Manual de Bolsillo

Manual de Bolsillo
para el Personal de
Barrenas.
1ra. Edicion por Revisar
February-05
DEFINICIONES Y CONCEPTOS TECNICOS.
Aceite: Petróleo crudo y otros hidrocarburos producidos en el
manantial en forma liquida.
Afloramiento superficial: Hidrocarburos o gaseosos que al surgir a la
superficie dejan trazas que permiten presumir la existencia de una
acumulación de hidrocarburos.
A.P.I.: Sigla de American Petroleum Institute (Instituto Estadounidense del Petróleo), que es una asociación estadounidense de la
industria petrolera, que patrocina una división de la producción
petrolera en la ciudad de Dallas, Texas.
El Instituto fue fundado en 1920 y constituyó en la organización de
mayor autoridad normativa de los equipos de perforación y de
producción petrolera.
Publica códigos que se aplican en distintas áreas petroleras y
elabora indicadores, como el peso específico de los crudos que se
denomina "grados API".
Arenisca: Es una piedra sedimentaria compacta de granos detritos de
arena, principalmente cuarzo.
Asfalto: Hidrocarburo sólido, semisólido o viscoso y de color
variable entre pardo y negro. Es un derivado de petróleo que se
obtiene
por
destilación
al
vacío
de
los
residuos
de
la
destilación atmosférica.
Tiene propiedades adhesivas y aislantes, y se lo usa en la
construcción de carreteras.
Azufre: Un elemento que es presentado en petroléo crudo y gas
natural con una impureza en forma de varios compuestos.
Barril: Unidad de medida de volumen usada para petróleo y su
productos, 1 barril = 43 US Galones, 35 galones (aprox), o 159 litros
(aprox), 7.3 barriles = 1 tonelada (aprox); 6.29 barriles = 1 metro
cúbico.
BTU: Unidad Británica térmica. La cantidad de calor requerida para
levantar la temperatura de 1 libra de agua por 1 de grado Fahrenheit.
Cementación: Proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla
de
cemento
que
al
fraguarse
o
endurecerse
proporciona
sustentación a la tubería de revestimiento dando hermeticidad
contra la filtración de fluidos de formación.
Centrifugar: Una máquina usa fuerza centrifuga para producir
rotación de alta velocidad para separar materiales de diferentes
densidades.
Condesado: El liquido resultante de los vapores es sometido a un
enfriado o aplicación de presión. Asi mismo son condesados los
hidrocarburos desde el gas en los pozos petroleros.
Corte: Son partes o pequeños fragmentos de roca producido por la
barrena que sales a la superficie del lugar donde se está perforando.
Cuenca sedimentaria: Segmento de la corteza terrestre la cual sido
pandeado hacia abajo. Aumento de depositos en espesor hacia el
centro de la cuenca. Area de corteza terrestre que puede abarcar
1
extensas regiones que has sufrido hundimientos donde se acumulan
importantes depósitos de rocas sedimentarias en capas superpuestas
que llegan a tener hasta mas de 10,000 metros de espesor.
Bajo determinadas condiciones y por descomposición de la materia
orgánica se pueden generar hidrocarburos.
Densidad: Densidad es el término del siginificado de masa de una
unidad de volumen. Esta expresión numérica cambia con las unidades
seleccionadas. Unidades: gr/cm³ y/o gr/cc. o lb/gal
Depósito: Es la formación de poros permeables en el cual se
encuentran acumulados los hidrocarburos.
Una formación de roca permeable, subterrenea porosa en donde el
petróleo y el gas son encontrados.
Depósito de fósiles: Son tres dimensiones del cuerpo que
las diferencian con el resto de las otras y las diferencias de sus aspectos
físicos de tal modo que nos permite clasificar el tipo de roca en: fosiles,
de acuerdo en estructuras de sedimentación y a la posición de las
rocas en las capas y la manera en la cual estas fueron depositadas.
Depósito de gas: Es el estrato de la roca que forma una trampa
favorable
a
la
acumulación
de
petróleo
y
gas
natural
Depósito de roca: Roca porosa y filtrable, tal como piedra arenisca, la
cual puede encerrar petróleo o gas.
Desviación del pozo: Cambio de dirección de la vertical adsoluta
durante la perforación de un pozo.
Dirección de la perforación: Una buena perforación debe tener una
una desviación intencional medida desde el destino donde será
ubicado, esto implica tener un desplazamiento lateral desde el punto
donde sera perforado.
Emulsión: Una mezcla líquida de dos o más sustancias liquidas no
normalmente disueltas en una a otra, un líquido posee una suspención
en otra. Emulsión agua en petróleo tiene agua en la fase interna y
petróleo como en la externa, mientras que petróleo en agua tiene
petróleo en la fase interna y agua en la externa.
Esquito: Es una roca sedimentaria compacta compuesta por granos
detriticos de barro y piedra sedimentaria muy fina. Por el cual esta
compactisividad es virtualmente permeable, actúa como permeabilizante
impidiendo cualquier fuga, permitiendo el yacimiento de hidrocarburos.
Exploración: Es la busqueda de yacimientos de petróleo y gas y
comprende todos aquellos métodos destinados a detectar yacimientos
comerciables explotables.
Incluye
el
reconocimiento
superficial
del
terreno,
la
prospección (sísmica, magnética y gravimética), la perforación de
pozos de exploración y el análisis de la información obtenida. El pozo en
el área donde no ha
sido previamente encontrado petróleo
se encuentran una o mas formaciones que das lugar al conocimiento
de reservas.
Explotación (producción): Operación que consiste en la extracción de
petróleo y/o gas de un yacimiento.
Falla: En el sentido geológico, es una zona agrietada o fracturada a lo
largo de la cual el movimiento es debido al desplazamiento de una
placa con respecto a otra.
2
Formación: Término de estatografia rama de la geología que trata del
estudio y la clasificación de las capas de la corteza terrestre y de
concentrar su edad, descripción de las rocas por medio de la litología
y otras características.
Fracturación: Forma de abrir artificialmente una formación para
incrementar la permeabilidad y el flujo de petróleo al fondo del pozo.
Los metodos de fracturación son:a) Por acidificación, a través de la
inyección de ácidos para disolver depósitos de caliza. b) Por explosión,
aplicando cargas explosivas para quebrar la formación. c) Hidráulica,
con el bombeo de líquidos a presión para abrir la formación.
Geología: Ciencia que estudia la estructura, origen, historia y evolución
de la tierra por medio de análisis y petrofísica del pozo.
Greenstone (gema de color verde): Cualquier roca alterada levemente
su ígneo volcánico.
Hidrocarburo: Es un compuesto orgánico que contiene solo carbón e
hidrogeno. Los hidrocarburo frecuentemente dan lugar a productos
derivados del petróleo, gas natural y carbón mineral.
Inyección: Es el proceso de bombear gas o agua dentro del pozo,
mecanismo que incrementa la producción de petróleo.
Litología: Ciencia que estudia la constitución físicas de las rocas.
Lodo trepado (perforado): Mezcla lubricante de barro, agua y productos
quimicos que remueve cortando rocas.
Núcleo: Es una muestra cilíndrica que se toma desde una formación
para análisis geológico. Usualmente esta barrido convencional es
sustituido por una pequeña muestra tomada desde la formación o
núcleo del pozo.
"Off shore": Término en inglés que significa costa afuera. Se refiere
a las actividades petroleras que se realizan en la plataforma continental
y aguas internacionales.
Oleoducto:
Tubería
generalmente
subterránea
para
transportar
petróleo a cortas y largas distancias. En estas últimas se utilizan
estaciones de bombeo
"On shore": Es la actividad petrolera que se realizan en tierra.
Perforación: Operación que consiste en perforar el subsuelo con la
ayuda de herramientas apropiadas para buscar y extraer hidrocarburos.
Perforación direccional: Técnica usada en la perforación de la
producción en ultramar, por medio del cual son perforados en ángulo
de un punto central a fin de que un número de pozos desarrollados
pueden ser perforados de una simple plataforma.
