitting - piezas con rebordes de hierro fundido.

Cast-iron screwed fitting - piezas con tornillos de hierro fundido. Cast steel - acero fundido. Cast steel screwed fitting - pieza con tornillo de acero fundido. Cast tungsten - tungsteno fundido. Catch - enganche, trinquete. Cathead - cabrestante, carretel, tambor marino. Catline grip - sujetador del cable de cabrestante Catline guide - guía del cable de cabrestante. Cave ( to cave) or cave in (to cave in ) - derrumbarse. Cave in - derrumbe. Cavern limestone - caliza cavernosa. Cellar - sótano. Cellar control gates - compuerta de control de sótano. Cellar control valve - válvula de control de sotano. Cement dump boller - cuchara vertedora para cemento. Cementer - cementador. Cementing - cementación. Cementing collar - collar de cementar. Cementing equipment - equipo para cementar. Cementing head - cabeza de cementación. Cementing hose - manguera de cementar. Cementing plug - tapón para cementar. Cementing track - mescladora de cemento portatil; máquina para mezclar cemento montada en un camión. Sinónimo de “cementing truck or “cement mixer” Cementing unit - mescladora de cemento portatil; máquina para mezclar cemento montada en un camión. Sinónimo de “cementing truck or “cement mixer” Cement retainer - retenedor de cemento: dispositivo para introducir y retener mezcla de cemento detrás de la tubería o en la formación. Cement-setting accelerator - acelerador de fraguado el cemento. Center irons - soportes del balancin. Chain - cadena. Chain drive - transmisión por cadena, propulsión por cadena. Chain hoists - aparejo de cadena. Chain tongs - llave de cadena. Chalk -creta: carbonato de cal terroso; tiza. Check valve - válvula de retención. Chemicals - sustancias quimicas. Chert - pedernal. Chisel - cincel. Chiorination - clorinación. Chock - estrangulador. Circle jack - gato circular. Circuit breaker - cortacircuito, interruptor. Circulating head - cabeza de circulación, válvula que controla la circulación. Circulating water treatment - aplicación o uso de agua en circulación. Circulation joint - unión de circulación; unión con válvula para controlar la circulación. Clamp - abrazadera. Claw end - extremo de garra. Clay - arcilla, barro. Clay for drilling fluid - veáse “drilling clay” Clean-out boiler - cuchara limpiapozos. “Cleanout” work - trabajo de limpieza de pozo; desobstrucción. Cleavage - crucero o clivaje. Clinograph - clinógrafo. Clip - sujetador. Clutch - embrague.

Clutch facing - revestimiento de embrague. Cluth lever - palanca de embrague coal - carbón. Coat (to coat) - dar una mano de pintura, barniz, etc. Coil - serpentín Cold chisel - cortafrío; cancel para cortar en frío. Collapsible tap - macho de terraja plegadizo o desarmable. Collar - argolla; collar; cuña metálica. Collar buster - rompecollares. Collar flange - brida de collar. Collar leak clamp - collar o abrazadera para fugas de tubería. Collar plate -arandela. Collar socket - enchufacollar: enchufe liviano para agarrar collares de juntas cuando hay poco espacion entre el collar y la tubería de revestimiento. Collar welding jig - sujetador de guia para soldar collares en tubos. Colloid - coloide; coloidal. Colloidal mud - lodo coloide: lodo cuyas particulas no se difunden con el agua que les sirve de disolvente, creando asi una mescla gelatinosa y librificadora. Combination rig - equipo de combinación. Combination socket - campana de pesca: combinación; pescacas-quillos. Combbustion chamber - cámara de combustión. Compounding valve - válvula compound: válvula que se usa para conectar en serie bombas de distinta capacidad. Concession - concesión: otorgamiento gubernamental a favor de particulares para exploración de petróleo. Concrete - hormigón: concreto. Condense (to condense) - condensar. Condenser - condensador. Conductor pipe - tubo conductor. Conglomerate - conglomerado. Concistency - consistencia, regulación. Control casinghead - cabeza de seguridad para tubería. Control head - cabeza de seguridad para tubería. Control-head packer - cabezal obturador de control. Control valve - válvula de control. Hay gran variedad de válvulas de este tipo con nombres distintos; veáse “blowout preventer”, “master gate”, “control head”. Cooling tower - torre enfriadora. Copper bearings - chumaceras de cobre. Cordage oil - aceite para cordaje. Core - núcleo; muestra de formación. Core barrel - sacatestigos ; sacanúcleos; sacamuestras; sacador de muestras; tubo estuche para núcleos. Core drill - barrena sacanúcleos: equipo para núcleos. Core-drilling bit - barrena para sacar núcleos. Core-drilling rig - equipo para sacar núcleos. Core extractor - sacador de núcleos. Core head - cabeza de sacanúcleos: grupo de cortadores colocados en el fondo del sacanúcleos. Core pusher - expulsanúcleos; pedazo de tubo que se usa como punzón para forzar el núcleo fuera del estuche del sacanúcleos. Core samples - muestras de núcleos; núcleos; muestras; testigos. Coring equipment - equipo para sacar núcleos. Coring reel - tabor delcable del sacanúcleos. Cork gasket - empaque de corcho. Corrugated friction socket - pescasondas corrugado de fricción. Corrugated socket - campana de pesar corrugada. Counterbalance crank - maniveal de contrapeso. Counterbalance weights - pesas de contrapeso. Countershaft - contraeje; contraárbol; eje auxiliar o secundario. Countersink ( to Countersink ) - fresar o avellanar. Countersunk - fresado o avellanado.

