March-05

Manual de Bolsillo

para el Personal de

Barrenas.

1ra. Edicion por Revisar

manantial en forma liquida.

acumulación de hidrocarburos.

petrolera en la ciudad de Dallas, Texas.

producción petrolera.

denomina "grados API".

arena, principalmente cuarzo.

destilación atmosférica.

construcción de carreteras.

natural con una impureza en forma de varios compuestos.

cúbico.

levantar la temperatura de 1 libra de agua por 1 de grado Fahrenheit.

contra la filtración de fluidos de formación.

densidades.

orgánica se pueden generar hidrocarburos.

seleccionadas. Unidades: gr/cm³ y/o gr/cc. o lb/gal

cual puede encerrar petróleo o gas.

Depósito de fósiles: Son tres dimensiones del cuerpo que

físicos de tal modo que nos permite clasificar el tipo de roca en: fosiles,

rocas en las capas y la manera en la cual estas fueron depositadas.

las diferencian con el resto de las otras y las diferencias de sus aspectos

de acuerdo en estructuras de sedimentación y a la posición de las

Depósito de roca: Roca porosa y filtrable, tal como piedra arenisca, la

Depósito de gas: Es el estrato de la roca que forma una trampafavorable a la acumulación de petróleo y gas natural

Condesado: El liquido resultante de los vapores es sometido a unenfriado o aplicación de presión. Asi mismo son condesados loshidrocarburos desde el gas en los pozos petroleros.Corte: Son partes o pequeños fragmentos de roca producido por labarrena que sales a la superficie del lugar donde se está perforando.Cuenca sedimentaria: Segmento de la corteza terrestre la cual sidopandeado hacia abajo. Aumento de depositos en espesor hacia el

Una formación de roca permeable, subterrenea porosa en donde el

centro de la cuenca. Area de corteza terrestre que puede abarcar

de cemento que al fraguarse o endurecerse proporcionasustentación a la tubería de revestimiento dando hermeticidad

Centrifugar: Una máquina usa fuerza centrifuga para producirrotación de alta velocidad para separar materiales de diferentes

variable entre pardo y negro. Es un derivado de petróleo que seobtiene por destilación al vacío de los residuos de la

encuentran acumulados los hidrocarburos.

Tiene propiedades adhesivas y aislantes, y se lo usa en la

Azufre: Un elemento que es presentado en petroléo crudo y gas

Barril: Unidad de medida de volumen usada para petróleo y suproductos, 1 barril = 43 US Galones, 35 galones (aprox), o 159 litros(aprox), 7.3 barriles = 1 tonelada (aprox); 6.29 barriles = 1 metro

BTU: Unidad Británica térmica. La cantidad de calor requerida para

Cementación: Proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla

DEFINICIONES Y CONCEPTOS TECNICOS.

Aceite: Petróleo crudo y otros hidrocarburos producidos en el

Afloramiento superficial: Hidrocarburos o gaseosos que al surgir a lasuperficie dejan trazas que permiten presumir la existencia de una

A.P.I.: Sigla de American Petroleum Institute (Instituto Estado-unidense del Petróleo), que es una asociación estadounidense de laindustria petrolera, que patrocina una división de la producción

extensas regiones que has sufrido hundimientos donde se acumulan

El Instituto fue fundado en 1920 y constituyó en la organización demayor autoridad normativa de los equipos de perforación y de

Publica códigos que se aplican en distintas áreas petroleras yelabora indicadores, como el peso específico de los crudos que se

Arenisca: Es una piedra sedimentaria compacta de granos detritos de

Asfalto: Hidrocarburo sólido, semisólido o viscoso y de color

petróleo y el gas son encontrados.

importantes depósitos de rocas sedimentarias en capas superpuestasque llegan a tener hasta mas de 10,000 metros de espesor.Bajo determinadas condiciones y por descomposición de la materia

unidad de volumen. Esta expresión numérica cambia con las unidadesDensidad: Densidad es el término del siginificado de masa de una

Depósito: Es la formación de poros permeables en el cual se

1

durante la perforación de un pozo.

petróleo en la fase interna y agua en la externa.

compactisividad es virtualmente permeable, actúa como permeabilizanteimpidiendo cualquier fuga, permitiendo el yacimiento de hidrocarburos.

comprende todos aquellos métodos destinados a detectar yacimientoscomerciables explotables.

pozos de exploración y el análisis de la información obtenida. El pozo en

de reservas.

petróleo y/o gas de un yacimiento.

placa con respecto a otra.

y otras características.

con el bombeo de líquidos a presión para abrir la formación.

de la tierra por medio de análisis y petrofísica del pozo.

su ígneo volcánico.

derivados del petróleo, gas natural y carbón mineral.

mecanismo que incrementa la producción de petróleo.Litología: Ciencia que estudia la constitución físicas de las rocas.

quimicos que remueve cortando rocas.

a las actividades petroleras que se realizan en la plataforma continentaly aguas internacionales.

estaciones de bombeo"On shore": Es la actividad petrolera que se realizan en tierra.

ayuda de herramientas apropiadas para buscar y extraer hidrocarburos.

pueden ser perforados de una simple plataforma.

Perforación direccional: Técnica usada en la perforación de laproducción en ultramar, por medio del cual son perforados en ángulode un punto central a fin de que un número de pozos desarrollados

Falla: En el sentido geológico, es una zona agrietada o fracturada a lolargo de la cual el movimiento es debido al desplazamiento de una

estudio y la clasificación de las capas de la corteza terrestre y de

para análisis geológico. Usualmente esta barrido convencional es

hidrogeno. Los hidrocarburo frecuentemente dan lugar a productos

Inyección: Es el proceso de bombear gas o agua dentro del pozo,

Lodo trepado (perforado): Mezcla lubricante de barro, agua y productos

aplicando cargas explosivas para quebrar la formación. c) Hidráulica,inyección de ácidos para disolver depósitos de caliza. b) Por explosión,

concentrar su edad, descripción de las rocas por medio de la litología

incrementar la permeabilidad y el flujo de petróleo al fondo del pozo.

petróleo como en la externa, mientras que petróleo en agua tiene

Emulsión: Una mezcla líquida de dos o más sustancias liquidas no

Fracturación: Forma de abrir artificialmente una formación para

Geología: Ciencia que estudia la estructura, origen, historia y evolución

petróleo a cortas y largas distancias. En estas últimas se utilizan

Perforación: Operación que consiste en perforar el subsuelo con la

Núcleo: Es una muestra cilíndrica que se toma desde una formación

núcleo del pozo.sustituido por una pequeña muestra tomada desde la formación o

"Off shore": Término en inglés que significa costa afuera. Se refiere

Oleoducto: Tubería generalmente subterránea para transportar

Greenstone (gema de color verde): Cualquier roca alterada levemente

Hidrocarburo: Es un compuesto orgánico que contiene solo carbón e

normalmente disueltas en una a otra, un líquido posee una suspención

detriticos de barro y piedra sedimentaria muy fina. Por el cual estaEsquito: Es una roca sedimentaria compacta compuesta por granos

Los metodos de fracturación son:a) Por acidificación, a través de la

Formación: Término de estatografia rama de la geología que trata del

Exploración: Es la busqueda de yacimientos de petróleo y gas y

el área donde no ha sido previamente encontrado petróleo

Explotación (producción): Operación que consiste en la extracción de

se encuentran una o mas formaciones que das lugar al conocimiento

prospección (sísmica, magnética y gravimética), la perforación de

una desviación intencional medida desde el destino donde será

donde sera perforado.

Desviación del pozo: Cambio de dirección de la vertical adsoluta

Dirección de la perforación: Una buena perforación debe tener una

ubicado, esto implica tener un desplazamiento lateral desde el punto

en otra. Emulsión agua en petróleo tiene agua en la fase interna y

Incluye el reconocimiento superficial del terreno, la

2

perforación.Pescar: Operación que se realiza para la recuperación del "Pez".

presiones y temperaturas mas o menos elevadas.

condiciones la presión y previenen el desbordamiento del pozo.

de montañas.

fácil extracción de agua.

espacios porosos interconectados de manera que permitan el paso defluidos a travez de ellos.

volumen total de la roca.

peso.

espesor de 14.7 lb/pulg³. al nivel del mar.

determinar la saturación del liquido en el pozo.

depósito.

de baja, media y alta presión.

sentido vertical.

roca, yacimiento, de déposito y de poro.a) Anormal: Presión superior a una columna con presión normal.

ligeramente salada (1.076 gr/cm³).c) Sub-normal: Inferior a una columna con presión normal.

hacia los sistemas de producción.

para iniciar su movimiento. Unidades: lbs/100 ft.²Resistividad: Es la resistencia eléctrica de la formación.

de la siguiente manera:

hasta el lecho marino.

control definidas.

