pemex-manual-tecnico-de-formulas-160610180743.pdf

C=
B + R ( T+ t )
M
Ph=
D X P
10
Pf = Ph + PTP

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
UNIDAD DE PERFORACIÓN Y
MANTENIMIENTO DE POZOS
I
M.I. Pedro Javier Caudillo Márquez
Subdirector de la Unidad de Perforación y
Mantenimiento de Pozos
Ing. Juan Antonio Silva Romo
Gerente de Control de Operación y Evaluación
M.I. Juan Alfredo Ríos Jiménez
Gerente de Estrategias de Ingeniería
Ing. Mario Ernesto Rivera Velázquez
Gerente de Sistema Integral de Protección
Ambiental y Calidad
Ing Carlos Enrique Becerra Schulz
Gerente de Administración y Finanzas
Ing. Ricardo Ramírez Lara
Subgerente de Perforación y Mantenimiento de
pozos
Técnico. Fernando Cruz Garduza
Superintendente de plataforma
D i r e c t o r i o

II
r e f a c i o
P
“Cuando se tiene calidad, todo lo demás es una
consecuencia”.
La calidad no la dan las maquinas, ni los sistemas, ni
tampoco las estructuras organizacionales.
La calidad la dan las personas.
Ciertamente que nuestro país es muy joven, pero también
estoy convencido que ya está en edad de que sus
integrantes actúen con madurez y responsabilidad.
Tenemos muchos problemas que en mayor o menor grado
nos aquejan, alguno de ellos son muy viejos y aun los
seguimos cargando, sin embargo, quiero referirme a uno
solo, que, considero es el que más daño nos ha causado. El
paternalismo.
El paternalismo es el enemigo de la responsabilidad: nos ha
enseñado a depender de los demás y con esto es lo que
hemos aprendido: es lo mismo que nos empeñamos en
enseñar.

Existen organizaciones que se han especializado en
promover la calidad y prácticamente en todas las
empresas se hacen esfuerzos por lograr lo mismo: la
realidad es que a pesar de todos estos intentos, pienso que
estamos aun muy lejos de lograr el nivel de calidad, que
exige nuestro mundo actual.
Volviendo al punto de partida, yo creo que lo que está
pasando es que en las empresas están tratando de lograr la
calidad, en base al diseño del sistema, a definir normas y a
corregir los cuadros organizacionales, esto está bien pero
mientras no se consiga que las personas que participen en
las labores se comprometan consigo mismas y con lo que
hacen, todo lo que se intente resulta en vano.
La calidad no debe considerarse como un tema de moda,
debe de ser algo elevado al nivel de una filosofía y
reconocer que en ello está en juego el prestigio de las
personas y de las empresas.
La calidad implica un cambio total de actitud, es un nueva
manera de ser y pensar, es actuar de forma y fondo
diferente y es crear un nuevo estilo de vida, el nivel da
calidad que estoy seguro, todos deseamos, no se podrá
lograr de la noche a la mañana es ciertamente una labor
que nos llevará años alcanzar, sin embargo hay que
comenzar poniendo en ello todo nuestro empeño.
III

Debe de ser una acción integral del ejecutivo, del vendedor,
de la secretaria, del cobrador, del estudiante, del maestro,
del chofer, del obrero, del funcionario, y en fin, de todos
quienes estamos involucrados en producir bienes muebles,
así como de los que ofrecemos servicios a la comunidad.
IV

1
N D I C E
INTRODUCCIÓN
CAPITULO I
1.- Presión hidrostática.......................................
2.- Volumen de acero.........................................
3.- Velocidad anular............................................
4.- Capacidad en tubería, agujeros y espacio
anular..........................................................
5.- Cantidad de barita para densificar el fluido de
perforación (fórmula y método práctico)........
6.- Peso de tubería flotada..................................
7.- Densidad que se obtiene al mezclar dos o más
fluidos de diferentes densidades.....................
8.- Volumen de aceite (diesel) para emulsionar el
fluido de perforación inicialmente....................
9.- Volumen de aceite para aumentar la emulsión..
10.- Cantidad de agua o aceite necesaria para
disminuir la densidad....................................
11.- Cantidad de agua necesaria para disminuir el
% de sólidos en exceso....................... ........
12.- Para convertir % en peso a p. p. m. de NaCl....
13.- Concentración para preparar un lodo base-agua
bentonítico..................................................
14.- Para convertir cloruros a sal...........................
15.- Cloruros (Cl-)...............................................
16.- Velocidad anular óptima para rangos normales
de diámetros de agujeros y pesos de lodo........
17.- Caballos de potencia hidráulica.......................
I
PAG.
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8
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15
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16
16
16
17

2
18.- Cálculo de diámetro de toberas......................
19.- Caída de presión en flujo turbulento...............
20.- Densidad de circulación o equivalente.............
21.- Caída de presión en flujo laminar en el espacio
anular.........................................................
22.- Número de lingadas para sacar para llenar el
pozo...........................................................
23.- Capacidad acarreadora de los fluidos...............
24.- Número de emb./min, cuando se requiere un
determinado gasto........................................
25.- Gasto requerido para una velocidad anular.......
26.- Peso de un tubo (Parte lisa)...........................
27.- Diámetro interno de un tubo..........................
28.- Resistencia a la tensión de un tubo................
29.- Máximo peso disponible para la barrena..........
30.- Longitud o tramos de lastrabarrenas (D.C.)
para perforar................................................
31.- Punto neutro................................................
32.- Área transversal de un tubo...........................
33.- Diámetro de un tambor.................................
34.- Servicio realizado por un cable.......................
35.- Carga máxima permisible en las líneas............
36.- Equivalencias de tubos de diferentes pesos......
37.- Presión de formación....................................
38.- Presión total de sobrecarga...........................
39.- Gradiente geotérmico. (Costa del Golfo de
México).......................................................
40.- Intensidad y severidad de la pata de perro.......
41.- Potencia al gancho........................................
42.- Lineamiento de gasto y optimización hidráulica.
43.- Volúmen de agua para una lechada.................
44.- Principales funciones trigonométrica para
triangulo rectángulo......................................
45.- Costo por metro de perforación......................
18
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36
38
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39
40
42

46.- Tiempo requerido de una barrena próxima,
para obtener el mismo costo por metro (tiempo
para salir a mano)........................................
47.- Tiempo máximo permisible para que el costo
no aumente.................................................
48.- Torque de una T. P........................................
49.- Gasto mínimo recomendable (Ecuación de
Fullerton)....................................................
50.- Volumen de un taque cilíndrico, en posición
horizontal....................................................
51.- Diámetro de estrangulador.............................
52.- Disminución de la densidad en un fluido,
agregando agua o aceite, conservando el
volumen constante.......................................
53.- Tipo de flujo invasor en el pozo......................
54.- Presión inicial y final de circulación en el
control de un brote.......................................
55.- Densidad de control......................................
56.- Punto libre...................................................
57.- El exponente “D”..........................................
58.- Diseño de sarta de perforación.......................
59.- Cálculo de la relación aceite/agua...................
60.- Potencia máxima en la barrena......................
61.- Desgaste de una barrena de insertos...............
62.- Peso real (aproximado) sobre la barrena en un
pozo direccional...........................................
63.- Velocidad de chorro necesaria contra la
velocidad de perforación................................
64.- Peso de un material, en función de su densidad
y su volumen...............................................
65.- Profundidad vertical y desplazamiento
horizontal en pozo direccional (ángulo
promedio)...................................................
66.- Densidad equivalente en una prueba de goteo.
67.- Fuerza que mantienen pegada a la tubería por
presión diferencial........................................
3
43
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56
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58
60
60

CAPITULO II
T A B L A S
TITULO
1.- Factor de flotación (Ff).
2.- Densidad en algunos materiales.
3.- Resistencia de materiales.
4.- Pesos de tubería de perforación.
5.- Condiciones óptimas de un lodo convencional
(base agua) controlado con el viscosímetro
“FAN”.
6.- Datos principales de una brida A. P. I.
7.- Peso de lastrabarrenas.
8.- Contaminantes más comunes, y sus efectos en
los fluídos base-agua.
9.- Ton-Km para efectuar corte.
10.- Relación entre factores de seguridad y factores
de servicio.
11.- Declinación magnética.
12.- Tabla de conversiones.
13.- Condiciones óptimas para un fluido de
perforación en emulsión inversa.
14.- Longitudes recomendadas para los cortes de
cable.
15.- Datos de herramienta Dyna-Drill.
16.- Datos de herramienta Navii-Drill.
17.- Resistencia mecánica del cable (Camesa).
4

18.- Cantidad requerida de aditivos para preparar 1
3
m de fluido de Protexil EI-IMP.
19.- Clasificación API de los cementos utilizados en
la industria petrolera.
20.- Aplicaciones de los cementos API.
21.- Catalizadores de uso común en el cemento.
22.- Aditivos de control de filtración.
23.- Retardadores de uso común.
24.- Materiales que se añaden comúnmente a las
lechadas para controlar pérdida de circulación.
25.- Efectos de los aditivos del lodo en el cemento.
26.- Datos para la colocación de grapas en cables.
27.- Resistencia de cables de manila.
28.- Tipos de anclas.
29.- Equivalencias de conexiones.
30.- Apriete adecuado para conexiones de T. P. y
T.P. extra-pesada (H.W.).
31.- Flexión sufrida por la tubería de perforación en
operaciones de enrosque y desenrosque con
tenazas.
32.- Recalcados de tubería.
33.- Identificación y tratamiento de un fluido
contaminado.
34.- Concentración óptima de opturantes.
35.- Tabla de torsión aplicada a la tubería de
perforación mediante la rotaria.
5

Perforación Direccional Controlada ........................
Datos para el control de un brote .........................
Glosario ............................................................
6
PAG.
101
151
239

a recopilación de las fórmulas y tablas, contenidas en
este manual, son el resultado de condensar y reunir
material expuesto por diversos autores.
L
No pretendo ser original, sino simplemente compendiar el
material disperso que permita al personal que labora en el
campo de la perforación de pozos, a quienes va dirigido
el manual, como ayuda en el desarrollo profesional de su
labor en la Industria Petrolera que representan.
Se completa cada fórmula con algunos conceptos sencillos y
ejemplos para su mayor comprensión y en pocos de los casos
se desea una calculadora científica.
La capacidad de analizar cualquier problema en perforación
de pozos deber ser en forma sencilla y lógica, para aplicar
una solución en pocos principios básicos bien conocidos. El
enfoque principal de éste trabajo consiste en aplicaciones
prácticas y dejar para más adelante los conceptos y cálculos
más difíciles.
I N T R O D U C C I Ó N
7

1.- PRESIÓN HIDROSTÁTICA.
La presión hidrostática es la presión que ejerce el peso
de una columna de fluido a una determinada
profundidad .
Donde:
2
Ph = Presión hidrostática, en Kg/ cm .
3
D = Densidad del fluido de perforación, en gr/cm .
P = Profundidad de la columna de fluido, en m.
2.- VOLUMEN DE ACERO.
Al sacar y meter la sarta de perforación es necesario
saber el volúmen de fluido que baja o aumenta en las
presas para detectar alguna perdida de circulación o
entrada de fluido al pozo, conociendo el volúmen de
acero o para otros cálculos.
C A P I T U L O I
FÓRMULAS
D X P
10
Ph =
Ps
7.85
Va=
8

Donde:
3
Va= Volumen de acero, en m o Lts.
Ps= Peso de la sarta en el aire, en Tons. o Kg.
3.-VELOCIDAD ANULAR.
La velocidad anular, es la velocidad con que viaja el
fluido a la superficie.
Donde:
Va= Velocidad anular, en pies/min.
Q= Gasto de bomba, en gal/min.
D= Diámetro del agujero, en pulg.
d= Diámetro de la T. P., en pulg.
Ejemplo:
T. P. -4 ½ “.
Agujero - 9 ½ “.
Gasto - 350 gal/min.
24.5 x Q o Va = Q x Factor
2 2
D - d
Va =
24.5 x 350
2 2
9.5 - 4.5
Va=
8575.0
90.25-20.25
Va=
8575.0
70
Va= Va= 122.5 pies/min
1 2
3 4
9

Va = 350 gal/min x 0.357
Va = 124.9 pies/min.
4.- CAPACIDAD EN TUBERÍA, AGUJEROS Y
ESPACIO ANULAR.
Donde:
V = Capacidad en tubería o agujero, en lts/m.
Di = Diámetro interior del tubo o agujero sin tubería, en
pulg.
Va= Capacidad anular, en lts/m.
D = Diámetro del agujero, en pulg.
d = Diámetro del tubo, en pulg.
5.- CANTIDAD DE BARITA PARA DENSI-
FICAR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN
(FORMULA Y MÉTODO PRÁCTICO).
Donde:
2 2 2
Di D - d
2 2
V= Va =
10
Df- Do x V
1 - Df
Da
Pa=

Pa =Peso material agregado, en Kg.
3
Df =Densidad final, en gr/cm .
3
Do=Densidad original, en gr/ cm .
Da=Densidad del material densificante (barita), en
3
gr/cm ,
3
V= Volumen del fluido de perforación, en m ,
Ejemplo:
Aumentar la densidad de 1.15 x 1.28 teniendo en el
3
sistema de circulación 220.0 m de lodo. (Densidad de la
3
barita en 4.16 gr/cm ).
1
3
2
4
0.13 x 220.000
1 - 0.276
Pa =
28,600
0.724
Pa=
Pa= 39502 kg.
11
(1.28 - 1.15) x 220.000
1 - 1.15
4.16
Pa =
(
(
39502 kg.
50 kg.
=790 sacos

MÉTODO PRACTICO.
1ro. Se restan las densidades.
2do. El resultado anterior se multiplica por 28, que es
una constante.
3ro. Multiplicando este resultado, por el volumen de
3
lodo por densificar en m , se obtiene finalmente el
número de sacos.
Ejemplo: con datos anteriores.
1.28 -1.15 =0.13
0.13 x 28 =3.64
3.64 x 220 = 800 sacos
6.- PESO DE TUBERÍA FLOTADA.
Donde:
Pf = Peso de la tubería, flotada, en tons.
Ff= Factor de flotación, sin unidades.
Pa= Peso de la tubería en el aire, en tons.
3
D= Densidad del fluído, en gr/cm .
3
Da= Densidad del acero, en gr/cm .
D
Da
12
Pf = Ff x Pa, Ff = 1-

7.- DENSIDAD QUE SE OBTIENE AL MEZ-
CLAR DOS O MAS FLUIDOS DE
DIFERENTES DENSIDADES.
Donde:
3
Df = Densidad final obtenida, en gr/cm .
3
d = Densidad del primer fluído, en gr/m .
1
3
V = Volumen del primer fluído, en m o lts.
1
3
D = Densidad del segundo fluído, en gr/cm .
2
3
V = Volumen del segundo fluído, en m o Lts.
2
8. VOLUMEN DE ACEITE (DIESEL) PARA
EMULSIONAR EL FLUIDO DE PERFORA-
CIÓN INICIALMENTE.
Donde:
3
V = Volumen de aceite, en m .
a
P = Por ciento que se desea emulsionar, en %.
3
V = Volumen del fluído de perforación, en m .
(D x D ) + (D x V ) + ...
1 2 2 2
(V + V ) + ...
1 2
Df=
P
(100 - P)
V =
a
13
x V

9.- VOLÚMEN DE ACEITE PARA AUMEN-
TAR LA EMULSIÓN.
Donde:
Va=Volúmen de aceite para aumentar la emulsión, en
3
m .
Pf = Porciento de la emulsión que se desea, en %.
Pi = Porciento de la emulsión que tiene el fluido, en %.
3
V = Volumen del fluído de perforación, en m .
10.-CANTIDAD DE AGUA O ACEITE PARA
DISMINUIR LA DENSIDAD.
Donde:
3
Va= Volúmen de agua o aceite, en m .
3
Df = Densidad que se desea disminuir, en gr/cm .
3
Di = Densidad que tiene el fluído, en gr/cm .
3
Da=Densidad del agua o aceite, en gr/cm .
V =Volumen del fluído que se desea disminuir la
3
densidad, en m .
14
(Di - Df)
(Df - Da)
Va = x (V)
(Pf - Pi)
(100 - Pf)
Va= x V

11.-CANTIDAD DE AGUA NECESARIA PARA
DISMINUIR EL % DE SÓLIDOS EN
EXCESO.
Donde:
3
V= Volumen de agua para agregar, en m .
P =Porciento de sólido en exceso = Porciento de sólidos
en la retorta menos porciento de sólidos normales.
V1 =Volumen de lodo en el sistema de circulación, en
3
m .
12.-PARA CONVERTIR % EN PESO A p.p.m.
DE NaCL.
(% EN PESO DE NaCL) x D x 10,000 = p.p.m. de NaCL.
Donde:
3
D = Densidad de la solución, en gr/cm .
13.- CONCENTRACIÓN PARA PREPARAR
UN LODO BASE-AGUA (bentónitico).
3
70 Kg (Bentonita )/ m (agua). ( al 7% ).
Proporciona : Viscosidad de 42 a 48 seg.
3
Densidad de 1.079 gr/cm más o menos.
Si no se obtiene viscocidad arriba de 42 seg. es
necesario incrementar la concentración de arcilla, por
su deficiente calidad.
(P x V1)
100
V=
15