Permeabilidad: Si la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos
o capacidad de los fluidos para desplazarse entre los espacios que
conectan los poros de una masa porosa. Es una medida que nos da
indicio de la habilidad de la formación de transmitir fluidos y/o gases.
Pescado: Es un objeto que se pierde y obstruye las operaciones de
perforación.
Pescar: Operación que se realiza para la recuperación del "Pez".
Petróleo: Mezcla en proporciones variables de hidrocarburos sólidos,
líquidos o gasesos que se encuentran en los yacimientos bajo
presiones y temperaturas mas o menos elevadas.
3
Pila BOP/BOP: Es una perforación preventiva que se hace con valvulas
de alta duración que adhiere en el pozo y mantienen en optimas
condiciones la presión y previenen el desbordamiento del pozo.
Plancha Tectónicas: Teoría del movimiento de gran escala en la
corteza terrestre es dividida en un numero de placas o planchas, la
interacción en sus fronteras causas sismos, volcanes o la creación
de montañas.
Polímero: Un quimico formado por la unión de muchos monomeros
(una molécula de bajo peso molecular). Los polímeros son usados
con otros coagulantes químicos para ayudar en ligar partículas
pequeñas suspendidas para formar floculos químicos largos para
fácil extracción de agua.
Porosidad: Porcentaje del volumen total de una roca constituido por
espacios vacíos. La porosidad efectiva es el volumen total de los
espacios porosos interconectados de manera que permitan el paso de
fluidos a travez de ellos.
El volumen del espacio del poro expresado como un porcentaje del
volumen total de la roca.
ppm: Partes por millón: La unidad comúnmente usada para diseñar
la concentración de una sustancia en agua residual en términos de
peso.
Presión absoluta: Presión total igual a la cantidad de presión de
espesor de 14.7 lb/pulg³. al nivel del mar.
Presión Capilar: Es un tipo de presión usado como dato para
determinar la saturación del liquido en el pozo.
Presión del deposito: Es la presión de los fluidos y/o gases en el
depósito.
Presión del gas: Según el nivel de presión natural del gas se clasifica
de baja, media y alta presión.
Presión hidrostatica: Es la ejercida por una columna de fluido y su
valor esta en función de su densidad y altura o profundidad en
sentido vertical.
Presión de formación: Es la presión que ejerce los fluidos (gas,aceite.
agua salada o las combaniciones de estos, contenidos en los poros
de las rocas. A esta presión se le conoce también como presión de
roca, yacimiento, de déposito y de poro.
a) Anormal: Presión superior a una columna con presión normal.
b) Normal: Es la que nos proporciona una columna de agua
ligeramente salada (1.076 gr/cm³).
c) Sub-normal: Inferior a una columna con presión normal.
Producción: Fluido de petróleo y/o gas que emana desde el pozo
hacia los sistemas de producción.
Punto de cedencia: Es el esfuerzo necesario que se requiere el fluido
para iniciar su movimiento. Unidades: lbs/100 ft.²
Resistividad: Es la resistencia eléctrica de la formación.
Revestimiento (TR o Casing): Tubos de acero son colocados dentro
de otros en el pozo para prevenir la corrosión. Se puede clasificar
de la siguiente manera:
4
- Conductora: Es la primera tubería de revestimiento que puede
ser hincada o cementada. Sirve para sentar el primer cabezal,
donde se instalan las conexiones superficiales de control y las
conexionesde circulación de lodo de perforación. Es la de mayor
diámetro, ya que a tráves de ella se colocan las demás tuberías.
En pozos marinos, esta tubería se extiende desde la plataforma
hasta el lecho marino.
- Superficial: Es la tuberia que sirve para aislar los acuíferos
sub-superficiales, así como manifestaciones de gas someras.
Esta sarta se cementa hasta la superficie o hasta el lecho marino
según sea el caso, y sostiene las conexiones superficiales de
control definidas.
- Intermedia: Sirve para aislar zonas inestables del agujero, con
pérdida de circulación, de baja presión y productoras. La cima de
esta tuberia debe aislar cualquier zona de hidrocarburos.
- De explotación: Se utiliza para aislar zonas productoras y dede
soportar las máxima presión de fondo de la formación productora,
debe ser resistente a la corrosión y soportar las presiones que se
manejaran en caso de que se requiere fracturar la formación para
aumentar se productividad, el sistema de bombeo mecanico y la
inyección de inhibidores de aceite.
Roca almacén: Roca permeable y porosa en la que se han concentrado
hidrocarburos.
Roca cierre: Serie de rocas impermeables superpuestas a las rocas
almacén que impiden el escape de los hidrocarburos y su disperción
hacia la superficie del suelo.
Roca madre: Roca sedimentaria que contiene gran cantidad de materia
orgánica que originó la formación de cantidades apreciables de
petróleo y/o gas.
Roca metaformicas: Rocas que se han formada en estado sólido en
respuesta a cambio pronunciados de temperatura, presión y ambiente
químicos.
Sísmico: Método acústico y de mínimo impacto de compilación de
perfiles geológicos de cualquier tierra o el mar.
Sismografo: Aparato registrador de las vibraciones del subsuelo que se
emplea en la búsqueda de hidrocarburos.
Taponar: Proceso de relleno de un pozo no deseado con cemento
antes de ser abandonado.
Teoría orgánica: Hipotesis por la cual el petróleo se originó a partir de
plantas y animales fósiles bajo elevadas presiones.
Trampa: Estructura geologica donde se acumulan hidrocarburos
formando un yacimiento.
Trampa de petróleo: Estructura geológica la cual atrapa los
hidrocarburos migratorios, alojado en un campo de petróleo.
Trépano (Barrena): Herramienta empleada para la disgregación
mecánica de las rocas con el fin de perforar el subsuelo en búsqueda
de petróleo.
Tuberías de revestimiento (T.R. o Casing): Serie de tubos que se
colocan en el pozo mientras progresa la perforación para prevenir
5
derrumbes de las paredes y para la extracción de los hidrocarburos en
la fase de la producción.
Tubo de Perforación (T.P.): Es la sección de tubo de aproximadamente
9 metros de longitud, que se atornilla a continuación de otro tubo para
ampliar la perforación en secciones pequeñas hasta llegar a la base
del pozo.
Tuberias Flexibles: Son conductos tubulares de gran longitud y
flexibilidad que no requieren utilizar conexión o junta para conformar
toda una sarta de tuberías; es decir, es una tubería continua. Esta
tuberia se fabrica en dimensiones menores a 3 1/2" y pueden llegar a
tener diametros hasta 7". Generalmente se utiliza como tuberia de
trabajo en proceso de reparación y servicios a pozos.
Tuberia Lastrabarrenas (Drill Collar y/o D.C.): La función de estos
tubulares es precisamente la de proporcionar peso a la barrena
durante la perforación del pozo.
Tubería pesada (Heavy Weight y/o H.W.): Son tubulares de gran peso
y espesor que se utilizan como tubos auxiliares entre la tubería de
perforación y los lastrabarrenas para evitar la fatiga de los tubos
durante la perforación del pozo.
Viaje Redondo: El proceso completo extraer y meter tuberia.
Formula: Tv = 0.0045 x profundidad del pozo = hrs.
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.↓
( 14.05 / 2 = 7.025 hr)
Viscosidad Plastica: Es la resistencia que opone el fluido en
movimiento.
Unidades:
cp.(Centipoise:
0.01
centistokes,
peso
especifico de tiempos a la temperatura de prueba)
Viscosidad: Es la unidad de medida de la resistencia al flujo, relación
entre el esfuerzo de corte de un flujo y velocidad de corte para el mismo.
Velocidad de corte: Es la proporción a la cual una capa de fluido se
mueve con respecto a otro, en una dirección paralela a un plano de
referencia.
Esfuerzo de corte: Es la fuerza de un fluido que esta en circulación, la
cual se opone al sentido del flujo y tiene que ser vencido por esta.