3

Esta sarta se cementa hasta la superficie o hasta el lecho marino

de otros en el pozo para prevenir la corrosión. Se puede clasificar

- Conductora: Es la primera tubería de revestimiento que puede

En pozos marinos, esta tubería se extiende desde la plataforma

según sea el caso, y sostiene las conexiones superficiales de

b) Normal: Es la que nos proporciona una columna de agua

Punto de cedencia: Es el esfuerzo necesario que se requiere el fluido

ser hincada o cementada. Sirve para sentar el primer cabezal,donde se instalan las conexiones superficiales de control y lasconexionesde circulación de lodo de perforación. Es la de mayordiámetro, ya que a tráves de ella se colocan las demás tuberías.

- Superficial: Es la tuberia que sirve para aislar los acuíferossub-superficiales, así como manifestaciones de gas someras.

agua salada o las combaniciones de estos, contenidos en los poros

Revestimiento (TR o Casing): Tubos de acero son colocados dentro

de las rocas. A esta presión se le conoce también como presión de

Presión absoluta: Presión total igual a la cantidad de presión de

Presión Capilar: Es un tipo de presión usado como dato para

Producción: Fluido de petróleo y/o gas que emana desde el pozo

Porosidad: Porcentaje del volumen total de una roca constituido porespacios vacíos. La porosidad efectiva es el volumen total de los

El volumen del espacio del poro expresado como un porcentaje del

Presión de formación: Es la presión que ejerce los fluidos (gas,aceite.

Presión hidrostatica: Es la ejercida por una columna de fluido y suvalor esta en función de su densidad y altura o profundidad en

ppm: Partes por millón: La unidad comúnmente usada para diseñarla concentración de una sustancia en agua residual en términos de

Presión del deposito: Es la presión de los fluidos y/o gases en el

Presión del gas: Según el nivel de presión natural del gas se clasifica

indicio de la habilidad de la formación de transmitir fluidos y/o gases.

Permeabilidad: Si la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidoso capacidad de los fluidos para desplazarse entre los espacios queconectan los poros de una masa porosa. Es una medida que nos da

Pescado: Es un objeto que se pierde y obstruye las operaciones de

corteza terrestre es dividida en un numero de placas o planchas, la

Polímero: Un quimico formado por la unión de muchos monomeros

con otros coagulantes químicos para ayudar en ligar partículas

Pila BOP/BOP: Es una perforación preventiva que se hace con valvulas

Plancha Tectónicas: Teoría del movimiento de gran escala en la

Petróleo: Mezcla en proporciones variables de hidrocarburos sólidos,líquidos o gasesos que se encuentran en los yacimientos bajo

de alta duración que adhiere en el pozo y mantienen en optimas

pequeñas suspendidas para formar floculos químicos largos para

interacción en sus fronteras causas sismos, volcanes o la creación

(una molécula de bajo peso molecular). Los polímeros son usados

esta tuberia debe aislar cualquier zona de hidrocarburos.

inyección de inhibidores de aceite.Roca almacén: Roca permeable y porosa en la que se han concentradohidrocarburos.

hacia la superficie del suelo.Roca madre: Roca sedimentaria que contiene gran cantidad de materia

petróleo y/o gas.

químicos.

perfiles geológicos de cualquier tierra o el mar.Sismografo: Aparato registrador de las vibraciones del subsuelo que seemplea en la búsqueda de hidrocarburos.

antes de ser abandonado.

plantas y animales fósiles bajo elevadas presiones.

formando un yacimiento.

hidrocarburos migratorios, alojado en un campo de petróleo.

de petróleo.

del pozo.

trabajo en proceso de reparación y servicios a pozos.

durante la perforación del pozo.Tubería pesada (Heavy Weight y/o H.W.): Son tubulares de gran peso

durante la perforación del pozo.

Ejemplo:Profundidad: 3,124 mt.Tv = 0.0045 x 3,124 = 14.05 hr.Quiere decir que se tardará 7.025 hr. sacando ↑ y 7.025 hr. metiendo.↓

especifico de tiempos a la temperatura de prueba)

4

toda una sarta de tuberías; es decir, es una tubería continua. Esta

Tuberia Lastrabarrenas (Drill Collar y/o D.C.): La función de estostubulares es precisamente la de proporcionar peso a la barrena

Viaje Redondo: El proceso completo extraer y meter tuberia.

tuberia se fabrica en dimensiones menores a 3 1/2" y pueden llegar atener diametros hasta 7". Generalmente se utiliza como tuberia de

Formula: Tv = 0.0045 x profundidad del pozo = hrs.

y espesor que se utilizan como tubos auxiliares entre la tubería deperforación y los lastrabarrenas para evitar la fatiga de los tubos

pérdida de circulación, de baja presión y productoras. La cima de

Taponar: Proceso de relleno de un pozo no deseado con cemento

Tubo de Perforación (T.P.): Es la sección de tubo de aproximadamente

flexibilidad que no requieren utilizar conexión o junta para conformar

Trampa: Estructura geologica donde se acumulan hidrocarburos

mecánica de las rocas con el fin de perforar el subsuelo en búsqueda

Tuberías de revestimiento (T.R. o Casing): Serie de tubos que se

- Intermedia: Sirve para aislar zonas inestables del agujero, con

( 14.05 / 2 = 7.025 hr)Viscosidad Plastica: Es la resistencia que opone el fluido enmovimiento. Unidades: cp.(Centipoise: 0.01 centistokes, peso

Viscosidad: Es la unidad de medida de la resistencia al flujo, relaciónentre el esfuerzo de corte de un flujo y velocidad de corte para el mismo.

Tuberias Flexibles: Son conductos tubulares de gran longitud y

la fase de la producción.

9 metros de longitud, que se atornilla a continuación de otro tubo paraampliar la perforación en secciones pequeñas hasta llegar a la base

Trépano (Barrena): Herramienta empleada para la disgregación

Roca metaformicas: Rocas que se han formada en estado sólido enrespuesta a cambio pronunciados de temperatura, presión y ambiente

derrumbes de las paredes y para la extracción de los hidrocarburos en

Teoría orgánica: Hipotesis por la cual el petróleo se originó a partir de

Trampa de petróleo: Estructura geológica la cual atrapa los

colocan en el pozo mientras progresa la perforación para prevenir

orgánica que originó la formación de cantidades apreciables de

Sísmico: Método acústico y de mínimo impacto de compilación de

almacén que impiden el escape de los hidrocarburos y su disperción

- De explotación: Se utiliza para aislar zonas productoras y dedesoportar las máxima presión de fondo de la formación productora,

manejaran en caso de que se requiere fracturar la formación paraaumentar se productividad, el sistema de bombeo mecanico y la

debe ser resistente a la corrosión y soportar las presiones que se

Roca cierre: Serie de rocas impermeables superpuestas a las rocas

referencia.

Reología: Se encarga del estudio de la formación de los fluidos cuando

en forma controlada.

salada, gas y/o aceite) al pozo que siendo detectado a tiempo se puede

(psi)(psi).

(gpm)

( Gradiente Masa)

(gpm)7.4810

brl/min. a lts/min. x 159ft.³/min. a gpm. x

1.4882

2.20

3.78542.2046

2,204.600.22481

0.45360.44482

7.233

25.4

gal/min a lts/min. x

3.785

0.03937

3.785

645.20.3048

0.0703

kg/cm.² a lbs/pulg .² x 14.223lbs/pulg. ² a kg/cm.² x

2.205lbs. a kg. x 0.453kg. a lbs. x

39.37milla a km. x 1.609mt. a pulg. x

3.28ft. a pulg. x

mt. a ft. x

se somentena fuerzas externas.

Que es un brote?: Es la entrada de los fluidos a la formación (agua

formación; permitiendo la entrada de fluidos hacia adentro del pozo

12x

CONVERSIONES

0.3048ft. a mt.

5.60brl. a ft.³ x

kg. a pounds xdaN. a lbs. xton. a pounds xlbs. a daN x

Pounds a kg. x2.20

lbs. a kg. entrekg. a lbs. x

kg/mt. a lbs/ft. xlbs/ft. a kg/mt. x

7.50ft.³ a gal. xgal. a ft.³ entre

7.50lts. a gal. entregal. a lts. x

a mm.² xft/seg. a mt/seg. x

xmm. a pulg. x

1000

mt.³ a cm.³ xmt.³ a lts. x

1,000,000

0.159gal. a mt.³ xbrl. a mt.³ x

0.0003785

42brl. a lts. x 159brl. a gal. x

0.12lbs. a ton. x

lb/gal. a grs/cm.³ x0.000453

8.33lbs. a grs. x 453

gr/cm.³ a lb/gal. x

3.78540.1362

gal/min. a lt/min xlb/ft. a kg/mt. x

x 0.2642gal. a lts.

