14 Matemáticas de Campo para Supervisores.pdf

8/16/2019 14 Matemáticas de Campo para Supervisores.pdf

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MATEMÁTICA DE CAMPO PARA INGENIEROSSUPERVISORES DE POZO

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üMódulo I üConceptos Básicos

üMódulo IV üSarta y Barrenas

üMódulo I I üPresiones generales

üMódulo V üTaladros y Tópicos Especiales

üMódulo I I I üFluidos y su entorno


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Conceptos BásicosConceptos Básicos

ü Unidadesü Fuerza y Äreaü Presiónü

Presiones generalesü Gradienteü Tensiónü Torqueü Masaü Volumenü Densidadü Diámetros

ü Capacidadesü Desplazamientoü Volúmenesü Gastoü Bls / strokes

üTiempo de circul.ü Toneladas-millasü Sobre Tensiónü

Longitud máximaü Colapsoü Estallidoü Caída de Presiónü ECDü VPü YPü Geles

ü No. de Reynoldsü Laminar ü Turbulentoü Factor de flotacionü Build up rate

ü Dog Legü R.P.Mü R.O.P

ü Costo/pieü Break evenü Potenciaü Capacidad Seguraü Presión Reducidaü MASPü Presiones de cierreü Arremetidaü Reventónü Pegasü Pérdida de circulac.


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Conceptos BásicosConceptos Básicos Conceptos BásicosConceptos Básicos

Unidades:• Sistema de mediciónutilizado para diferenciar

cantidad o término decomparación

• Sistema Inglés• Sistema Métrico

Fuerza:

• Esfuerzo aplicado parasobrecargar un materialcon intenciones deromper o no el mismo (ej:libras, kilos, toneladas)

Área:• Espacio limitado entre

dos secciones definidas(ej: pie cuad., pulgs cuad.,mts cuad.)

Presión:• Relación de una fuerzaaplicada en un área

definida. Generalmentemedida de maneramanométrica, (ej:lbs/pulgcuad. (psi), kg/cms cuad. )


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Presión hidrostática:• Presión ejercida por una

columna de fluido encualquier parte del hoyo(ej: psi, kgs / cms cuad.)

Presión yacimiento:• Presión a la cual seencuentran los fluidosconfinado en la formación(ej: psi, kgs / cms cuad.)

Presión sobrecarga:• Presión que ejerce la

masa de sólidos y líquidosque se encuentran en lasdiferentes formaciones (ej:psi, kgs /cms cuad.)

Presión fractura:

• Presión que resiste laformación a ser inyectadao fracturada (ej: psi, kgs /cms cuad.)


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Capacidad:• Volumen dentro de un

recipiente (tubular, hoyo) elcual es medido en unalongitud definida (ej: bls/pie,mts cúbico /mts)

Desplazamiento:• Volumen que ocupa un

material (tubular) dentro deun recipiente (hoyo), el cuales medido en una longituddefinida (ej: bls/pie)

Volúmenes:• Sumatoria de todos

los volúmenes ocupadosdentro de los recipientes(tanques, hoyo, sarta) (ej:bls, galones, litros)

Gasto o Caudal:• Volumen de salida en untiempo determinado, elcual puede ser producidode forma natural o por unabomba (ej gal/min, bls/min)


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Desplazamiento de unabomba:• Volumen neto que generauna bomba de líquido al serdesplazado el embolo delpistón en una camisa dediámetro dado (ej: bls/emb,gal/emb)

Tiempo de circulación:• Horas, minutos y segundosnecesarios para recorrer ocircular el fluido una longitudy un volumen específico

Toneladas - millas:• Trabajo que realiza un

material (cable o guaya deperforación) para levantarun peso específico en unalongitud dada

Sobre-Tensión:• Máximo valor de tensiónsobre el peso de la sartade perforación que puedeser aplicado sin causardaño al tubular (partir) (lbs)


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Longitud máxima:• Máximo valor de longitudo profundidad alcanzable

con uno o dos tipos detubería sin que esta puedafallar (ej: pies, mts)

Colapso:• Aplastamiento de un

material (tubo, formación)por la presencia de presiónexterna mayor que laresistencia del mismo (ej:psi, kgs / cms cuad.)

Estallido:• Ruptura de un material(tubo, formación) por la

presión de presión internamayor que la resistenciadel mismo (ej: psi, Kg /cms cuad.)

Caida de Presión:

• Pérdidas por fricciónexistente en las distintasáreas por donde el fluidose circula (ej. psi, kg / cmscuad.)


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E.C.D:• Densidad equivalente decirculación existente en

cualquier parte del hoyo(ej: fondo), que dependeráde un % de la caída depresión por fricción y de ladensidad del lodo en uso(ej: lbs/gal (lpg))

Viscosidad plástica:• Resistencia de un fluido afluir debido a su cantidadde sólidos (ej: cps)

Punto Cedente:• Resistencia de un fluido afluir debido a suintercambio molecular (ej:lbs / 100 pie cuad.)

Geles:• Capacidad de suspensiónque tiene un fluido de

perforación dentro delpozo, evitando así que losrecortes caigan al fondodel pozo (ej: lbs/100 piecuad.)


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No. de Reynolds:• Valor referencial para

conocer si un fluido semueve en un régimen deflujo laminar o turbulento

Flujo Laminar:

• Movimiento de un fluidoque prevalece a bajavelocidad (ordenado) en lacual su comportamiento deflujo es de tipo parabólico

Flujo Turbulento:• Movimiento de un fluidoque prevalece a altavelocidad (desordenada)en la su comportamientode flujo es de tipoachatado (pistón)

Factor de Flotación:

• Efecto de todo aquelmaterial sumergido en unlíquido en la cual su pesoreal disminuye (adimensional)


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Build Up Rate (BUR):• Tasa de construcción delángulo de inclinación o

desviación de un hoyoentre dos puntos osecciones del mismo (ej:2º / 100 pies)

Pata de Perro (DL):

• Cambio severo delángulo de inclinación ydirección entre dos puntoso secciones del hoyo ( 6ºvalor referencial alto)

R.P.M:• Velocidad de rotacióngenerada por un equipo

(mesa rotaria, top drive oequipo de fondo)

R.O.P:• Velocidad (tasa o rata)deperforación de la barrena

para lograr atravesar unaformación o estructura deroca. Su valor dependeráde la dureza de la misma(pie/hr, mts/hr)


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Costo por pie:• Valor referencial devarios costos asociados

en función del rendimientoen pies perforados por labarrena o mecha. Su valorsirve de guía para unposible reemplazo de lamisma (Bs / pie, $ / pie)

Break Even Point:• Punto de quiebre en ungráfico de Costo / pie vs.Pies Perforados (alerta)

Potencia:• Valor requerido de HP(horsepower) que permite

el manejo de los equipos ycomponentes de losdistintos sistemas

Capacidad segura:• Capacidad de carga bruta

nominal que los taladrospueden soportar con lagarantía de manejar todoslos equipos o herramientasen uso


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Presión reducida:• Pérdida de presión porfricción tomadas a

velocidades reducidas delas bombas (ej: psi,kg/cms cuad.)

MASP:• Máxima presión que en

superficie puede seracumulada en un procesode cierre sin llegar afracturar la zapata (ej:psi), Kg / cms cuad.)