Reología: Se encarga del estudio de la formación de los fluidos cuando
se somentena fuerzas externas.
Perforación bajo balance: Es la tecnica que permite perforar con la
presión hidrostatica de fluido diseñada por debajo de la presión de
formación; permitiendo la entrada de fluidos hacia adentro del pozo
en forma controlada.
Que es un brote?: Es la entrada de los fluidos a la formación (agua
salada, gas y/o aceite) al pozo que siendo detectado a tiempo se puede
controlar.
6
ft.
ft.
mt.
mt.
milla
kg.
lbs.
(psi) lbs/pulg.²
kg/cm.²
lts.
gal.
(gpm) gal/min.
lb/ft.
gr/cm.³
lbs.
lbs.
lb/gal.
brl.
brl.
brl.
CONVERSIONES
a
mt.
x
a
pulg.
x
a
ft.
x
a
pulg.
x
a
km.
x
a
lbs.
x
a
kg.
x
a
x
kg/cm.²
0.3048
12
3.28
39.37
1.609
2.205
0.453
0.0703
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
lbs/pulg.²
gal.
lts.
lt/min
kg/mt.
lb/gal.
grs.
ton.
grs/cm.³
gal.
lts.
mt.³
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
14.223 (psi).
0.2642
3.785
3.7854
0.1362
8.33
453
0.000453
0.12
42
159
0.159
gal.
a
0.0003785
a
mt.³
lts.
x
mt.³
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
a
cm.³
mm.
pulg.
mm.²
mt/seg.
lts.
gal.
gal.
ft.³
kg/mt.
lbs/ft.
kg.
lbs.
kg.
daN
pounds
lbs.
pounds
lts/min.
gpm.
lts/min.
ft.³
x
x
x
x
x
x
entre
x
entre
x
x
entre
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
mt.³
pulg.
mm.
pulg.²
ft/seg.
gal.
lts.
ft.³
gal.
lbs/ft.
kg/mt.
lbs.
kg.
Pounds
lbs.
ton.
daN.
kg.
(gpm) gal/min
ft.³/min.
brl/min.
brl.
x
1000
1,000,000
25.4
0.03937
645.2
0.3048
3.785
3.785
7.50
7.50
1.4882 ( Gradiente Masa)
7.233
2.20
2.20
0.4536
0.44482
2,204.60
0.22481
2.2046
3.7854
7.4810
159
5.60
7
DIMENSIONES DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO.
Diam.
Diam.
Peso
Diam.
Drift.
Exterior. Interior.
Lbs/ft.
Barrena.
36
34.000
371.00
33.812
36
34.000
374.00
33.812
36
33.187
551.00
33.000
30
28.000
310.00
27.813
36
30
27.500
383.81
36
27.312
30
27.000
453.15
27.812
36
30
26.500
524.04
36
26.312
30
26.500
533.00
26.312
36
30
26.000
593.60
36
25.812
26
24.000
270.00
23.703
36
26
24.376
223.00
36
24.079
26
24.268
237.00
24.000
36
36
26
24.500
207.00
24.203
17.50
20
19.000
21.00
18.812
17 1/2
20
19.124
21.00
18.936
17 1/2
14.75
16
15.010
84.00
14.822
14 3/4
16
15.125
75.00
14.936
14 3/4
13 3/8
12.347
72.00
12.190
12
12.25
13 3/8
12.515
61.00
12.358
12 1/4
13 3/8
12.615
54.50
12.458
12 1/4
13 3/8
12.715
48.00
12.558
12 1/4
11 3/4
10.772
60.00
10.615
10 5/8 10.625
11 3/4
10.880
54.00
10.723
10 5/8
10.843
11 3/4
11.000
47.00
10 5/8
9.625
10 3/4
9.760
55.50
9.603
9 5/8
9.875
9 7/8
10 3/4
10.192
32.75
10.035
8.375
9 5/8
8.535
53.50
8.378
8 3/8
8.500
9 5/8
8.861
47.00
8.524
8 1/2
8.625
9 5/8
8.755
43.50
8.598
8 5/8
9 5/8
8.835
40.00
8.678
8 5/8
6.250
47.00
6.250
6 1/4
7 5/8
6.375
7 5/8
6.453
45.30
6.310
6 1/4
6.500
7 5/8
6.625
39.00
6.500
6 1/2
6.750
7 5/8
6.969
26.40
6.844
6 3/4
5.875
5 7/8
7
6.004
35.00
5.879
6.000
7
6.184
29.00
6.059
6
6.125
7
6.276
26.00
6.151
6 1/8
6.250
7
6.366
23.00
5.796
6 1/4
5.875
6 5/8
6.049
20.00
5.924
5 7/8
5.625
6 5/8
5.921
24.00
5.796
5 5/8
4.125
5
4.276
18.00
4.151
4 1/8
4.250
4 1/4
5
4.408
15.00
4.283
3.750
3 3/4
4 1/2
3.920
13.50
3.795
3.875
4 1/2
4.000
11.60
3.875
3 7/8
8
DIMENSIONES DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO.
Diam.
Exterior.
4 1/2
3 1/2
Diam.
Interior.
4.052
3.068
Peso
Lbs/ft.
10.50
7.70
Drift.
3.927
2.943
Diam.
Barrena.
3 7/8
LASTRABARRENAS Y/O DRILL COLLAR'S (D.C.)
Diam.
Exterior.
9 1/2
9 1/2
8
7 3/4
7 1/4
6 1/2
6 1/4
Diam.
Interior.
3 1/4
3
2 13/16
2 13/16
2 13/16
2 13/16
2 13/16
Peso
lbs/ft.
213.00
217.00
150.00
139.00
119.00
92.00
83.00
Peso
kg/mt.
317.00
323.33
223.50
207.00
177.31
137.08
123.67
5
2
56.00
83.44
5
2 1/4
53.00
78.97
4 3/4
4 3/4
4 3/4
4 1/8
3 3/4
3 1/8
2 1/4
2 1/4
2
2
1 1/2
1
47.00
47.00
50.00
35.00
32.00
23.00
70.03
70.05
74.50
52.00
48.00
34.27
Torque
ft/lbs.
7 5/8 Reg.
83,000
7 5/8 Reg.
88,000
6 5/8 Reg.
53,000
6 5/8 Reg.
53,400
5 1/2 Reg.
36,000
NC46 = 4"IF
22,900
NC46 = 4"IF = 22,200
NC38
=
13,800
3 1/2"IF
NC38
=
12,800
3 1/2"IF
NC35
9,900
NC35
9,200
NC35
10,800
NC31
=
6,800
2 7/8 Reg.
4,900
2 3/8 Reg.
3,000
Conex.
9
TUBING-LESS
Diam.
Exterior.
3 1/2
3 1/2
Diam.
Interior.
2.982
3.068
Peso
lbs/ft.
9.30
7.70
Peso
kg/mt.
13.85
11.47
Conex.
HD533
N80
Torque
ft/lbs.
3,200
Tabla deTuberia Heavy Weight
Diam.
Exterior.
5 1/2
Diam.
Interior.
3 3/8
Peso
lbs/ft.
57.00
Peso
kg/mt.
84.93
5
3
50.00
74.50
4 1/2
4
2 3/4
2 9/16
42.00
41.72
62.58
62.16
3 1/2
2 1/16
26.00
38.74
3 1/2
3 1/2
2 1/4
2 13/16
23.20
25.30
34.57
37.70
Conex.
Torque
ft/lbs.
NC50
=
4 1/2"IF
NC46
NC40
NC38
=
3 1/2"IF
29,400
21,800
9,900
Tabla Tuberia de Perforación
Diam.
Ext.
5 1/2
5 1/2
5 1/2
5
5
5
4 1/2
4 1/2
4 1/2
4 1/2
4 1/2
4 1/2
4 1/2
4 1/2
Diam.
Int.