14.-PARA CONVERTIR CLORUROS A SAL.
-
p.p.m. NaCl = ( p.p.m. Cl ) x 1.65
-
p.p.m. KCL = ( p.p.m. Cl ) x 2.1
-
p.p.m. CaCl = ( p.p.m. Cl ) x 1.56
2
--
15.- CLORUROS ( CL ).
Donde:
-
p.p.m. CL = Partes por millón de cloruros.
V.A NO = Volumen de nitrato de plata utilizados para
g 3
3
obtener el color rojizo, en cm .
3
V = Volumen de filtrado, en cm .
F = Factor según la concentración del nitrato de
plata (1:1,000 o 1:10,000).
( V.A NO ) x F
g 3
-
p.p.m. CL =
V
16

16.-VELOCIDAD ANULAR OPTIMA PARA
RANGOS NORMALES DE DIÁMETRO DE
AGUJEROS Y PESOS DE LODO.
Donde:
Vo = Velocidad anular óptima, en pies/min.
Da= Diámetro del agujero, en pulg.
3
D1= Densidad del fluido en perforación, en gr/cm .
17.- CABALLOS DE POTENCIA HIDRÁU-
LICA.
Donde:
H.P.H. = Potencia hidraulica, en H.P.
Q X P
1714
H.P.H. =
17
1416
( Da x D1)
Vo =

Q = Gasto de bomba, en gal/min.
2
P = Presión, en Lbs./pulg (se utilizará la presión en
donde se requiera el cálculo).
18.-CALCULO DE DIÁMETRO DE TOBERAS.
Donde:
J = Tamaño de tres toberas, en 32 avos.
3
3
D = Densidad del fluido, en gr/cm .
1
P = Pérdida de presión que se desea en la barrena, en
2
Lbs/pulg .
J = Tamaño de dos toberas, en 32avos.
2
Ejemplo:
Bna - 8 ½.
Gasto -300 gal/min.
3
Lodo -1.20 gr/cm .
2
Presión disponible para la Bna.- 900lbs/pulg .
J = 3.469 x 300 x 1.20
3
900
J = 3.469 x 300 x 0.036 =3.469 x 10.8
3
1
2
J =3.469 X Q x D1 J = 4.249 x Qx D
3 , 2 1
P P
18

J = 3.469 x 3.286=11.399
3
3
19.-CAIDA DE PRESIÓN EN FLUJO TURBU-
LENTO.
Número de Reynolds mayor de 3,000.
Donde:
P = Caída de presión por fricción en el interior del tubo,
2
en Lbs/pulg .
3
G = Peso de fluido, en gr/cm
L = Longitud de la tubería, en m.
La= Longitud del espacio anular, en m.
D = Diámetro interior del tubo, en pulg.
D = Diámetro mayor del espacio anular, en pulg.
4
D = Diámetro menor del espacio anular, en pulg.
3
P = Caída de presión por fricción en el espacio anular, en
a
2
Lbs/pulg
Vp= Viscocidad plástica (corresponde al fluido plástico
de tipo Bingham), en c.t.p.
Ejemplo:
T.P.- 4 ½ - 16.6 Lbs/pie - 2500.0 m.
D.I.- 3.826”.
1.86 0.8 0.2 1.86 0.8 0.2
Q x G x Vp x L , Q x G x Vp x La
4.86 3 1.86
952 x D (D -D ) (D +D ) x 952
4 3 4 3
P =
a
P =
19
Se toman: 2T - 11/32 y 1T = 12/32 ó 3T - 11/32

3
Lodo-1.25gr/cm Vp - 20 c.p.s.
Gasto-350 gal/min.
20.- DENSIDAD DE CIRCULACIÓN O EQUI-
VALENTE.
Donde:
3
Dc = Densidad de circulación, en gr/cm .
Pa = Caída de presión por fricción en el espacio anular,
2
en Lbs/pulg .
P = Profundidad del pozo, en m.
3
D1 = Densidad del fluido, en gr/cm .
21.- CAÍDA DE PRESIÓN EN FLUJO LAMI-
NAR EN EL ESPACIO ANULAR.
1.86 0.8 0.2
350 x 1.25 x 20 x 2500
4.86
952 x 3.826
P =
53.947 x 1.195 x 1.82 x 2500
952 x 679.4
P=
2
P = 454 Lbs/pulg
1
2
3
L x Yp Vp x L x V
2
68.58 (D-d ) 27.432 (D-d )
P =
a
20
+
Pa x 0.703
P
Dc = + D1

Donde:
2
Pa = Caída de presión en el espacio anular, en Lbs/pulg .
d = Diámetro de la T.P, en pulg.
L = Longitud del espacio anular o profundidad del pozo,
en m.
Vp =Viscosidad plástica, en c.p.s.
2
Yp =Punto de cedencia, en Lbs/ 100 fL .
V =Velocidad anular, en pies/min.
22.-NUMERO DE LINGADAS POR SACAR,
PARA LLENAR EL POZO.
Donde:
L = Disminución del nivel del fluido para una determi-
nada reducción de presión hidrostática, en m.
Ph= Presión hidrostática por reducir al sacar la T.P., en
2 2
kg/cm (Máxima recomendable 3.5 kg/cm ).
3
DL = Densidad del fluido, en gr/cm .
Lt = Longitud de T.P. por sacar para llenar el pozo, en m.
Di = Diámetro interior de T.R., en pulg.
P = Peso de T.P., en kg/m.
Ejemplo:
Bna= 8 ½,T.P.-4 ½ -24.73 Kg/m.
T.R. -9 5/8” x 8.755”.
2
Ph x 10 , 4 x D i x L
DL P
L = Lt = - L
21

3
Lodo - 1.30 gr/cm .
2
Disminución de Ph - 3.0 Kg/cm .
23.-CAPACIDAD ACARREADORA DE LOS
FLUIDOS.
Donde:
Vs = Velocidad de desliz de la partícula, en pies/min.
D = Diámetro de la partícula, en pulg.
Vf = Velocidad promedio de la partícula, en pies/min.
3
Pp = Peso de la partícula, en gr/cm .
3
Pf = Peso del fluido, en gr/cm .
Vp = Viscosidad plástica, en c.t.p.
2
Yp = Punto de cedencia, en Lbs/100 Ft .
Dh = Diámetro del agujero, en pulg.
Dp = Diámetro de la T.P., en pulg.
Vn= Velocidad neta hacia arriba de la partícula, en
pies/min.
3.0 x 10
1.30
L= = 23m
2
4 x 8.755 x 23
24.73
L =
t -23
4 x 76.65 x 23
24.73
L =
t -23
L = 285-23 = 262.0 m de T.P.
t
1
3
2
4
262m
27.0
= 9.7 cada 10 lingadas, llenar el pozo
2
69.250 x D x Vf x (Pp-Pf)
Vp x Vf +399 x Yp (Dh-Dp)
Vs = -Vn-Vf-Vs
22

24.-NUMERO DE emb/min CUANDO SE RE-
QUIERE UN DETERMINADO GASTO.
Al dividir entre gal/emb, se anotará al 100%,90% etc.
De eficiencia volumétrica que desee.
25.-GASTO REQUERIDO PARA UNA VELO-
CIDAD ANULAR.
Donde:
Qv= Gasto requerido para una velocidad anular, en
gal/min.
Vr = Velocidad anular que se desea, en pies/min.
F = Factor de la velocidad anular.
Ejemplo:
Bna - 9 ½.
T.P. -4 ½.
3
Lodo -1.20 gr/cm .
Se desea tener una velocidad anular de 130 pies/min,
calcular el gasto de bomba.
Gasto en gal/min
Gasto en gal/emb
= Nro. de emb/min
Vr
F
Qv=
23

26.-PESO DE UN TUBO (Parte lisa).
2 2
P = (D - d ) x 2.67
Donde:
P = Peso del tubo, en Lbs/pie.
D = Diámetro externo, en pulg.
d = Diámetro interno, en pulg.
27.-DIAMETRO INTERNO DE UN TUBO.
Donde:
di= Diámetro interno del tubo, en pulg.
D = Diámetro externo, en púlg.
P = Peso del tubo en Lbs/pie (parte lisa).
Ejemplo:
T.P. - 4 ½ - Peso nominal -16.6 Lbs/pie.
Peso parte plana - 14.98 Lbs/pie.
130
0.357
Qv = =364 gal/min
2
di = D - 0.374 x P
2
di = 4.5 - 0.374 x 14.98
1
24

di = 20.25 - 5.60 = 14.65
di = 3.827”
3
2
28.- RESISTENCIA A LA TENSIÓN DE UN
TUBO.
Rt = 0.1333 x R x P
Donde:
Rt = Resistencia de un tubo a la tensión, en Kg.
2
R =Resistencia a la tensión del material, en lbs/pulg
(tabla 3).
P = Peso del tubo (parte lisa), en Lbs/pie.
Cuando se trate de una tubería nueva se calcula su
resistencia al 90% y usada al 65 o 70%.
Ejemplo:
T.P.- 4 ½” - Peso nominal -16.6 lbs/pie, parte lisa - 14.98
lbs/pie.
Grado - x - 105 - Usada.
Rt = 0.1333 x 105,000 x 14.98
Rt = 209,667.0 Kg.
Al 70% 209,667 Kg. X 0.70 =146,766 Kg., 147 Tons.
25

29.-MAXIMO PESO DISPONIBLE PARA LA
BARRENA.
Si la tubería de perforación trabaja en compresión, a
igual forma que tienda a pandearse, sufre serios
daños. Para evitar este problema, parte del peso de los
D.G. ó la herramienta (10%, 15% o 20%), se utiliza
para mantener en tensión la sarta de perforación y de
esa forma el punto neutro queda en la herramienta, por
esta razón a esta parte se le denomina factor de
seguridad.
Donde:
Mp = Máximo peso disponible para la barrena, en Tons.
Ph = Peso de la herramienta en el fluido de perforación,
en Tons.
F.S.=Factor de seguridad, expresándose 1.10 sí es 10%
1.15 si es 15% etc.
EJEMPLO:
Calcular el máximo peso que se le puede cargar a la
barrena con un factor de seguridad del 20% y si la
herramienta pesa en el lodo 16.0 Tons.
Ph
F.S.
Mp=
16.0
1.20
Mp = = 13.3 Tons
26

30.- LONGITUD O TRAMOS DE LASTRABA-
RRENAS (D.C.) PARA PERFORAR.
Donde:
Ff = Factor de flotación, sin unidades.
Lh = Longitud de lastrabarrenas, en m.
Pm=Peso máximo que se espera darle a la barrena, en
Kg.
Fs =Factor de seguridad, expresándose 1.10si es 10%,
1.15 si es 15% etc.
P =Peso de los D.C., en Kg/m.
EJEMPLO:
Calcular el número de tramos de D.C. para perforar si se
espera darle un máximo peso a la barrena de 12.0 tons.
D.C. - 6 1/2” x 2 3/4” -138.3 Kg/m.
3
Lodo 1.22 gr/cm , Ff - 0.844
Factor de seguridad - 15%
Pm x F.S.
Ff x P
Lh =
12,000 x 1.15 13,800
0.844 x 138.3 116.72
Lh = =
= 118.23m de herramientas
118.23 m
9.14 m
= 12.93 = 13 tramos ó 3 paradas
2
1
3
27

31.- PUNTO NEUTRO.
Se denomina punto neutro en la sarta de perforación, a
la parte del tubo que esta sufriendo el movimiento
cíclico de tensión y compresión, y por lo tanto, ante
mucha consideración, es necesario que este punto se
encuentre siempre trabajando en tubos de pared
gruesa, como son los D.C. ó la T.P. extrapesada.
Donde:
Pn = Altura a que se encuentra el punto neutro, en m.
P.S.B. = Peso que se está cargando a la barrena, en Kg.
Ff = Factor de flotación sin unidades.
P.D.C = Peso del D.C. en el aire, en kg/m.
P = Altura a que se encuentra el punto neutro cuando se
esta utilizando la T.P. extrapesada como herramien-
ta, en m.
Lh = Longitud de la herramienta o D.C., en m.
Pe = Peso de la tubería extrapesada que está aplicando
a la barrena en Kg ,= Peso sobre la barrena, menos
el peso de los D.C., en el lodo.
P = Peso de la T.P. extrapesada (H.W.) en el aire, en
Kg/m.
P. S. B. Pe
Ff x P.D.C Ff x P
Pn = P= Lh +
28

EJEMPLO:
Calcular el punto neutro, con los siguientes datos:
D.C. - 7 3/4” x 2 3/4”, 77.0 m, 208.6 Kg/m.
3
Lodo - 1.20 gr/cm , Ff - 0.847
Peso de la herramienta flotada -13.6 Tons.
P.S.B. 11.0 tons. (11,000 Kg).
32.-AREA TRANSVERSAL DE UN TUBO.
2 2
At = 0.7854 (D - d )
Donde :
2
D = Diámetro mayor, en pulg.
2
d = Diámetro menor, en pulg.
2
At= Área transversal del tubo, en pulg .
33.-DIAMETRO DE UN TAMBOR.
11,000 11,000
0.847 x 208.6 176.68
Pn = = = 62.2 m
62.2 m
9.14m
= 6.8 Punto neutro en el 7mo D.C.
2
1
P
8
D=
29

Donde:
D= Diámetro del tambor, en pulg.
P = Perímetro del tambor, en cm.
34.-SERVICIO REALIZADO POR UN CABLE.
Tp = 3 (T2 - T1).
Tm = 2 (T4 - T3).
*T = 2 x Pt.
Donde:
Tvr = Trabajo realizado en un viaje redondo, en ton-Km.
W1 = Peso de la T.P. flotada, en Kg/m.
Lp = Longitud de una parada, en m.
A = Peso del aparejo, en Kg.
C = Peso de los D.C. flotada (kg/m) menos el peso de la
T.P. ( Kg/m) flotada: multiplicado por la longitud de
las D.C., en Kg.
Tp= Trabajo realizado cuando se perfora, en ton-Km
T2= Trabajo realizado para un viaje donde se termina de
perforar, ton-Km.
T1=Trabajo realizado para un viaje redondo a la
profundidad donde se comenzó a perforar, ton/Km.
W1 x P (Lp + P) +.2 X P (2A + C)
1,000,000
Tvr =
P ( Lc + P) Wc + 4 x P x A
2,000,000
Tc =
30

Tm=Trabajo realizado cuando se muestra, en ton-Km.
T4=Trabajo realizado para un viaje redondo a la profun-
didad donde se terminó de muestrear, en ton-Km.
T3=Trabajo realizado para un viaje redondo a la pro-
fundidad donde se comenzó a muestrear, ton-km.
Tc= Trabajo realizado cuando se baja un casing (TR), en
ton-Km.
Wc= Peso de la T.R. en el lodo, en Kg/m.
Lc = Largo de una T.R., en m.
T =Trabajo realizado para una operación de pesca, en
ton-Km.
Pt =Trabajo realizado de un viaje redondo a la profun-
didad total del pozo, en ton-km
* Como sugestión para un trabajo de pesca muy fuerte
se recomienda dicha fórmula.
35.- CARGA MÁXIMA PERMISIBLE EN LAS
LÍNEAS.
Donde:
N = Número de líneas guarnidas.
Cm= Carga máxima permisible en las líneas, en tons.
Rr = Resistencia a la ruptura del cable, en tons.
F.S.=Factor de seguridad sin unidades (2.5,3.0,3.5 ó 4).
Para la determinación del esfuerzo de trabajo permisible
N x Rr
F.S.
Cm =
31

en un cable de acero, se adopta un factor de seguridad,
es decir, que el cable de acero que está en uso, tendrá
una resistencia tantas veces mayor que la que se estime
para el trabajo, con la finalidad de tener mayor segu-
ridad en las operaciones.
36.- Equivalencias de tubos de diferentes
pesos.
Donde:
Ne = Número de tubos equivalentes.
Nc = Números de tubos conocidos.
Pc = Peso del tubo, de los tramos conocidos, en Lbs/pie
ó Kg/m.
Pe =Peso del tubo, de los tramos no conocidos, en
Lbs/pie o Kg/m.
EJEMPLO:
¿ A cuántos tramos de H.W. de 4 ½ (62.62 kg/m) equi-
valen 7 tramos de D.C. de 7 1/4 x 2 13/16 (177 Kg/m) ?
37.- PRESIÓN DE FORMACIÓN.
Pf = Ph + PTP
Nc x Pc
Pe
Ne =
7 x 177
62.62
Ne = = 19.78 = 20 tramos
32

Donde:
2
Pf = Presión de formación, en Kg/cm .
2
Ph = Presión hidrostática, en kg/cm .
2
PTP = Presión en T.P., en kg/cm .
La presión de formación, es la presión que ejercen los
fluidos (gas, aceite, agua salada o las combinaciones de
estos), contenidos en los poros de las rocas. A esta
presión se le conoce también como presión de roca,
yacimiento de depósito y de poro.
Se considera para la costa del golfo de México un
gradiente de presión normal de formación de 0.1076
2
Kg/cm /m, que le corresponde al agua salada de
3
densidad 1.076 gr/cm y 10% de sal.
Ejemplo:
Calcular la presión normal de formación a 3500.0m
2 2
0.1076 kg/cm /m x 3500.0m = 377.0 kg/cm .
La presión de formación es menor que la presión total de
sobrecarga ya que si esto no fuera cierto, la presión de
formación fracturara la roca.
38.-PRESION TOTAL DE SOBRECARGA.
Gs = 0.1 x (1-0) x Dm +0.1 x 0 x Da
33