Perforación bajo balance: Es la tecnica que permite perforar con lapresión hidrostatica de fluido diseñada por debajo de la presión de

mueve con respecto a otro, en una dirección paralela a un plano de

Esfuerzo de corte: Es la fuerza de un fluido que esta en circulación, lacual se opone al sentido del flujo y tiene que ser vencido por esta.

Velocidad de corte: Es la proporción a la cual una capa de fluido se

x 3.785lts. a gal.

pulg. a mm.

pulg. ²

5

DIMENSIONES DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO.

3.7503.8753 7/8

Diam. Barrena.

3 7/8

5.8755.6254.1254.250

3 1/2 3.068 7.70 2.943

4.283

4 1/2 4.052 10.50 3.927

4 1/2 4.000 11.60 3.875

4 1/85 5/85 7/8

4 1/2 3.920 13.50 3.7955 4.408 15.005 4.276 18.00 4.151

6.366 23.00 5.796

17.50

9.625

5.8756.0006.1256.250

6.059

6 5/8 5.921 24.00 5.7966 5/8 6.049 20.00 5.924

77 6.276

7 6.0047 6.184

6 1/4

26.40 6.844

6 1/46 1/2

45.30 6.310

6 3/47 5/8 6.625

35.00 5.8797 5/8 6.969

47.00 6.250

Diam. Interior.

Peso Lbs/ft. Drift.

39.00 6.500

26.00 6.15129.00

20 19.124 21.00

7 5/8 6.453

12.347 72.00

13 3/8 12.715 48.00

Diam. Barrena.

Diam. Interior.

Diam. Exterior.

Peso Lbs/ft.

18.936

36

24.079

17 1/217 1/2

26 24.500 207.00 24.20320 19.000 21.00 18.812

25.812

3626 24.268 237.00 24.000 3626 24.376 223.00

26.312

3626 24.000 270.00 23.703 3630 26.000 593.60

27.312

3630 26.500 533.00 26.312 3630 26.500 524.04

33.000

3630 27.000 453.15 27.812 3630 27.500 383.8130 28.000 310.00 27.813 3636 33.187 551.0036 34.000 374.00 33.812

6.250

6.5006.750

Drift.

1212.25

12 1/412 1/4

9 7/8

36 34.000 371.00 33.812

12 1/4

16 15.010 84.00 14.822 14 3/4

13 3/8 12.190

14.7516 15.125 14.936 14 3/475.00

13 3/8 12.615 54.50 12.45813 3/8 12.515 61.00 12.358

12.55811 3/4 10.772 60.00 10.61511 3/4 10.880 54.00 10.723

10.843

10 5/8 10.62510 5/8

10.035

10 5/810 3/4 9.760 55.50 9.603 9 5/811 3/4 11.000 47.00

9.8759 5/8 8.535 53.50 8.378 8 3/8 8.375

10 3/4 10.192 32.75

9 5/8 8.861 47.00 8.5249 5/8 8.755 43.50 8.598

7 5/8 6.375

DIMENSIONES DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO.

Diam. Exterior.

5 7/8

6 1/4

4 1/43 3/4

66 1/8

8 5/89 5/8 8.835 40.00 8.678

8 1/2 8.5008 5/8 8.625

6

3 1/2 2 13/16 25.30 37.70

NC38 = 3 1/2"IF 9,900

3 1/2 2 1/4 23.20 34.57

3 1/2 2 1/16 26.00 38.74

NC404 1/2 2 3/44 2 9/16 41.72 62.16

42.00 62.58

NC50 = 4 1/2"IF 29,40074.50

NC46 21,800

5 3 50.00

3 3/8 57.00

Torque ft/lbs.

Diam. Exterior.

Tabla deTuberia Heavy Weight

84.93

Diam. Interior.

Peso lbs/ft.

Peso kg/mt. Conex.

5 1/2

3,2003 1/2 3.068

13.85 HD5337.70 11.47 N80

2.982 9.30

TUBING-LESS

Diam. Exterior.

Diam. Interior.

Peso lbs/ft.

Peso kg/mt. Conex. Torque

ft/lbs.

2 3/8 Reg. 3,0003 1/8 1 23.00 34.272 7/8 Reg. 4,900

4 1/8 23 3/4 1 1/2 32.00 48.00

35.00 52.00

NC35 9,200NC35 10,800

NC31 = 2 7/8"IF

6,8004 3/4 2 50.00 74.504 3/4 2 1/4 47.00 70.05

NC35 9,900

5 2 1/4

4 3/4 2 1/4 47.00 70.03

53.00 78.97

5 2 56.00 83.44

83.00 123.67

NC38 = 3 1/2"IF 12,800

NC46 = 4 IF = 4 1/2"XH

22,200NC38 =

3 1/2"IF13,800

NC46 = 4"IF 22,9007 1/4 2 13/166 1/2 2 13/16 92.00 137.08

119.00 177.31

6 1/4 2 13/16

150.00

213.00

7 3/4 2 13/16 139.00

217.008 2 13/16

317.009 1/2 3 1/47 5/8 Reg.7 5/8 Reg.

9 1/2 3 88,000323.33

5 1/2 Reg. 36,000207.00223.50 6 5/8 Reg. 53,000

6 5/8 Reg. 53,400

LASTRABARRENAS Y/O DRILL COLLAR'S (D.C.)

Diam. Exterior.

Diam. Interior.

Peso lbs/ft.

Peso kg/mt. Conex. Torque

ft/lbs.83,000

3 1/2

7

Nota: TP Ø3 1/2" °E-75 Øint. 2 11/16" de 13.3 lbs/ft.TP Ø3 1/2" °X-95 Øint. 2.764 de 13.3 lbs/ft.TP Ø3 1/2" °G-105 Øint. 2.764 de 13.3 lbs/ft.TP Ø2 7/8" 8HRR Øint. 2.441 de 6.5 lbs/ft.

Ejemplo #1:

1) Bna. Hycalog Ø14 3/4" x 17 1/2" Tipo DS100HF1) Doble Caja Liso 8" x 2 7/8" 1) Estabilizador 8" x 14 3/4" x 3"1) Drill Collar Normal 8" x 3"1) Estabilizador 8" x 14 3/4" x 3"2) Drill Collar Normal 8" x 3"1) Estabilizador 8" x 14 3/4" x 3"2) Drill Collar Normal 8" x 3"1) Combinación 8" x 2 7/8" de 6 5/8" Reg.(pin) a 4"IF(box)

Sub-total D.C.:5) Lingadas de TP.HW. 4 1/2" x 2 3/4"

Total:Se esta utilizando una densidad de lodo de 1.55 gr/cm. ³

Primer Paso: Calculo del Factor de Flotación.Formula:

acero.

F.f. = 1 - 0.1975 = 0.8025 (sin unidades; será el factor de flotación)

3 1/2 2.602 2 5/8 15.50

3 1/2 3.063 3 1/8 8.50

73.7076.0077.70

3 1/2 2.992 3 9.503 1/2 2.900 3 11.203 1/2 2.764 2 3/4 13.30 70.20 NC38

101.6066.10 NC38

4 1/2 4.000 4 12.754 1/2 3.958 4 13.75 100.50

3 7/8 16.60 97.204 1/2 3.754 3 6/8 18.10 95.40

3 5/8 20.00 92.504 1/2 3.500 3 1/2 22.82 88.90

3 3/8 24.66 86.404 1/2 3.350 3 3/8 25.50 85.10

4 3/8 16.25 112.005 4.276 4 2/8 19.50 108.60 NC50

4 25.60 101.60 NC505 1/2 4.892 4 7/8 19.20 124.30

4 6/8 21.90 121.40

Peso kg/mt. Conex. Apriete.

5 1/2 4.670 4 2/3 24.70 118.60

Fracc. Peso lbs/ft.

Diam. Ext.

4 1/2 3.826

4 1/2

1.75

4 1/2 3.400

1.241.91

Calculo para Peso Maximo a la Barrena.

Sarta de Perforacion #1

0.66Descripción Long.

198.72

5 4.000

5 4.408

18.231.05

8.121.70

17.13

Nota: 7.85 es ladensidad del

5 1/2 4.778

F.f. = 1 -(Densidad del Lodo)

7.85

61.89136.83

3.640

F.f. = 1 -1.557.85

Tabla Tuberia de Perforación

Diam. Int.