4.670
4.778
4.892
4.000
4.276
4.408
3.350
3.400
3.500
3.640
3.754
3.826
3.958
4.000
Fracc.
4 2/3
4 6/8
4 7/8
4
4 2/8
4 3/8
3 3/8
3 3/8
3 1/2
3 5/8
3 6/8
3 7/8
4
4
Peso
lbs/ft.
24.70
21.90
19.20
25.60
19.50
16.25
25.50
24.66
22.82
20.00
18.10
16.60
13.75
12.75
Peso
kg/mt.
118.60
121.40
124.30
101.60
108.60
112.00
85.10
86.40
88.90
92.50
95.40
97.20
100.50
101.60
Conex.
Apriete.
NC50
NC50
10
Tabla Tuberia de Perforación
Diam.
Ext.
3 1/2
3 1/2
3 1/2
3 1/2
3 1/2
Diam.
Int.
2.602
2.764
2.900
2.992
3.063
Fracc.
2 5/8
2 3/4
3
3
3 1/8
Peso
lbs/ft.
15.50
13.30
11.20
9.50
8.50
Peso
kg/mt.
66.10
70.20
73.70
76.00
77.70
Conex.
Apriete.
NC38
NC38
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.
Calculo para Peso Maximo a la Barrena.
Ejemplo #1:
Sarta de Perforacion #1
Descripción
Long.
0.66
1) Bna. Hycalog Ø14 3/4" x 17 1/2" Tipo DS100HF
1.24
1) Doble Caja Liso 8" x 2 7/8"
1.91
1) Estabilizador 8" x 14 3/4" x 3"
8.12
1) Drill Collar Normal 8" x 3"
1.70
1) Estabilizador 8" x 14 3/4" x 3"
17.13
2) Drill Collar Normal 8" x 3"
1.75
1) Estabilizador 8" x 14 3/4" x 3"
18.23
2) Drill Collar Normal 8" x 3"
1.05
1) Combinación 8" x 2 7/8" de 6 5/8" Reg.(pin) a 4"IF(box)
Sub-total D.C.: 61.89
136.83
5) Lingadas de TP.HW. 4 1/2" x 2 3/4"
Total: 198.72
Se esta utilizando una densidad de lodo de 1.55 gr/cm.
³
Primer Paso: Calculo del Factor de Flotación.
(Densidad del Lodo)
Nota: 7.85 es la
Formula:
F.f. =
17.85
densidad
del
acero.
1.55
F.f. = 1 7.85
F.f. = 1 - 0.1975 = 0.8025 (sin unidades; será el factor de flotación)
Segundo paso: Calculo del Peso de los Drill Collar (DC).
Los drill collar que se estan utilizando en la sarta son de 8" x 3" por lo
tanto el peso nominal es de 219.03 kg/mt. con una longitud de 61.23
mt. sin incluir la longitud de la barrena. Por lo consiguiente se efectua
los siguientes calculos:
11
DCN: 8" x 3" = 219.03 kg/mt.
Longitud: 61.23 mt.
WDC: (219.03 kg/mt) x (61.23 mt) = 13,411.20 kg. que en toneladas
seria 13.41 ton. (13,411.20 / 1000); lo cual seria el peso de los drill
collar flotado.
Tercer paso: Calculo de los Heavy Weight (HW)
Los HW que se estan utilizando en la sarta son de 4 1/2" x 2 3/4" por lo
tanto el peso nominal es de 62.58 kg/mt. con una longitud de 136.83
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.
WHW: (62.58 kg/mt.) x (136.83 mt) = 8,562.82 kg. que en toneladas
seria 8.56 ton. (8,562.82 / 1000); lo cual seria el peso de los HW
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 de
flotación.
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)
Σhta.afectada por F.f.= 17.63 ton. Sera el peso de la Hta.
afectada por el factor de flotación o Herramienta Flotada.
Sexto paso: Peso maximo a la barrena con el factor de seguridad
del 85%.
Como ya sabemos el peso a la barrena al 100% es de 17.63 ton. pero
por seguridad de la tuberia de manejara un factor del 80% o 85%
segun criterio.
En esta ocación se utilizará el factor del 85% para dar como resultado
el PESO MAXIMO SOBRE LA BARRENA (WOBmax).
WOBmax. = 17.63 x 0.85 = 14.98 ton. que redondeandolo seria del
15 ton. que sería el peso máximo a la barrena.
Calculo para Peso Maximo a la Barrena.
Ejemplo #2:
Sarta de Perforacion #2
Descripción
1) Bna.Varel Ø8 1/2" x 9 7/8" Tipo MBC57 #2457
1) Motor de Fondo Ø6 3/4" Tipo LN6731
1) Valvula Contra Presión Ø6 3/4" x 2 1/4"
1) Drill Collar Corto MonelØ6 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 NormalØ6 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.:
Long.
0.45
6.03
0.79
4.64
6.88
9.23
0.76
24.73
0.55
54.06
12
55.61
6) Tramos TP.HW.Ø5" x 3"
0.68
1) Combinación Ø6 1/2" x 2 1/4" de 4 1/2"IF(pin) a 4"IF(box)
5.45
1) Martilllo Hidro-mecanicoØ6 1/2" x 2 3/4"
0.55
1) Combinación Ø6 3/4" x 2 3/4" de 4"IF(pin) a 4 1/2"IF(box)
79.63
9) Tramos TP.HW.Ø5" x 3"
Sub-total HW.: 142.12
Suma total: 196.18
Se esta utilizando una densidad de 1.47 gr/cc.
Primer Paso: Calculo del Factor de Flotación.
1.47
Ff = 1 7.85
Ff = 1 - (0.1873) = 0.8127
Segundo paso: Calculo del Peso de los Drill Collar (DC).
En esta ocación como se esta utilizando sarta navegable; bajo
criterio no se tomará encuenta Barrena, Motor de Fondo y Valvula
Contra Presión, por lo consiguiente se efectuará 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 martillo
HW: 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 de
flotación 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 seguridad
del 85%
WOBmax.= 8.61 ton. X 0.85 = 7.32 ton. Es el peso maximo sobre la
barrena por debajo del martillo.
Presión Hidrostatica.
La presión hidrostática es la presión que se ejerce el peso de una
columna de fluído a una determinada profundidad.
(Densidad del lodo) x (Profundidad)
Formula:
Ph =
= kg/cm.²
10
Volumen del Acero.
Al sacar y meter la sarta de perforación es necesario saber el
volúmen de fluído que baja o aumenta en las presas para detectar
alguna pérdida de circulación o entrada de fluído al pozo, conociendo el
volúmen de acero, o para otros calculos.
Ps
Vol.Acero =
= en mt.³ o lts.
7.85
13
Dondé:
Ps: Peso de la sarta en el aire, en ton.ó kg.
Velocidad Anular.
La velocidad, anular es la velocidad con que viaja el flu
ído a la superficie
24.5 x Q
Vel.Anular =
D ² - d²
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)
24.5 x 350
8,578.50
Vel.Anular =
=
=
90.25 - 20.25
9.5² - 4.5²
8,578.50
70
Vel.Anular= 122.5 ft/min.
Tiempo de Atrazo.
Es el tiempo que transcurre el ripio, formación y/o lodo que se esta
perforando para salir a la superficie.
Profundidad Actual x 3.28
T.Atzo. =
= minutos.
Vel.Anular.
Ejemplo:
Profundidad: 2,856 mt.
Vel. Anular: 122.5 ft/min.
2,856 x 3.28
9,367.68
T.Atzo. =
=
= 76.32 minutos.
122.5
122.5
Gasto de una bomba Duplex y Triplex.
Gasto de una bomba Duplex.
( 2 x D² - d² ) x L
= gal/emb. (gpe)
Qd =
148
Gasto de una bomba Triplex.
D² x L
Qt =
= gal/emb. (gpe)
98
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.
14
Ejemplo:
Bomba Duplex.