Presiones de cierre:• Valores de presión en latubería (SIDP) y en el

anular (SICP) que semanifiestan una vezcerrado un pozo en unaarremetida (ej: psi)

SIDP: Presión necesariapara calcular la nuevadensidad del lodo (ej: psi)SICP: Presión que debevigilarse durante el cierre ysacada del influjo (ej: psi)


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Arremetida:• Influjo (kick) formado enel fondo del pozo durante

la perforación o durantelos viajes en el pozo elcual puede ser controlable(ej: volumen en bls, lts)

Reventón:

• Influjo incontrolabledesde el pozo hacia a lasuperficie, generalmentepor malos procedimientosen la prevención o control

Pega:• Atascamiento de lostubulares, equipos o

herramientas debido a lageometría del hoyo o alfluido de perforación

Pérdida de circulac.:• Traspaso involuntario del

fluido de perforación acualquier sección abiertadel hoyo, que puedefinalizar en pega, daño oarremetida del pozo


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Pr esiones Gener alesPr esiones Gener ales

ü Presiónü Gradiente

ü Pres. Hidrostáticaü Pres. Yacimientoü Pres. Fracturaü Pres. sobre cargaü Pres. Circulaciónü Relación entre laspresionesü Pérdida de Ph durantelos viajes con tuberíaseca

ü Pérdida de Ph durantelos viajes con tubería llena

ü Máxima longitud detubería a extraer del pozoü Presiones de cierreü MASPü Presión reducida (PRC)ü Regla de campo para laobtención de la PRCü Altura del influjoü Gradiente del influjoü Velocidad de migración


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§ Presión (P)

Presión (P) = F = lbs / pulgs = psiA

donde:

F = Fuerza, libras (lbs)A = Área, pulgs

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§ Gradiente (G)

Gradiente (G) = P = psi / pieTVD

donde:P = Presión, psi

TVD = Prof. Vert. Verd., pies

§ Conversión Gradiente a Densidad

Df = Gf / 0,052 = ppg

donde:Df = Densidad del fluido, ppgGf = Gradiente del fluido, psi / pie0.052 = Factor de conversión (7.48 / 144)

§ Conversión Densidad a Gradiente

Gf = Df x 0,052 = psi / pie

donde:Gf = Gradiente del fluido, psi / pieDf = Densidad del fluido, ppg0,052 = Factor de conversión (7.48 / 144)


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§ Presión Hidrostática (Ph)

Ph = 0,052 x Df x TVD = psi

donde:0,052 = Factor de conversión (7.48 / 144)Df = Densidad del fluido, ppg

TVD = Prof. Vert. Verd., pies

§ Conversión de Ph a Densidad en ppg

Df = Ph / (0,052 x TVD) = ppg

donde:Ph = Presión hidrostática, psiTVD = Prof. Vert. Verd., pies0,052 = Factor de conversión

§ Presión Yacimiento (Pyac)

Pyac = G yac x TVD = psi

donde:G yac = Gradiente del yacimiento

(de formación, de poros), psi / pieTVD = Prof. Vert. Verd., pies

§ Presión sobre carga (Psc)

Psc = Gsc x TVD = psi

donde:Gsc = Gradiente de sobre carga

teórico, psi /pie (1 psi / pie)TVD = Prof. Vert. Verd., pies


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§ Presión Fractura (PF)

PF = GF x h zap = psi óPF = 0,052 x DEm x h zap = psi

donde:GF = Gradiente de fractura, psi / pie

h zap = Prof. Vert. Verd. zapata, piesDEm = Dens. Equiv. Máxima, ppg

§ Presión de Circulación (Pcirc)

Pcirc = S Pérdidas por fricción = psi

donde:

S Pérdidas por fricción a través delSistema de Circulación, psi, a saber:Ej:

50 : ? Pr. equipos superficales. psi500 : ? Pr. en tubería, psi200 : ? Pr. en las barras, psi

1.950 : ? Pr. en los chorros (jets), psi100 : ? Pr. en hoyo – barras, psi200 : ? Pr. en hoyo – tubería, psi

3000 psi = Presión de circulación

§ Relación entre las presiones:§ Ph > Pyac§

Ph < Psc§ Ph < PF§ Psc > Pyac§ % Pcirc + Ph > Pyac§ % Pcirc + Ph < PF§ % Pcirc + Ph < Psc


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BARRENA 12 ¼”

MudPump

Swivel

Kelly or Topdrive

Annulus

Rotary Hose

Standpipe

Drillpipe

Wellbore

12 ¼” Bit

Drill Collars

Rig Floor

FlowLine

Formations

Casing

BOP

Drilling Mud

Shakers

Mud Pits

Oil/Gas

Standpipe orCirculatingPressure

Sistema de Circulación


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§ Pérdida de Ph durante los viajes (PPh viaje)§

Cuando la tubería es sacada seca (vacía)

Bls desplazados = No. parejas sacadas x Longitud 1 pareja x Desplazam. Tubería.

PPh viaje = Bls desplazados x 0,052 x Df = psi

( Capacidad Revestidor – Desplazam. Tubería.)

§ Pérdida de Ph durante los viajes (PPh viaje)§ Cuando la tubería es sacada mojada (llena)

Bls desplazados = No. parejas sacadas x Longitud 1 pareja x (Desp. Tub. + Capac. Tub)

PPh viaje = Bls desplazados x 0,052 x Df = psi( Capacidad Revestidor – (Desp. Tub. + Capac. Tub.))


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§ Máxima longitud de tubería a extraer del pozo sin perder el sobre balance

de la Ph (ML PPh):§ Pies máximo de tubería seca (vacía) sin perder el sobre balance en psi

ML PPh = Sobre balance x (Capacidad. Revestidor – Desplaz. Tubería) = piesDf x 0,052 x Desplaz. Tubería

donde: Sobre balance: Valor de presión adicional sobre la Ph ( ej: 200 a 500 psi), psiDf = Densidad del fluido, ppg

§ Máxima longitud de tubería a extraer del pozo sin perder el sobre balancede la Ph (ML PPh)

§ Pies máximo de tubería mojada (llena) sin perder el sobre balance en psi

ML PPh = Sobre balance x (Cap. Revest. – Cap. Tub. – Desp. Tub.) = piesDf x 0,052 x (Desp.Tub.+ Cap. Tub.)

donde: Sobre balance: Valor de presión adicional sobre la Ph ( ej: 200 a 500 psi), psiDf = Densidad del fluido, ppg


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S I D P

S I C P

§ Interpretación de las presiones

Ej:SIDP = Presión de cierre de la tubería de

Perforación = 400 psiSICP = Presión de cierre del anular o

Revestidor = 700 psi

1) El Valor de SIDP = 400 psi, representa ladiferencia que existe a favor de la Pyaccon respecto a la Ph, es decir que:

Pyac = SIDP + Ph

2) El valor de SICP = 700 psi, representaademás de la diferencia de 400 psi a favorde Pyac, un valor de 300 psi adicionalesmientras el gas esté alojado en el pozo,esto por efecto del desalojo del fluido almomento de la arremetida


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§ Regla de Campo para la PRC

PRC nueva = PRC an x (spm n/spm a) = psi

donde:PRC an = PRC anterior o Pcirc anterior spm n = strokes / min nuevosspm a = strokes / min anterior

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§ Máxima Presión Permitida en laSuperficie (MASP)

MASP = PF – Ph zap = psió

MASP = 0,052 x ( DEm – Df ) x h zap

donde:Ph zap = Ph a nivel de la zapata, psi

§ Presión Reducida de Circul. (PRC)

Este valor se recomienda tenerloactualizado y para ello es importante tomarsus valores con las bombas operativas deltaladro en las siguientes ocasiones:

ü Cada cambio de densidadü Cada cambio de camisas/reparaciónü Cada cambio en profund. (> 500´)ü Cada cambio de los jets o chorrosü Cada cambio en la sarta de perf.ü Cada cambio de guardia

Es deber de los supervisores reportarlodiariamente y mantenerlo actualizado, a finde ser utilizado en caso de unacontingencia


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§ Altura del Influjo (h inf)§