8

Segundo paso: Calculo del Peso de los Drill Collar (DC).

los siguientes calculos:DCN: 8" x 3" = 219.03 kg/mt.Longitud: 61.23 mt.

collar flotado.

Tercer paso: Calculo de los Heavy Weight (HW)

mt. Por lo consiguiente se efectua los siguientes calculos:HW.: 4 1/2" x 2 3/4" = 62.58 kg/mt.Longitud: 136.83 mt.

flotado.

Cuarto Paso: Sumatoria del Peso de los DC + HW en el aire.Formula: Σ Herramienta(Hta) en el aire = WDC + WHW

Por lo tanto:Σhta.en el aire = 13.41 ton. + 8.56 ton.Σhta.en el aire = 21.97 ton.Que será el peso de la hta.en el aire.

Quinto paso: Peso de la Herramienta (Hta.) afectada por el Factor deflotación.Formula: Σhta.afectada por el factor de flotación = Σhta.en el aire x F.f.

Por lo tanto:Σhta.afectada por F.f.= (21.97 ton.) x (0.8025)

afectada por el factor de flotación o Herramienta Flotada.

del 85%.

segun criterio.

el PESO MAXIMO SOBRE LA BARRENA (WOBmax).

15 ton. que sería el peso máximo a la barrena.

Ejemplo #2:

1) Bna.Varel Ø8 1/2" x 9 7/8" Tipo MBC57 #24571) Motor de Fondo Ø6 3/4" Tipo LN67311) Valvula Contra Presión Ø6 3/4" x 2 1/4"1) Drill Collar Corto Monel Ø6 3/4" x 2 7/8"1) MWD HEL Ø6 3/4" x 3 1/16"1) Drill Collar Monel Ø6 3/4" x 2 7/8"1) Combinación Ø6 3/4" x 2 3/4" de 4 1/2"IF(pin) a 4"IF(box)3) Drill Collar Normal Ø6 1/2" x 2 13/16"1) Combinación Ø6 3/4" x 2 7/8" de 4"IF(pin) a 4 1/2"IF(box)

Sub-total DC.:

6) Tramos TP.HW.Ø5" x 3"1) Combinación Ø6 1/2" x 2 1/4" de 4 1/2"IF(pin) a 4"IF(box)1) Martilllo Hidro-mecanico Ø6 1/2" x 2 3/4"1) Combinación Ø6 3/4" x 2 3/4" de 4"IF(pin) a 4 1/2"IF(box)9) Tramos TP.HW.Ø5" x 3"

Sub-total HW.:Suma total:

9

Los drill collar que se estan utilizando en la sarta son de 8" x 3" por lotanto el peso nominal es de 219.03 kg/mt. con una longitud de 61.23mt. sin incluir la longitud de la barrena. Por lo consiguiente se efectua

196.18

5.450.5579.63142.12

0.5554.06

55.610.68

6.889.230.7624.73

0.456.030.794.64

WHW: (62.58 kg/mt.) x (136.83 mt) = 8,562.82 kg. que en toneladasseria 8.56 ton. (8,562.82 / 1000); lo cual seria el peso de los HW

Σhta.afectada por F.f.= 17.63 ton. Sera el peso de la Hta.

WDC: (219.03 kg/mt) x (61.23 mt) = 13,411.20 kg. que en toneladasseria 13.41 ton. (13,411.20 / 1000); lo cual seria el peso de los drill

Los HW que se estan utilizando en la sarta son de 4 1/2" x 2 3/4" por lotanto el peso nominal es de 62.58 kg/mt. con una longitud de 136.83

Calculo para Peso Maximo a la Barrena.

Sarta de Perforacion #2Descripción Long.

WOBmax. = 17.63 x 0.85 = 14.98 ton. que redondeandolo seria del

Sexto paso: Peso maximo a la barrena con el factor de seguridad

Como ya sabemos el peso a la barrena al 100% es de 17.63 ton. peropor seguridad de la tuberia de manejara un factor del 80% o 85%

En esta ocación se utilizará el factor del 85% para dar como resultado

Se esta utilizando una densidad de 1.47 gr/cc.

Primer Paso: Calculo del Factor de Flotación.

Ff = 1 - (0.1873) = 0.8127

Segundo paso: Calculo del Peso de los Drill Collar (DC).

Contra Presión, por lo consiguiente se efectuar á lo siguiente:DCN: Ø6 1/2" x 2 13/16" = 137.08 kg/mt.Longitud: 46.79 mt. (no incluye barrena + motor de fondo + valvula contra

presión)WDC en el aire: (137.08 kg/mt) x (46.79 mt.) = 6,413.97 kg. = 6.41 ton.

Tercer paso: Calculo de los Heavy Weight (HW)Se calculará el peso del HW en el aire en donde bajo criterio se contemplará la longitud por debajo del martilloHW: 5" x 3" = 74.50 kg/mt.Longitud: 56.29 mt. (incluye los HW por debajo del martillo + combinaci ón)WHW en el aire: (74.50 kg/mt.) x (56.29 mt) = 4,193.61 kg. = 4.19 ton.

Cuarto Paso: Sumatoria del Peso de los DC + HW en el aire.Σ Peso DC+HW en el aire = 6.41 + 4.19 = 10.60 ton.

Quinto paso: Peso de la Herramienta (Hta.) afectada por el Factor deflotación o flotada.Peso sarta flotada: 10.60 ton. X 0.8127 = 8.61 ton.

Sexto Paso: Peso sobre la barrena maximo con el factor de seguridaddel 85%

barrena por debajo del martillo.

columna de flu ído a una determinada profundidad.Formula:

volúmen de acero, o para otros calculos.

Dondé:Ps: Peso de la sarta en el aire, en ton. ó kg.

La velocidad, anular es la velocidad con que viaja el flu ído a la superficie

10

en mt.³ o lts.

Velocidad Anular.

Vel.Anular =D² - d²24.5 x Q

Vol.Acero =Ps

7.85 =

Volumen del Acero.

Al sacar y meter la sarta de perforación es necesario saber elvolúmen de fluído que baja o aumenta en las presas para detectaralguna pérdida de circulación o entrada de fluído al pozo, conociendo el

En esta ocación como se esta utilizando sarta navegable; bajocriterio no se tomará encuenta Barrena, Motor de Fondo y Valvula

WOBmax.= 8.61 ton. X 0.85 = 7.32 ton. Es el peso maximo sobre la

Presión Hidrostatica.

La presión hidrostática es la presión que se ejerce el peso de una

Ph = (Densidad del lodo) x (Profundidad)10 = kg/cm.²

Ff = 1 -1.477.85

Dondé:Vel.Anular: Velocidad anular, en ft/min.Q: Gasto de la Bomba, en gal/min. (gpm)D: Diámetro del agujero, en pulg. (diametro de la barrena)d: Diámetro de la T.P., en pulg.

Ejemplo:

T.P.: Ø4 1/2"Agujero: Ø9 1/2" o Barrena de 9 1/2"Gasto: 350 gal/min. (gpm)

Vel.Anular= 122.5 ft/min.

perforando para salir a la superficie.

Ejemplo:Profundidad: 2,856 mt.Vel. Anular: 122.5 ft/min.

Gasto de una bomba Duplex.

Gasto de una bomba Triplex.

Donde:Qd: Gasto de una bomba diplex, en gpm.(gal/min.)D: Diametro de la camisa, en pulg.d: Diametro del de vástago, en pulg.L: Longitud de la carrera, en pulg.Qt: Gasto de una bomba triplex, en gpm.

Ejemplo:

Bomba Duplex.Camisa: 6 1/4"Vástago: 3 3/8"Carrera: 16"55 emb/min (epm. y/o strokes)90% de eficiencia volumétrica.

( 78.12 - 11.39 ) x 16

Qd = 7.21 gal/emb. (gpe), al 100% de ef.vol.

Qd = 7.21 gpe. x 0.90 = 6.49 gpe. al 90% de ef.vol.6.49 gpe. x 55 epm. = 356.89 gpm. ó 357 gpm. 11

148Qd =

148

148 =

66.73 x 16148

=1,067.68

( (2 x 39.06) - 11.39) x 16

Qt = D² x L98

= gal/emb. (gpe)

Qd = 148

( (2 x (6.25)²) - (3.375)² ) x 16 =

Gasto de una bomba Duplex y Triplex.

Qd = ( 2 x D² - d² ) x L148

= gal/emb. (gpe)

9,367.68122.5

= 76.32 minutos.T.Atzo. =2,856 x 3.28

122.5 =

Tiempo de Atrazo.

Es el tiempo que transcurre el ripio, formación y/o lodo que se esta

T.Atzo. =Profundidad Actual x 3.28

Vel.Anular.= minutos.