Camisa: 6 1/4"
Vástago: 3 3/8"
Carrera: 16"
55 emb/min (epm. y/o strokes)
90% de eficiencia volumétrica.
( (2 x (6.25)²) - (3.375)² ) x 16
Qd =
148
=
( (2 x 39.06) - 11.39) x 16
148
1,067.68
66.73 x 16
( 78.12 - 11.39 ) x 16
=
=
148
148
148
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.
Ejemplo #2.
En este caso se van ha utilizar dos bombas triplex una Garden Denver
PZ-8 con camisa 5 1/2" y la otra una Continental EMSCO F1000 con
con camisa 5 1/2" y deseamos un gasto de 383 gpm.
Bomba #1
El número de 8 se refiere una
Bomba Triplex Garden Denver PZ-8
longitud de carrera de 8 pulg.
Camisa: 5 1/2 pulg.
Longitud de la carrera: 8 pulg.
95% de eficiencia volumetrica.
242
30.25 x 8
( 5.5² ) x 8
Qt =
=
= 2.46 gpe.
=
98
98
98
2.46 gpe. 100% de efic.volum.
2.46 gpe. x 0.95 = 2.34 gpe. la bomba #1
Bomba #2
En este caso se toma los dos
Bomba Triplex EMSCO F1000
primeros digitos referente la
Camisa: 5 1/2"
longitud de la carrera que es de
Longitud de la carrera: 10 pulg.
10 pulg.
95% de eficiencia volumetrica.
30.25 x 10
302.50
( 5.5² ) x 10
Qt =
=
= 3.09 gpe.
=
98
98
98
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 tanto
se efectura lo siguiente:
1° 383
= 191.5 gpm.
2
191.5
2° Bomba #1:
= 77.8 emb. = 78 emb/min. (epm)
2.46
191.5
3° Bomba #2:
= 61.9 emb. = 62 emb/min. (epm)
3.09
Por lo tanto se necesitara 78 emb./min. en la bomba #1 y 62 epm. en
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.
Qd =
15
192 + 192 = 382 gpm. que equivaldria los 381 gpm. que requerimos.
Nota: Si las bombas que se esten utilizando sean identicas el resultado
que se obtenga de los gpe. de una de ellas se multiplicara por dos.
Velocidad Anular Optima para Rangos Normales de Diametro de
Agujeros y Pesos de Lodo.
1,461
Formula:
Vel.Anular Opt. =
= ft/min.
Da x DL
Donde:
Vel.Anular Opt.: Velocidad anularóptima, ft/min.
Da: Diámetro del aguejero (Diametro de Barrena), en pulg.
DL: Densidad del fluído de perforación, gr/cm³
Ejemplo: Cuál es la velocidad anular óptima, si se tiene un agujero de
9 1/2" y un lodo de 1.15 gr/cc.?
1,416
1,416
Vel.Anular Opt. =
= 129.55 ft/min = 130 ft/min.
=
10.93
9.5 x 1.15
Punto Neutro.
Se denomina punto neutro en la sarta de perforación, a la parte del tubo
que esta sufriendo el movimiento cíclico de tensión y compresión, y
por lo tanto, ante mucha consideración, es necesario que éste punto,
se encuentre siempre trabajando en tubos de pared gruesa, como son
los D.C. o la TP. H.W.
Formula:
Pe
P.S.B.
PnHW = Lh +
Pn =
( F.f.) x P
( F.f. ) x ( WDC en el aire )
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.
PnHW: Altura a que se encuentra el punto neutro, cuando se esta
utilizando la TP.HW. Como herramienta, en mt.
Lh: Longitud de la herramienta o Drill Collar, en mt.
Pe: Peso de la tubería extrapesada (HW) que se está aplicando a la
barrena, en kg = peso sobre la barrena, menos el peso de los Drill
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.: 0.847
Peso 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.
16
11,000
11,000
=
= 62.2 mt.
0.847 x 208.6
176.68
Por lo tanto:
62.2 mt.
= 6.8 punto neutro en 7mo.Drill Collar.
9.14 mt.
Pn =
Presión de Formación
Se considera para la costa del Golfo de México un gradiente de presión
normal de formación de 0.1076 kg/cm.²/mt., que le corresponde al
agua salada de densidad 1.076 gr/cc. y 10% de sal.
Formula: Pf = Ph + PTP
Donde:
Pf: Presión de formación, en kg/cm.²
Ph: Presión hidrostática, en kg/cm.²
PTP: 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
La presión de formación es menor que la presión total de sobre carga
ya que si esto no fuera cierto, la presión de formación fracturara la roca.
Gasto Minimo Recomendable (Ecuación de Fullerton).
Formula:
Qmin =
57.72 x ( DH² - DTP² )
DH x DL
= gpm.
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.³
Ejemplo:
Barrena: 9 1/2"
TP.: 4 1/2"
Lodo: 1.35 gr/cc.
57.72 x ( 90.25 - 20.25 )
57.72 x ( 9.5² - 4.5² )
Qmin =
=
9.5 x 1.35
12.825
57.72 x 70
4,040.40
Qmin =
=
= 315.04 gpm.
12.825
12.825
Calculo Manual del Area de Toberas o Area Total de Flujo (ATF).
Ejemplo #1.
Deseamo saber al area total de flujo (ATF) de una barrena triconica que
esta usando tres toberas 20/32".
Primero: Efecturemos la siguiente división:
20
=
0.625
32
17
Segundo: Al resultado lo elevaremos al cuadrado.
( 0.625) ² = 0.3906
Tercero: Al resultado lo multiplicaremos por el factor constante de
0.7854.
( 0.3906) x ( 0.7854 ) = 0.3067 dando como resultado el ATF de una
de 20/32"
Pero deseamos saber el ATF de tres toberas de 20/32", por lo tanto
el resultado del ATF de una tobera de 20/32" se multiplicara por tres.
Cuarto: 0.3067 x 3 = 0.9201 pulg.² y es el resultado del ATF de tres
toberas de 20/32".
Ejemplo #2.
Deseamos saber el ATF de una barrena PDC que tiene 3)Toberas de
12/32" mas 5)Toberas de 14/32".
Primero: Se efectuarán las siguientes divisiones.
12
14
=
0.375
y
= 0.4375
32
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
Cuarto: Los resultados lo multiplicaremos por el numero de toberas
que porta la barrena.
²
0.1104 x 3 (Numero de Toberas de 12/32") = 0.3312 pulg.
0.1503 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
Apriete o Torque para las Barrenas Triconicas y PDC.
Diam. Barrena.
26" a 14 3/4"
26" a 9 1/2"
9" a 7 5/8"
7 3/8" a 5 1/8"
5" a 4 5/8"
4 1/2" a 4"
ft. - lbs.
Piñon
Regular. Triconica P.D.C.
7 5/8"
34,000
40,000
6 5/8"
28,000
32,000
16,000
4 1/2"
12,000
3 1/2"
7,000
9,000
2 7/8"
4,500
5,500
2 3/8"
3,000
3,500
mt. - kg.
Triconica P.D.C.
4,700
5,530
3,870
4,420
1,660
2,210
970
1,240
620
760
410
480
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.
18
Gasto Minimo y Maximo Recomendado a la Barrenas.
Diam.
Decimal.
Barrena.
36
36.000
26
26.000
18 1/2
18.500
17 1/2
17.500
14 3/4
14.750
12 1/4
12.250
12
12.000
10 5/8
10.625
9 7/8
9.875
9 1/2
9.500
8 1/2
8.500
8 3/8
8.375
6 1/2
6.500
6 1/8
6.125
6
6.000
5 7/8
5.875
5 5/8
5.625
4 1/8
4.125
Triconica
Minimo. Maximo.
1,080
1,620
780
1,170
555
833
525
788
443
664
368
551
360
540
319
478
296
444
285
428
255
383
251
377
195
293
184
276
180
270
176
264
169
253
124
186
P.D.C.
Minimo. Maximo.