Si la Ganancia es < que el Vol h-bh infl = Ganan. / Cap. an h-b = pies

donde:Ganan.: Ganancia en los tanques, bls

Vol. h-b = Volumen hoyo y barras, blsCap. an h-b = Cap. anular hoyo-barras, bls /pie

§ Altura del Influjo (h inf)§ Si la Ganancia es > que el Vol h-b

h inf = LB + (Vol. h-b – Ganan.) = piesCap. an h-tp

donde:LB = Longitud de las barras, piesCap. an h-tp = Cap. anular hoyo-tub, bls/pie

§ Gradiente del influjo (G inf)

G inf = Gf – (SICP – SIDP) = psi / pieh inf

donde :Gf = Gradiente del fluido, psi / pieSICP = Presión de cierre del anular, psiSIDP = Presión de cierre en la TP, psih inf = Altura del Influjo, pies

§ Velocidad de migración (Vm)

Vm = ? Presión / t = pie / hrs

Gf

donde:? Presión = Variación de la SICP, psit = Tiempo medido de la variación, hrsGf = Gradiente del fluido, psi / pie


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Análisis de la Migración del Gas

• La SICP aumenta a medida que el influjo de Gasmigra hacia la superficie

• El Gas con el pozo cerrado no se expande

• La presión en el fondo aumenta a medida que elGas llega a la superficie sin expansión

• El valor de la presión dentro del pozo puedecausar fractura en la zapata ó en una formación

• Es importante conocer el valor de la Velocidad deMigración del Gas, a fin de seleccionar el Métodode Control más adecuado

• Mantener la vigilancia de la SICP y comparar conel valor de la MASP

SICP

SIDP


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Fluidos y su entor noFluidos y su entor no

ü Densidadü Gravedad Específicaü

Gravedad APIü Clasificación APIü Dens. Max. Equiv.ü E.C.Dü Reducción de Densidadü Densidad de controlü No. sxs de barita

ü No. bls de incrementoü Viscosidad plásticaü Punto cedente

ü Volumen tanquesü Desplazam. bombaü

Gasto de la bombaü Factores limitantesü Velocidad de recortesü Longitud de píldoraü Volumen de píldoraü No. stk S-Mü No. Stk M-S

ü Tiempo S-Mü Tiempo M-Sü Factor de Flotación


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§ Densidad del fluido (Df)

Df = m / v = lbs / gal = ppg

donde:m = Masa o peso del fluido, lbs

v = Volumen del fluido, gal

§ Gravedad Específica (GE)§ Para los fluidos

GE f = Df / Dad = GE f = Gf / Gad = adim.

donde:Df = Densidad del fluido, ppgDad = Densidad del agua dulce, ppgGf = Gradiente del fluido, psi / pìeGad = Gradiente del agua dulce, psi / pie

§ Gravedad Específica del Petróleo(GEo)

GEo = 141,5131,5 + º API

donde:

º API = Gravedad API del Petróleo

§ Clasificación según la APIEstos valores representan una clasificación dela calidad del petróleo en cuanto a una de suscaracterísticas mundialmente utilizadas en laIndustria Petrolera. Su valor de comparación es

el agua dulce cuya Gravedad Específica esigual al valor de 1 (o sea 10 º API).

5º 7º 10º 17º 25º

EP P M L y C Agua


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§ Densidad Equiv. Máxima (DEm)

DEm = PF = ppg0,052 x h zap

òDEm = Df + Limite LOT = ppg

0,052 x h zap

donde: Limite LOT = Limite Leak off Test

§ Densidad Equivalente de Circulación(ECD)

ECD = Df + % S ? Pr. anular = ppg0,052 x TVD

donde:S ? Pr. Anular: Sumatoria de la caída de

presión por fricción en el espacio anular, psi

§ Reducción de la Densidad (Rda)§

Reducción con agua

Rda = V1 x (Df1 – Df2) = blsDf2 – Dad

donde: V1 = Volumen de fluido a reducir, bls

Df1 y Df2 = Densidad del fluido inicial y final,y Dad = Densidad del agua dulce, ppg

§ Reducción de la Densidad (Rdgo§ Reducción con aceite (gas oil)

Rdgo = V1 x (Df1 – Df2) = blsDf2 – Dgo

donde:Dgo = Densidad del gas oil, ppg

MATEM TICA DE CAMPO PARA INGENIEROS


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§ Densidad de Control (Dc).- Valor necesario para realizar el control del

pozo en caso de una contingencia de arremetida

Dc = Df + SIDP = ppg0,052 x TVD

donde:SIDP = Pres. de cierre en la tubería de perf. psi

§ No. de sacos de barita (No. sxs)§ Para incrementar la Df

No. sxs/100 bls = 1470 (Df2 – Df1)(35 – Df2)

donde: Df1 y Df2 = Densidad del fluidoinicial y final, ppg

§ No. barriles de incremento (bls)§

Barriles de incremento una vezaumentada la Df

No. bls/100 bls = 100 (Df2 – Df1) = bls(35 – Df2)

donde: Referencia = 100 barriles de fluidoDf1y Df2 = Densidad del fluido inicial y final,ppg

§ Viscosidad Plástica (VP) y PuntoCedente (YP)

VP = L600 – L300 = cps

YP = L300 – VP = lbs / 100 pie

donde: L600 y L300: Lectura del Viscosímetroa 600 rpm y a 300 rpm

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§ Volumen en los Tanques (Vt)§

Tanques rectangulares (Vtr)Vtr = A x H x L = bls

5,615

donde:

A = Ancho, pies y H = Alto, piesL = Longitud, y 5,615 pies por cada bls

§ Volumen en los Tanques (Vt)§ Tanques cilíndricos (Vtc)

Vtc = 0,785 x (d) x H = bls5,615

donde: d = Diámetro, pies y H = Alto, pies0,785 = p / 4 = 3,1416 / 45,615 pies por cada bls

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§ Desplazamiento de la bomba (Db)

§ Bomba Duplex (bls/stk)

Db = 0,000162 x (2dc – dv ) x Lv = bls/stk

§ Bomba Triplex (bls/stk)

Db = 0,000243 x (dc ) x Lv = bls /stk

donde:

dc = Diámetro de la camisa, pulgsdv = Diámetro del vástago, pulgsLv = Longitud del vástago, pulgs0,000162 = Const. para Bomba Duplex0,000243 = Const. para Bomba Triplex

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§ Gasto de la bomba (Q)

Q = No. stk s. x Db x EV = bls/min

donde: No. stk s. = Número de strokes seleccionadosPara realizar una circulación

Db = Desplazamiento de la bomba, bls/stk EV = Eficiencia Volumétrica, %

§ Gasto mínimo (Qmin)

Qmin = Vamin x (Dh – DE tp ) /1029 = bls/min

donde:Vamin = Velocidad anular mínima entre hoyoy tubería de perforación, pies/minDh y DEtp= Díam.del hoyo y Diam. externo dela TP, pulgs y 1029 = Factor de conversión

§ Gasto máximo (Qmax)

Qmax = No. stk max. x Db x EV = bls/min

donde: No. Stk max. = No. de strokes máximos deuna bomba (duplex o triplex)

Db = Desplazamiento de la bomba, bls / stk EV = Eficiencia Volumétrica, %

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§ Gasto Crítico (Qcrit)

Qcrit = Vacrit x (Dh – db ) / 1029 = bls/min

donde:Vacrit = Velocidad crítica entre hoyo y las barras de perforación, pies/minDh y db = Díametro del hoyo y de las barras pulgs y 1029 = Factor de conversión

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> Q min < Qmax< Qcrit

Max. Impacto?Pm = 48% Psup

Max. Potencia?Pm = 65% Psup

(debe ser)

(debe proporcionar)

§ Gasto òptimo (Qopt)