Vel.Anular =9.5² - 4.5²24.5 x 350

=90.25 - 20.25

8,578.50=

8,578.5070

Ejemplo #2.

con camisa 5 1/2" y deseamos un gasto de 383 gpm.

Bomba #1Bomba Triplex Garden Denver PZ-8Camisa: 5 1/2 pulg.Longitud de la carrera: 8 pulg.95% de eficiencia volumetrica.

2.46 gpe. 100% de efic.volum.2.46 gpe. x 0.95 = 2.34 gpe. la bomba #1

Bomba #2Bomba Triplex EMSCO F1000Camisa: 5 1/2"Longitud de la carrera: 10 pulg.95% de eficiencia volumetrica.

3.09 gpe. 100% de efic.voulm.3.09 gpe. x 0.95 = 2.93 gpe. la bomba #2

Pero deseamos que ambas bombas nos genere 383 gpm. Por lo tantose efectura lo siguiente:

1°

2° Bomba #1:

3° Bomba #2:

la bomba #2. Y esto se comprueba de la siguiente manera:

Bomba #1: 78 epm. x 2.46 gpe. = 191.88 gpm. = 192 gpm.Bomba #2: 62 epm. x 3.09 gpe. = 191.58 gpm. = 192 gpm.

192 + 192 = 382 gpm. que equivaldria los 381 gpm. que requerimos.

Formula: Da x DL

Donde:Vel.Anular Opt.: Velocidad anular óptima, ft/min.Da: Diámetro del aguejero (Diametro de Barrena), en pulg.DL: Densidad del flu ído de perforación, gr/cm³

9 1/2" y un lodo de 1.15 gr/cc.?

12

129.55 ft/min = 130 ft/min.10.931,416

=

Velocidad Anular Optima para Rangos Normales de Diametro de Agujeros y Pesos de Lodo.

Vel.Anular Opt. =1,461

=

Por lo tanto se necesitara 78 emb./min. en la bomba #1 y 62 epm. en

Nota: Si las bombas que se esten utilizando sean identicas el resultadoque se obtenga de los gpe. de una de ellas se multiplicara por dos.

ft/min.

Ejemplo: Cuál es la velocidad anular óptima, si se tiene un agujero de

Vel.Anular Opt. = 9.5 x 1.151,416

=

191.53.09

= 61.9 emb. = 62 emb/min. (epm)

191.52.46

= 77.8 emb. = 78 emb/min. (epm)

3832

= 191.5 gpm.

= 3.09 gpe.302.50

98 =

30.25 x 898

=

98Qt = ( 5.5² ) x 10 =

30.25 x 1098

Qt = ( 5.5² ) x 898

=24298

= 2.46 gpe.

En este caso se van ha utilizar dos bombas triplex una Garden DenverPZ-8 con camisa 5 1/2" y la otra una Continental EMSCO F1000 con

El número de 8 se refiere una longitud de carrera de 8 pulg.

En este caso se toma los dos primeros digitos referente la longitud de la carrera que es de 10 pulg.

los D.C. o la TP. H.W.

Formula:

Donde:

Pn: Altura a que se encuentra el punto neutro, en mt.P.S.B.: Peso que se está cargando a la barrena, en kg. o ton.F.f.: Factor de flotación, sin unidades.WDC en el aire: Peso del D.C. en el aire, kg/mt.

utilizando la TP.HW. Como herramienta, en mt.Lh: Longitud de la herramienta o Drill Collar, en mt.

Collar en el Lodo.P: Peso de la TP.HW. En el aire, en kg/mt.

Ejemplo: Calcular el punto neutro, con los siguientes datos:

Drill Collar: 7 3/4" x 2 3/4"Longitud Drill Collar: 77.00 mt.Peso de los Drill Collar: 208.6 kg/mt.Lodo: 1.20 gr/cc.F.f.: 0.847Peso de la Herramienta Flotada: 13.6 ton.P.S.B.: 11 ton. (11,000 kg)Longitud promedio de los Drill Collar, HW y TP: 9.14 mt.

Por lo tanto:

agua salada de densidad 1.076 gr/cc. y 10% de sal.

Formula: Pf = Ph + PTP

Donde:Pf: Presión de formación, en kg/cm.²Ph: Presión hidrostática, en kg/cm.²PTP: Presión en TP., en kg/cm.²

Ejemplo:Calcular la presión normal de formación a 3,500 mt.0.1076 kg/cm.²/mt. x 3,500 mt. = 377.00 kg/cm.²

13

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

Presión de Formación

62.2 mt.

Se considera para la costa del Golfo de México un gradiente de presiónnormal de formación de 0.1076 kg/cm.²/mt., que le corresponde al

9.14 mt. = 6.8 punto neutro en 7mo.Drill Collar.

barrena, en kg = peso sobre la barrena, menos el peso de los Drill

Pn = 0.847 x 208.611,000

=176.6811,000

= 62.2 mt.

que esta sufriendo el movimiento cíclico de tensión y compresión, ypor lo tanto, ante mucha consideración, es necesario que éste punto,

( F.f.) x PPnHW =

Pe

Punto Neutro.

PnHW: Altura a que se encuentra el punto neutro, cuando se esta

Pe: Peso de la tubería extrapesada (HW) que se está aplicando a la

+( F.f. ) x ( WDC en el aire )

se encuentre siempre trabajando en tubos de pared gruesa, como son

Pn =P.S.B.

Lh

Se denomina punto neutro en la sarta de perforación, a la parte del tubo

Formula:

Donde:Qmin: Gasto minimo recomendable, en gal/min. (gpm)DH: Diámetro del agujero (Diametro de la barrena), en pulg.DTP: Diámetro de la TP., en pulg.DL: Densidad del lodo, en gr/cm. ³Ejemplo:Barrena: 9 1/2"TP.: 4 1/2"Lodo: 1.35 gr/cc.

Ejemplo #1.

esta usando tres toberas 20/32".

Primero: Efecturemos la siguiente división:2032

Segundo: Al resultado lo elevaremos al cuadrado.( 0.625) ² = 0.3906

0.7854.

de 20/32"

toberas de 20/32".

Ejemplo #2.

12/32" mas 5)Toberas de 14/32".

Primero: Se efectuarán las siguientes divisiones.12 1432 32

Segundo: Los resultados los elevaremos al cuadrado. ( 0.375 )² = 0.1406( 0.4375 )² = 0.1914

Tercero: Dichos resultados lo multiparemos por el factor 0.7854.( 0.1406 ) x 0.7854 = 0.1104 pulg.²( 0.1914 ) x 0.7854 = 0.1503 pulg.²

que porta la barrena.0.1104 x 3 (Numero de Toberas de 12/32") = 0.3312 pulg.²0.1503 x 5 (Numero de Toberas de 15/32") = 0.7515 pulg.²

Por lo tanto el ATF de la barrena sera:

0.3312 + 0.7515 = 1.0827 pulg.²

14

Cuarto: Los resultados lo multiplicaremos por el numero de toberas

Cuarto: 0.3067 x 3 = 0.9201 pulg.² y es el resultado del ATF de tres

Deseamos saber el ATF de una barrena PDC que tiene 3)Toberas de

= 0.375 y = 0.4375

Tercero: Al resultado lo multiplicaremos por el factor constante de

( 0.3906) x ( 0.7854 ) = 0.3067 dando como resultado el ATF de una

Pero deseamos saber el ATF de tres toberas de 20/32", por lo tantoel resultado del ATF de una tobera de 20/32" se multiplicara por tres.

Calculo Manual del Area de Toberas o Area Total de Flujo (ATF).

Deseamo saber al area total de flujo (ATF) de una barrena triconica que

= 0.625

315.04 gpm.4,040.4012.825

=Qmin =57.72 x 70

12.825 =

9.5 x 1.35 =

57.72 x ( 90.25 - 20.25 )12.825

Qmin =

Gasto Minimo Recomendable (Ecuación de Fullerton).

Qmin = 57.72 x ( DH² - DTP² )DH x DL

= gpm.

57.72 x ( 9.5² - 4.5² )

Dimensiones de las llaves:4.5 feet = 1.37 mt. 3.5 feet = 1.07 mt.4 feet = 1.22 mt. 3 feet = 0.91 mt.

Nota: Otro criterio para el galonaje a las barrenas seria lo siguiente:

28 gal/pulg.bna. y se manejara de 50 a 100 rpm.Ejemplo:Barrena de 12 1/4".

12.25 x 30 = 368 gpm. como minimo. ( 30 gal/pulg.bna ).12.25 x 45 = 551 gpm. como máximo ( 45 gal/pulg.bna. )12.25 x 28 = 343 gpm. en zona perdida ( 28 gal/pulg.bna.)

estará en un rango de 368 gpm. a 551 gpm.