1,260
1,728
910
1,248
648
888
613
840
516
708
429
588
420
576
372
510
346
474
333
456
298
408
293
402
228
312
214
294
210
288
206
282
197
270
144
198
Nota: Otro criterio para el galonaje a las barrenas seria lo siguiente:
- 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
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.)
En resumen la barrena de 12 1/4" el galonaje que se puede emplear
estará en un rango de 368 gpm. a 551 gpm.
- 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
30 gal/pulg.bna. y se manejara de 50 a 100 rpm.
En caso necesario que se tenga que emplear un gasto minimo a una
barrena considerando la densidad del lodo que se está utilizando se
empleara la formula de la ecuación de Fullerton antes mencionado.
( Pagina # 17).
Peso que le Llega a la Barrena en un Pozo Direccional.
Formula WOB.Direc.= (WOB) x (coseno del angulo máximo construido)
Donde: WOB: Peso que se le está aplicado a la barrena.
19
Ejemplo de un diagrama de penetrabilidad.
20
El diagrama de penetrabilidad o mejor dicho prueba de penetrabiilidad
es utilizado para obtener las condiciones de operación optima.
Aclarando que no siempre permaneceran constante por puede variar
debido a la formación que se este cortando en el momento.
Como se divide una pulgada.
0
1/16"
1/8"
3/16"
1/4"
5/16"
3/8"
7/16"
1/2"
9/16"
5/8"
11/16"
3/4"
13/16"
7/8"
15/16"
1 pulg.
1 1/16"
1 1/8"
21
Colocación de los accesorios de la TR.
Cima de
cemento
Tapones.
Cople flotador.
2) Tramos de T.R.
Zapata
Interpretación del Survey.
Datos:
- Profundidad: 857 mt.
- Angulo: 16.56°
- Azimut: 305.60°
- Vertical (TVD): 847.65 mt.
- Desplazamiento (V´sect.): 73.84 mt.
847.65 mt.
16.56°
180° - (90° + 16.56°) =
74.44°
857 mt.
90°
74.44°
°
73.84 mt.
23
305.60°
W
270°
360° N 0°
+
+
-
Azimut:
305.60°
Para
darle
interpretación
de
rumbo sería de la
siguiente
manera:
90°
E
360° - 305.60° = N 54.40° W
S 180°
Donde se Mete el Sol ( Anochecer )
w
S
N
Mirada de la persona.
S
Donde Sale el Sol ( Amanecer )
Prueba de Goteo.
Es para determinar el gradiente de fractura de la formación y asi definir
la máxima presión permisible en el pozo cuando acurre un brote, asi
como la densidad máxima del lodo.
Formula:
DLE: Densidad del lodo equivalente, en gr/cc.
PS: Presión en la superficie, en kg/cm²
10: Es una constante.
24
H: Profundidad del pozo, en mt.
DL: Densidad del lodo en el pozo, en gr/cc.
80 kg/cm²
Densidad de 1.20 gr/cc.
Zapata a 2,000 mt.
Profundidad a 2,020 mt.
Formula:
PS x 10
+ DL = gr/cc.
H
800
80 x 10
DLE =
+ 1.20 = 2,020
2,020
DLE = 0.396 + 1.20 = 1.59 gr/cc.
DLE
=
kg/cm²
9
18
29
40
51
60
69
80
85
83
+
1.20
Q ( bls )
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
4.50
5.00
25
Presión.
90
85
80
75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Q ( Barriles )
Formula:
T
Temperatura ( °C ) a diferente profundidades.
H
= 21.1 +
35
Donde:
21.1: Temperatura promedio del Golfo de México.
H: Profundidad a calcular.
35: Constante ( Se concidera que cada 35 mt. de profundidad aumenta
1° C )
Equvalencia de Rosca y/o conexiones.
2 3/8" IF
2 7/8" IF
3 1/2" IF
3 1/2" IF
4 1/2" FH
4" IF
4" IF
5" XH
6 5/8" Reg.
7 5/8" Reg.
NC26
NC31
NC38
NC38
NC40
NC46
NC44
NC50
NC61
NC70
2,500 a 2,750
7,300 a 8,030
9,900 a 10,890
12,800 a 14,080
17,900 a 19,690
22,200 a 24,420
32,00 a 35,200
50,000
85,000
2 7/8" SH
3 1/2" SH
3 1/2" SH=Øext. 4 3/4" = 4 1/2" SH
3 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
Øint. 2 13/16"
Øint. 3"
26
Velocidad del fluido en el espacio anular (mt/min)
Q
VEA=
= mt./min.
( Øint.TR² - Øext.TP² ) x 0.5067
Velocidad de asentamiento.
Vs =
21.23 x L² x ( DS - DF )
Va
= mt./min.
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.
Viscosidad Aparente.
Va =
DF x VF
2
=
Donde:
DF: Densidad del fluido, en gr/cc.
VF: Viscosidad del fluido, en seg.
Velocidad de ascenso del corte.
VAP = VEA - Vs = mt./min.
Donde:
VEA: Velocidad de fluido en espacio anular.
Vs: Velocidad del asentamineto.
Datos Opcionales Para Correr Una Hidraulica.
Diam. Bna.: 26" a 17 1/2"
Presión: 2,500 psi.
TP 5"
Diam.Int.: 4.23"
HW 5"
Diam.Int.: 3"
Long.: 108 mt.
DC 8"
Diam.Int.: 3"
Long.: 64 mt.
DC 9 1/2"
Diam.Int.: 3"
Long.: 64 mt.
Diam. Bna.: 12" a 12 1/4"
TP 5"
Diam.Int.: 4.23"
HW 5"
Diam.Int.: 3"
DC 8"
Diam.Int.: 3"
Presión: 2,500 a 3,000 psi.
Diam. Bna.: 8 1/2" a 8 3/8"
TP 5"
Diam.Int.: 4.23"
HW 5"
Diam.Int.: 3"
DC 6 1/2"
Diam.Int.: 3"
Presión: 3,000 a 3,500 psi.
Long.: 118 mt.
Long.: 108 mt.
Long.: 118 mt.
Long.: 108 mt.
27
Diam. Bna.: 6 1/2" a 5 7/8"
TP 3 1/2"
Diam.Int.: 2.62"
HW 3 1/2"
Diam.Int.: 2.06"
DC 4 3/4"
Diam.Int.: 2.25"
Presión: 3,500 a 4,500 psi.
Long.: 160 mt.
Long.: 135 mt.
TSP.- ATF: 0.35, 0.45, 0.50
Calculo del Costo por Metro.
CM =
CB + Ceq. x ( T + Tv )
M
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.
Interpretación del Tipo de un Motor de Fondo.
Ø6 3/4" ( 171 mm. ) Tipo: L E 6 7 5 4
Baja (L) RPM
Alto Torque.
5 . 4 Stage
6
:
7
Rotor Estator
Densidad Equivalente (De).
Pt ( kg/cm.² )
De =
= gr/cm.³
Profundidad ( mt.) x 0.1
Donde: Pt = Ph. + Pm.
Ph: Presión Hidrostatica.
Pm: Presión Manometrica ( Presión en Superficie )
Presión Hidrostatica.
Ph = Prof.(mt.) x Densidad(gr/cc) x 0.1 = kg/cm.
²
Hp = Prof.(ft.) x Densidad(lbs/gal.) x 0.052 = psi.
Presión Máxima Permisible en la Superficie.
( Df - Di ) x Pz x 0.1 = kg/cm. ²
Donde:
Df : Gradiente de fractura ( kg. / cm.² / mt.) que multiplicado por 10
da gr. / cm.³ (gr/cc)
28
Di : Densidad Original del lodo, en gr/cc.
Pz : Profundidad en donde esta ubicada la zapata.
TCC =
Tiempo de Circulación y Conexión.
Metros perforados
= hr.
9
Formula para convertir los "PSI" esfuerzo del Top-Drive a Amperes.
PSI (manometro de esfuerzo del Top-Drive) x 10
÷ 4 = Amp's.