Donde:
Gs =Gradiente de presión total de sobrecarga, en
2
kg/cm /m.
0 =Porosidad de la roca, en fracción.
3
Dm =Densidad de los sedimentos minerales, en gr/cm .
3
Da =Densidad de fluidos, en gr/cm (principalmente
3
agua salada de 1.07 gr/cm ).
La presión total de sobrecarga, es la presión ejercida
por el peso total de los materiales (sedimentos y
fluidos) sobrepuestos a una formación particular o
determinada profundidad.
Es de interés esta presión, debido a la posibilidad de
levantar la sobrecarga total, ya sea accidentalmente o a
propósito. Por ejemplo cuando se está usando lodo de
perforación muy pesado puede ser posible “Levantar” la
sobrecarga, creando una fractura y causando un pro-
blema de pérdida de circulación.
La fractura hidráulica es una técnica por medio de la cual
se levanta la sobrecarga con objeto de incrementar los
canales de flujo en tamaño alrededor del pozo.
El gradiente de presión total de sobrecarga teórico, se
2
toma como 0.231 Kg/cm /m (1.0 /PSI /pie ), ya que se
ha calculado en términos de promedio de las condi-
ciones de las rocas, como la porosidad, densidad de los
sedimentos y los fluidos contenidos.
Generalmente el gradiente de presión total de sobre-
34

carga, en una área determinada de perforación, es
menor que el teórico. El conocimiento real es muy
importante para algunas operaciones de perforación,
como: a) los pesos de los lodos pueden aproximarse al
gradiente de presión de sobrecarga y b). La presión
máxima que se puede mantener en los preventores
para no fracturar la formación (vea problema de
ejemplo).
Ejemplo:
¿ Cuál es la presión máxima que se puede mantener en
los preventores en caso de un brote para no fracturar la
formación, si se tiene en el área un gradiente de presión
2
total de sobrecarga de 0.173 kg/cm /m ?
Prof = 3,400 m.
3
Lodo = 1.25 gr/cm .
T.R. = 10 3/4” a 2200.0m.
2
Ph = 275.0 Kg/cm .
Presión hidrostática actuando en la zapata (consi-
derando que el pozo se encontrará lleno de lodo).
2
Presión de fractura en la zapata - 0.173 kg/cm /m x
2
2200 m = 380.0 Kg/ cm .
Presión restante para fracturar - 380.0-275.0 = 105.0
2 2
kg/cm mantener una presión menor de 105.0 kg/cm .
2200.0 x 1.25
10
Ph =
35

La presión de fractura, es la presión necesaria para
vencer la resistencia mecánica de la roca o para vencer
la presión total de sobrecarga.
39.- GRADIENTE GEOTÉRMICO (COSTA DE
GOLFO DE MÉXICO).
Donde:
T = Temperatura en °C (a profundidad mayor de 30 m)
P = Profundidad, en m.
Ejemplo :
Calcular el gradiente geotérmico a 40000 m.
40.-INTENSIDAD Y SEVERIDAD DE LA
PATA DE PERRO.
P.P. = ang. cos (senÖ x senÖ x cos( - )+ cosÖ x
1 2 2 1 1
cosÖ ).
2
Donde:
S.P.P. = Severidad de pata de perro, en grados.
P.P. = Pata de perro, en grados.
á á
P
35
T = 21.1 +
4000.0
35
T= 21.1 + = 21.1 + 114.3 = 135.4°C
P
.P
. X 30
L.C.
S.P
.P
. =
36

L.C. = Longitud de curso entre dos estaciones, en m.
Ö = Ángulo vertical u observado, en grados (1ra. Es-
1
tación).
Ö = Ángulo vertical u observado, en grados (2da. Es-
2
tación).
= Ángulo horizontal o rumbo observado, en grados
1
(1ra. Estación).
= Ángulo horizontal o rumbo observado, en grados
2
(2da. Estación).
Ejemplo:
Primer estudio Segundo estudio
Ángulo de
3 1
desviación -9° 45° (9 /4°) 10° 30’ (10 /2°)
Dirección de
la desviación N-52°-W N-60°-W
Profundidad
Medida 1,131.0 m 1,158 m
P.P. = Ang. cos ( sen ( 10.5° x sen 9.75° x cos (60°-52°)
+ cos 10.5° x cos 9.75°.
P.P. =Ang. cos (0.1822 x 0.1693 x 0.9902 + 0.9832
x 0.9855).
P.P. = Ang. cos(0.0305+0.9689) = ang. Cos 0.9994
P.P. = 1.98°.
L.C. =1158.0-1131.0 = 27m.
Á
Á
37
= 2.2°/30 m
1.98 x 30
27
S.P.P. =

41.-POTENCIA AL GANCHO.
Donde:
H.P. = Potencia la gancho, en H.P.
Ps = Peso de la sarta de perforación, en Kg.
d = Distancia recorrida, en m.
t = Tiempo para sacar una lingada, en seg.
Ejemplo :
Peso de la sarta de perforación - 110.0 tons, altura del
piso a la changuera - 27.0 m, tiempo para sacar una
lingada - 45 seg.
Para el caballaje en las máquinas, al caballaje obtenido
agregue el 30% que se considera como pérdidas
mecánicas, causadas en la transmisión desde el motor
hasta el gancho, o sea, que se considere un 15% de
pérdidas del motor al malacate y un 15% en la
transmisión del malacate, en las poleas y cable hasta el
gancho.
110,000 x 27
45 x 75
H.P. = = 880 H.P.
38
Ps x d
t x 75
H.P. =

42.- LINEAMIENTO DE GASTO Y OPTIMI-
ZACIÓN HIDRÁULICA.
Gasto de la bomba:
Si la velocidad de penetración es menos de 4.5 m/hr de
35 G.P.M./pulg. de diámetro de la Bna. y si es mayor de
40 a 45 G.P.M./pulg. de diámetro de la Bna. (Recomen-
dable).
Optimización:
Potencia hidraúlica en la barrena (H.P.H.):
Pb =0.65 x P Ps = 0.35 x P
B B
Fuerza de impacto en la barrena (I.H.):
Pb =0.49 x P Ps = 0.51 x P
B B
Donde:
Pb = Presión de la barrena.
P = Presión de bombeo.
B
Ps = Pérdida de presión en el sistema de circulación (no
incluye la barrena).
Nota.- En caso necesario, el mínimo gasto se puede
utilizar es de 30 G.P.M./pulg de diámetro de la bna.
43.- VOLUMEN DE AGUA PARA UNA LE-
CHADA.
P - Vs x D VI = Va + Vs
D - Da
Va=
39

Donde:
Va= Volumen de agua, en Lts./saco.
P = Peso de un saco, en Kg.
D = Densidad de la lechada, en Kg/Lt.
Da = Densidad del agua, en Kg/lt.
VI = Volumen de la lechada, en lt/saco.
Vs = Volumen de un saco de cemento, en Lt/saco.
Ejemplo:
Calcular el número de sacos de cemento y volumen de
3 3
agua para preparar 100 m de lechada de 1.60 gr/cm .
44.-PRINCIPALES FUNCIONES TRIGONO-
MÉTRICAS PARA TRIÁNGULO REC-
TÁNGULO.
Peso de un saco 50 kg
Peso específico 3.1 Kg/lt.
=16.1 Lt/saco
Vs = =
50-16.1 x 1.60 50-25.76
1.60 - 1.0 0.60
Va = = = 40.4 Lt/saco
VI = 40.4 + 16 = 56.4 Lt/saco
100,000 lt
56.4 Lt/saco
N° de sacos = = 1773
1
3
2
4
40
A
B
C
V = ((50 - (B x C ))/(c - 1): E = A + B

Cateto Opuesto al <A
Hipotenusa
Sen. A = CB
AB
=
Cateto Adyacente al <A
Hipotenusa
Cos A =
AC
AB
=
Los valores de las funciones trigonométricas son
razones entre los lados de un triángulo rectángulo, por
lo tanto, son valores abstractos, que no tienen
unidades: Una función trigonométrica contiene tres
elementos (ángulo y dos lados), si se tratara de
encontrar una de ellas, es condición necesaria y
suficiente, conocer dos elementos. Si tenemos un
triángulo rectángulo, podemos aplicar dos de sus
propiedades muy importantes , que son los siguientes:
I.- En todo triángulo rectángulo, la suma de sus ángulos
anteriores es igual a 180°.
<A+<B + 90° =180°
II.-En todo triángulo rectángulo, la suma de sus ángulos
agudos es igual a 90°.
<A +<B = 90°
Ejemplo:
Calcular el < A y el lado AC en el siguiente triángulo:
41
Cateto Opuesto al <A
Cateto adyacente al <A
Tg A =
CB
AC
=

< A = ang. Sen. 0.5548
< A =33° 40’ = 33.66°
< B = 90 - 33.66 = 56.34°
(PROPIEDAD II)
X = 72.1 m x Cos 33° 40’
X = 72.1 x 0.832 (Tabla)
X = 59.98 m ± 60.0 m
45.-COSTO POR METRO DE PERFORACIÓN.
Donde :
C = Costo por metro, en $/m.
B = Costo de la barrena, en $.
R = Costo del equipo, en $/h.
T = Tiempo perforando de la barrena, en h.
t = Tiempo de viaje completo, en h.
X
72.1
Cos A =
B + R (T+t) t = 0.0025 x P
M
C =
42
40.0m
72.1
Sen A = = 0.5548
A
B
C
72.1 M.
40.0M
X

600,000 +8000 (90 +9)
200.0
C=
600,000 +8000 x 99
200
C=
600,000 + 792,000
200
C=
C =$6,960.0/In
1
3
2
4
M = Metros perforados por la barrena.
Ejemplo:
Prof. - 3500.0 m.
Metros perforados - 200.0 m.
Costo de la barrena - $600,000.00
Costo de equipo 8000.0 $/h.
Tiempo perforando - 90 h.
Tiempo de viaje 9 h.
46.-TIEMPO REQUERIDO DE UNA BARRE-
NA PRÓXIMA, PARA OBTENER EL
MISMO COSTO POR METRO (TIEMPO
PARA SALIR A MANO).
B + R x t
2 1
C x (M ) -R
1 1
( T )
1
T =
2
43
M x T
1 2
T1
M =
2 (
(

Donde:
T = Tiempo mínimo que debe perforar la barrena que se
2
va a usar para obtener el mismo costo por metro,
en h (sin cambio de formación).
B = Costo de la barrena que se va a usar, en $.
2
R = Costo del equipo, en $/h.
t = Tiempo de viaje redondo, en h.
1
C =Costo por metro de la barrena anterior, en $/m.
1
M =Intervalo perforado de la barrena anterior, en m.
1
T = Tiempo empleado en perforar (M ), en h.
1 1
M =Intervalo mínimo por perforar, en m.
2
Si se tiene cambios de barrenas de dientes máquinados
a barrenas de insertos de carburo de tungsteno, las
velocidades de penetración son diferentes, por lo tanto,
la velocidad de perforación se puede hacer variar de
acuerdo a su experiencia en (M /T ) cuando convenga.
1 1
47.- TIEMPO MÁXIMO PERMISIBLE PARA
QUE EL COSTO NO AUMENTE.
Donde:
T = Tiempo máximo permisible en la barrena para que
M
el costo no aumente, en min/m,
C = Costo obtenido hasta el momento del cálculo, en
$/m.
R = Costo del equipo en $/h.
60 x C
R
T =
M
44

El calcular el costo, por metro perforado antes de
terminar la vida útil de la barrena, es importante para
determinar el momento que deja de ser costeable el
seguir perforando con esa barrena. Para aplicar el
criterio del tiempo máximo es conveniente tener
presente los siguientes factores:
a) Las zonas donde existen cambios litológicos muy
notables y frecuentes, este criterio deberá aplicarse
conjuntamente con la experiencia obtenida del campo
en particular para tomar la decisión correcta.
b) Dicho criterio debe aplicarse siempre y cuando no se
tengan manifestaciones en la superficie, de que la
barrena está en malas condiciones mecánicas ocasio-
nado por el trabajo de la misma.
Para la justificación de la validez de está técnica, se ha
aplicado con excelentes resultados en los pozos del área
crétacica de Chiapas y Tabasco desde 1972. (Ing. Pedro
J. Caudillo M. Depto. Perforación Sec. Tecnología,
Pemex).
Ejemplo:
Prof.-2163.0 m Prof-2195.0 m.
Costo por m. $175.4/h Costo por m. $174.90/m.
Penetración - 6’/m. Penetración -7.5’/m.
Costo del equipo-1,250/h.
T =60 x 175.4 T =60 x 174.90
M M
1250.0 1250.0
T = 8.4´/m. T = 8.4´/m.
M M
45

Se hace notar que en los casos anteriores la velocidad
de penetración es menor que el tiempo máximo.
48.-TORQUE DE UNA T.P.
Donde:
T = Torque (aproximado) aplicado a una T.P. Duran-
te la perforación Lbs-pie
H.P. = Potencia usada para rotar T.P., en H.P.
R.P.M.= Revoluciones por minuto de la rotaria
49.-GASTO MÍNIMO RECOMENDABLE
(ECUACIÓN DE FULLERTON).
Donde:
Q = Gasto mínimo recomendable, en gal/min.
H
D = Diámetro de T.P., en pulg.
P
3
D = Densidad del lodo, en gr/cm .
L
2 2
57.72 (D - D )
H P
D x D
H L
Q=
46
H.P. x 5250
R.P.M.
T =

Ejemplo:
Bna.-91/2”.
T.P.= 4 ½”.
3
Lodo-1.35 gr/cm .
50.-VOLUMEN DE UN TANQUE CILÍNDRICO
EN POSICIÓN HORIZONTAL.
Donde :
D= Diámetro del tanque, en m.
3
V= Volumen de un taque cilíndrico, en m .
h = Altura de nivel del tanque, en m.
L = Largo del tanque, en m.
Ejemplo:
Calcular el volumen del tanque que se encuentra en
posición horizontal, con los siguientes datos:
47
57.72 x 70
12.825
Q =
Q =315.0 gal/min (Gasto mínimo para perforar)
3
4
2 2
57.72 (9.5 - 4.5 )
9.5 x 1.35
Q = 57.72(90.25-20.25)
12.825
Q =
1 2
2
1.33 Xh X L D -0.608
h
V=

Largo - 4.5 m.
Diámetro - 2.5 m.
Altura del nivel de combustible 1.60 m.
51.-DIÁMETRO DE ESTRANGULADOR.
Donde:
D = Diámetro del estrangulador, en 64 avos.
e
3
DL = Densidad del fluido, en gr/cm .
Q = Gasto de la bomba, en gal/min.
2
P = Presión en el estrangulador, en Kg/cm .
Ejemplo:
Gasto-190 gal/min.
3
Lodo-1.35 gr/cm .
2
Presión a través del estrangulador-70 kg/cm .
2
V= 1.33 x 1.60 x 4.5
2.5
1.60
- 0.608
V= 1.33 x 2.56 x 4.5 1.5625 -0.608
V= 1.33 x 2.56 x 4.5 x 0.9769 =14.968
3
V=15.0 m
1
3
2
4
De= 6.19
2
DL X Q
P
48

De = 32/64”
52.-DISMINUCIÓN DE LA DENSIDAD EN
UN FLUIDO AGREGANDO AGUA O
ACEITE CONSERVANDO EL VOLUMEN
CONSTANTE.
DL - Df
DL -Da
Donde:
V= Volumen del fluido por reemplazar con agua o
3
aceite, para disminuir la densidad, en m o lts.
2
1.35 x 190
70
De = 6.19
De = 6.19 1.35 x 36,100
70
De = 6.19 696.2
49
De = 6.19 26.38 = 6.19 x 5.136 = 31.79
x V1
V=

3
DL= Densidad del fluido, en gr/cm .
3
Df= Densidad que se desea obtener, en gr/cm .
3
Da= Densidad del agua ó aceite, en gr/cm .
V1 = Volumen del fluido que desea bajar la densidad,
3
en m o Lts.
Ejemplo:
¿ Qué volúmen de lodo base-agua es necesario tirar o
almacenar, para reponerlo con agua y bajar la densidad
3 3
de 1.45 gr/cm a 1.40 gr/cm si se tiene en el sistema de
3
circulación 240.0 m de lodo ?
53.-TIPO DE FLUJO INVASOR EN EL POZO.
Fluido del yacimiento.
0< x< 0.3 ........Gas.
0.3< x < 0.85... Gas y/o Aceite.
0.85< x< 1.10... Agua salada.
1.45 -1.40
1.45-1.0
V=
3 3
x 240.0 = 26.66 m =27 m
V = ((B - C)/(B - 1))xL :
50
Vp - Va
CT.P.
Lb = L +
D.C. , agujero sin tubería Lb =
(P - P ) x 10
T.R. T.P.
Lb
X = D1 -
Vp
Ca

Donde:
Lb= Longitud del fluido invasor, en m.
L = Longitud de D.C., en m.
D.C-
Vp = Aumento de volumen en las presas, en Lts.
Va= Volumen anular, en D.C. y agujero, en Lts.
C = Capacidad anular en T.P., en Lts/m.
T.P.
Ca= Capacidad en el agujero, en Lts./m.
3
X = Densidad de fluidos invasores, en gr/cm .
3
D1 = Densidad del lodo, en gr/cm .
2
P = Presión de cierre en T.R., en Kg/cm .
T.R.
2
P = Presión de cierre en T.P., en kg/cm .
T.P.
54.-PRESION INICIAL Y FINAL DE CIRCU-
LACIÓN EN EL CONTROL DE UN
BROTE.
Donde:
2
P.I.C.= Presión inicial de circulación, en kg/cm .
2
PT.P. = Presión en t.P., en kg/cm .
2
Pr = Presión reducida de bombeo, en kg/cm (Bomba
a media velocidad).
2
P.F.C.= Presión final de circulación, en kg/cm (de ba-
rrena a la superficie con Dc).
3
Dc = Densidad de control, en gr/cm .
3
51
P.I.C = PT.P. + Pr Dc x Pr
D1
P.F.C. =