30 gal/pulg.bna. y se manejara de 50 a 100 rpm.

( Pagina # 17).

Formula WOB.Direc.= (WOB) x (coseno del angulo máximo construido)Donde: WOB: Peso que se le está aplicado a la barrena.

648

15

516613 840

888

P.D.C.Minimo. Maximo.

760

1,260

empleara la formula de la ecuación de Fullerton antes mencionado.

Peso que le Llega a la Barrena en un Pozo Direccional.

En caso necesario que se tenga que emplear un gasto minimo a unabarrena considerando la densidad del lodo que se está utilizando se

- Triconica: Se deberá de utilizar de un 30 gal/pulg.bna. a 45 gal/pulg.bna. Cuando se trabaje en una zona de perdida se empleará

En resumen la barrena de 12 1/4" el galonaje que se puede emplear

- P.D.C.: Se deberá de utilizar de un 35 gal/pulg.bna. a 50 gal/pulg.bna. Cuando se trabaje en una zona de perdida se empleará

4 1/8 4.125 124 186

206 282197 270144 198

5 5/8 5.625 169 2535 7/8 5.875 176 264

210 2886 1/8 6.1256 6.000 180 270

184 276

293 402228 312214 294

6 1/2 6.500 195 2938 3/8 8.375 251 377

298 4089 1/2 9.5008 1/2 8.500 255 383

285 428

372 510346 474333 456

9 7/8 9.875 296 44410 5/8 10.625 319 478

420 57612 1/4 12.25012 12.000 360 540

368 551 429 58814 3/4 14.750 443 664 70817 1/2 17.500 525 788

26 26.000 78018 1/2 18.500 555 833

1,170 910

4 1/2" a 4" 2 3/8" 3,000 3,500 410

1,248

Gasto Minimo y Maximo Recomendado a la Barrenas.

Diam. Barrena. Decimal.

TriconicaMinimo. Maximo.

1,728

5" a 4 5/8"480

4,500 5,500 620

36 36.000 1,080 1,620

9" a 7 5/8" 4 1/2" 12,000

2 7/8"970 1,2407 3/8" a 5 1/8" 3 1/2" 7,000 9,000

4,700

1,66016,000

5,5303,870 4,420

2,21026" a 9 1/2" 6 5/8" 28,000 32,000

ft. - lbs. mt. - kg.Triconica P.D.C.

Apriete o Torque para las Barrenas Triconicas y PDC.

Diam. Barrena.

26" a 14 3/4" 7 5/8"

Piñon Regular.

34,000 40,000Triconica P.D.C.

es utilizado para obtener las condiciones de operación optima.

16

Ejemplo de un diagrama de penetrabilidad.

El diagrama de penetrabilidad o mejor dicho prueba de penetrabiilidad

Aclarando que no siempre permaneceran constante por puede variardebido a la formación que se este cortando en el momento.

17

Cima de cemento

1/16"

1/8"

Como se divide una pulgada.

0

3/16"

1/4"

5/16"

Cople flotador.

7/8"

5/8"

3/4"

3/8"

7/16"

9/16"

1/2"

11/16"

13/16"

Colocación de los accesorios de la TR.

15/16"

1 pulg.

Tapones.

1 1/16"

1 1/8"

Zapata

2) Tramos de T.R.

Datos: - Profundidad: 857 mt. - Angulo: 16.56° - Azimut: 305.60° - Vertical (TVD): 847.65 mt. - Desplazamiento (V´sect.): 73.84 mt.

847.65 mt.

360° - 305.60° = N 54.40° W

Donde se Mete el Sol ( Anochecer )

Mirada de la persona.

Donde Sale el Sol ( Amanecer )

18

w

N

S

S

Interpretación del Survey.

73.84 mt.

857 mt.

N305.60°

S

EW + - +

-siguiente manera:

Azimut: 305.60°

interpretación derumbo sería de la

Para darle

90°

16.56°

74.44°°

180° - (90° + 16.56°) =74.44°

0°

90°

180°

270°

360°

como la densidad máxima del lodo.Formula:

DLE: Densidad del lodo equivalente, en gr/cc.

PS: Presión en la superficie, en kg/cm ²10: Es una constante.H: Profundidad del pozo, en mt.DL: Densidad del lodo en el pozo, en gr/cc.

80 kg/cm²

Zapata a 2,000 mt.

Profundidad a 2,020 mt.

Formula:

DLE = 0.396 + 1.20 = 1.59 gr/cc.

kg/cm²

+ 1.20

Q ( bls )

gr/cc.

2,020

19

85 4.5083 5.00

69 3.5080 4.00

51 2.5060 3.00

29 1.5040 2.00

9 0.5018 1.00

800DLE =

80 x 102,020 +

+ DL =DLE = PS x 10H

1.20 =

Prueba de Goteo.

Es para determinar el gradiente de fractura de la formación y asi definirla máxima presión permisible en el pozo cuando acurre un brote, asi

Densidad de 1.20 gr/cc.

Formula: H35

Donde:21.1: Temperatura promedio del Golfo de México.H: Profundidad a calcular.

1° C )

20

Velocidad del fluido en el espacio anular (mt/min)

VEA=( Øint.TR² - Øext.TP² ) x 0.5067

Q = mt./min.

Øint. 2 13/16"Øint. 3"

2 7/8" SH3 1/2" SH

3 1/2" SH=Øext. 4 3/4" = 4 1/2" SH3 1/2" SH = Øext.5"

4" FH = 4 1/2" DSL = Øext.5 3/4"4 1/2" XH

4 1/2" Reg.4 1/2" IF

2,500 a 2,7507,300 a 8,030

9,900 a 10,89012,800 a 14,08017,900 a 19,69022,200 a 24,420

32,00 a 35,20050,000NC61

NC70 85,000

NC26NC31NC38NC38NC40NC46NC44NC50

2 3/8" IF2 7/8" IF3 1/2" IF3 1/2" IF

4" IF5" XH

6 5/8" Reg.7 5/8" Reg.

35: Constante ( Se concidera que cada 35 mt. de profundidad aumenta

Equvalencia de Rosca y/o conexiones.

4" IF4 1/2" FH

T = 21.1 +

Temperatura ( °C ) a diferente profundidades.

05

1015202530354045505560657075808590

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Q ( Barriles )

Pres

ión.

Donde:L: Diametro del corte o ripio, en cm.DS: Densidad del corte o ripio, en gr/cc.DF: Densidad del fluido, en gr/cc.Va: Viscosidad aparente.

Donde:DF: Densidad del fluido, en gr/cc.VF: Viscosidad del fluido, en seg.

VAP = VEA - Vs = mt./min.Donde:VEA: Velocidad de fluido en espacio anular.Vs: Velocidad del asentamineto.

Presión: 2,500 psi.

Long.: 108 mt.Long.: 64 mt.Long.: 64 mt.

Presión: 2,500 a 3,000 psi.

Long.: 118 mt.Long.: 108 mt.

Presión: 3,000 a 3,500 psi.

Long.: 118 mt.Long.: 108 mt.

Presión: 3,500 a 4,500 psi.

Long.: 160 mt.Long.: 135 mt.

TSP.- ATF: 0.35, 0.45, 0.50

Donde:CB: Costo de la Barrena, en $Ceq.: Costo de la hora equipo ó día equipo, en $T: Horas de la Barrena, en hr.Tv: Tiempo de Viaje, en hr.M: Metros perforados, en mt.

Ø6 3/4" ( 171 mm. ) Tipo: L E 6 7 5 4

21

HW 3 1/2" Diam.Int.: 2.06"DC 4 3/4" Diam.Int.: 2.25"

DC 6 1/2"

TP 3 1/2" Diam.Int.: 2.62"

HW 5" Diam.Int.: 3"Diam.Int.: 3"

HW 5" Diam.Int.: 3"DC 8" Diam.Int.: 3"

Diam.Int.: 3"

Diam. Bna.: 12" a 12 1/4"

Diam. Bna.: 6 1/2" a 5 7/8"

Diam. Bna.: 8 1/2" a 8 3/8"TP 5" Diam.Int.: 4.23"

TP 5" Diam.Int.: 4.23"

HW 5"Diam.Int.: 4.23"

Diam.Int.: 3"DC 8" Diam.Int.: 3"

DC 9 1/2"

M

Calculo del Costo por Metro.

CM = CB + Ceq. x ( T + Tv )

Interpretación del Tipo de un Motor de Fondo.

Velocidad de ascenso del corte.

Datos Opcionales Para Correr Una Hidraulica.Diam. Bna.: 26" a 17 1/2"TP 5"

21.23 x L² x ( DS - DF )Va

= mt./min.