16.8
(Resultado
aproximado)
Nota: Apriete TP: 27,778 lb/ft.
27,778
=
amperaje.
16.8
Factor o constante
Drill Out Steerable Ream While Drilling( DOSRWD )
International Association of Drilling Contractor( IADC )
Diam.
Toberas.
7 / 32"
8 / 32"
9 / 32"
10 / 32"
11 / 32"
12 / 32"
13 / 32"
14 /32"
15 / 32"
16 / 32"
18 / 32"
20 / 32"
22 / 32"
24 / 32"
26 / 32"
28 / 32"
30 / 32"
32 / 32"
Area Total de Flujo de la Toberas, en pulg.²
Numero de Toberas.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0.038
0.049
0.062
0.077
0.093
0.110
0.130
0.150
0.173
0.196
0.249
0.307
0.371
0.442
0.519
0.601
0.690
0.785
0.075
0.098
0.124
0.153
0.186
0.221
0.259
0.301
0.345
0.393
0.497
0.614
0.742
0.884
1.037
1.203
1.380
1.570
0.113
0.147
0.186
0.230
0.278
0.331
0.389
0.451
0.518
0.589
0.746
0.920
1.114
1.325
1.556
1.804
2.070
2.355
0.150
0.196
0.249
0.307
0.371
0.442
0.518
0.601
0.690
0.785
0.994
1.227
1.485
1.767
2.074
2.405
2.760
3.140
0.188
0.245
0.311
0.383
0.464
0.552
0.648
0.752
0.863
0.982
1.243
1.534
1.856
2.209
2.593
3.007
3.450
3.925
0.225
0.295
0.373
0.460
0.557
0.663
0.778
0.902
1.035
1.178
1.491
1.841
2.227
2.651
3.111
3.608
4.140
4.710
0.263
0.344
0.435
0.537
0.650
0.773
0.907
1.052
1.208
1.374
1.740
2.148
2.599
3.093
3.630
4.209
4.830
5.495
0.301
0.393
0.497
0.614
0.742
0.884
1.037
1.203
1.381
1.571
1.988
2.454
2.970
3.534
4.148
4.811
5.520
6.280
0.338
0.442
0.559
0.690
0.835
0.994
1.167
1.353
1.553
1.767
2.237
2.761
3.341
3.976
5.412
5.412
6.210
7.065
29
¿Para que queremos saber el Área Total de Flujo ( ATF )?
En las barrenas, el área total de flujo es la suma de las secciones
transversales de los orificios de descarga de las toberas. Mientras
más grande sean las toberas de la barrena, más grande es el ATF.
Para cada régimen de flujo, el aumento del ATF disminuye la velocidad
del fluido que descargan las toberas. Naturalmente, el efecto contrario
es igualmente válido. El ATF de una barrena se puede alterar para
aparearlo al programa hidráulico con sólo cambiar el tamaño de las
toberas reemplazables. Todos los orificios de descarga de las toberas
se miden a incrementos de 1/32 pulg.
Formulas Basicas para el Calculo Hidraulico de la Barrena.
a) Caida de Presión en la Barrena. ( ∆pBna. )
Formula:
∆pBna =
Q² x Densidad
10,856 x ATF²
= psi
Donde:
Q: Gasto o flujo de la barrena, en gpm.
Densidad: Peso del lodo de perforación en lbs./gal. ( Si se esta
utilizando gr./cm.³ se debera de convertir a lbs/gal. multiplicandose
por el factor 8.33 )
10,856: Factor constante.
²
ATF: Es el área total de flujo de la barrena; en pulg.
La caída de presión a través de una barrena es la diferencia de presión
del lodo, entre la que descargan las toberas y la que se tiene en la
sarta de perforación, en el punto situado inmediatamente encima de su
entrada en la barrena. Si la caída de presión es extremadamente alta
para su régimen de flujo específico y un peso dado del lodo, el flujo que
que descargan las toberas tiene una velocidad correspodiente alta. Por
otro lado, si la caída de presión es más baja, bajo las mismas
condiciones de flujo y de peso del lodo, las toberas descargan el fluido
a menos velocidad. La caída de presión depende, pues, del regimen
de flujo, del peso del lodo y del áre total de flujo de la barrena.
b) Caballaje de Fuerza Hidraulica ( HHP ).
∆pBna. x Q
Formula:
HHP =
= hhp
1,714
Donde:
∆pBna.: Caida de presión de la barrena, en psi.
Q: Gasto o flujo de la barrena, en gpm.
1,714: Factor o constante.
30
c) Area del Agujero. ( Ah )
π x ( Øbna. )²
Formula:
Ah =
= pulg.²
4
Donde:
π: Factor "Pi" equivale a 3.1416
Øbna.: Diametro de la barrena o del agujero.
4 : Constante.
d) Indice de Limpieza. ( HSI )
HHP
Formula:
= hhp / pulg.²
HSI =
Ah
Donde:
HHP : Caballaje de fuerza hidraulica, en hhp.
Ah : Area del agujero, en pulg.²
El factor HSI ( del inglés Hydraulic HorsePower / Square Inch )
proporciona una medida de la fuerza hidráulica que consume la
barrena en función del régimen de flujo y de su caída de presión, así
como el diámetro del pozo; por eso, la caída de presión aumenta a
medida que sube el régimen de flujo. Sin embargo, al aumentar el
régimen de flujo, a la larga el ATF debe aumentarse para mantener
una caída de presión adecuada, con la consiguiente disminución
del HSI. Este llega al máximo cuando la caída de presión a través de
la barrena equivale al 64.5% del tubo vertical, el cual registra la
presión del lodo al entrar en la sarta de perforación.
e) Velocidad del Fluido de Perforación en la Toberas. (Jv )
La velocidad del fluido en las toberas recomendable es
a 300 pies/seg.
Q x 0.32086
Formula:
Jv =
= ft./seg.
ATF
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
de
200
f) Fuerza de Impacto de las Toberas sobre el agujero del Pozo. ( JIF )
0.000516 x Densidad del Lodo x Q x Jv
Formula:
JIF =
= psi
Ah
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
31
La fuerza de impacto de los chorros de las toberas ( JIF de su nombre
en inglés Jet Impact Force ) es la fuerza que aplica sobre el fondo del
pozo el fluido que descargan las toberas cuando la barrena está en
el fondo.
Dicha fuerza es función de la velocidad de los chorros ( "jets" ), del
peso del lodo y del régimen de flujo ( gasto ). El valor de JIF llega al
máximo cuando la caída de presión a través de la barrena es igual al
49% de la presión del tubo vertical del lodo.
Enfriamiento Vs. Limpieza.
En formaciones blanda, en las que los regímenes de penetración son
altos y la producción de recortes ( ripio ) es abundante, la barrena
tiende a embolarse si nos se mantiene limpia. Esto es especialmente
cierto cuando se perforan lutitas hidratables con lodos de base agua.
En las formaciones más duras, el enfriamiento es más importante
que la limpieza de la barrena. Si los cortadores se sobrecalienta, la
la estructura de corte se degrada y se desgastan rápidamente. Eso
incica que, para perforar formaciones diferentes se requieren diferentes
programas hidráulicos. Esto se debe tener en cuenta al diseñar la
barrena y al calcular el programa hidráulico, a fin de satisfacer los
requisitos de la formación que se ha de perforar.
Perforación con Lodos de Base Aceite.
A tiempo que las barrenas de conos de rodillos tienden a ser más
lentas cuando se usan lodos de base aceite, la barrena de PDC
perforan más aprisa y duran más en su uso. El aceite ayuda al
mecanismo del cortador, ya que remueve el ripio de la cara
de la barrena mucho más aprisa que el agua, con la consiguiente
disminución de la generación de calor en los puntos de contacto de los
cortadores con la formación. Por razones de protección ambiental,
sin embargo, en todo el mundo ha mermado el uso de lodos de base
aceite. Recientemente, el cambio a lodos de base agua ha perdido
algo de intensidad, a causa de la introducción, por parte de algunas
empresas petroleras, de aceites "innocuos" para el medio ambiente.