55.-DENSIDAD DE CONTROL.
Donde:
3
Dc = Densidad de control, en gr/cm .
Prof = Profundidad, en m.
3
3
Ms = Margen de seguridad, en gr/cm .
2
Pt.p. = Presión de cierre en t.p., en Kg/cm .
Nota: Si se toma la presión de cierre T.R. es conve-
niente, no dar el margen de seguridad, ya que se
obtiene una densidad mayor que la real.
56.-PUNTO LIBRE.
Donde:
L = Profundidad del punto libre, en m.
Wt.p = Peso del tubo de la parte lisa, en Lbs/pie.
e = Elongación que sufre la t.p., en cm.
T1 = Tensión inicial, en ton.
T2 = Tensión final, en ton.
Pt.p. x 10
Prof
Dc = + D1 +Ms
40.09 x Wt.p x e
T2-T1
L=
52

57.-EL EXPONENTE “d”.
Donde:
d = Exponente “d”, sin unidades.
N = Velocidad de rotación, en r.p.m.
R = Velocidad de penetración, en min/m.
W = Peso sobre la barrena, en ton.
D = Diámetro de la barrena, en pulg.
dc =Exponente “d” corregido, sin unidades.
3
Ejemplo:
Prof-2100.0 Bna. 12 1/4”
3
Rotaria.140 r.p.m. Lodo.-1.50 gr/cm
Penetración.-24 min/m Gradiente normal
3
1.08 gr/cm
P.S.B..-12 tons
3.28
140 x 24 - 3.010 1.89
log. 0.0264 x 12 - 1.587
12.25
dc = 1.36
= =
d =
=
d =
53
Log
=
Gradiente normal
D1
Log( 3.28/N x R)
log. (0.0264 x w/D)
d= Dc = d x

58.-DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN.
Donde:
L = Longitud de T.P. de la primera sección de menor
1
grado o resistencia, en m.
Rt = Resistencia a la tensión de T.P. de la primera
1
sección, en Kg.
Wdc = Peso de los D.C. en el lodo, en kg.
Mpj = Margen para jalar, en kg.
Wtp = Peso ajustado de t.p. De la primera sección, en
1
kg/m.
Ff = Factor de flotación.
L = Longitud de T.P. de la primera sección de resis-
2
tencia inmediata de la primera, en m.
Rt = Resistencia a la tensión de T.P. de la segunda
2
sección, en kg.
Wt = Peso ajustado en t.p. De la segunda sección, en
2
kg/m.
3
2
1
L =
1
Rt -(wdc +mpj)
1
wtpl x Ff
Rt - Rt
2 1
2
Wtp x Ff
L =
2
Rt - Rt
3 2
3
Wtp x Ff
L =
3
54

59.-CALCULO DE LA RELACIÓN ACEI-
TE/AGUA.
Relación aceite/agua.
Donde:
Ld = Lectura de aceite diesel, en % (Retorta).
La = Lectura de agua, en % (Retorta).
60.- POTENCIA MÁXIMA EN LA BARRENA.
Donde:
Hmax = Potencia máxima en la barrena, en H.P.
Db = Diámetro de la barrena, en pulg.
vp = Velocidad de penetración, en pies/hr.
61.-DESGASTE DE UNA BARRENA DE IN-
SERTOS.
Ld x 100 La x 100
Ld + La Ld + La
Aceite = Agua=
2
x Db x vp
Hmax =
4
8 x B
L
T=
55

Donde:
T= desgaste de una barrena de insertos, clasificadas,
en 8 avos.
B= Número de insertos rotos o desprendidos.
L= Número total de insertos en la barrena.
62.-PESO REAL (APROXIMADO) SOBRE LA
BARRENA EN UN POZO DIRECCIONAL.
P= P.S.B. X COS
Donde:
P = Peso sobre la barrena aproximado, en tons.
P.S.B.= Peso sobre la barrena, en indicador, en tons.
= Ángulo de inclinación, en grados.
63.-VELOCIDAD DE CHORRO NECESARIA
CONTRA LA VELOCIDAD DE PER-
FORACIÓN.
Donde:
Vj = Velocidad de chorro en la barrena, en pies/seg.
500 x Vp
1.52 + Vp
Vj =
56

Vp = Velocidad de penetración, en m/hr.
Puesto que los flujos son dirigidos hacia el borde del
pozo que está perforando, si se van a emplear las
velocidades del chorro mayores que las que
proporciona la ecuación anterior es muy probable que
el pozo se erosione por la perforación hidráulica en las
partes más blandas y se forme un agrandamiento
excesivo de la pared del pozo; una velocidad excesiva
del chorro en formaciones duras donde la perforación
es lenta, puede erosionar o provocar abrasión excesiva
de la barrena y desperdiciar potencia.
La ecuación anterior supone que no es deseable en
ninguno de los casos anteriores.
64.-PESO DE UN MATERIAL EN FUNCIÓN
DE SU DENSIDAD Y VOLUMEN.
P = D X V
Donde:
P = Peso del material, en gr, Kg o Ton.
3 3
D= Densidad, en gr/cm ( 1 gr/cm = 1 Kg/Lt = 1 Ton. /
3
m ).
3 3
V= Volumen del material, en cm Lts. o m .
(De acuerdo a la unidad de volumen se elige la
unidad de peso para el resultado).
57

1 + 2
2
=
Ejemplo:
3
Se requiere conocer el peso de 30.0 m de aceite Diesel
3
de 0.86 gr/cm .
P= 0.86 x 30.0 = 25.8 TONS 26 Tons.
65.-PROFUNDIDAD VERTICAL Y DESPLA-
ZAMIENTO HORIZONTAL EN POZO
DIRECCIONAL (ángulo promedio).
y = Lc x cos
x = Lc x sen
58
1ra. Estación
2da. Estación.
X
Y

Donde:
=ángulo promedio de inclinación entre dos estaciones
consecutivas, en grados.
=ángulo de inclinación de la primera estación, en
1
grados.
=ángulo de inclinación de la segunda estación, en
2
grados.
y =Profundidad vertical entre sus dos estaciones, en m.
x =Desplazamiento horizontal entre dos estaciones, en
m.
P.V.V.= Profundidad vertical verdadera, en m. = suma
de las profundidad de y.
D.H. = Desplazamiento horizontal total en m.= suma
de los desplazamientos de x.
Ejemplo:
Y= 70 X COS 5.5 = 69.67, X = 70 X SEN 5.50 =6.71
Y= 62 X COS 13.0 = 60.41, X = 62 X SEN 13.0 =13.94
Estación Prof.desvi Long.Cur Angulo Angulo Prof. Desplaza
ada en so en m. Grados Promedio Vertical m i e n t o
m. M. Hor. en M.
150.0 150.0
1 220.0 70 11 5.50 219.67 6.71
2 282.0 62 15 13.0 280.08 13.94
3 358.0 76 18 16.5 352.95 21.58
59

66.-DENSIDAD EQUIVALENTE EN UNA
PRUEBA DE GOTEO.
Donde:
3
De = Densidad equivalente, en gr/cm .
3
D1 = Densidad del fluido, en gr/cm .
2
Pr = Presión de ruptura, en kg/cm .
Prof= Profundidad de la zapata, en m.
67.-FUERZA QUE MANTIENEN PEGADA A
LA TUBERÍA POR PRESIÓN DIFEREN-
CIAL.
Donde:
Fa= Fuerza de una aleta, en Kg.
La= Longitud de una aleta, en cm.
a =Ancho de una aleta, en cm.
Prof.=Profundidad, en m.
3
D1=Densidad del lodo, en gr/cm .
Pr x 10
Prof
De =D1 +
60
Prof (D1 - 1.08)
10
Ft = 0.314 x Dt x L x prof (D1-1.08)
Fa = La x a x

Ft =Fuerza en un tubo, en kg.
Dt =Parte del diámetro del tubo pegado en cm (1/4 o un
½ del diámetro del tubo).
L = Longitud de tubería pegada, en cm.
Tabla 1.Factor de flotación (Ff)
Densidad
3
Gr/cm
Factor de
Flot (Ff )
0.85
0.892
1.00
0.873
1.05
0.866
1.10
0.860
1.15
0.853
1.20
0.847
1.25
0.840
1.30
0.834
1.35
0.828
1.40
0.822
1.45
0.815
1.50
0.809
1.55
0.802
1.60
0.796
1.65
0.790
1.70
0.783
1.75
0.777
1.80
0.770
1.85
0.764
1.90
0.758
1.95
0.751
2.00
0.745
2.05
0.739
2.10
0.732
2.15
0.726
2.20
0.280
2.25
0.713
61

Tabla 2. DENSIDAD DE ALGUNOS MATERIALES
3 3
Aluminio
Barita 4.0 -- 4.5 gr/cm 2.6 gr/cm
3 3
Dolomita
Bentonita 2.3 -- 2.4 gr/cm 2.8 - 3.0 gr/cm
3 3
Cuarzo
Arcilla 2.5 -- 2.7 gr/cm 2.65 gr/cm
3 3
Yeso
Caliza 2.7 -- 2.9 gr/cm 2.30 gr/cm
3 3
Sal
Cemento 3.1 -- 3.2 gr/cm 2.16 gr/cm
3 3
Agua
Acero 7.85 - gr/cm 1.00 gr/cm
GRADO TUBERIA RESISTENCIA A LA TENSION
MATERIAL (PUNTO GEDENTE)
2
D 55,000 Lbs/pulg
2
E 75,000 Lbs/pulg
2
X 95,000 Lbs/pulg
2
G 105,000 Lbs/pulg
2
S 135,000 Lbs/pulg
Tabla 3. RESISTENCIA DE MATERIALES
62

D.E. D.I. PESO LBS/PIE PESO KG/M
PULG. PULG. R y C P
.L. R. Y C. P
.L.
2 3/8 1.995 4.85 4.43 7.22 6.56
1.815 6.65 6.26 9.90 9.31
2 7/8 2.441 6.85 6.16 10.20 9.15
2.151 10.40 9.72 15.49 14.46
3 ½ 2.992 9.50 8.81 14.15 14.20
2.764 13.30 12.31 19.81 18.32
2.602 15.50 14.63 23.09 21.77
4 3.476 11.85 10.46 17.65 15.56
3.340 14.00 12.93 20.85 19.29
3.240 15.70 14.69 23.38 21.86
4 ½ 3.958 13.74 12.24 20.48 18.26
3.826 16.60 14.98 24.73 22.27
3.640 20.00 18.69 29.79 27.77
5 4.276 19.50 17.93 29.05 26.70
4.000 25.60 24.043 38.13 35.76
51/2 4.778 21.90 19.81 32.63 29.43
4.670 24.70 22.54 36.79 33.57
D.E. D.I. PESO LBS/PIE PESO KG/M
PULG. PULG. R. Y C. R. Y C.
3 ½ 2 1/16 26 38.74
4 2 9/16 28 41.72
4 ½ 2 3/4 42 62.58
5 3 50 74.50
T.P. EXTRAPESADA (H.W.)
Tabla 4. PESOS DE TUBERÍA EN PERFORACIÓN
63

Tabla
5.
CONDICIONES
OPTIMAS
DE
UN
LODO
CONVENCIONAL
(BASE
AGUA)
CONTROLADA
CON
EL
VISCOSIMETRO
“FANN”.
BS/GAL
D
Vm
V.P.
PC
SOLIDOS
Cc/c.c.
Sgs.
CPS
LBS/100Ft.2
0/0
volumen
10.0
1.20
40
12
16
2.5
7
12
16
10.4
1.25
40
14
18
3.5
8
14
18
10.8
1.30
42
15
20
4.5
9
15
19
11.3
1.35
44
16.5
22
5
9
16.5
20.5
11.7
1.40
46
18.5
22
5.5
10
18.5
22
12.1
1.45
48
20
26.5
6.0
10.5
21.0
24
12.5
1.50
50
22
29
6.5
11.0
22.0
24.5
12.9
1.55
51
26
30.5
7.0
12.0
22.5
26.0
13.3
1.60
53
28.5
34
7.5
12.5
23.5
26.5
13.8
1.65
55
29.5
36.5
7.5
13.0
24.5
28.0
14.2
1.70
56
32
38.5
8.0
14.0
25.0
29.0
14.5
1.75
58
35
41.5
8.5
14.5
26.5
30.0
15.0
1.80
60
38
46.0
9.0
15.5
27.5
31.5
15.4
1.85
61
41
48.0
10.0
16.5
29.0
32.5
15.8
1.90
63
44
51.0
10.5
17.5
30.0
34.0
16.3
1.95
65
46.5
54.5
11.0
18.5
31.0
35.0
16.7
2.00
66
49.5
57.5
12.0
19.5
32.0
36.5
17.2
,
2.05
68
52.5
61.5
13.0
20.5
33.0
37.5
17.5
2.10
70
56.5
65.0
14.0
22.0
34.5
39.5
18.0
2.15
72
59.5
69.0
15.5
24.0
35.5
41.0
18.3
2.20
73
63.5
74.0
17.5
25.5
37.0
43.0
18.7
2.25
75
68.0
79.0
19.5
28.5
38.5
44.5
19.1
2.30
76
73.0
85.0
22.0
31.5
40.5
46.5
64

Tabla 6. DATOS PRINCIPALES DE UNA BRIDA A.P.I.
65
Presión
Diámetro
De
Nominal
A
I
C
E
J
B
F
H
G
D
Trabajo
Pulg.
Pulg.
Pulg.
Pulg.
Pulg.
API
Pulg.
No.
Pulg.
Pulg.
Pulg.
6
12
½
1
15/16
8
5/16
7/16
45
10
5/8
12
7/8
6
½
7
1/16
0.960
8
15
2
3/16
10
5/8
7/16
49
13
12
1
7
3/8
9
Serie
10
17
½
2
7/16
12
3/4
7/16
53
15
1/4
16
1
1/8
8
1/8
11
400
12
20
½
2
9/16
15
7/16
57
17
3/4
16
1
1/4
9
12
1/8
16
25
½
2
13/16
18
1/2
7/16
65
22
½
20
13/8
9
3/4
15
½
20
30
½
3
1/8
23
½
73
27
24
1
½
10
3/4
20
2
6
½
1
5/16
3
1/4
7/16
23
5
8
5/8
4
½
2
1/16
2
1/2
7
½
1
7/16
4
7/16
26
5
7/8
8
3/4
5
2
9/16
2M
3
8
1/4
1
9/16
4
7/8
7/16
31
6
5/8
8
3/4
5
1/4
3
1/8
Serie
4
10
3/4
1
13/16
5
7/8
7/16
37
8
½
8
7/8
6
4
1/16
600
6
14
2
3/16
8
5/16
7/16
45
11
1/2
12
1
7
7
1/16
8
16
1/2
2
½
10
5/8
7/16
49
13
3/4
12
1
1/8
8
9
10
20
2
13/16
12
3/4
7/16
53
17
16
1
1/4
8
3/4
11
12
22
2
15/16
15
7/16
57
19
1/2
20
1
1/4
9
13
5/8
16
27
3
5/16
18
1/4
7/16
65
23
3/4
20
1
½
10
1/4
16
3/4
20
32
3
7/8
23
½
73
28
½
24
1
5/8
11
3/4
21
1/4
26
3/4
41
4
31/32
29/32
Bx167
37
½
20
1
3/4
13
3/4
26
3/4
7/16
31
3
9
½
1
13/16
4
7/8
71/2
8
7/8
6
3
1/8
7/16
37
3M
4
11
½
2
1/16
5
7/8
91/2
8
1
1/8
7
4
1/1
15/32
41
Serie
5
1/8
13
3/4
2
5/16
7
1/8
11
8
1
½
5
1/8
7/16
45
900
6
15
2
½
8
5/16
121/2
12
1
1/8
8
7
1/16
7/16
49
8
18
½
2
13/16
10
5/8
15
½
12
1
3/8
9
9
7/16
53
10
21
½
3
1/16
12
3/4
18
½
16
1
3/8
9
½
11
7/16
57
12
24
3
7/16
15
21
20
1
3/8
10
½
13
5/8
5/8
66
16
3/4
27
3/4
3
15/16
18
1/4
24
½
20
1
5/8
11
3/4
16
3/4
3/4
74
20
33
3/4
4
3/4
23
29
½
20
2
14
½
20
3/4
1
1/64
168
26
3/4
43
3/8
6
11/32
39
3/8
24
2
17
26
3/4
x .
E t
Espesor
ip
Anillo
T
o
C ntida
tornill
a
d
os
D ámetr tor illos
i
o
n
Largo
t
i
l
In . Br da nomina