Va = DF x VF2 =

Viscosidad Aparente.

Vs =

Velocidad de asentamiento.

Baja (L) RPMAlto Torque.

6 : 7Rotor Estator

5 . 4 Stage

Donde: Pt = Ph. + Pm.Ph: Presión Hidrostatica.Pm: Presión Manometrica ( Presión en Superficie )

Ph = Prof.(mt.) x Densidad(gr/cc) x 0.1 = kg/cm. ²Hp = Prof.(ft.) x Densidad(lbs/gal.) x 0.052 = psi.

( Df - Di ) x Pz x 0.1 = kg/cm. ²Donde:

da gr. / cm.³ (gr/cc)Di : Densidad Original del lodo, en gr/cc.Pz : Profundidad en donde esta ubicada la zapata.

(Resultadoaproximado)

Nota: Apriete TP: 27,778 lb/ft.

Drill Out Steerable Ream While Drilling ( DOSRWD )International Association of Drilling Contractor ( IADC )

22

Diam. Toberas. 1 2 3

Numero de Toberas.4 6 7 85

6.280 7.0656.210

32 / 32" 0.785 1.570 2.355 3.140 3.925 4.710 5.495

5.41230 / 32" 0.690 1.380 2.070 2.760 3.450 4.140 4.830 5.520

5.41228 / 32" 0.601 1.203 1.804 2.405 3.007 3.608 4.209 4.811

3.97626 / 32" 0.519 1.037 1.556 2.074 2.593 3.111 3.630 4.148

3.34124 / 32" 0.442 0.884 1.325 1.767 2.209 2.651 3.093 3.534

2.76122 / 32" 0.371 0.742 1.114 1.485 1.856 2.227 2.599 2.970

2.23720 / 32" 0.307 0.614 0.920 1.227 1.534 1.841 2.148 2.454

1.76718 / 32" 0.249 0.497 0.746 0.994 1.243 1.491 1.740 1.988

1.55316 / 32" 0.196 0.393 0.589 0.785 0.982 1.178 1.374 1.571

1.35315 / 32" 0.173 0.345 0.518 0.690 0.863 1.035 1.208 1.381

1.16714 /32" 0.150 0.301 0.451 0.601 0.752 0.902 1.052 1.203

0.99413 / 32" 0.130 0.259 0.389 0.518 0.648 0.778 0.907 1.037

0.83512 / 32" 0.110 0.221 0.331 0.442 0.552 0.663 0.773 0.884

0.69011 / 32" 0.093 0.186 0.278 0.371 0.464 0.557 0.650 0.742

0.55910 / 32" 0.077 0.153 0.230 0.307 0.383 0.460 0.537 0.614

0.311 0.373 0.435 0.4970.062 0.124 0.186 0.2499 / 32"

9

0.147 0.196 0.245 0.2957 / 32"8 / 32" 0.049

0.3380.0380.393 0.4420.344

0.2250.098

Densidad Equivalente (De).

De = Profundidad ( mt.) x 0.1 Pt ( kg/cm.² )

= gr/cm.³

9 =

Presión Hidrostatica.

Presión Máxima Permisible en la Superficie.

0.263 0.301

Area Total de Flujo de la Toberas, en pulg. ²

Df : Gradiente de fractura ( kg. / cm.² / mt.) que multiplicado por 10

Tiempo de Circulación y Conexión.

hr.TCC = Metros perforados

Formula para convertir los "PSI" esfuerzo del Top-Drive a Amperes.PSI (manometro de esfuerzo del Top-Drive) x 10

16.8 ÷ 4 = Amp's.

27,77816.8

= amperaje.

0.075 0.113 0.150 0.188

Factor o constante.

se miden a incrementos de 1/32 pulg.

a) Caida de Presión en la Barrena. ( ∆pBna. )Formula:

Q² x Densidad

Donde:Q: Gasto o flujo de la barrena, en gpm.

por el factor 8.33 )10,856: Factor constante.ATF: Es el área total de flujo de la barrena; en pulg. ²

de flujo, del peso del lodo y del áre total de flujo de la barrena.

b) Caballaje de Fuerza Hidraulica ( HHP ).Formula:

Donde:∆pBna.: Caida de presión de la barrena, en psi.Q: Gasto o flujo de la barrena, en gpm.1,714: Factor o constante.

c) Area del Agujero. ( Ah )Formula:

Donde: π: Factor "Pi" equivale a 3.1416Øbna.: Diametro de la barrena o del agujero.4 : Constante.

d) Indice de Limpieza. ( HSI )Formula:

Donde:HHP : Caballaje de fuerza hidraulica, en hhp.Ah : Area del agujero, en pulg. ²

23

a menos velocidad. La caída de presión depende, pues, del regimen

para su régimen de flujo específico y un peso dado del lodo, el flujo queque descargan las toberas tiene una velocidad correspodiente alta. Porotro lado, si la caída de presión es más baja, bajo las mismascondiciones de flujo y de peso del lodo, las toberas descargan el fluido

La caída de presión a través de una barrena es la diferencia de presióndel lodo, entre la que descargan las toberas y la que se tiene en lasarta de perforación, en el punto situado inmediatamente encima de suentrada en la barrena. Si la caída de presión es extremadamente alta

del fluido que descargan las toberas. Naturalmente, el efecto contrarioes igualmente válido. El ATF de una barrena se puede alterar paraaparearlo al programa hidráulico con sólo cambiar el tamaño de lastoberas reemplazables. Todos los orificios de descarga de las toberas

¿Para que queremos saber el Área Total de Flujo ( ATF )?En las barrenas, el área total de flujo es la suma de las seccionestransversales de los orificios de descarga de las toberas. Mientras

Formulas Basicas para el Calculo Hidraulico de la Barrena.

más grande sean las toberas de la barrena, más grande es el ATF.

∆pBna =10,856 x ATF² = psi

Densidad: Peso del lodo de perforación en lbs./gal. ( Si se estautilizando gr./cm.³ se debera de convertir a lbs/gal. multiplicandose

hhp

Para cada régimen de flujo, el aumento del ATF disminuye la velocidad

HHP = 1,714∆pBna. x Q =

pulg.²

HSI = HHPAh

= hhp / pulg.²

Ah = π x ( Øbna. )²4

=

El factor HSI ( del inglés Hydraulic HorsePower / Square Inch )proporciona una medida de la fuerza hidráulica que consume labarrena en función del régimen de flujo y de su caída de presión, asícomo el diámetro del pozo; por eso, la caída de presión aumenta amedida que sube el régimen de flujo. Sin embargo, al aumentar elrégimen de flujo, a la larga el ATF debe aumentarse para manteneruna caída de presión adecuada, con la consiguiente disminucióndel HSI. Este llega al máximo cuando la caída de presión a través dela barrena equivale al 64.5% del tubo vertical, el cual registra lapresión del lodo al entrar en la sarta de perforación.

e) Velocidad del Fluido de Perforación en la Toberas. (Jv )

Formula:

Donde:Q : Gasto o regimen del flujo de la barrena, en gpm.0.32086 : Factor constante.ATF : Area Total de Flujo de la Barrena, en pulg. ²

f) Fuerza de Impacto de las Toberas sobre el agujero del Pozo. ( JIF )Formula:

Donde:0.000516 : Factor Constante.Densidad del Lodo : Peso de lodo, en lbs./gal.Q : Gasto o regimen del flujo, en gpm.Jv : Velocidad de la toberas, en psi.Ah : Area del agujero, en pulg. ²

ATF =

La velocidad del fluido en las toberas recomendable es de 200a 300 pies/seg.

ft./seg.Jv = Q x 0.32086

lentas cuando se usan lodos de base aceite, la barrena de PDC

Dicha fuerza es función de la velocidad de los chorros ( "jets" ), delpeso del lodo y del régimen de flujo ( gasto ). El valor de JIF llega almáximo cuando la caída de presión a través de la barrena es igual al49% de la presión del tubo vertical del lodo.

requisitos de la formación que se ha de perforar.

perforan más aprisa y duran más en su uso. El aceite ayuda almecanismo del cortador, ya que remueve el ripio de la cara

24

cierto cuando se perforan lutitas hidratables con lodos de base agua.En las formaciones más duras, el enfriamiento es más importante

A tiempo que las barrenas de conos de rodillos tienden a ser másPerforación con Lodos de Base Aceite.

incica que, para perforar formaciones diferentes se requieren diferentesprogramas hidráulicos. Esto se debe tener en cuenta al diseñar la

de la barrena mucho más aprisa que el agua, con la consiguientedisminución de la generación de calor en los puntos de contacto de loscortadores con la formación. Por razones de protección ambiental,

psi

La fuerza de impacto de los chorros de las toberas ( JIF de su nombreen inglés Jet Impact Force ) es la fuerza que aplica sobre el fondo del

barrena y al calcular el programa hidráulico, a fin de satisfacer los

JIF = 0.000516 x Densidad del Lodo x Q x JvAh =

que la limpieza de la barrena. Si los cortadores se sobrecalienta, lala estructura de corte se degrada y se desgastan rápidamente. Eso

altos y la producción de recortes ( ripio ) es abundante, la barrenatiende a embolarse si nos se mantiene limpia. Esto es especialmente

pozo el fluido que descargan las toberas cuando la barrena está enel fondo.