Aún así, dado el alto costo de esos nuevos sistemas de lodo de base
aceite, es muy dudoso que el lodo de base agua siga perfiendo
mucho terreno.
Peso del Lodo.
El peso del lodo puede variar durante la perforación. Muy importante es
controlar las presiones del subsuelo para evitar es descontrol de los
Pozos. El peso del lodo influencia el desempeño de la barrenas de
PDC por el efecto que ejerce sobre la caída de presión, ( el caballaje
de fuerza hidráulico por pulgada cuadrada a través de la cara de la
barrena ) y la tendencia a impedir la efectiva remoción de los recortes
( ripio ) de la formación.
32
Propiedades Reologicas de los Lodos. ( Información de la Permargo )
Dens.
gr/cc.
1.00
1.05
1.10
1.15
1.20
1.25
1.30
1.35
1.40
1.45
1.50
1.55
1.60
1.65
1.70
1.75
1.80
1.85
1.90
1.95
2.00
2.05
2.10
2.15
2.20
2.25
2.30
2.35
2.40
Lodo Emulsión Inversa.
Relación
Vp.
Pc.
% Sol.
Ag. / Ac.
12-18 2-8
60/40-65/35
5-11
12-20 3-10 60/40-65/35
8-14
13-24 4-11 60/40-65/35 10-15
14-27 5-12 60/40-65/35 11-15
15-30 6-14 60/40-65/35 15-18
17-32 7-15 60/40-65/35 14-19
18-35 8-16 60/40-65/35 15-20
20-37 9-18 60/40-65/35 16-21
22-40 10-20 60/40-65/35 18-23
24-44 10-21 60/40-65/35 20-24
26-46 11-23 65/35-75/25 21-25
28-48 12-24 65/35-75/25 22-25
31-51 13-25 65/35-75/25 23-28
32-54 14-27 65/35-75/25 25-29
34-56 15-28 65/35-75/25 26-30
36-58 16-30 65/35-75/25 27-31
38-62 17-32 65/35-75/25 29-33
41-64 18-33 75/25-90/10 30-34
42-67 20-35 75/25-90/10 32-36
45-71 21-37 75/25-90/10 37-38
47-73 22-39 75/25-90/10 34-38
49-75 23-41 75/25-90/10 36-40
52-78 24-42 75/25-90/10 37-41
54-82 25-45 75/25-90/10 39-42
57-84 26-47 75/25-90/10 40-44
60-86 28-49 75/25-90/10 42-45
63-89 29-57 75/25-90/10 43-46
66-94 30-53 75/25-90/10 44-47
66-95 31-55 75/25-90/10 45-45
Lodo Base Agua.
Vp.
Pc.
% Sol.
9-14
9-14
10-14
11-16
12-16
14-18
15-20
17-22
18-24
20-27
22-29
26-31
29-34
30-37
32-39
35-42
38-46
41-48
44-51
47-55
48-58
53-62
56-64
58-68
62-71
66-75
2-5
2-5
3-6
3-6
3-7
4-8
5-9
5-10
6-10
6-11
7-11
7-12
8-13
8-13
8-14
8-15
9-16
10-17
11-18
11-19
12-20
13-21
13-22
15-24
17-20
18-28
5-8
5-8
7-9
8-10
10-12
11-13
13-15
14-16
16-18
18-20
20-23
22-25
23-26
24-27
25-28
27-30
28-32
30-34
32-36
33-37
35-39
36-40
38-41
39-42
41-45
43-46
Principales funciones trigonométricas para triángulo rectángulo.
B
C
A
33
Sen A =
Cateto opuesto al <"A"
Hipotenusa
=
CB
AB
Cos A =
Cateto adyacente al <"A"
Hipotenusa
=
AC
AB
Tg A =
Cateto Opuesto al <"A"
Cateto adyacente al <"A"
=
CB
AC
Los valores de las funciones trigometricas son razones entre los lados
de un triangulo rectangulo, por lo tanto, son valores abstractos, que no
tienen unidades. Una función trigonometrica contiene tres elementos
(angulo y dos lados), si se tratara de encontrar una de ellas, es
condición necesaria y suficiente, conocer dos elementos .
I.- En todo triangulo rectangulo, la suma de sus angulos interiores, es
igual a 180°.
<A + <B + 90° = 180°
II.- En todo triangulo rectangulo, la suma de sus angulos agudos, 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
Sen A =
40.00 mt.
72.10 mt.
X
=
A
0.5548
<A = ang.sen (0.5548) = 33° 40' = 33.66°
<B = 90° - 33.66 = 56.34°
X
72.10 mt.
X = ( 72.10 mt. ) x ( Cos 33° 40' ) = 72.10 x 0.832 = 59.98 = ± 60.00 mt.
Cos A =
34
Condiciones Optimas de un Lodo Convencional (Base Agua)
Controlado con el Viscosimetro "Fann". (Datos Obtenidos por IMP)
Dens. V.m.
gr/cc Seg.
1.20
40
1.25
40
1.30
42
1.35
44
1.40
46
1.45
48
1.50
50
1.55
51
1.60
53
1.65
55
1.70
56
1.75
58
1.80
60
1.85
61
1.90
63
1.95
65
2.00
66
2.05
68
2.10
70
2.15
72
2.20
73
2.25
75
V.p.
Cps
12-16
14-18
15-20
17-22
19-22
20-27
22-29
26-31
29-34
30-37
32-39
35-42
38-46
41-48
44-51
47-55
50-58
53-62
57-65
60-69
64-74
68-79
Solidos
P.c.
lbs/100ft² % Volum.
3-7
12-16
4-8
14-18
5-9
15-19
5-9
17-21
6-10
18-22
6-11
21-24
7-11
22-25
7-12
23-26
8-13
24-27
8-13
25-28
8-14
25-29
9-15
27-30
9-16
28-32
10-17
29-33
11-18
30-34
11-19
31-35
12-20
32-37
13-21
33-38
14-22
35-40
16-24
36-41
18-26
37-43
20-29
39-45
Condiciones Optimasn para un Fluido de Perforacion de Emulsion
Inversa (Datos Obtenidos por IMP).
Densidad V.Plast.
gr/cc.
cps
1.00
16-24
1.10
20-30
1.20
22-36
1.30
26-42
1.40
28-48
1.50
32-54
1.60
34-60
1.70
36-64
1.80
40-70
1.90
44-78
2.00
50-84
2.10
58-94
2.20
64-104
2.30
70-110
2.40
72-114
P.Ceden. Relac.:
lbs/100ft² Ag. / Ac.
6-10
60/40
8-12
62/38
10-16
64/36
10-20
65/35
12-22
67/33
14-24
70/30
16-28
70/30
16-30
72/28
18-32
75/25
18-36
75/25
20-40
77/23
22-46
80/20
24-52
80/20
28-56
85/15
30-60
90/10
35
Equivalencias de Conexiones (Datos Obtenidos por IMP)
NC26 = 2 3/8" IF = 2 7/8" SH
NC50 = 4 1/2" IF = 5" XH = 5 1/2" DSL
NC46 = 4" IF = 4 1/2" XH
NC31 = 2 7/8" IF
NC38 = 3 1/2" IF
NC40 = 4" FH
Nomenclatura:
NC: Identificacion API para juntas.
IF : API Internal Flush.
FH : API Full Hole.
XH : Xtra Hole.
DSL : Redd Double Streanline
Conversion de esfuerzo de torsion de una tuberia a amperes.
Ejemplo:
Deseamos saber el amperaje que se debe de obsevar para que una
TP Ø3 1/2" de 13.30 lb/ft de peso nominal grado E-75 de 11,090
ft-lbf de torsion sufra un daño.
11,090 ft-lbf
= 660.11 amperes
16.8
Factor.
36
37
38
Tabla Codigo IADC para las Barrenas Triconicas.
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78