Coupler - acoplador, unión. Coupling box - manguito de acoplamiento. Coupling clamp - abrazadera de unión. Coupling joinst - acoplador. Crane - grúa; Crane post - árbol decabria. Crank pin - espiga de manivela. Creankshaft - cigüeñal, árbol de cigüeñal. Crawler-mounted - montado sobre orugas. Crawler-type tractor - tractor tipo oruga. Crew - cuadrilla; tripulación. Cross axde - árbol de palancas opuestas. Crosshead-bearing box - caja de cojinetes de la cruceta. Crowbar - barreta. Crown block - caballete portapoleas. Crown-block beams - soleras del caballete portapoleas. Crown pulley - poleas de las herramientas; polea encargada de recibir el cable e las herramientas; polea principal. Esta designación se usa solamente en el sistema de cable. Crown sheave - roldana de corona; polea del extremo superior de la pluma. Crown sheet - placas que forman la tapa del horno en una caldera. Crow’s nest - plataforma superior o copa de la torre de perforación. Crushing face of the bit - cara triturante de la barrena; cara activa; superficie de trituración de la barrena Cut (to cut) the thread of a screw - aterrajar. Cutters - cortadoras; fresas; aletas; cuchillas. Cuttings - muestras de arenas o formaciones. Cylinder liner - camisa de cilindro; forro de cilindro; cilindro interior protector; manguito de cilindro

D Damp (to damp, to dampen or damping) - amortiguar; hacer menos violentas las vibraciones o golpes de una máquina o la intensidad de las hondas; humedecer, humectar. Dart bailer - achicador de dardo. Dart valve - válvula de dardo. Datum - nivel de comparación; cero normal; base de operación; plano de referencia o comparación; en geología, este plano está a nivel del mar. Dead line - línea muerta; cable de polea anclado en un extremo a un punto fijo. Deck (platform) - piso; plataforma de trabajo. 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 al torre. Derrick cornice - comizo de la torre. Derrick crane - grúa Derrick crane post - poste de la grúa. Derrick floor - piso de la torre o faro. Derrick floor sills - largueros del piso; soleras del piso. Derrick foundation - cimientos de la torre. Derrick-foundation posts - postes para cimentar el faro o la torre. Derrick girts - travesaños. Derrick-guy-line anchor - ancla para el viento o tirante de refuerzo. Derrick ladder - escalera de la torre. Derrick legs - pies derechos o pilares de la torre. Derrick man - farero; torrero. Derrick roof - techo de la torre.

Derrick substructure - subestructura de torre de perforación; estructura entre los cimientos y el piso de la torre. Desander - desarenedor: máquina para extraer arenas y particulas sólidas del fluido. Diamond drill - perforadora de diamante; barrena con punta de diamante Diamond-point rotary bit - barrena con punta de diamante. Die nipple - collarín de dado ; collarín pescatubos. Diffusion - difusión. Dip - baño ; inmersión; buzamiento; pendiente. Dip (to dip) - sumergir, hundir, buzar. Direct-acting pump - bomba de acción directa. Direc drive - acople directo; acoplamiento directo; propulsión directa. Direct-driven rotary - perforación rotaria de propulsión directa. Disk bit - barrena de disco. Distribution shaft - flecha de distribución. Dog house - casita de servicio y útiles; casita donde los trabajadores guardan su ropa y herramientas menores. Dog leg - dobladura en forma de pata de perro. Double-acting pump - bomba de doble acción. Dovetail - ensamblar. Draft - succión; tiro; corriente de aire. Drag bit - barrena de fricción; barrena de arrastre. Drain (to drain) - desaguar. Draw works - malacate; aparejo de maniobras;maquinaria. Draw-works drum - tambor de malacate. Dress (to drees) - 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 drill in) - perforar la formación productiva. Drilling - perforación. Drilling cable - cable de herramientas: cable del cual se suspenden los utiles 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 - equpo de perforación. Drilling-fluid desander - fluido para desarenar. Drilling head - válvula de control: conjunto del mecanismo que controla la ciculación, presión y demás factores durante la perforación de un pozo. Drilling mud - lodo de perforación. Drilling unit - unidad perforadora. Drill-pipe float (valve) - flotador para tubería de perforación. Drill-stem - vástago de barrena; barra de perforar o barra de sondeo; barra maestra. Drive bushing - buje de transmisión; sinonimo de “master bushing” Drive clamp - grapa golpeadora; abrazadera de golpe, de martillo o encajadora. Drive head - cabeza golpeadora; cabeza para incar. Drive shaft - flecha motriz. Drive shoe - zapata propulsora; zapata de incar, 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 tuberia en el pozo; sinonimo de “drive head” Drum brake - freno de 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 venteadora. Dynamiting - torpedeamiento o dinamitación.