66
DATOS PRINCIPALES DE UNA BRIDA A.P.I.
J
PRESIÓN DIAM. A I C E API B F H G D
DE NOMIN.
TRABAJO PULG. PULG. PULG. PULG. PULG. No. PULG. No. PULG. PULG. PULG
1 11/16 7 3/16 1 21/32 2 7/16 2 9/64 Bx 150 5 9/16 8 3/4 5 1 11/16
1 13/16 7 3/8 1 21/32 2 19/32 15/32 151 5 3/4 8 3/4 5 1 13/16
2 1/16 7 7/8 1 47/32 2 57/32 1/2 152 6 1/4 8 3/4 5 1/4 2 1/16
2 9/16 9 1/8 2 1/64 3 1/2 9/16 153 7 1/4 8 7/8 6 2 9/16
3 1/16 10 1/8 2 19/64 4 5/64 39/64 154 8 1/2 8 1 6 3/4 3 1/16
10m 4 1/16 12 7/16 2 49/64 5 15/64 4 5/64 155 10 3/16 8 1 1/8 8 4 1/16
5 1/8 14 1/16 3 1/8 Bx 169 11 13/16 12 1 1/8 5 1/8
7 1/16 18 7/8 4 1/16 8 19/32 59/64 Bx 156 15 7/8 12 1 ½ 11 1/4 7 1/16
9 21 3/4 4 7/8 10 47/64 1 3/64 157 18 3/4 16 1 ½ 13 9
11 25 3/4 5 9/16 12 59/64 1 5/32 158 22 1/4 16 1 1/3 15 11
13 5/8 30 1/4 6 5/8 15 3/4 1 9/32 159 26 1/2 20 1 7/8 17 1/4 13 5/8
16 3/4 34 5/16 6 5/8 45/64 Bx 162 30 9/16 24 1 7/8 17 1/2 16 3/4
18 3/4 40 15/16 8 25/32 1 19/64 Bx 164 36 7/16 24 2 1/4 22 1/2 18 3/4
21 1/4 45 9 1/2 1 3/4 Bx 166 40 1/4 24 2 1/2 24 1/2 21 1/4
1 11/16 7 5/8 1 3/4 2 7/16 29/64 Bx 150 6 8 3/4 5 1/4 2 11/16
1 13/16 8 3/16 1 25/32 2 19/16 15/32 151 6 5/16 8 7/8 5 ½ 1 13/16
2 1/16 8 3/4 2 2 57/64 1/2 152 6 7/8 8 7/8 6 2 1/16
2 9/16 10 2 1/2 3 1/2 5/16 153 7 7/8 8 1 6 3/4 2 9/16
15m 3 1/16 11 5/16 2 17/32 4 5/64 39/64 154 9 1/16 8 1 1/8 7 1/2 3 1/16
4 1/16 14 3/16 3 3/32 45/64 Bx 155 11 7/16 8 1 3/8 9 1/4 4 1/16
7 1/16 19 7/8 4 11/16 8 19/32 59/64 156 16 7/16 16 1 1/2 12 3/4 7 1/16
9 25 3/4 5 3/4 1 1/32 Bx 157 21 3/4 16 1 7/8 15 3/4 9
11 32 7 3/8 1 5/32 158 28 20 2 19 ½ 11
13 5/8 34 7/8 7 7/8 159 30 3/8 20 2 ½ 18 ½ 13 5/8
1 13/16 10 1/8 2 1/2 5/32 Bx 151 8 8 1 7 1/2 1 13/16
2 1/16 11 5/16 2 13/16 1/2 152 9 1/16 8 1 1/8 8 1/4 2 1/16
20m 2 9/16 12 13/16 3 1/8 5/16 153 10 5/16 8 1 1/4 9 1/4 2 9/16
3 1/16 14 1/16 3 3/8 39 /64 154 11 5/16 8 1 3/8 10 3 1/16
4 1/16 17 9/16 4 3/16 45/64 155 14 1/16 8 1 3/4 12 1/4 4 1/16
7 1/16 25 13/16 6 1/2 59/64 156 21 13/16 16 2 17 1/2 7 1/16
No. + A. P. I

67
Tabla 7. PESO DE LASTRABERRENAS

CONTAMINANTE ANHIDRITA CEMENTO BACTERIAS CLORURO
O YESO O CAL O BICAR- DE
BONATO SODIO
FORMULA
QUIMICA CaSO4 Ca(OH)2 NaHCO3 NaCl
PROPIEDADES
QUE AFECTAN:
Viscosidad
plástica
Punto de Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta
Cedencia
Gelatinosidades Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta
pH Baja Aumenta Baja
Filtrado API Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta
Dureza Total Aumenta Aumenta Baja
Salinidad Aumenta
Pm Baja Aumenta Baja
pf Baja Aumenta Baja
Mf Aumenta
Densidad
Tabla 8. CONTAMINANTES MAS COMUNES Y SUS
EFECTOS EN LOS FLUIDOS BASE AGUA
68

Contenido de
Sólidos
Contenido de
Aceite
Contenido de Agua
Capacidad de
Intercambio
catiónico (Prue-
ba con azul de
Metileno).
TRATAMIENTO: Cambiar a Cambiar a Cromoligni- Fluido
Contaminación fluido de fluido de to y cal salado
excesiva yeso cal
Ligeramente Soda Ash, Bicarbonato Cromoligni- CLS,
Contaminado CLS de sodio y to y cal sosa
Cromolignito cáustica
o CLS
69
CONTAMINANTES MAS COMUNES Y SUS EFECTOS EN LOS FLUIDOS BASE AGUA
Continuación de la tabla anterior

CLORURO ACIDO SÓLIDOS ACEITE BIOXIDO
DE SULFHI- PERFORADOS DE
CALCIO DRICO CARBONO
CaCl H S CO
2 2 2
Aumenta Aumenta
Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta
Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta
Baja Baja
Aumenta Aumenta Baja Aumenta
Aumenta
Aumenta
Baja Baja
Baja Baja
Aumenta
Puede
Aumentar Baja
Aumenta Baja
Aumenta
Baja
Aumenta
Fluido Sosa Agua, sosa Diluir Sosa cáustica
Salado cáustica, cáustica, Densificar y cal
CLS CLS
CLS, soda Sosa Sosa Cáus- Densificar Sosacáustica
Ash y sosa cáustica, tica,CLS, y cal
Cáustica CLS equipo de
control de
Sólidos
CONTAMINANTES MAS COMUNES Y SUS EFECTOS EN LOS FLUIDOS BASE AGUA
70

71
Tabla 9.

72
Tabla 10.

73
Tabla
11.

UNIDAD DE LONGITUD
DE -- PIES -- A -- MTS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.3048
DE -- PIES -- A -- CMS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 30.48
DE -- PIES -- A -- MM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 304.8
DE -- PIES -- A -- PULG -- MULTIPLIQUE -- POR -- 12
DE -- PULGS -- A -- MTS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0254
DE -- PULGS -- A -- CMS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 2.54
DE -- PULGS -- A -- MM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 25.4
DE -- PULGS -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0833
DE -- MTS. -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 3.28
DE -- MTS. -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 39.37
DE -- CMS. -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0328
DE -- CMS. -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.3937
DE -- MM. -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.03937
DE -- MILLA -- A -- KM. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.609
8
DE --ANGS- -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 10
TROM(A)
DE -- 64avos
de pulg. -- A -- MM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.4
UNIDAD DE SUPERFICIE
2 2
DE -- PIES -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 144
2 2
DE -- PIES -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 929.03
2 2
DE -- PIES -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0929
2 2
DE -- PULGS -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0069
2 2
DE -- PULGS -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 6.4516
2 2
DE -- PULGS -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.000645
2 2
DE -- CM -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.155
2 2
DE -- CM -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.001076
2 2
DE -- M -- A -- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1550.3
2 2
DE -- M -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 10.76
2 2
DE -- M -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 10,000
Tabla 12. TABLA DE CONVERSIONES
SISTEMA METRICOI DECIMAL- SISTEMA INGLES
74

75
UNIDAD DE PESO O FUERZA
DE -- Lbs -- A -- GRS. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 453
DE -- Lbs -- A -- KGS. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.453
DE -- Lbs -- A -- TONS. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.000453
DE -- Lbs -- A - NEWTON -- MULTIPLIQUE -- POR -- 4.448
(NW)
DE -- Kgs -- A -- Lbs -- MULTIPLIQUE -- POR -- 2.205
DE -- Lbs/pie -- A - Kgs/Mts -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.49
DE -- KGS -- A -- NEWTON -- MULTIPLIQUE -- POR -- 9.807
DE -- Grs -- A -- Lbs -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0022
DE -- Tons. -- A -- Lbs -- MULTIPLIQUE -- POR -- 2205
(Métrica)
(larga)
(corta o neta)
DE -- Tons. -- A -- Tons. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.907
(corta o neta) (métrica)
DE -- Tons. -- A -- Kg. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000
(Métrica)
UNIDAD DE DENSIDAD
3 3
DE -- grs/cm -- A -- Lbs/pie -- MULTIPLIQUE -- POR -- 62.5
3
DE -- grs/cm -- A -- Lbs/gal -- MULTIPLIQUE -- POR -- 8.33
3 3
DE -- Kg/m -- A -- grs/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.001
3 3
DE -- Lbs/pies -- A -- gr/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0160
3
DE -- Lbs/gal -- A -- gr/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.12
3
DE -- Lbs/gal -- A -- Lbs/pie -- MULTIPLIQUE -- POR -- 7.51
3
DE -- Lbs/pies -- A -- Lbs/gal -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.133
3
DE -- Lbs/pulg -- A -- grs/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 27.68
3 3
DE -- Lbs/pies -- A -- Kg/m -- MULTIPLIQUE -- POR -- 16.02
TABLA DE CONVERSIONES

UNIDAD DE PRESIÓN
2 2
DE -- Lbs/pulg -- A -- Kg/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0703
(P.S.I)
2
DE -- Kg/cm -- A -- Lbs/ -- MULTIPLIQUE -- POR -- 14.2
2
Pulgs
DE -- Aim -- A -- Lbs/ -- MULTIPLIQUE -- POR -- 14.7
2
pulgs
DE -- Aim -- A -- MMHg -- MULTIPLIQUE -- POR -- 760
DE -- Aim -- A -- Pulg Hg -- MULTIPLIQUE -- POR -- 29.92
DE -- Aim -- A -- pie H O -- MULTIPLIQUE -- POR -- 33.94
2
2
DE -- Aim -- A -- Kg/cm -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.034
UNIDAD DE POTENCIA
DE -- H.P (caba- -- A -- Kilowatss -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0 .7457
llo de fuerza)
DE -- C.V. (Caba- -- A -- Kgm/seg. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 75
llo de vapor)
DE -- H.P. -- A -- Kgm/seg. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 76
DE -- H.P. -- A -- C.V. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.0139
DE -- H.P. -- A --Lbs.pie/seg -- MULTIPLIQUE -- POR -- 550
DE -- Kilowatt. -- A -- Watts -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000
DE -- Lbs.pie/seg. -- A -- Watts -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.356
76

77
UNIDADES DE VOLUMEN
3
DE -- LITROS -- A-- PULGS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 61.02
DE -- LITROS -- A -- GAL -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.2642
3
DE -- LITROS -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.03531
DE -- LITROS -- A -- GAL -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.2642
3 3
DE -- PULG -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 16.39
3 3
DE -- PULG -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0000163
DE -- BRL. -- A -- GAL -- MULTIPLIQUE -- POR -- 42
DE -- BRL. -- A -- LTS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 159
3
DE -- BRL. -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.159
3
DE -- BRL. -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 5.6
DE -- GAL -- A -- LTS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 3.785
3
DE -- GAL -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.003785
DE -- GAL -- A -- BRL -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0238
3
DE -- GAL -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 3785
3
DE -- GAL -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.133
3
DE -- M -- A -- LTS -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000
3 3
DE -- M -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000,000
3
DE -- M -- A -- ML. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1000,000
3 3
DE -- M -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 35.31
3
DE -- M -- A -- BRL. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 6.28
3
DE -- M -- A -- GAL . -- MULTIPLIQUE -- POR -- 264.2
3
DE -- PIES -- A -- M -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0283
3
DE -- PIES -- A -- LTS. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 28.3
3
DE -- PIES -- A -- BRL. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.178
3 3
DE -- PIES -- A -- CM -- MULTIPLIQUE -- POR -- 28316.84
3
DE -- PIES -- A -- GAL. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 7.54
3
DE -- CM -- A -- PIES -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0000351
3
DE -- CM -- A -- GAL. -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0002642
UNIDAD DE GASTO
3
DE -- BRL/HR -- A -- PIES /MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.0936
DE -- BRL/HR -- A -- GAL/MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.7
DE -- BRL/DIA -- A -- GAL/MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.02917
DE -- BRL/MIN -- A -- LTS/MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 159
3
DE -- PIES /MIN -- A -- GAL/MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 7.481
DE -- GAL/MIN. -- A -- LTS/MIN -- MULTIPLIQUE -- POR -- 3.7854

UNIDAD DE TORSION
DE -- Lbs.pie --- Kg.m -- MULTIPLIQUE -- POR -- 0.1382
DE -- Lbs.pie ---Nw.m -- MULTIPLIQUE -- POR -- 1.356
FORMULA DE TORQUE
T= F x D
Donde:
F = Fuerza o jalón, en Lbs
d = Brazo de palanca o longitud de la llave, en pies.
Ejemplo:
Calcular la fuerza o jalón de llave, para proporcionar un
torque de 40,000 Lbs-pie, con una llave de 3.5 pies
T E M P E R A T U R A
F =T
d
= 11,428 Lbs
F =
40,000
3.5
°F = °C x 1.8 + 32
°C = °F - 32
1.8
78

°C = Temperatura, en grados centígrados
°F = Temperatura, en grados Fahrenheit
1 Calorías = El calor necesario para elevar la tempera-
tura de un kilogramo de agua.
1°C= 3.9683 B. T. U.
1 B. T. U. = Calor necesario para elevar la Temperatura
de una libra de - agua, 1°F = 0.252 calorías
NOTA: Cuando las unidades que se quieren convertir se
localizan en dirección derecha - izquierda, el factor se
toma dividiendo.
Ejemplo:
CONVERTIR: 80 Km a millas
= 49.72 millas.
80
1.609
79

Densidad Viscosidad Punto de Cedencia Relación:
3 2
(gr/cm ) Plástica (cps) (lb/100 pie ) Aceite/Agua.
1.0 16 - 24 6 - 10 60/40
1.10 20 - 30 8 - 12 62/38
1.20 22 - 36 10 - 16 64/36
1.30 26 - 42 10 - 20 65/35
1.40 28 - 48 12 - 22 67/33
1.50 32 - 54 14 - 24 70/30
1.60 34 - 60 16 - 28 70/30
1.70 36 - 64 16 - 30 72/28
1.80 40 - 70 18 - 32 75/25
1.90 44 - 78 18 - 36 75/25
2.00 50 - 84 20 - 40 77/23
2.10 58 - 94 22 - 46 80/20
2.20 64 - 104 24 - 52 80/20
2.30 70 - 110 28 - 56 85/15
2.40 72 - 114 30 - 60 90/10
Tabla 13. CONDICIONES OPTIMAS PARA UN
FLUIDO DE PERFORACION DE E.I.
80

Tabla
14.
LONGITUDES
(METROS)
RECOMENDADAS
PARA
LOS
CORTES
DE
CABLE
DE
ACUERDO
CON
LA
ALTURA
DEL
MASTIL
Y
DEL
DIAMETRO
DEL
TAMBOR
DIAMETRO
DEL
TAMBOR
EN
MILIMETROS
Y
PULGADAS
Altura
del
mástil
279.4
330.2
355.6
406.4
457.2
508.9
588.8
609.6
660.4
711.2
762.0
812.8
863.0
914.4
ó
torre
en
metros
(11")
(13")
(14")
(16")
(18”)
(20")
(22")
(24")
(26")
(28")
(30")
(32")
(34")
(36")
y
pies.
NUMERO
DE
METROS
POR
CORTAR
56.8
35.0
35.0
34.0
34.0
33.0
(186')
43.1
43.5
44.5
26.0
26.0
26.0
27.0
27.0
27.0
(141´)
(145´)
(146´)
40.5
41.3
42.0
25.0
27.0
24.0
24.0
26.0
25.0
24.0
(133´)
(135´)
(138´)
40.5
39.2
39.8
22.0
22.0
23.0
23.0
24.0
24.0
23.0
23.0
24.0
(133´)
(129´)
(131´)
28.5
29.2
30.4
20.0
20.0
19.0
18.0
18.0
19.0
18.0
12.0
(94´)
(96´)
(100´)
20.5
18.0
16.0
16.0
17.0
(87´)
20.0
11.0
12.0
(66´)
NOTA:
Se
pueden
hacer
varios
deslizamientos,
antes
del
corte,
siempre
y
cuando
la
suma
de
las
longitudes
sea
igual
la
longitud
del
corte
recomendado.
Se
debe
tener
mucho
cuidado
de
que
los
puntos
de
cruce
y
carga
no
se
repitan.
Esto
se
puede
lograr
evitando
que
los
cortes
sean
múltiplos
de
la
circunferencia
del
tambor
o
de
los
puntos
de
carga.
81