Qopt

Qopt

§ Factores Limitantes

§ Gasto mínimo (Qmin):.- Gasto requerido para asegurar lalimpieza del pozo entre hoyo y tubería

§ Gasto máximo (Qmax)

.- Gasto máximo que las bombas puedensuministrar

§ Gasto crítico (Qcrit).- Gasto que produce un flujo turbulentoentre el hoyo y las barras

§ Gasto óptimo (Qopt).- Gasto que genera una caída de presióna nivel de las toberas (jets) de la barrena enun valor óptimo de acuerdo al métodohidráulico seleccionado



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§ Velocidad de los cortes (Vc)

Vco = 0,45 x VP [v 36.800 x [( dp ((Dp/Df) - 1))] - 1] = pie/min(Df x dp) [VP / (Df x dp)]

donde:

dp = Diámetro de la partícula, pulgs y Dp = Densidad de la partícula, ppgVa = Velocidad anular, pie / min: Va = (1029 x Gasto (Q)) / ( Dh – Dtp ) = pie/min

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§ Longitud de la píldora (Lpil)

Lpild = DPh / (0,052 x ? Dens) = pies

donde:DPh = 0,052 x Df x Long. Tub. seca = psiy? Dens = Dpil – Df = ppg

donde:DPh = Disminución del valor de Ph que sedesea disminuir al sacar la tubería seca, psi?Dens = Diferencia de Densidad de la píldora(Dpil) y la Densidad del fluido (Df), ppgLong, Tub. seca = Longitud de tubería de

perforación que desea sacar seca, piesDpil = Densidad de la píldora, ppg (Nota: Serecomienda que el valor de la Dpil este entre 1 ó1,5 ppg máximo por encima del valor de la Df


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MATEMÁTICA DE CAMPO PARA INGENIEROS


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Sar ta y MechasSar ta y Mechas

ü Desplazamiento TPü Capacidad internoü Capacidad anular ü Volumen interno

ü Volumen anular ü Rango de TPü Peso de las barrasü No. de barras (PV)ü No. de barras (PD)ü Peso sarta en el aireü Peso sarta en el lodoü Esfuerzo de rupturaü Área seccionalü Resistencia Tensiónü Max. Sobre Tensiónü Torque aplicadoü Altura máx. del Tool Joint

ü Selección de las conexionesü Longitud max. de la tuberíaü No. de vueltas Back off ü Tipos de mechas

ü Mecanismo de corteü Selección por Tabla IADCü Evaluación por Tabla IADCü Métodos hidráulicosü H.S.Iü Velocidad de los jetsü Costos por pieü RPM críticaü Valor estimado de la ROP



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§ Desplazamiento de la tubería de

perforación (Desp.TP)Desp. TP = (DE tp – di tp ) = bls / pie

1.029,4

donde: DE tp y di tp = Diámetro exterior e

interior de la tubería de perforación, pulgs1.029,4 = Factor de conversión

§ Capacidad interna (Cap. int)

Cap. int = di / 1.029,4 = bls /pie

donde:di = Diámetro interno de cualquiera de lostubulares que existen en el hoyo, pulgs1.029,4 = Factor de conversión

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2

§ Capacidad anular (Cap. an)

Cap. an = = (di – DE ) = bls / pie1.029,4

donde: di y DE = Diámetro interno delhoyo o del revestidor y DE Diámetro

externo del tubular que forma dichoespacio anular (tp o barras), pulgs

2 2

§ Volumen interno (Vol. int)

Vol int = Long. c/secc. x Cap. int = bls

donde:Long. c/secc. = Longitud de cada secciónde la sarta de perforación a considerar, piesCap. int = Capacidad interna de la sarta de perforación a considerar, bls / pie



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§ Volumen anular (Vol. an)

Vol. an = Long. c/secc. x Cap.an = bls

donde:Long. c/secc. = Longitud de cada sección dela sarta de perforación a considerar, pies

Cap. an = Capacidad anular de la sarta de perforación a considerar, bls / pie

§ Rango de los tubulares (Ran.Tub.)

Existe por parte de la A.P.I una rango oclasificación para los tubulares con respectoa su longitud. Este rango esta directamenterelacionado con la velocidad de viaje (Vv)con la cual pueden manejarse los mismos

Ran. Long VvTub (pies) (seg(tubo)

1 16 a 25 20

2 26 a 34 15

3 35 a 45 10

Nota: La tubería de perforación estaclasificada como Rango 2

§ Volumen total del pozo (Vol. tot)

Vol. tot = Vol. int + Vol. an = bls

Nota:Para el cálculo es necesario considerar unexceso por volumen, esto dado que lasformulaciones utilizadas están relacionadasen un hoyo en calibre (in gage)



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§ Peso de la Barras de perforac. (Pba)

§ Barras lisas

Pba = 2,67 (DEb – dib ) = lbs / pie

§ Barras espiraladas

Pba = 2,56 (DEb – dib ) = lbs / pie

donde:DEb y dib = Diámetro externo e interno delas barras o drill collars, pulgs2,67 y 2,56 = Factores de conversiónNota:Las barras o drill collars espiraladas son las másutilizadas, pero la mayoría de los valores tabuladascorresponden a las barras lisas, ej: 8” x 2 13/16” =150 lbs / pie

22

2 2

§ Número de Barras (No. Barras)

§ Para Pozos Verticales

No. Barras = P.S.BLong. b x Pba x F.F x F.S

§ Para Pozos Desviados

No. Barras = P.S.BLong. b x Pba x F.F x F.S x Cos ?

donde:P.S.B = Peso sobre la Barrena a ser aplicado a laformación, lbs (W.O.B) Weigth on bitLong. b = Longitud de una barra, pieF.F = Factor de FlotaciónF.S = Factor de Seguridad (85 – 90 %)Cos ? = Coseno del ángulo de inclinación



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§ Área seccional (Asecc)

En el caso de la tubería de perforación

Asecc = p / 4 x (DE tp –di tp ) = pulgs

donde:

p / 4 = 3,1416 / 4 = 0,7854DE tp y di tp = Diámetro externo e internode la tubería de perforación, pulgs

2 2 2

§ Resistencia a la Tensión (Rt)

Rt = Esf. rup x Asecc x F.S = lbs

donde:Esf. rup = Esfuerzo de ruptura mínimo, psiAsecc = Área seccional del tubo, pulgsF.S = Factor de Seguridad (90 %)

2

§ Máximo Sobre Tensión (MST)

MST = Rt – Ps flu = lbs

donde:Rt = Resistencia a la Tensión, lbsPs. flu = Peso de la sarta en el fluido, lbs

Nota: El valor de MST es conocido comoMáximo Over Pull (MOP)

§ Torque aplicado (Ta)

Ta = Ftens. x Long. Br = lbs-pies

donde: Ftens = Fuerza de tensión aplicada por lallave de apriete, lbsLong. Br = Longitud del brazo de la llave deapriete, pies



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§ Peso de la sarta de perforación en elaire (Ps. aire)

Ps. aire = Long. b x Pba + Long. tp x Ptp = lbs

donde:Long. b = Longitud de las barras, pies

Pba = Peso de las barras, lbs / pieLong. tp = Longitud de la tubería perf, piesPtp = Peso de la tubería de perf., lbs / pie

§ Peso de la sarta de perforación en elfluido (Ps. flu)

Ps. flu = (Long. b x Pba + Long. tp x Ptp) x F.F = lbs

donde: F.F = Factor de Flotación Nota: El Ptp nominal es 19,5 lbs/pie y el pesoajustado (c/tool joints) es 20,9 lbs/pie

§ Esfuerzo de ruptura (Esf. rup)