E Ear - mango, asa. Earthen sumps - represas de tierra. Eccentric bit - barrena excéntrica. Eccentric releasing overshot - enchufe excéntrico de pesca; pescasondas de enchufe con cuñas dentadas en el interior y prensaestopa para cerrrar el paso al fluido. Eccentric tapered reducer - redactor cónico excéntrico. Edge - chaflán, borde. Edge of a cutting or boring tool - filo de harramientas cortantes o perforantes. Elbow - codo. Electrical wire - alambre eléctrico. Electric fuse - fusible eléctrico, cortacircuito. Electric generator - generador de energía eléctrica. Electric-light plant - planta eléctrica; planta de energía eléctrica. Electric logging - infrome electrográfico del subsuelo; determinación e identificación de formaciones geológicas por medio de la resistencia especifica de distintos estratos geológicos a una corriente eléctrica. Electric meter - medidor electrico. Electric transformer - transformador eléctrico. Elevation - elevación; cota; altitud. Elevator bail - elevador de la cuchara. Elevator links - eslabones para elevadores. Ells - ele, unión en forma de “L”. Emergency pipe clamps - grapas de emergencia para tubería. Engine arrester - chispero, sombrerete; sinónimo de “flame arrester” Engine base - base o zócalo de motor. Engine-cooling unit - enfriador de motor: maquina enfriadora. Engine distillate fuel - destilado para maquinas. Engine mud sills - soleras del motor; soleras puestas sobre la tierra para sostener el motor. Engine pony sills - largueros del motor. Engine-speed governor - regulador de velocidad de un motor. E.U.E. (external upset ends) - tubo con extremos de mayor espesor. Veáse (external upset tubing) Evaporate (to evaporate) - evaporar. Exhaust arrester - silenciador de motor. Expansion joint - junta de expansión. External upset tubing - tubo de perforación con el espesor de las paredes en el extremo destinado a la rosca de unión aumentado hacia el exterior.

F Fault - falla. Fault dip - buzamiento de la falla. Fault fissure - fisura o grieta de la falla. Fault line - línea o dirección de una falla. Fault plane - plano de falla. Fault strike - dirección o rumbo de una falla. Feed control - control e alimentación. Feed-water heater - precalentador de agua para caldera. Feed-water injectors - inyector de agua para caldera. Filter press - filtro prensa.

Filtrate - filtrado. Finger board - tabla en lo alto de la tore 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 - percusor; tijera de pesca. Fishing socket - campana de pesca; empate de pesca; enchufe de pesca. Fishing tap - macho de pesca; herramienta que corta una rosca en el interior de un tubo o parte hueca de un accesorio atascado en un pozo. Fishing tools -herramientas de pesca. Fish-tail bit - barrena cola de pescado. Fit (to fit) - armar, colocar. Fittings - accesorios;conecciones; piezas. Fissure - fisura; grieta. Fixtures - accesorios. Flame arrestor - extinguidor de llamas. Flange - brida. Flanged fittings - accesorios embridados. Flanged gudgeon - muñon de disco o brida. Flanged union - unión embridada. Flat valve baller - chamela, cuchara; cubeta; válvula plana de cuchara. Flexible joint - junta flexible. Float collar - collar flotador o de flotación. Float equipament - equipo de flotación. Float shoe - zapata flotadora. Floating plug - tapón flotante. Flowing well - pozo brotante; pozo en producción. Flow line - tubería de descarga. Flow packer - obturador de flujo. Flow tank - tanque de captación. Flue - tubo de caldera. Flue beader - rebordeador de tubos de caldera. Flue brush - escobilla para tubos de caldera. Flue cleaner - limpiador de tubos de caldera. Flue plate - placa de tubos. Fluid meter - fluidímetro. Fluorescence - fluorescencia. Flush joint - junta lisa. Flush joint casing - tuberia de junta lisa. Flush-joint pipe - tubería de unión lisa. Fluted swedge - abretubos acanalado. Focus - foco. Fold - pliegue; plegamiento. Footage - metraje. Fooling - base; pedestal. Forced draft - tiro forzado. Forge - fragua. Forge blower - soplador de fraguas; fuelle de fraguas; ventilador. Forge hand tools - herramientas manuales para forjas. Foundation - base; cimiento; fundamento. Fourble board - plataforma en lo alto de la torre para que el operario enganche o desenganche los elevadores de la tubería cuando se manipula en tramos de cuatro juntas. Four wing paterr bit - barrena de cuatro aletas o barrena tipo cruz. Four wing rotary bit - barrena de cuatro alas. Fragmentation - fragmentación.