82
DYNA - DRILL DIAMETRO LONGITUD CONEXIÓN -DIAMETRO Y TIPO
DIAMETRO (D) AGUJERO (D ) (L) PESO VALVULA DE PASO SUSTITUIDO NORMAL DE LA
1
D.E. - plg Dia - plg Pies Lbs DOBLE (Caja arriba) BARRENA (Caja Abajo)
1 ¾ M.S 1 7/8 a 2 15/16 8.2 47 AW ROD CONN. AW ROD CONN
2 3/8 M.S 2 3/4 - 4 9.7 100 BW ROD CONN. BW ROD CONN
3 7/8 DD 4 5/8 -8 ½ 19.2 465 2 7/8 PI REG 2 7/8 API REG
5 DD 6 -7 7/8 19.7 844 3 ½ API REG 3 ½ API REG
6 1/2 D.D 8 3/8 - 9 7/80 19.6 1422 4 ½ API REG 5 ½ API REG
7 ¾ D.D 9 7/8 - 12 ¼ 21.0 2222 5 ½ API REG 6 5/8 API REG
9 5/8 D.D. 12 ¼ - 17 ½ 26.4 4147 6 5/8 API REG 7 5/8 API REG
5 S.H. 6 - 7 7/8 23.9 944 3 ½ API REG 3 ½ API REG
6 ½ S.H. 8 3/8 - 9 7/8 24.1 1807 4 ½ API REG 4 ½ API REG
7 3/4 S.H. 9 7/8 - 12 ¼ 24.5 2802 5 ½ API REG 6 7/8 API REG
DATOS DIMENSIONALES DE LA HERRAMIENTA.
Tabla 15. DATOS DE HERRAMIENTA DYNA-DRILL.
DATOS DE OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA.
M.S. - Herramienta Micro - Delgada: D.D. - Herramienta direccional: S.H. -
Herramienta para agujero vertical: H.S. - Herramienta de alta velocidad: - juntas
especiales para el sustituto de la barrena sobre pedido.
DYNA DRILL VOLUMENES PRESION VELOCIDAD TORQUE
DIAMETRO RECOMENDADOS DIFERENCIAL APROXIMADA APROXIMADO
D.E. - plg GPM RECOMENDADA DE LA BARRENA Pies-lb
PSI RPM
1 ¾ M.S. 20 250 875 8.8
2 3/8 M.S. 25 1000 1100 38
3 7/8 M.S. 130 800 420 325
5 D.D. 225 250 460 283
6 ½ D.D 325 250 410 467
7 ¾ D.D 400 250 310 700
9 5/8 D.D. 600 250 350 1080
5 S.H. 250 250 380 400
6 ½ S.H. 350 250 360 625
7 ¾ S.H. 450 250 320 935
5 H.S. 250 500 760 400
6 ½ H.S. 350 500 720 625

Diámetro
de
Válvula
de
paso
Sustituto
de
la
Gasto
de
Máxima
presión
Rango
de
Torque
Máximo
Diámetro
de
Longitud.
Peso.
Herramienta
doble
(caja
su-
barrena.
(caja
bomba
Diferencial,PSI.
velocidad
de
aproximado,
H.P.
agujero
reco-
pie.
Lbs.
(D.E.)
perior)
inferior
G.P.M.
Barrena.
Lbs
-
pie.
Mendado
Min.
max.
R.P.M.
3
-
¾"
2
-
7/8"
Reg
2
-7/8"Reg
72
180
580
340
-
855
240
39
4-1/4"-57/8"
16.8
400
4
-
¾"
3
-
1/2"
Reg
3
-1/2"Reg
90
225
580
270
-
680
380
50
6"
-
7
-7/8"
17.5
680
6
-
¼"
4
-
1/2"
Reg
4-
1/2"Reg
165
425
580
200
-
510
940
92
7
-
7/8"-9-7/8"
6
-
¾"
4
-
1/2"
Reg
4-
1/2"Reg
190
475
465
190
-
480
1080
100
8
-
3/8"-10
5/8"
21.9
1760
8"
5
1/2"
Reg
6-
5/8"Reg
230
580
465
160
-
400
1550
120
9
-
1/2"-
12
1/4"
23.8
2420
9
-
½"
7
-
5/8"
Reg
6
-
5/8"Reg
275
685
465
135
-
340
2170
142
12-
1/4"-
17
1/2"
24.9
3960
11
-
¼"
7
-
5/8"
Reg
7
-
5/8"Reg
325
810
465
115
-
290
2960
166
17-
1/2"
-
26"
26.0
5940
Conexión
Tabla
16.
DATOS
DE
HERRAMIENTA
NAVI
-
DRILL
83

Diámetro Resistencia a la ruptura. Resistencia a la ruptura.
pulg. Tipo BOA.Serie 6x19.Alma Tipo COBRA. 6x19. Alma
de acero. Acero de arado de fibra. Acero de arado me-
mejorado (AAM). jorado (AAM).
Efectiva. Peso. Efectiva. Peso.
Tons. Kg./m Tons. Kg./m
1/8 0.69 0.040 0.69 0.040
3/16 1.43 0.100 1.4 0.080
1/4 2.74 0.170 2.4 0.150
5/16 4.25 0.280 3.86 0.240
3/8 6.08 0.390 5.53 0.360
7/16 8.25 0.510 7.50 0.460
½ 10.68 0.690 9.71 0.620
9/16 13.48 0.870 12.2 0.790
5/8 16.67 1.080 15.1 0.980
3/4 23.75 1.540 21.6 1.400
7/8 32.13 2.100 29.2 1.900
1 41.71 2.750 37.9 2.480
1 - 1/8 52.49 3.470 47.7 3.120
1 - 1/4 64.47 4.200 58.6 3.760
1 - 3/8 77.54 5.150 70.5 4.550
1 - ½ 91.80 6.200 83.5 5.430
1 - 5/8 106.77 7.140 97.1 6.370
1 - 3/4 123.74 8.300 112.0 7.380
1 - 7/8 140.70 9.520 128.0 8.480
2 159.66 10.820 145.0 9.640
CONSTRUCCIONES:
6 x 9 - Seale (9/9/1) - Alma de Acero Independiente (AAI).
6 x 26 - (10/5 + 5/5/1) - AAI.
6 x 25 - Filler (12/6/6/1) - AAI.
6 x 19 - Seale ( 9/9/1) - Alma de Fibra (AI).
84
Tabla 17. RESISTENCIA MECANICA DEL CABLE (CAMESA).

DENSIDAD RELACIÓN DIESEL SALMUERA PREPARACION DE LA BARITA SACOS
(Gr/ml) ACEITE/AGUA de CaCl SALMUERA DE CaCl (Kg) DE
2 2
(LTS) (LTS) BARITA
Kg CaCl lts de agua DE
2
50KGS
1.10 60/40 515.35 390.41 173.03 343.56 26.83 0.54
1.15 60/40 507.14 384.19 170.28 338.09 94.00 1.88
1.20 60/40 498.89 377.94 167.51 332.89 181.14 3.22
1.25 60/40 490.68 371.72 164.72 327.11 228.30 4.57
1.30 65/35 522.69 319.80 141.73 281.45 320.26 6.41
1.35 65/35 513.76 314.35 139.31 276.84 386.97 7.74
1.40 65/35 504.85 308.89 136.89 271.84 453.69 9.07
1.45 65/35 495.93 303.43 134.47 267.04 520.41 10.41
1.50 65/35 487.01 297.98 132.06 262.24 587.13 11.75
1.55 65/35 478.08 292.52 129.62 257.43 653.85 13.08
1.60 65/35 469.17 287.06 127.22 252.63 720.57 14.41
1.65 70/30 495.78 241.46 107.02 212.48 808.87 15.18
1.70 70/30 486.17 236.78 104.94 208.36 875.17 17.50
1.75 70/30 476.56 232.10 102.87 204.25 941.47 18.83
1.80 70/30 466.96 227.42 100.80 200.13 1,007.77 20.16
1.85 70/30 457.35 222.74 98.72 195.00 1,074.07 21.48
1.90 70/30 447.74 218.06 96.65 191.89 1,140.38 22.81
Tabla 18. CANTIDAD REQUERIDA DE ADITIVOS PARA PREPARAR 1M3
DE FLUIDO PROTEXIL - EI - IMP DENSIFICADO CON
SALINIDAD DE 330,000 ppm.
85

DENSIDAD RELACIÓN DIESEL SALMUERA PREPARACION DE LA BARITA SACOS
(Gr/ml) ACEITE/AGUA de CaCl SALMUERA DE CaCl (Kg) DE
2 2
(LTS) (LTS) BARITA
Kg CaCl lts de agua DE
2
50KGS
1.95 75/25 468.13 177.32 78.60 156.05 1,234.85 24.70
2.00 75/25 457.86 173.43 76.87 152.62 1,300.52 26.01
2.05 75/25 447.60 169.55 75.15 149.20 1,366.21 27.32
2.10 75/25 437.33 165.66 73.43 145.78 1,431.89 28.54
2.15 75/25 427.06 161.77 71.70 142.36 1,497.58 29.95
2.20 75/25 416.80 157.88 69.98 138.94 1,563.26 31.26
1.95 80/20 499.55 141.92 62.90 124.89 1,253.33 25.07
2.00 80/20 488.60 138.80 61.52 122.15 1,318.62 26.37
2.05 80/20 477.64 135.69 60.15 199.41 1,383.89 27.68
2.10 80/20 466.69 132.58 58.76 116.67 1,449.17 28.99
2.15 80/20 455.70 129.46 57.38 113.92 1,514.65 30.29
2.20 80/20 444.78 126.35 56.00 111.19 1,579.72 31.60
86
CANTIDAD REQUERIDA DE ADITIVOS PARA PREPARAR 1M3
DE FLUIDO PROTEXIL - EI - IMP DENSIFICADO CON
SALINIDAD DE 330,000 ppm.

Tabla 19. TABLA DE LA CLASIFICACION API DE LOS
CEMENTOS UTILIZADOS EN LA INDUSTRIA
PETROLERA
La industria petrolera emplea cementos con
especificaciones marcadas por el Instituto Americano
del Petróleo (API) según normas 10A (API Standars
10A).
Estas normas catalogan a los cementos de acuerdo a la
siguiente designación.
CLASE A. Se emplea desde la superficie hasta
profundidades de 1,830 m ( 6,000 pies) (
similar al Tipo l ASTM).
CLASE B. Se emplea desde la superficie hasta
profundidades de 1,830 m (6,000 pies). Se
requiere que sean resistentes a la acción
de los sulfatos en concentraciones
moderadas y elevadas ( similar al Tipo ll
ASTM).
CLASE E. Se emplea para profundidades de 3,050 m
a 4,270 m (10,000 pies - 140,000 pies),
para alta presión y temperatura.
CLASE F. Se emplea para profundidades de 3,050 m
87

a 4,880 m ( 10,000 pies - 160,000 pies),
para presión y temperatura extremas,
deben de ser para alta resistencia a la
acción de los sulfatos.
CLASE G Se emplea para profundidades de 0 m a
2,440 m básicamente, pero con la adición
de aceleradores o retardadores de
fraguado, su uso se puede generalizar para
cualquier tipo de presión y temperatura, así
como para la acción de los sulfatos.
CLASE H Su uso es similar al de la Clase E. Pero su
resistencia a la acción de los sulfatos es
moderada.
API AGUA DENSIDAD DE PROFUNDIDAD TEMPERATURA
CLASIFICACION REQUERIDA LA LECHADA (m) ESTATICA
Lts/saco (gr/cm3) (°C)
A (portland) 23.36 1.87 0 -1830 26.6 - 76.6
B (portland) 23.36 1.87 0 -1830 26.6 - 76.7
C (resistencia
Prematura) 36.31 1.78 0 -1830 26.6 -76.7
D (retardado) 19.3 1.97 1830 - 3050 76.7 - 126.7
E (retardado) 19.3 1.97 3050 - 4270 76.7 - 143.3
F (retardado) 20.44 1.94 3050 - 4880 110 - 160.0
G (básico)* 23.36 1.87 0 - 2440 26.6 - 93.3
H (básico)* 19.3 1.97 0 - 2440 26.6 - 93.3
* Puede contener aceleradores o retardadores.
Tabla 20. APLICACIONES DE LOS CEMENTOS API
88

CATALIZADOR CANTIDAD EMPLEADA TIPO DE CEMENTO COMO SE
% EN PESO DE CEMENTO EMPLEA
CLORURO DE
CALCIO (CaCl ) DE 2 a 4 CUALQUIER TIPO API SECO O CON
2
(ESCAMAS, POLVO,. AGUA.
ANHIDRO)
CLORURO DE SODIO DE 3 A 10* CUALQUIER TIPO API SECO O CON
1.5 A 5 AGUA.
FORMAS SEMIHIDRA-
TADAS DE YESO ( YE- 20 A 100 CLASE API, A,B,C,G ó H SOLO SECO.
SO DE PARIS)
SILICATO DE SODIO 1 A 75 CLASE API, A,B,C,G, ó H SOLO O CON
(Na SlO ) AGUA.
2 2
CEMENTO CON DIS-
PERSANTES Y AGUA 0.5 A 1.0 CLASE API A,B,C,G, ó H SOLO O
REDUCIDA CON AGUA.
AGUA DE MAR ---- CLASE API,A,B,C,D,E,G ó H COMO AGUA
DE MEZCLA.
* Por ciento en peso de agua.
89
Tabla 21. CATALIZADORES DE USO COMÚN
EN EL CEMENTO

TIPO Y FUNCION CANTIDAD TIPO DE COMO SE
DEL ADITIVO RECOMENDADA CEMENTO SE EMPLEA
POLIMEROS OR-
GANICOS(CELU- DE 0.5 A 1.5 POR TODA CLASE MEZCLADO
LOSA)PARA FOR- CIENTO EN SECO.
MAR PELÍCULAS.
POLIMEROS OR-
GANICOS(DIS-
PERSANTES) PA- MEZCLADO
RA MEJORAR LA DE 0.5 A 1.25 POR TODA CLASE EN
DISTRIBUCIÓN CIENTO (DENSIFICADO) SECO O AGUA
DE PARTICULAS DE MEZCLA
Y FORMAR PELI-
CULAS.
CARBOXIMETIL MEZCLADO
HIDROXIETIL EN
CELULOSA PARA DE 0.3 A 1.0 POR TODA CLASE SECO O CON
FORMAR PELICU- CIENTO AGUA DE
LAS. MEZCLA
ADITIVOS DE MEZCLADO
LATEX PARA 1.0 gal/sc TODA CLASE EN SECO O
FORMAR PELI- CON AGUA
CULAS. DE MEZCLA.
CEMENTO DE
BENTONITA CON
DISPERSANTE PARA 1.0 DE DISPERSANTE CLASE A,G, ó H MEZCLA POR
MEJORAR LA DIS- BACHES
TRIBUCIÓN DE
PARTICULAS
* Por ciento por peso de cemento.
90
Tabla 22. ADITIVOS DE CONTROL DE FILTRACIÓN

91
MATERIAL CANTIDAD A EMPLEAR
(POR CIENTO POR PESO DE
CEMENTO)
LIGNINA 0.1 - 1.0
ACIDO ORGANICO 0.1 - 2.5
CARBOXIMETIL HIDROXIETL CELULOSA 0.1 - 1.5
BORAX 0.1 - 0.5
SAL ( SU USO ES EN lb/sc) 14 - 16
Tabla 23.RETARDADORES DE USO COMUN
TIPO MATERIAL NATURALEZA CANTIDAD AGUA REQUERIDA
DE LAS PARTI- EMPLEADA
CULAS
ADITIVOS PARA CONTROLAR PERDIDA DE CIRCULACIÓN
GRANULAR GILSONITA GRANULAR DE 5 A 50 lb/s 2gal/50lb
PERLITA DE EXPANSION DE ½ A 1 cu pies/s 4 gal/cu pies
CORTEZA DE
NOGAL GRANULAR DE 1 A 5 lb/s 0.85 gal/50lb
CARBON GRANULAR DE 1 A 10 lb/s 2 gal/50lb
HOJUELAS CELOFAN LAMINARES DE 1/8 A ½ lb/s NINGUNA
FIBROSO NYLON FIBRAS CORTAS DE 1/8 A ¼ lb/s NINGUNA
DE MATERIALES PARA CONTROLAR LA PERDIDA DE CIRCULACIÓN
SEMISÓLIDO DE FRAGUADO INMEDIATO
CEMENTO DE YESO 4.8gal/100lb
CEMENTO PÓRTLAND DE YESO DE 10 A 20% YESO 5.0gal/100lb
CEMENTO DE BENTONITA DE 10 A 25 % GEL DE 12 A16gal/s
CEMENTO + SILICATO DE SODIO (EL SILICATO SE
MEZCLA CON
AGUA ANTES DE
AÑADIRLE CE-
MENTO).
GELATINIZACION RAPIDA
DIESEL BENTONITA
Tabla 24. MATERIALES QUE SE AÑADEN COMÚNMENTE A LAS LECHADAS
PARA CONTROLAR PERDIDA DE CIRCULACIÓN

92
ADITIVO PROPÓSITO EFECTO EN EL CEMENTO
Sulfato de Bario Para densificar el lodo Aumenta la densidad, reduce la Resis-
(BaSO ) tencia.
4
Caústicas( NaOH, Para ajustar el pH. Acelerador
Na , CO , etc)
2 3
Compuestos de
Calcio (CaO, Ca Para acondicionar el pozo Acelera el fraguado
2 2
(OH) , CaCl , y controlar pH.
4
CaSO , 2H O).
2
Hidrocarburos Para controlar la perdida Baja la densidad
(petróleo diesel del fluido y lubricar el
y crudo alquilado) pozo.
Selladores (celu- Para control de perdida Retarda el fraguado
losa, hule....). de circulación.
Adelgazadores
(taninos, lignosu- Para dispersar los sóli- Retarda el fraguado
lienates, quebra- dos del lodo.
cho, revestimien-
tos, etc)
Emulsificantes
(lignosulfonaatos, Para formar lodos de
alquiletileno, sul- aceite en agua o agua Retarda el fraguado
fonato de hidro- en aceite.
carburo).
Bactericidas (fe- Para proteger los archi-
noles substitui- vos orgánicos contra la Retarda el fraguado
dos, folmaldehi- descomposición bacteri-
do,etc.). cida.
Aditivos de per-
dida de control
del fluido (cmc, Para reducir la perdida
almidón, guar. del filtrado, del lodo a Retarda el fraguado
poliacrilamidos, la filtración.
lignosulfonatos.
Tabla 25. EFECTOS DE LOS ADITIVOS DEL LODO EN EL CEMENTO