§ Este esfuerzo está referido a laresistencia mínima de ruptura quecualquier tubular posee antes de que elmismo se deforme permanentemente ose fatigue o parta§ Para el caso de la tubería de perforación la siguiente tabla nosmuestra el Esfuerzo de Ruptura Mínima para cada grado de tubo, esto según laA.P.I es la siguiente:

Grado de acero Esf. rup. minD 55.000 psiE 75.000 psiX 95.000 psiG 105.000 psiS-135 135.000 psi



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§ Altura máxima del Tool Joint (hmax)

§ Para Llaves colocadas a 180º

hmax = 0,038 x Esf.rup. min x Lb x (I/C)(pies) Torque

§ Para Llaves colocadas a 90º

hmax = 0,053 x Esf. rup.min x Lb x (I/C)(pies) Torque

donde:I/C = Momento de la sección de la tubería, pulgs , I = p / 4 (DE tp - di tp )C = DE / 2, pulgsLb = Longitud del brazo, piesT = Torque, lbs/pie, con un opcional FS = 0,9

3 4 4

§ Selección de conexión

Para la selección adecuada de las barrasde perforación, se requiere conocer losdiámetros externos e internos. Asímismo, se utilizan unos gráficos delfabricante donde se considera la Relación

al Esfuerzo de Pandeo (BSR) entre unrango:

2.5 < BSR < 3,0

La opciones para la selección son:1ra opción: Parte sombreada y mas cercanaa la línea de referencia2da opción: Izquierda de la parte sombreaday mas cercana a la línea de referencia3ra opción: Derecha de parte sombreada ymas cercana a la línea de referencia



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§ Profundidad máxima alcanzable con la tubería de perf. (Prof. max. alc)§

Con un solo tipo de tubería (Lmax 1)

Lmax1 = (Rt – MST) + Long.b x Pba = piesPtp x F.F Ptp

§ Con dos tipos de tubería diferentes (Lmax2)

Lmax2 = (Rtn – MST) + (Lmax1 x Ptp + Long.b x Pba) = piesPtp x F.F Ptp

§ Prof. Max. Alc = Lmax1 + Lmax2 + Long.b = pies

donde:Rt = Resistencia a la tensión de la tubería de perforación, psiMST = Máxima Sobre Tensión, lbsPba = Peso de las barras en el aire, lbs / pie y F.F = Factor de Flotación, adimensionalPtp = Peso ajustado de la tubería de perforación (incluye tool joints), lbs / pieRtn = Resistencia a la tensión de la nueva tubería, lbs y Long.b = Longitud de las Barras, pies



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§ No. de vueltas Back off (No.vuelt.)

No. vueltas = Torq. / Factor K = vueltas1000´

donde:Torq.: Torque aplicado a la tubería, lbs-pie

Factor K : Factor de Torque para losdistintos tipos de tuberíaFactor K tp nueva = 51.405 (DE tp – ditp )4 4

§ Métodos Hidráulicos§ Máximo Impacto Hidráulico

? Pm = 48% x Ps = (m + (m + 1 )) x Ps

? Pm = Caída de presión en la Mecha, psiPs = Presión de superficie o circulación, psim = Pendiente en uso (m= 1,86)

§ Métodos Hidráulicos

§ Máxima Potencia Hidráulica

?Pm = 65% x Ps = (m + (m + 2)) x Ps

donde:? Pm = Caída de presión en la Mecha, psi

Ps = Presión de superficie o circulación, psim = Pendiente en uso (m= 1,86)

§ Potencia por pulgadas cuadradas(HSI)

HSI = HHPm / A = hp / pulgs

donde: HHPm = Potencia en la Mecha, hpHHPm = ( ? Pm x Q) / 1714A = Área del hoyo, pulgsA = (p / 4) x Dh



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§ Velocidad de los chorros o jets

(Vjets)

Vjets = Q / (3,12 x TFA) = pie / min

donde:Q = Gasto de la bomba en uso, GPM

TFA = Total Fluid Area, (Area total de lastoberas en uso, pulgs3,12 = Factor de conversión

2

§ Costo por pie perforado (Cpp)

Cpp = Cm + Ceq (Tvr + Tp) = $/mtsPpa

donde:Cm = Costo de la Mecha o Barrena, $

Ceq = Costo del Equipo, $ / horasTvr = Tiempo de viaje redondo, horasTp = Tiempo perforando, horasPpa = Pies perforados acumulados, mts o pies

Cpp = Cm + Ceq (Tvr + Tc + Tp) = $/mtsPpa

donde:Tc = Tiempo de conexiones. horas

§ RPM crítica (RPMc)

RPMc = 33.055 v (DE tp + di tp = RPM(Long tp)

donde:Long tp = Longitud de un tubo, pies33.055 = Factor de conversión

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SUPERVISORES DE POZO

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§ Pata de Perro o Dog Leg (PP) y Severidad de la Pata de Perro o Dog Leg

Severity (SPP)

PP = arc Cos { [ Cos (I2 –I1) – Sen I1 x Sen I2 (1 – Cos (AZ2 – AZ1)]} = Grados

donde:

I2 = Inclinación del pozo en el punto o estación 2, gradosI1 = Inclinación del pozo en el punto o estación1, gradosAZ2 = Azimuth del pozo en el punto o estación 2, gradosAZ1 = Azimuth del pozo en el punto o estación 1, gradosIp = Intervalo perforado entre los puntos o estaciones 2 y 1, pies

SPP = (PP x 100) / Ip = Grados / pies

Nota: En pozos verticales un PP con valores mayores de 5 grados, es necesario realizar loscorrectivos necesario a fin de evitar problemas en el agujero



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§ Corrección por DeclinaciónMagnética

La corrección por Declinación Magnéticadentro de la perforación de un pozodesviado, es imprescindible para podergarantizar que el target (objetivo) se

obtenga según la planificación del diseño

Existen varias teorías sobre el efecto dedeclinación de las distintas áreas, estodebido al movimiento del Norte Magnéticoy su diferencia con el Norte Real o

Verdadero en diferentes zonas del mundo,inclusive su coincidencia en algunos deestos lugares (NM = NV), de allí que elconocimiento de los grados de diferenciaentre NM y NV y su respectiva correcciónes de vital importancia

Comúnmente existen dos áreas decorrecciones que se realizan para obtenerel verdadero valor de la Dirección uOrientación del Pozo, a saber:

§ Corrección a la Derecha (al Este)

§

Corrección a la Izquierda (al Oeste)(Es el caso de Venezuela)

Los resultados obtenidos de las lecturastomadas de la Dirección por cualquierherramienta de medición, variará su

valor de acuerdo al valor en grados decorrección magnética de la zona y eseste valor corregido es el que debemosutilizar para poder realizar los cálculosdireccionales que servirán para el ploteoen el plano de dirección planificado



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N

O E

S

? : Ángu lo de cor rección magnética de la zona

NorteMagnéticoNorte Real _

_+

+

?

Corrección por el Este (Derecha)



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N

O E

S

? : Ángulo de corrección magnética de la zona

NorteMagnético Norte Real

_

_+

+

?

Corrección por el Oeste (I zquierda)



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Taladr o y Tópicos EspecialesTaladr o y Tópicos Especiales

ü Potencia al Ganchoü Carga crítica al ganchoü Capacidad bruta nominalü Fact. Efic. de la torreü Fact. de Segur. Cableü Diseño del cableü Toneladas millasü Longitud de corteü Ton-millas entre corteü Rango de los BOP´sü

Diseño de los BOP´sü Koomey. Funcionamientoü No. de acumuladores

ü Pruebas de los BOP´sü Pruebas al Koomeyü Prueba de integridadü Prueba de formaciónü Prueba volumétricaü Prueba perforabilidadü Hoja de llenado (viaje)ü Detección dePresiones anormalesü Selección de los

Métodos de Control


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§ Factor de Eficiencia de la Torre

(FET)FET = (CR / CME) x 100 = %

donde: CR = Carga Real, lbsCR = (N + 1 +1) x Tens., lbs (incluye LV y LM)

Tens. = (Peso en el gancho / N), lbsCME = No. de patas x CMP, lbsCMP = Carga máxima por pata

§ Factor de Seguridad del Cable

(FSc)

FSc = RRg / Tensión = Adimens.