Freeze - helada; to freeze - hela, congelar. Friction block - bloque de fricción. Friction socket - campana de pesca por fricción. Front and rear jack post and knuckle post - postes de la rueda motora. Front jack post box - chumacera anterior del poste de la rueda motora. Four-circle socket slip - campana depesca circular, con aletas; campana de pesca con cuñas de circulo completo. Full-hole. Cementing - cementación de pozo completo. Full-hole tool joint - unión para herramienta. Fuanel - embudo. Furnace - horno.

G Gage (gauge) - manómetro; registrador; calibrador. Gage cock - veáse « water gage cock ». Galvanometer - galvanómetro. Gang - cuadrilla de hombres. Gas - gas. Gas burner - quemador de gas. Gas engine - motor de gas. Gas fiel - campo e gas. Gas-fuel line - línea de gas combustible. Gasket - empaque o empaquetadora. Gasoline engine - motor de gasolina. Gas pump - bomba de gas. Gas-pressure regulator - regulador de gas. Gas sand - arena gasífera. Gassing - engasamiento. Gas trap - trampa de gas. Gas well - pozo de gas. Gate valve - válvula de compuerta. Gear box - caja de engranajes d cambio. Veáse “speed reduction unit”. Geared brake - freno de engranaje. Geared hoist - aparejo a engranaje; garrucha de engranaje; huinche a engranaje. Gearing - engranaje. Geological strcture - estructura geológica. Geologic horizon - horizonte geológico. Geology - geológia. Gland - cubierta del prensaestopa; glándula. Globe valve - válvula de globo. Go-devil - rapatubos o diablo. Goose neck - cuello de ganso o cisne. Governor - regulador. Grab - cocodrilo; amarre de cable; arpón múltiple para cabo. Gradient - pendiente. Grantee - concesionario. Grate - parrilla. Gravity - gravedad. Gravel - grava. Grease box - caja de grasa o engrasadora. Grease cup - caja de grasa o engrasadora. Grief stem - vástago de transmisión. Grip - mordaza; grapa. Groove - muesca; ranura; estría; acanaladura; surco. Ground water - agua del subsuelo.

Ground water level - nivel hidrostático. Gudgeon - muñon. Guide shoe - zapata guía; guiador. Guiding ring - anillo guía; guiador. Gumbo - gumbo: especie de barro gelatinoso. Gun perforator - pistola de perforación. Guy - viento, retenida, tirante Guy line - contravientos, retenida. Gypsum - yeso.

H Half-turn socket - pescasonda de media vuelta. Hammer - martillo, macho. Mazo. Handel - mango. Hand level - nivel de mano. Hand pump - bomba de mano. Hand tools - herramientas manuales. Handy hoist - aparejo para herramientas; grúa para herramientas; huiche para herramientas; garrucha para herramientas; montacarga manual; aparejo manuable para herramienta.. Hanger - sujetador de tubería. Hardening of bits - templado de barrenas. Head - cabeza de tuberías; cabezal. Headache post - poste de apoyo para el movimiento del balancin. Header - tubo colector o cámara colectora. Head-trating furnace - horno para tratamiento termico. Heel sheave - Hellum Hemp core Hemycrystalline Hinge Hinge joint Hoist Hollow casing spear Hollow reamer Hook Hook pin Hoop Horizont Horizontal shaft Horizontal tank Horizontal tubular boilers Horn socket Horsepower Hose coupling Hydraulic circulatin system Hydraulic coupling Hydraulic jack Hydromatic brake Hydrometer Hydrophilic