93
Diámetro Número de Espacio entre Longitud de ca-
del cable grapas grapas. ble doblado, ex-
(pulg.) (cm.) cluyendo el ojo.
(cm.)
3/8 2 6 13
1/2 3 8 23
5/8 3 9.5 28
3/4 4 1.1 46
7/8 4 13 53
1 4 15 61
1 - 1/8 5 18 99
1 - 1/4 5 20 102
1 - 3/8 6 23 137
1 - ½ 6 25 152
El método correcto
de la instalación de
las grapas, es colo-
car sus partes cur-
vas en la parte corta
del cable.
Tabla 26. DATOS PARA LA COLOCACIÓN DE GRAPAS EN CABLES DE ACERO
Diámetro Peso Resistencia en Kg.
(pulg,) (Kg/m) Máxima F.S. = 5
1/4 0.030 270 54
3/8 0.060 610 122
1/2 0.112 1200 240
5/8 0.198 2000 400
3/4 0.248 2450 490
1 0.400 4080 816
1 - 1/8 0.550 5100 1020
1 - 1/4 0.620 6120 1224
1 - 1/2 0.890 8400 1680
Tabla 27. CABLES DE MANILA ( Uso general)

94
ANCLA INDICADOR CABLE CAPACIDAD PESO SENSOR
DE PESO (RECOMENDADO) Ton. Kg.
Pulg.
D D 1 - 1/8- -1- 1/4 22.7 487 E80
E EB 1 - 3/8- -1- 1/2 34.0 707 E80
EB EB 1 - 1/2- -1- 5/8 45.4 707 E80
FS F 7/8 - -1 18.0 175 E160A
G G 7/8 - -1 13.6 91 E190
Tabla 28. TIPOS DE ANCLAS NATIONAL
NC26 = 2-3/8" I.F. = 2-7/8" S.H.
NC50 = 4-1/2” I.F. = 5"X.H. = 5-1/2 DSL
NC46 = 4" I.F. = 4-1/2" X.H.
Nc31 = 2-7/8" I.F.
NC38 = 3-1/2" I.F.
NC40 = 4" F.H.
NOMENCLATURA:
NC. - IDENTIFICACION API PARA JUNTAS, ACTUALES.
I.F. - API INTERNAL FLUSH.
F.H.- API FULL HOLE.
X.H.- XTRA HOLE.
DSL.- REDD DOUBLE STREAMLINE.
Tabla 29. EQUIVALENCIAS DE CONEXIONES ACTUALIZADAS.

95
Conexión Rango de Apriete (Lbs. - pie)
2 - 3/8" I.F. 2,500 - 2,750
2 - 7/8" I.F. 7,300 - 8,030
3 - 1/2" I.F. 9,900 - 10,890 (D.E. 4-3/4")
3 - 1/2" I.F. 12,800 - 14,080 (D.E. 5")
4 - 1/2" F.H. 17,900 - 19,690 (D.E. 5-3/4")
4 - 1/2" F.H. 18,800 - 21,780 (D.E. 6")
4" I.F. 22,200 - 24,420
5" X.H. 32,000 - 35,200
4 ½" I.F. 32,000 - 35,200
Tabla 30. APRIETE ADECUADO PARA CONEXIONES DE T.P.
Y T.P. EXTRAPESADA (H.W.)
D.E. D.I. Unión de T.P. Apriete D.E sección
pulg. pulg. Conexión D.E D.I. Lbs,-pie recalcada
pulg. pulg. pulg.
3-1/2 2-1/16 NC 38 4-3/4 2-3/16 9,900 4
4 2-9/16 NC 40 5-1/4 2-11/16 13,250 4-1/2
4-1/2 2-3/4 NC 46 6-1/4 2-7/8 21,800 5
5 5 NC 50 6-1/2 3-1/8 29,400 5-1/2
T.P. EXTRAPESADA

96
5.9 Flexión sufrida por la Tubería de Perforación en
Operaciones de Enrosque y Desenrosque con Tenazas.
Es bien conocido que la unión de la tubería de
perforación necesita posicionarse lo más cerca posible
de las cuñas durante las operaciones de enrosque y
desenrosque para prevenir la flexión de la tubería.
Hay una altura máxima hasta donde puede estar
posicionada la unión sobre las cuñas, sin que la
tubería de perforación se flexione cuando se le aplica
la torsión máxima permisible de enrosque y
desenrosque a la unión.
Muchos factores afectan esta limitación de altura.
Algunos de estos factores, los cuales deben
considerarse muy detenidamente, se presentan a
continuación:
(1) el ángulo de separación entre las tenazas de
enrosque, que se puede apreciar en las casos I
y II.
(El caso I muestra las tenazas posicionadas a
90º y el caso II muestra las tenazas
posicionadas a 180º).
(2) la resistencia mínima a punto cedente de la
tubería;
(3) la longitud del mango de la tenaza; y
(4) la torsión máxima permisible de enrosque.
Donde:
Hmax = altura del hombro de la unión sobre las cuñas-
pies.
Y = esfuerzo mínimo de tensión a punto cedente de
m
2
la tubería-lbs/pg .
L = longitud del mango de la tenaza-pies.
T
P = tensión de la línea (carga)-lbs.
T = torsión de enrosque aplicada a la unión (P x L )-
T
lbs-pies,y
3
I/C = módulo de sección de la tubería-pg .
Los constantes .053 y .038 incluyen un factor de
0.9 para reducir Y a un limite proporcional.
m
Por ejemplo:
Suponga: tubería de perforación Grado E de 4 1/2 pg y
16.60 lbs/pie, con uniones de 4 1/2 x 6 1/2
pg D.E. x 3 1/2 D.I.;
Mango de la tenaza de 3 ½ pies; y
Tenazas posicionadas a 90º (Caso I)
Usando la ecuación 5.81:
2
Y = 75,000 lbs/pg (para el Grado E)
m
3
I/C = 4.27 pg
L = 3.5 pies
T
T = 17,000 lbs/pies.
* Valores del Módulo de Sección
1 2
Diámetro exterior Diámetro exterior I
de la tubería de la tubería C
3
pg lbs/pie pg
2 3/8 4.85 0.66
6.65 0.87
2 7/8 6.85 1.12
10.40 1.60
3 ½ 9.50 1.96
13.30 2.57
15.50 2.92
4 11.85 2.70
14.00 3.22
15.70 3.58
4 ½ 13.75 3.59
16.60 4.27
20.00 5.17
22.82 5.68
24.66 6.03
25.50 6.19
5 16.25 4.86
19.50 5.71
25.60 7.25
5 ½ 19.20 6.11
21.90 7.03
24.70 7.84
6 5/8 25.20 9.79
=
Hmax.
.053 Y L (I/C)
m T
T
(Caso I ............5.81)
=
Hmax.
.053 (Y ) (I/C) (L )
m T
T
=
Hmax.
.038 Y L (I/C)
m T
T
(Caso II ...........5.82)
=
Hmax.
.053 (75,000) (4.27) (3.5)
17,000
= 3.4 pies
Tabla 31. CÁLCULO DE LA ALTURA MÁXIMA DE LA UNION
ENCIMA DE LAS CUÑAS

97
Tabla 32. RECALCADOS DE TUBERÍA

98
Principales contaminantes del fluido de control.- Las
propiedades fundamentales de los fluidos de control que se
requieren conservar dentro de unos límites determinados,
son: densidad, viscosidad, filtrado y enjarre. Las
características de las formaciones que se perforen son los
principales causantes de los problemas para conservar las
propiedades fundamentales de los fluidos, pero también
pueden causarse con materiales agregados en la superficie,
por ejemplo cemento, aire y agua.
Los materiales que entren al fluido de control y alteren sus
propiedades en forma indeseable, se llaman contaminantes.
C O N T A M I N A N T E S : O R I G E N :
Sulfato de calcio (CaSO ) Formación con Anhidrita ó yeso
4
Hidróxido de calcio (Ca(OH) ) Cemento ó cal
2
Cloruro de sodio (NaCl) Flujo de agua salada, doco
Salino
Cloruro de Calcio (CaCl ) Flujo de Salmueras
2
Bicarbonato de sodio (NaHCO ) Bacterias o de la formación
3
Sólidos (arcillas, lutitas, etc.) Problema permanente al per-
forar
Aceite De la formación
Acido sulfhídrico De la formación
Bióxido de Carbono De la formación
Gas natural De la formación
Cuando se tiene una contaminación masiva puede requerirse
hacer un cambio del tipo de fluido si no puede eliminarse el
ión químico contaminante o su efecto. Una contaminación
moderada requiere de pruebas piloto para tomar una deci-
sión.
Tabla 33. IDENTIFICACIÓN Y TRATAMIENTO DE UN FLUIDO CONTAMINADO.

99
ION QUIMICO POR MATERIAL QUIMICO FACTOR PARA ENCONTRAR
ELIMINAR RECOMENDADO LA CANTIDAD RECOMENDADA
3
(emp x factor = kg/m )
++
Ca Soda ash; Na CO 0.053
2 3
-3
HCO Cal; Ca (OH) 0.037
2
-3
CO Cal; Ca (OH) 0.037
2
Tabla 34. CONCENTRACIÓN OPTIMA DE OPTURANTES.
PROCUCTO Conc. Optima de Trabajo
3
Ob. Granular muy fino 1 a 10 kg/m (como preventivo)
3
Ob. Granular fino 5 a 30 kg/m (según grado de perdida)
3
Ob. Granular medio 5 a 30 kg/m (según grado de perdida)
3
Ob. Granular grueso 5 a 30 kg/m (según grado de perdida)
3
Fibroso No 8 5 a 30 kg/m (según grado de perdida)
3
Sello automático 5 a 30 kg/m (según grado de perdida)
Nota: Pueden usarse combinados los granulares medio y grueso, lo mismo pueden
combinarse con el fibroso y el sello automático.
PROHIBIDO USARSE EN ZONAS PRODUCTORAS

100
AMPERES DEL MOTOR ROT. NATIONAL C725 ROT. CM-IDECO 275K ROT. OILWELL DE
DE LA ROTARIA TORSIÓN EN LBS-PIE TORSION EN LBS-PIE 37 ½ TORSIÓN EN
LBS-PIE
TRANS TRANS
ALTA BAJA
50 237 300 290 469
75 442 560 542 875
100 632 800 774 1250
125 885 1120 1084 1750
150 1169 1480 1432 2313
175 1517 1920 1858 3000
200 1833 2320 2245 3625
225 2149 2720 2632 4250
250 2496 3160 3057 4938
275 2907 3680 3560 5750
300 3318 4200 4064 6563
325 3729 4720 4567 7375
350 4282 5420 5244 8469
375 4629 5900 5670 9156
400 4977 6300 6095 9844
425 5372 6800 6579 10625
450 5925 7500 7256 11719
475 6320 8000 7740 12500
500 6715 8500 8224 13281
525 7236 9160 8862 14313
550 7774 9840 9520 15375
575 8279 10480 10139 16375
600 8722 11040 10681 17250
625 9227 11680 11300 18250
650 9717 12300 11900 19219
675 10191 12900 12480 20156
700 10744 13600 13158 21250
725 11218 14200 13739 22188
750 11692 14800 14319 23125
775 12166 15400 14900 24063
800 12640 16000 15480 25000
825 13146 16640 16099 26000
850 13714 17360 16796 27125
875 14283 18080 17492 28250
900 14852 18800 18189 29375
925 15421 19520 18886 30500
950 15990 20240 19582 31625
975 16527 20920 20240 32688
1000 17064 21600 20898 33750
Tabla 35. TABLA DE TORSIÓN APLICADA A LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN
MEDIANTE ROTARIAS IMPULSADAS CON MOTOR ELECTRICO
“EMD” MODELO D79M DE 800 CABALLOS DE FUERZA.

Perforación
Direccional
Controlada

102
Pulgs.
0"
1"
2"
3"
4"
5"
6"
7"
8"
9"
10"
11"
0
0
.0833
.1667
.2500
.3333
.4167
.5000
.5833
.6667
.7500
.8333
.9167
1/16
.0052
.0885
.1719
.2552
.3385
.4219
.5052
.5885
.6719
.7552
.8385
.9219
1/8
.0104
.0938
.1771
.2604
.3438
.4271
.5104
.5938
.6771
.7604
.8438
.9271
3/16
.0156
.0990
.1823
.2656
.3490
.4323
.5156
.5990
.6823
.7656
.8490
.9323
1/4
.0208
.1042
.1875
.2708
.3542
.4375
.5208
.6042
.6875
.7708
.8542
.9375
5/16
.0260
.1094
.1927
.2760
.3594
.4427
.5260
.6094
.6927
.7760
.8594
.9427
3/8
.0313
.1146
.1979
.2812
.3646
.4479
.5313
.6146
.6979
.7813
.8646
.9479
7/16
.0365
.1198
.2031
.2865
.3698
.4531
.5365
.6198
.7031
.7865
.8698
.9531
1/2
.0417
.1250
.2083
.2917
.3750
.4583
.5417
.6250
.7083
.7917
.8750
.9583
9/16
.0469
.1302
.2135
.2969
.3802
.4635
.5469
.6302
.7135
.7969
.8802
.9635
5/8
.0521
.1354
.2188
.3021
.3854
.4688
.5521
.6354
.7188
.8021
.8854
.9680
11/16
.0573
.1406
.2240
.3073
.3906
.4740
.5573
.6406
.7240
.8073
.8906
.9740
3/4
.0625
.1458
.2292
.3125
.3958
.4792
.5625
.6458
.7292
.8125
.8958
.9792
13/16
.0677
.1510
.2344
.3177
.4010
.4844
.5677
.6510
.7344
.8177
.9010
.9844
7/8
.0729
.1563
.2396
.3229
.4063
.4896
.5729
.6563
.7396
.8229
.9063
.9896
15/16
.0781
.1615
.2448
.3281
.4115
.4948
.5781
.6615
.7448
.8281
.9115
.9948
1
.0833
.1667
.2500
.3333
.4167
.5000
.5833
.6667
.7500
.8333
.9167
1.0000
DECIMALES
DE
PIE

103
COTANGENTE
COS CA
E
NTE
SENO
COSENO
I
D O
RA
=
1
T
C
E
S
A
E
N
TANGENTE
MIN. GRAD. MIN. GRAD. MIN. GRAD. MIN. GRAD. MIN. GRAD. MIN. GRAD.
1 .0166 11 .1833 21 .3500 31 .5166 41 .6833 51 .8500
2 .0333 12 .2000 22 .3666 32 .5333 42 .7000 52 .8666
3 .0500 13 .2166 23 .3833 33 .5500 43 .7166 53 .8833
4 .0666 14 .2333 24 .4000 34 .5666 44 .7333 54 .9000
5 .0833 15 .2500 25 .4166 35 .5833 45 .7500 55 .9166
6 1000 16 .2666 26 .4333 36 .6000 46 .7666 56 .9333
7 .1166 17 .2833 27 .4500 37 .6166 47 .7833 57 .9500
8 .1333 18 .3000 28 .4666 38 .6333 48 .8000 58 .9666
9 .1500 19 .3166 29 .4833 39 .6500 49 .8166 59 .9833
10 .1666 20 .3333 30 .5000 40 .6666 50 .8333 60 1.0000
FORMULAS PARA ENCONTRAR
LAS FUNCIONES ADE LOS ANGULOS
Cateto opuesto = SENO
Hipotenusa
Cateto adyacente = COSENO
Hipotenusa
Cateto opuesto = TANGENTE
Cateto adyacente
Cateto adyacente = COTANGENTE
Cateto opuesto
Hipotenusa = SECANTE
Cateto adyacente
Hipotenusa = COSECANTE
Cateto opuesto
MINUTOS CONVERTIDOS A DECIMALES DE GRADO

104
FORMULAS PARA HALLAR LA LONGITUD DE LOS LADOS DE UN
TRIANGULO RECTANGULO CUANDO SE CONOCE UN ANGULO Y
UN LADO
Hipotenusa X seno
Longitud de Hipotenusa / cosecante
cateto opuesto Cateto adyacente X tangente
Cateto adyacente / cotangente
Hipotenusa X coseno
Longitud de Hipotenusa / secante
cateto adyacente Cateto opuesto X cotangente
Cateto opuesto / tangente
Cateto opuesto X cosecante
Longitud de Cateto opuesto / seno
la hipotenusa Cateto adyacentes X secante
Cateto adyacente / coseno
}
}
}
}
f; A
- idéntico a
- diferente a
- mayor que
- menor que
- no es mayor que
- no es menor que
- diferencia
A Disj B
o también - disjuntos o ajenos
A) (B
#A – cardinal de A
- para todo x
D(R) - dominio de R
Im (R) – imagen de R
x R y – x está relacionado
por R con y
R-1
– relación inversa de R
y = f(x) y igual función de x
N – conjunto de los
números naturales
Z – conjunto de los
números enteros
Q – conjunto de los
números racionales
- B – función de f de A en B
=
=

–
- pertenece a
- no pertenece a
- incluido en
-
/
incluido estrictamente
- incluye estrictamente
- unión o reunión
- intersección
- existe por lo menos uno
- tal que
- “o” inclusivo
- y
- corresponde unívoca-
mente; implica
- corresponde biuní-
vocamente; si y sólo si
-
{} conjunto
- conjunto vacío
- conjunto universal
– conjunto comple-
mentario B
del conjunto A
- igual a
- es coordinable
=
U
-
U
-
U
U
U
- Incluye a
U
U
E
U
0
u
[C B]
(A)
SIGNOS MATEMÁTICOS

105
POZO_________CONDUCTOR_______PLATAFORMA_____EQUIPO_____
COORDENADAS OBJETIVO
X: =
Y: =
COORDENDAS CONDUCTOR
X: =
Y: =
P.V.
DATOS
P.D.
T.R.
T.R
T.R
INICIA DESVIACION
DESPLAZAMIENTO
RUMBO
ANGULO MAXIMO
SEV. DE LA CURVA
PROF. VERT. OBJETIVO
PROF. TOTAL DES.
DEC. MAGNETICA
A.M. = Tg-1 P V D Rc + Rcd P V D
Rci + Rcd - DH P V D Rci + Rcd - DH
- cos-1 sen. Tg.-1
{ { )
{ ) ) )
- cos-1
-1
sen. Tg.
L c1
DESPLAZAMIENTO
P.V.
D H
P V D
D N 1
Pv2
D H 2
P v1
I.D.
Rcd
L c2
R ci
A.M.
P.D.