Los Factores de Seguridad a considerar paragarantizar el trabajo del cable en el manejo

de cargas son:

Rango Perforando: 3,5 < FSg < 5,0

Rango Bajando Revestidor: 2,5 < FSg < 5,0

donde:RRc = Resistencia a la ruptura del cable de perforación o guaya de perforación, lbs

Tensión = Peso en el gancho / (N. x FEc), lbs

§ Trabajo total por viaje redondo(Ttvr)

Ttvr = Ttbv + Tttp + Ttb = Ton-mill

donde:Ttbv: Trabajo total para levantar Bloque viajeroTttp : Trabajo total para levantar la tuberíaTtb = Trabajo total para levantar las barras o DC



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§ Trabajo total por viaje redondo (Ttvr)

Ttvr = Ptpf x MD x (MD + Lp) + MD x (M + 0,5 x C) = Ton-mill10.560.000 2.640.000

donde:Ptpf = Peso ajustado (en lbs/pie) de la tubería sumergida en el fluido = Ptp x FF

MD = Lingitud de toda la sarta de perforación, pies y Lp = Longitud de 1 pareja, piesM = Peso del Bloque viag¡jero y sus accesorios, lbsC = Exceso de peso de las barras = Long.b x (Pb x FF – Ptp x FF), lbs10.560.000 y 2.640.000 = Factores de conversión de libras - pies a toneladas - millas

§ Toneladas millas perforando(Ton-mill perf)

Ton-mill perf = 3 (Ttvpr2 – Ttvrpr1)

donde:

Ttvrp2 = Trabajo total por viaje redondo a la profundidad 2, ton-millTtvrp1 = Trabajo total por viaje redondo a la profundidad 1, ton-mill

3 = Ciclo de la perforación


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§ Rango de presión de las Válvulas deSeguridad (BOP´s)

El presente Rango para las válvulasimpiderreventones o BOP´s esta referido ala capacidad de presión de trabajo nominalclasificada para los distintos tipos de BOP´s

existentes (anular, de tubería, ciego o decorte), tanto en las operaciones de tierracomo de agua. Esta presión de trabajo estaasociada en forma directa a la Pyac

CLASE PRESIÓN

2 M 2.000 psi3 M 3.000 psi5 M 5.000 psi10 M 10.000 psi15 M 15.000 psi20 M 20.000 psi

§ Diseño de la Presión de Trabajo enSuperficie de los BOP´s (Ptsup)

Para el Diseño de la Presión de Trabajo delos BOP´s, es necesario conocer el tipo de pozo que se perforará a fin de poder asumirdos suposiciones

Pozos Exploratorios: Asumir que todo el pozo quede lleno con una arremetida congas

Pozos de Desarrollo: Asumir que el pozo

quede la mitad lleno con una arremetida congas

Una vez que es calculada las Ptsup, seselecciona el Tipo o Clase de BOP´s deacuerdo a la tabla antes nombrada



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§ Diseño de la Presión de Trabajo en

Superficie de los BOP´s (Ptsup)Pozos exploratorios:

Ptsup = Pyac – Phgas = psi

Pozos de Desarrollo:

Ptsup = Pyac – (TVD / 2)(Gf – Gg) = psi

donde:Pyac: Presión del yacimiento, psi

Phgas = Presión hidrostática del gas, psiPhgas = Gg x TVD = psi

TVD = Profund. Vertical Verdadera, piesGf = Gradiente del fluido, psi / pieGg = Gradiente del gas, psi /pie

§ No. De Acumuladores de Presión

(No. Acum)Una vez obtenidos todos los volumenesnecesarios en función de los BOP’ s autilizar, se debe trabajar con un Factorde Seguridad del 50 % por encima del

valor total:

Vol a usar = Vol. req. x 1.5 = gals

donde:Vol. Req. = Sumatoria de los volumenes

requeridos de acuerdo al BOP en uso(size), su presión y el fabricante, gals

No. Acum = Vol. a usar / Vol. Botella

No. de botellas común = 10 galones



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§ Pruebas de los BOP´s

Existen normativas comúnmente utilizados por las Industrias Petroleras a nivelmundial, las cuales conforman una serie de procedimientos que son aplicados para larealización de las Pruebas a los BOP´s

Esta normativas están avaladas por elInstituto Americano del Petróleo (API) y serigen según procedimientos pre-establecidos y que se resumirán en lossiguientes aspectos

Prueba de los BOP´s – Norma API RP 53

§ Realizar las pruebas al momento de lainstalación del sistema de BOP´s§ Máximo 14 días entre prueba y prueba

§ Probar los BOP´s al perforar cualquierrevestidor§ Prueba alta de los BOP´s de ariete, delmúltiple y otros equipos debe ser igual a la presión nominal o en su defecto a un 70 %§ Para los BOP´s anular, la prueba debe seren función del 70 % de la presión nominal

del mismo§ La duración de la prueba debe ser 5minutos con la presión mantenida§ Se debe utilizar agua para probar elsistema de BOP´s.§ Alternar entre las estaciones de control§

Pruebe el funcionamiento de los BOP´sanular y de ariete cada 7 días entre las pruebas de presión§ En caso de BOP´s de ariete variables, puebe los mismos en contra de todos lostamaños de TP utilizados, no en los DC´s



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Hydril GK

Hueco que indica eldesplazamiento del pistón

Platina de desgaste

Insertos de acero bridados

Unidad de empaque

Cabeza de la cámara deapertura

Pistón

Cámara de apertura

Puerto y cámara de cierre

Sellos



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Cavidad inclinada delariete

Salida lateral

Conector del fluido hidraulico

Bisagras

Bisagrasdelfluido

Este modelo está disponibleen tamaños entre 7 1/16” y11” y hasta presiones detrabajo de 20.000 psi.

Cuerpo del arieteRanura del anillo

Asiento del sello superior

Sello de la tapa

Bloque del ariete

Empaque secundario delvástago del pistón

Tornillos de la tapa

Seguro manual

Sellos del pistón

Camisa del cilindro Hueco de

drenaje Sello de lododel vástago del pistón

Varillasguia

MATEMÁTICA DE CAMPO PARA INGENIEROSS SO S O O


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Manifolddel

choque

SecciónA

SecciónB

Ariete de tubería inferior

Carreto

perforación

Línea del choque

Ariete de tubería superior

Brida de salidautilizada únicamentepara strippingcombinado de ariete

Ariete ciego

Preventor Anular

Línea dellenado

Conjunto de Preventores “RSRRA”



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Arreglo de BOP ś



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Sistema de Segur idad

Unidad Acumuladora de Presión



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1. Suministro de aire: La presión normal de suministro de aire es de 125 psi. Una presión de aire más alta puede requerir un regulador de aire para las bombas neumáticas.

2. Lubricador de aire: Ubicado en la línea de entrada de aire a las bombas neumáticas. Utilizar aceitelubricante SAE 1.

3. Válvula de derivación (“By-Pass”) : Al interruptor automático de presión hidroneumática. Cuando senecesitan presiones mayores de los 3000 psi, abrir esta válvula. De resto, mantenerla siempre cerrada.

4. I nterruptor automático de presión hidroneumática: El interruptor de las presiones se programa a 2900 psi(parada) cuando se utilizan bombas neumáticas y eléctricas. De lo contrario se programa a 3000 psi cuandoes solo para bombas neumáticas. Control de tensión de resorte ajustable.