Enfriamiento Vs. Limpieza.En formaciones blanda, en las que los regímenes de penetración son

sin embargo, en todo el mundo ha mermado el uso de lodos de baseaceite. Recientemente, el cambio a lodos de base agua ha perdidoalgo de intensidad, a causa de la introducción, por parte de algunasempresas petroleras, de aceites "innocuos" para el medio ambiente.Aún así, dado el alto costo de esos nuevos sistemas de lodo de baseaceite, es muy dudoso que el lodo de base agua siga perfiendomucho terreno.

Peso del Lodo.El peso del lodo puede variar durante la perforación. Muy importante escontrolar las presiones del subsuelo para evitar es descontrol de losPozos. El peso del lodo influencia el desempeño de la barrenas dePDC por el efecto que ejerce sobre la caída de presión, ( el caballaje

( ripio ) de la formación.

de fuerza hidráulico por pulgada cuadrada a través de la cara de labarrena ) y la tendencia a impedir la efectiva remoción de los recortes

B

C A

igual a 180°.<A + <B + 90° = 180°

25

Pc. % Sol.

9-14

Propiedades Reologicas de los Lodos. ( Información de la Permargo )

Dens. gr/cc.

Lodo Emulsión Inversa. Lodo Base Agua.

1.00

Relación Ag. / Ac.

12-18

Vp.

1.05 12-20 8-14 9-14

Vp. Pc. % Sol.

5-11 2-5 5-8

2-8 60/40-65/35 3-10 60/40-65/35

2-5 5-8

1.10 13-24 4-11 60/40-65/35 10-15 10-14 3-6 7-91.15 14-27 5-12 60/40-65/35 11-15 11-16 3-6 8-101.20 15-30 6-14 60/40-65/35 15-18 12-16 3-7 10-121.25 17-32 7-15 60/40-65/35 14-19 14-18 4-8 11-131.30 18-35 8-16 60/40-65/35 15-20 15-20 5-9 13-151.35 20-37 9-18 60/40-65/35 16-21 17-22 5-10 14-161.40 22-40 10-20 60/40-65/35 18-23 18-24 6-10 16-181.45 24-44 10-21 60/40-65/35 20-24 20-27 6-11 18-201.50 26-46 11-23 65/35-75/25 21-25 22-29 7-11 20-231.55 28-48 12-24 65/35-75/25 22-25 26-31 7-12 22-251.60 31-51 13-25 65/35-75/25 23-28 29-34 8-13 23-261.65 32-54 14-27 65/35-75/25 25-29 30-37 8-13 24-271.70 34-56 15-28 65/35-75/25 26-30 32-39 8-14 25-281.75 36-58 16-30 65/35-75/25 27-31 35-42 8-15 27-301.80 38-62 17-32 65/35-75/25 29-33 38-46 9-16 28-321.85 41-64 18-33 75/25-90/10 30-34 41-48 10-17 30-341.90 42-67 20-35 75/25-90/10 32-36 44-51 11-18 32-361.95 45-71 21-37 75/25-90/10 37-38 47-55 11-19 33-372.00 47-73 22-39 75/25-90/10 34-38 48-58 12-20 35-392.05 49-75 23-41 75/25-90/10 36-40 53-62 13-21 36-402.10 52-78 24-42 75/25-90/10 37-41 56-64 13-22 38-412.15 54-82 25-45 75/25-90/10 39-42 58-68 15-24 39-422.20 57-84 26-47 75/25-90/10 40-44 62-71 17-20 41-452.25 60-86 28-49 75/25-90/10 42-45 66-75 18-28 43-462.30 63-89 29-57 75/25-90/10 43-462.35 66-94 30-53 75/25-90/10 44-472.40 66-95 31-55 75/25-90/10 45-45

Principales funciones trigonométricas para triángulo rectángulo.

Sen A = Cateto opuesto al <"A"Hipotenusa

= CBAB

Cos A = Cateto adyacente al <"A" = ACHipotenusa AB

Tg A = Cateto Opuesto al <"A" = CBCateto adyacente al <"A" AC

Los valores de las funciones trigometricas son razones entre los ladosde un triangulo rectangulo, por lo tanto, son valores abstractos, que notienen unidades. Una función trigonometrica contiene tres elementos(angulo y dos lados), si se tratara de encontrar una de ellas, escondición necesaria y suficiente, conocer dos elementos .I.- En todo triangulo rectangulo, la suma de sus angulos interiores, es

igual a 90° .<A + <B = 90°

Ejemplo:

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

B

40 mt.

72.10 mt.

C X A

<A = ang.sen (0.5548) = 33° 40' = 33.66°<B = 90° - 33.66 = 56.34°

X = ( 72.10 mt. ) x ( Cos 33° 40' ) = 72.10 x 0.832 = 59.98 = ± 60.00 mt.

26

37-432.25 75 68-79 20-29 39-452.20 73 64-74 18-26

35-402.15 72 60-69 16-24 36-412.10 70 57-65 14-22

32-372.05 68 53-62 13-21 33-382.00 66 50-58 12-20

65 47-55 11-19 31-35

29-331.90 63 44-51 11-18 30-341.85 61 41-48 10-17

27-301.80 60 38-46 9-16 28-321.75 58 35-42 9-15

25-281.70 56 32-39 8-14 25-291.65 55 30-37 8-13

23-261.60 53 29-34 8-13 24-271.55 51 26-31 7-12

21-241.50 50 22-29 7-11 22-251.45 48 20-27 6-11

17-211.40 46 19-22 6-10 18-221.35 44 17-22 5-9

14-181.30 42 15-20 5-9 15-191.25 40 14-18 4-8

P.c.lbs/100ft²

3-7% Volum.Solidos

12-16

V.m.Seg.40 12-16

V.p.Cps

1.20

Dens.gr/cc

1.95

Condiciones Optimas de un Lodo Convencional (Base Agua) Controlado con el Viscosimetro "Fann". (Datos Obtenidos por IMP)

II.- En todo triangulo rectangulo, la suma de sus angulos agudos, es

Sen A =40.00 mt.72.10 mt.

= 0.5548

Cos A =72.10 mt.

X

NC26 = 2 3/8" IF = 2 7/8" SHNC50 = 4 1/2" IF = 5" XH = 5 1/2" DSLNC46 = 4" IF = 4 1/2" XHNC31 = 2 7/8" IFNC38 = 3 1/2" IFNC40 = 4" FHNomenclatura:NC: Identificacion API para juntas.IF : API Internal Flush.FH : API Full Hole.XH : Xtra Hole.DSL : Redd Double Streanline

Equivalencias de Conexiones (Datos Obtenidos por IMP)

2.40 72-114 30-60 90/102.30 70-110 28-56 85/152.20 64-104 24-52 80/202.10 58-94 22-46 80/202.00 50-84 20-40 77/231.90 44-78 18-36 75/251.80 40-70 18-32 75/251.70 36-64 16-30 72/281.60 34-60 16-28 70/301.50 32-54 14-24 70/301.40 28-48 12-22 67/331.30 26-42 10-20 65/351.20 22-36 10-16 64/36

60/401.10 20-30 8-12 62/381.00 16-24

P.Ceden.lbs/100ft²

6-10

Condiciones Optimas para un Fluido de Perforacion de EmulsionInversa (Datos Obtenidos por IMP).

Densidadgr/cc.

V.Plast.cps

Relac.:Ag. / Ac.

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Ejemplo:

ft-lbf de torsion sufra un da ño.

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Conversion de esfuerzo de torsion de una tuberia a amperes.

Deseamos saber el amperaje que se debe de obsevar para que unaTP Ø3 1/2" de 13.30 lb/ft de peso nominal grado E-75 de 11,090

11,090 ft-lbf16.8

= 660.11 amperes

Factor.

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Tabla Codigo IADC para las Barrenas Triconicas.

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repectivos probables motivos:

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A continuación se muestra una serie de fotografias de diferentestipos de desgaste o daños que puede sufrir la barrena con sus

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En resumen…….

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