5. Válvula de corte de aire: Operadas manualmente para cortar el suministro de aire a las bombas hidráulicasoperadas con aire.

6. Bombas hidráuli cas operadas con aire: La presión normal de operación es de 125 psi. La máxima presiónde aire es de 200 psi.

7. Válvula de corte de succión: Operada manualmente. Normalmente abierta. Una parada cada línea de succión neumática en la bomba hidráulica.

8. Fi l tro de succión: Uno para cada línea de succión neumática. Tiene una malla removible. Se limpia cadatreinta días.

9. Válvula cheque: Una para cada línea de salida neumática de la bomba hidráulica.

10. Bombas triplex o duplex accionadas con motor eléctri co

Partes del Acumulador


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21. Cabezal de la válvula pri ncipal: 5000 psi W.P., 2” todo soldado

22. Válvulas de 4 vías: Con actuadores de cilindro de aire para operación remota desde los paneles de control.

Mantener en modo de operación (ABI ERTO o CERRADO) NUNCA EN LA POSICIÓN DEL CENTRO(Neutro).

23. Válvul a de desviación (“ By-Pass”): Con actuador de aire para operación remota desde los paneles decontrol. En posición CERRADA, suministra presión regulada sobre el cabezal de la válvula principa(21) y en posición ABIERTA, suministra presión total sobre ese cabezal. Mantener en posición CERRADA a no ser que se necesiten 3000 psi o más para operar los arietes de la BOP.

24. Válvu la de ali vio del manifold: El alivio de la válvula se programa a 3500 psi.25. Válvul a hidrául ica de alivio: Operada manualmente. Normalmente cerrada. NOTA: ESTA VÁLVULA SE

DEBE MANTENER ABIERTA DURANTE LA PRE-CARGA DE LAS BOTELLAS DELACUMULADOR .

26. Selector de unidad de panel: Válvula manual de 3 vías. Utilizada para aplicar presión de aire piloto a laválvula neumática “Koomey” para reducción y regulación de presión, bien sea desde el regulador de aire dela unidad o desde el regulador de aire del panel remoto.

27. Válvula neumática “Koomey” r eductura y reguladora de presión: Reduce la presión del acumulador hasta larequerida por la presión de operación de la BOP de anular. La presión se puede variar para las operacíonesde forzamiento de tubería (“stripping”). No se debe exceder la máxima presión operativa recomendada parala preventora.

28. Manómetro de presión del acumulador



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29. Manómetros de presión del manifold

30. Manómetro de presión del preventor anular.

31. Transmisor neumático de presión del acumulador

32. Transmisor neumático de presión del “manifold”

33. Transmisor neumático de presión del preventor anular

34. F il tro de aire: Ubicado en la línea de entrada a los reguladores de aire.

35. Regulador de aire para la válvul a neumática “Koomey” reductora y reguladora de presión: Operada poraire.

36. Regulador de air e para el tr ansmisor neumático de presión de preventor anular (33).

37. Caja conectora “air junction box”: Para conectar las líneas de la unidad a las líneas que vienen del panelde control remoto.

38. Indicador del nivel de fluido .

39. Puerto de llenado del fl uido hidráulico

40. Válvula de aislamiento de la salida para la prueba del aladro: Alta presión, operada manualmente. Secierra durante la prueba del taladro y se abre una vez termina la prueba.

41. Válvula de cheque para prueba del equipo.

42. Válvula de alivio para prueba del equipo: Válvula seteada para alivio a los 3500 psi.

43. Salida del patín del equipo.

44. Sali da de prueba del equipo 45. Retorno del patín del equipo 46. Puerto de inspección del tapón



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• Prueba de Integridad de Presión (Leak off Test) (L.O.T)

• Procedimiento:

• Bajar sarta de perforación hasta el tope del cuello flotador y realizar prueba volumétrica al revestidor• Perforar el cuello flotador y el cemento hasta 10 pies encima de la

zapata. Repetir prueba volumétrica (si existen 2 tubos entre cuello y zapata)• Perforar el resto del cemento, la zapata y 10 a 15 pies de formación nueva,circular y acondicionar el fluido de perforación (hoyo limpio)• Levantar la mecha o barrena a nivel de la zapata y llenar el hoyo. Cerrar un preventor. Conectar y probar líneas• Bombear fluido lentamente al pozo (1/4 a 1/2 bls/min), observar presión

y/o esperar la estabilización de presión (2 min. Aprox.)• Continuar bombeando y registrar la presión y el volumen bombeadohasta alcanzar el límite LOT. Elaborar gráfico simultáneamente.• P arar el bombeo y esperar unos 10 min. para la estabilización de la presión. Desahogar la presión y registrar el volumen de retorno



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Gráfico de la Prueba L.O.T



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Volumen mínimo requerido para la presurización



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Porcentaje de volumen teór ico (mínimo)

Ej:• Del resultado de unos de losejemplos del Gráfico anterior,en la cual se obtiene el volumenrequerido para presurizar el

sistema aproximadamente1.000psi, debemos corregirlo de lasiguiente manera:

Si la Df = 14,3 ppg para unaRevestidor a 8.000 pies:

% Volum = 60 % x 4,8 bls =

% Volum = 2,88 bls / 1.000 psi



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I nterpretación de la Prueba L.O.T

Prueba L .O.T Completa Prueba L .O.T I ncompleta



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I nterpretación de la Prueba L.O.T

Prueba L.O.T Enmascarada Falla en el Revestidor



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§ Prueba de Formación

La Prueba de Formación es un mecanismo para conocer la resistencia a la zapata delcualquier revestidor sin necesidad derealizar un Prueba L.O.T, esta se ejecutacuando los pozos son de desarrollo y se

tiene referencia del requerimiento endensidad de las formaciones que estarían por debajo de dicha zapataSu procedimiento es presurizar el pozo conuna presión calculada de la siguiente forma:

Pres. de prueba = Presist. – Phreal = psi

Presist. = Presión calculada con la máximadensidad conocida de la formación inferior Phreal = Presión hidrostática del fluido enuso al momento de realizar la prueba

A manera de ejemplo, asumiremos que ladensidad máxima que requerirá una

formación en un pozo de desarrollo paraculminar una fase (ej: hoyo intermedio) esde 15 ppg y que para el momento deromper la zapata a 4.500 pies e iniciar la perforación de ese misma fase se tiene enel pozo una densidad del fluido de 10 ppg

Presist. = 0,052 x 4.500 x 15 = 3.510 psiPhreal = 0,052 x 4.500 x 10 = 2.340 psi

Pres. de prueba = 3.510 – 2.340 = 1.170 psi

Procedimiento:§ Cerrar el BOP´s de ariete (preferiblemente)§ Presurizar lentamente hasta alcanzar el valorde la presión de prueba calculada§ Obtenido su valor, esperar un tiempo aprox.de 5 min. mínimo. Apagar y abrir el pozo



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§ Prueba Volumétrica

La Prueba Volumétrica es un mecanismo deverificación de la resistencia del revestidoral esfuerzo de estallido o presión interna, lacual debe realizarse cada vez que se baja unrevestidor y antes de romper el cuello

flotador. Así mismo, a través de esta pruebase verifican cualquier fuga de lasconexiones

Su procedimiento en cálculos es similar alde la Presión de la Prueba de Formación,

pero la resistencia que se toma es el valornominal de la presión de estallido con unvalor equivalente a 70 % a 80 %

Pres. de prueba vol. = Presist rev. - Phreal

Presist. rev = Presión de resistencia alestallido del revestidor (70 a 80 %)

Phreal = Presión hidrostática del fluido enuso antes de romper el cuello flotador

A manera de ejemplo, si se conoce que laresistencia de un revestidor de 9 5/8” N-8053.5 lbs/pie es de 7.930 psi (asumir 80%),

en una zapata colocada a 8.000 pies y conuna densidad dentro del revestidor antesde romper el cuello flotador de 12 ppg

Presist. rev = 0,8 x 7.930 = 6.344 psi

Phreal = 0,052 x 8.000 x 12 = 4.992 psi

Pres. de prueba vol. = 6.344 – 4.992 =Pres. de prueba vol. = 1.352 psi

Nota: Repetir el procedimiento anterior



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§ Prueba de Perforabilidad

La Prueba de Perforabilidad es unmecanismo que nos permite las búsqueda denuevos valores de Peso sobre la mecha(PSM) y Revoluciones por minuto (RPM)durante la perforación de un pozo con el fin

de obtener un incremento en la Tasa o Ratade Penetración (ROP) o sea de mejorar laeficiencia de penetración en un pozo

Para su aplicabilidad se debe tener ciertascondiciones que favorezcan la prueba y no

retarde su aplicación, entre otras:

§ Valores de ROP no muy bajos§ Intervalo a perforar homogéneo§ No existencia de un alto diferencial

Existen dos métodos para realizar laPrueba en cuestión, a continuación se

explicará uno de ellos:

Procedimiento:

§ Seleccione un valor de PSM de 5.000lbs como referencia para la toma del

tiempo§ Mantenga fijo un valor de RPM§ Varié los valores de PSM seleccionadosy anote el menor tiempo en que se pierdanlas 5.000 lbs de referencia. Repetir 4 veces§ Seleccione un valor fijo de PSM, el cualdeberá ser el de menor tiempo anterior § Varié los valores de RPM y seleccioneel de menor tiempo. Repetir § Evalué la ROP con estos dos valores ycompare con la ROP anterior a la prueba



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§ Prueba de Perforabilidad

Construya la siguiente tabla para la prueba:

RPM = 100 (valor fijo)

Como se puede ver en la Tabla anterior, elmenor tiempo en la cual se perdieron las5.000 lbs de referencia, se obtuvo con unPSM que variaba entre 30 y 35 mil lbs

Ahora se variará las RPM y se dejará fijoel PSM obtenido

PSM = 30 - 35 mil lbs (valor fijo)

El valor de RPM = 110 es ahora el menortiempo en perder las 5.000 lbs dereferencia. De allí que se tienen dosvalores, con el fin de evaluar su ROPdurante un intervalo, estos son RPM = 110y un PSM = 30 a 35 mil lbs. Comparar

9

Seg

10

seg

10

seg

11

seg

30 - 35

mil lbs

13

seg

12

seg

11

seg

12

seg

25 - 30mil lbs

14seg

15seg

14seg

12seg

20 - 25mil lbs

Pr. 4Pr. 3Pr. 2Pr.1PSM

12

seg

13

seg

14

seg

14

seg

110

rpm

16

seg

17

seg

16

seg

17

seg

100rpm

19

seg

17

seg

17

seg

16

seg

90

rpm

Pr. 4Pr. 3Pr. 2Pr.1RPM



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84

§ Hoja de llenado o viaje

Una de las principales causas por la cual se producen las arremetidas o amagos a nivelmundial es la de NO MANTENER ELHOYO LLENO.

Estadísticas reflejan que esta causa pudiesesuperar el 50 % en la mayoría de los casos.Muchas de estas apreciaciones estánasociadas en parte al desconocimiento en elllenado de una Tabla de Viaje por parte del personal Supervisorio, el cual tiene bajo su

cargo tan importante responsabilidad

De alli que, para efecto de tener un procedimiento en el llenado y en el chequeode la existencia o no de influjos en el pozodurante un viaje, se hacen las siguientes

recomendaciones generales:

§ Si la relación entre el Volumen Real y elVolumen Teórico es menor (sacando) omayor (metiendo) del 100 %, en un valorentre 10 a 15 %. Verifique flujo

§ Ej: 85 % de llenado (sacando) o 112% (metiendo), significa que el pozono esta recibiendo bien o que laformación esta tomando fluido

§ Verifique flujo: Antes y después de bombear la píldora§ Al sacar la primeras diez parejas (lentas)§ Al momento de entrar en la zapata§ Antes de sacar la 1ra pareja de barras§ Una vez que toda la tubería este fuera delhoyo, se recomienda la apertura de la HCRy el choke y el cierre del BOP´s ciego



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Rig No.:Pozo:Prof. Viaje:

Dens. Fluido:Diam. DP´s:Diam. DC´s;

Peso DP´s:Peso Ajust. DP´s:Peso DC´s:

Long. DC´s:Vol. Sarta:Vol. Anular:

ParejasSacadas

5 paradasDesplazamiento

Teórico (Bls) (VT)

5 paradasDesplazamientoReal (Bls) (VR)

% Llenado(VR / VT) x 100

Observac.

Teór. Acum. Real Acum.No. stand

Tabla de viaje para el control del llenado

5

10

15

20

3,3 3,3

3,3 6,6

3,3 9,9

3,3 13,2

Porcentaje3,3 3,3

3,3 6,6

3,2 9,8

2,8 12,6

100 %

100 %

97 %

85 %

O.K

O.K

O.K

Verifique Flujo



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86

§ Detección de Presiones Anormales

Una formación presurizada o cargada con presiones anormales, es también una causaque puede producir las arremetidas oamagos a nivel mundial

Estadísticas reflejan que esta causa pudiesesuperar el 10 % en la mayoría de los casos, pero dicho valor dependerá del tipo de pozo(exploratorio o de desarrollo) que se este perforando. De allí, que es importante queel Supervisor conozca que existen

diferentes técnicas para detectar presionesanormales las cuales se pueden evaluar:

§ Antes de la Perforación§ Durante la Perforación§ Después de la Perforación

A continuación se presentan como realizardicha evaluación y a través de que

mecanismo

§ Antes de la Perforación:§ Método Sísmico

§ Durante la Perforación:

§ Incremento brusco en la ROP§ Disminución en la densidad de laslutitas§ Aumento en los cloruros§ Aumento en la temperatura del fluido§ Disminución del Exp “dc”

§ Incremento en las unidades de gas

§ Después de la Perforación§ Método Sónico§ Registros eléctricos (Rsh o Conduct.)



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§ Selección de los Métodos de Control

Presente una contingencia de arremetida,cerrado el pozo y analizada la situación, el próximo paso es la selección del Método deControl, el cual dependerá esencialmente dela operación que se este realizando en ese

momento o sea perforando o realizando unviaje con la tubería

A fin de recordar los Métodos de Control,se presentan a continuación cuales seríanseleccionados en cada una de las

operaciones, no sin antes mencionar que elanálisis de la situación y delcomportamiento de las presiones almomento del cierre y durante suestabilización, así como cualquier variaciónde estas son de vital importancia

§ Métodos de Control - Perforando

§ Método del Perforador § Método del Ingeniero (E & P)§ Método Concurrente o Combinado

§ Métodos de Control - Haciendo Viaje

§ Método Volumétrico§ Método de Lubricación y Purga§ Método de Arrastre (Stripping)§ Método de Circulación con lodo pesado a la profundidad de la mecha

§ Métodos combinados§ Arrastre – Volumétrico§ Arrastre – Lodo pesado (tapón)

§ Método de Forzamiento de Fluido(Bull heading)



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Muchas Gracias

…En tiempos de cambios

aquellosque aprendencontinuamente heredanel futuro...

…Los que consideran que ya todo lo han aprendido

se encontrarán equipados para vivir en un mundo

que ya no existe…

Eric

Hoffer

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