106
D
e
p
=
s
l.
803.95
R
2
M
O
28
1´
”
E
U
B
N
°
3
X = 381.77
Y=707.52
COORDENADAS CONDUCTOR
X = 604,543.96
Y = 2´141,649.89
COORDENADAS OBJETIVO
X = 604,925.73
Y = 2´142,357.41
POZO CANTERE II-87 CONDUCTOR 5 PLATAFORMA NOHOCH-A
P.V.
DATOS
P.D.
T.R.
T.R
T.R
INICIA DESVIACION
DESPLAZAMIENTO
RUMBO
ANGULO MAXIMO
SEV. DE LA CURVA
PROF. VERT. OBJETIVO
PROF. TOTAL DES.
DEC. MAGNETICA
13 3/8” 1400 1431.58
9 5/8” 2440 2638.37
900
T.R. 20” 400 400
7” 2680 2916.86
803.95
N28´21´3” E
30´28´53”
2500
2707.99
2916.86
SEV. DE LA CURVA
4” E
2º/30
B PAL - 2500
1
I.D. - 900
3
4
5.96
1
.
7
4
5
2
118.78
1335.96
MAX = 30° 28´53” A 1357.27m
P.U.R.A.
1600 M.
P.V. 2680
Despl. = 803.95
P.D.C.O. = 2707.44
P.T.D. = 2916.86

107
4
8
.
1
5
9
4
N
2
9
°
1
9
w
´
-783.06
X-W
3
.9
9
2
1
2
EX
Del Prof.
30
X c/30 mts.
Y
N
RC= 57.29
30
S
-Y
Coordenadas conductor
x = 604923.06 m
y = 2157052.14 m
Coordenadas objetivo
x = 604140.00 m
y = 2158445.64 m
I.D. 1200
MÁX. 27°54´1618m.
600 m. T.R.20”
T.R.13 3/8” a 1814.14 m.
m
3
1
9
9
.
T.R. 9 5/8” 3256.85 m.
T.R. 7”4818.65
4817.65
5”
5067.70 m.
Ｄｅｓｐｌａｚａｍｉｅｎｔｏａｌｏｂｊｅｔｉｖｏ
D = 1598.44
1714.97
2
4
8
.
9
5
116.53
P.V.
4430
Desplazamiento
P.V.
402.24
99.95
4
1
8
.
m
6
5
P.UR.A. 323 OM.
0
22
Desplazamiento Total
P.V. Total
4650

108
Para conocer los grados que se necesitan de
desplazamiento para llegar al objetivo ya sea
a la derecha o la izquierda o sean en paralelo
o por dentro.
Prof. Vert. Del objetivo - Prof. Vert. De la última estación.
Ejemplo: 2500 - 1500 = 1000 m.
Desplazamiento horizontal del objetivo - el desplazamiento
de la última estación. Ejemplo: 500 - 250 = 250 m.
Se divide el desplazamiento horizontal entre la
prof. Vert. el resultado inversa tangente nos da
los grados que necesitamos para llegar al obje-
tivo.
Ejemplo: 250 / 1000 = 0.25 INV Tg = 14°03´

109
30°
250
1500 m.
2000 m.
1000
m.
1000
m.
Ultima estación 1000 m.
250 m.
2500 m.
1000 m. 500 m.
N
E
3
0
°
0
5
N
4
5
E
5
0
0
2
0
0

110
Metodo para sacar la prof. desv. para meter T.R.
a la prof. vert. del plano donde alcanza el ang. máx
le restas la prof. del plano donde colocarás la T.R.
vert. la divides entre el cos. del ang. máx. el resultado
se lo sumas a la prof. des. donde alcanza el ang. Máx.
el resultado es la prof. des. donde se meterá la T.R.
Ejemplo:
1602 - 1775 = 173 / cos. 27°9´=
173 / 88376563 = 195.75 =
195.75 + 1618.55 = 1814.30 m.
1814.30 m.
１６０２ｍ
ｓ
１７３
ｍｔ
．
１６１８．５５ｍ
１７７５ｍ．
８
．
２
ｍ
２
１１
４
１
９
５
．
７
５
３
１
８
１
．
１
８
ｍ
３０５０ｍ
27°9´

111
7
6
5
1
4
3
2
Valvula de vaciado
PARTE DE UN MOTOR DE FONDO (MAPESA)
Estator ( Dentro está el rotor )
Caja de acoplamiento flexible
Caja de balero máximo superior
Caja de baleros
Caja de baleros máximo inferior
Sustituto de rotación

112
3
¾”
5”
6
½”
7
¾”
9
5/8”
del
de
Bent
Sub.
Aguj.
Desv.
Aguj.
Desv.
Aguj.
Desv.
Aguj.
Desv.
Aguj.
Desv.
1°
4
¼”
4°00´
6”
3°30´
8
¾”
2°30´
9
7/8”
2°30´
13
½”
2°00´
1°
½
4
¼”
4°30´
6”
4°45´
8
¾”
3°30´
9
7/8"
3°45´
13
½”
3°00´
2°
4
¼”
5°30´
6”
5°30´
8
¾”
4°30´
9
7/8”
5°00´
13
½”
4°30´
1°
4
¾”
3°00´
6
¾”
3°00´
9
7/8”
1°45´
10
5/8”
2°00´
15”
1°45´
1°
½
4
¾”
3°30´
6
¾”
4°15´
9
7/8”
3°00´
10
5/8”
3°30´
15”
2°30´
2°
4
¾”
4°00´
6
¾”
5°00´
9
7/8”
3°45´
10
5/8”
4°15´
15”
3°45´
2°
½
4
¾”
5°00´
6
¾”
5°45´
9
7/8”
5°00´
10
5/8”
5°30´
15”
5°00´
1°
5
7/8”
2°00´
7
7/8”
2°30´
10
5/8”
1°15´
12
¼”
1°45´
17
½”
1°45´
1°
½
5
7/8”
2°30´
7
7/8”
3°30´
10
5/8”
2°00´
12
¼”
2°30´
17
½”
2°15´
2°
5
7/8”
3°00´
7
7/8”
4°30´
10
5/8”
3°00´
12
¼”
3°30´
17
½”
3°00´
2°
½
5
7/8”
3°30´
7
7/8”
5°30´
10
5/8”
4°00´
12
¼”
5°00´
17
½”
4°30´
0
0
0
0
0
Angulo
de
desviación
esperado
del
Dyna
Drill
por
cada
100
pies
(30m)
(Ensamble
Bent.
Sub.)

113
Angulo
del
5”
6
½”
7
¾”
Bent.
Hausing
Aguj.
Desv.
Aguj.
Desv.
Aguj.
Desv.
0°45´
6”
3°
8
¾”
9
7/8”
1°00´
6”
4°
8
¾”
9
7/8”
1°15´
6”
5°
8
¾”
4°
9
7/8”
1°30´
6”
6°
8
¾”
7°
9
7/8”
1°45´
6”
8
¾”
9
7/8”
0°45´
6
¾”
1°
9
7/8”
10
5/8”
1°00´
6
¾”
2°
9
7/8”
10
5/8”
1°15´
6
¾”
3°
9
7/8”
2°
½”
10
5/8”
1°30´
6
¾”
5°
9
7/8”
3°
10
5/8”
1°45´
6
¾”
9
7/8”
4°
10
5/8”
0°45´
7
7/8”
1°
10
5/8”
12
¼”
1°00´
7
7/8”
2°
10
5/8”
1°15´
7
7/8”
3°
½
10
5/8”
1°
1°30´
7
7/8”
4°
10
5/8”
2°
1°45´
7
7/8”
10
5/8”
3°
5°
0
0
0
Angulo
de
desviación
esperado
por
el
Dyna
Drill
por
cada
100
pies
(30m)
(Ensamble
Bent
Hanning)

114
Datos:
T.R. 20” a 350 m. Vert.
T.R. 13 3/8” a 1200 m. Vert.
T.R. 9 5/8” a 2200 m. Vert.
T.R. 7” a 2500 m. Vert.
Inicia desviar a 450 m.
Desplazamiento 1377.67 m.
Rumbo 51° 9´E
Ang. Máx. 43° 33´
Prof. vert. 2600 m.
Prof. Des. Caliza 2757.53 m
Inclinación 5°15´
Severidad de la Curva 2° c/30m.
5
D
s
l
z
1
7
.
9
e
p
a
.
3
7
-
77.32
Y
13
X 27.75
T.R. 20” 350 mts.
Inicia desv.
450 m.
592.62 m.
237.03 m.
147.40
6
.
5
e
f
.
1
5
3
3
P
r
1598.24
m
L
.
C
.
5
4
.
6
Ang. Máx. 43°6´
Alcanzar a 1104 m.
Tramo recto p
cementar T.R.
13 3/8” 1321.35
1197.38 m.
P.V.R.A.
1790 m.
L.T.R. 9 5/8”
2200 m.
2240 m.
7
3
2
1
.
5
T.R. 9 5/8”
2702.23 m.
Prof. Des. Cont.
caliza
T.R. 7”
3116.50 m.
T.R. 5”
T.R. 7” a 2500 m. vert.
Prof. vert. obj.
P.V.T
2600 m.
1377.67 m.
1720.49 m.
342.82 m.
360
C
nt
cto
l
o
a
ca
iza
4
9
7
1
1
.
.
m
1104
1653.53
2757.53m
+
2757.53
497.11
3254.64 Prof. Total des.
+
POZO CANT. 2098 COND. # 8 PLAT. AKAL “J”

115
A – Programación de gabinete ( 1°, 2°, 3°, 4° )
Operación
Desviar B – Desarrollo de Campo I-II-III-IV-V-VI-VII-VIII
{
{
{
1° Elaboración de un diagrama de conductores hasta el
último pozo perforado
2° Programa de asentamiento T.R.
A=
3° Elaboración del proyecto direccional del pozo ( en datos
proporcionados por ingeniería petrolera)
4° Programación de las herramientas adecuadas para des-
viar de acuerdo a la capacidad del equipo.
I - Programa de sartas para perforar antes de empezar
a desviar
II - Programa de tomas de desviaciones requeridas
III – Cálculo de estaciones y control de la gráfica de los
conductores de 20”
B =
IV - Inicio a desviar y ángulo máximo que se alcanzará
con la herramienta defectora
V - Operación a seguir ganando ángulo con sarta
flexible
VI - Operación de Control del pozo con diferentes diseños
de sartas
VII - Programa de correcciones necesarias (rumbo)
VIII - Programa de ampliar agujero ( no siempre
Necesarios )

116
1° Elaboración del diagrama de conductores hasta el último pozo
perforado
A.- Bajar con barrena de 26” hasta la z apata de 30”
B.- Tomar registros giroscópicos de la T.R. 30”
C. – Graficar este punto en la gráfica de conductores
D.- De acuerdo a la situación de la zapata de 30” definir programa de
acuerdo a las conclusiones; el programa que se deberá seguir es el
siguiente:
Perforar con sarta pendular con arreglo de estabilizadores de la
siguiente manera:
T.P.
T.P.H.W.
Comb. 6 5/8” Reg. a 4” I.F.
+ Estab 8” X 26”
6 D.C. 8”
5 D.C. 8”
4 D.C. 8”
+ Estab. 8” X 26”
evitando con esto romper dicha tube-
El motivo de esta sarta es mantener
el pozo lo más vertical pósible ante
la posibilidad de un choque con un
conductor de 20” las aletas de los es-
tabilizadores quedaran muy arriba
ría de revestimiento del pozo afecta-
do.
3 D.C. 8”
+ Estab. 8 X 26”
2 D.C. 8”
Se tomará lectura de desviación
c/30 m hasta donde vaya acentada
la T.R. 20”.
1 D.C. 8”
pta. Bra. Liso 8”
Bra. 26”
Para saber la tendencia y circunfe-
rencia, dirección, rumbo, distan-
cia en metros en cuanto a su centro
del pozo.

117
2° Programa de asentamiento de T.R. área marina golfo
de Campeche.
A = Tubo conductor de 30" a 120 m.
b = T.R. superficial de 20” a 500m.
c = T.R. intermedia de 13 3/8 a 1500 m.
d = T.R. de explotación de 9 5/8 es variable
3° Elaboración del proyecto direccional del pozo
1° Coordenadas del conductor
2° Coordenadas del objetivo
3° Profundidades verticales objetivo
4° Profundidad vertical total
5° Profundidad brechas del paleoceno
6° Profundidades verticales de las T.R.s.
7° Severidad de la curva *
8° Inicio a desviar **
+
-
+
-
+
-
1° Desplazamiento objetivo***
2° Rumbo
3° Juicio a desviar
4° Angulo Máximo
Datos proporcionales
por Ingeniería
Petrolera
5° Profundidad desarrollada al objetivo
y/o a la profundidad total
6° Severidad a la curva
{

118
* Se tomará lo que mejor convenga.
** Según permita la formación y la araña de conductores.
*** Si el ángulo allí es muy severo se puede calcular hasta la
profundidad total vertical ya que diametralmente pasará
la línea por el objetivo.
Formula para hacer los proyectos
Desplazamiento en metros
Coordenadas Coordenadas
D= a X2
+ a y2
= Desplazamiento en metros
D = X objetivo
X conductor
= a x
D = y objetivo
y conductor
= a y
Rumbo: Relación de los cuadrantes
La X para el este y el oeste
La y para el norte y el sur
X positivos para el este
X negativos para el oeste

119
y positivo para el norte
y negativo para sur: por lo sigu iente
X positiva y positiva = ++= Nor – este
X positiva y negativa = + - = Sur – este
X negativa y negativa = -- = Sur – oeste
X negativa y positiva = -+ = Nor – oeste
Todo el tiempo mandarán las X quedando X como
obsisas y “y” como ordenadas.
S
-y
+
+ -
-
2 1
3 4
( + + )
( + - )
( - - )
( - + )
Y +
N
-X
W
E X+
-1
Rumbo = TG ax = Grados
ay
: buscar cuadrantes
Nota: Todo el tiempo será así x
y

120
Angulo Máximo
Hay tres maneras diferentes de obtener el ángulo máximo.
1° Por medio de las gráficas de Severidad y es como sigue: a la prof.
vert. del objetivo o total se le resta la prof. del inicio a desviar; el
resultado será prof. vert. contra desplazamiento del objetivo.
Se unirán las líneas de las gráficas y esa será el ángulo máximo; la
severidad por cada 30 mts., (número de estaciones) y la longitud de
curso para alcanzar el Angulo Máximo.
2° Por medio de la ecuación siguiente:
A M = Tg -1
(D-Rc
)+ Sen-1
( RC Cos
( Tg-1 D -Rc
)
PVRA PVRA
PVRA
( )
Angulo Máximo:
Rc = 57.2958 Lc Donde:
Rc = Radio de curvatura
Lc = Longitud de curso entre 2 estaciones (30 mts.)
= Severidad de la curva entre 2 estaciones
D = Desplazamiento horizontal al objetivo
57.2958 = sale de 360° = Iradian
2
P.V.R.A. = Profundidad vertical real aprovechable ( Diferencia entre la
profundidad vert. total y la prof. vert. de inicio de desvia-
ción).

121
C
e
u
H
i
s
p
o
n
t
a
t
C
ad
n
e
t
ate
o
yace
Cat op.
C
A
B
.
L
C
.
b
3° Será por medio del triángulo rectángulo
Sen C =
c Cat. op.
= Sen-1 DH M.
b hipotenusa L.C.(x)
= =
Cos C =
a Cat. ayte.
= Cos-1 P.V. M.
b hipotenusa L.C.(x)
= =
Tg C =
c
= Tg-1 DH M.
b P.V.
= =
Cat. op.
Cat. ayte.
Para sacar la hipotenusa (L.C.) por el teorema Pitágoras
2 2
Cat. Opto. + Cat adyte = L.C.
Por lo tanto si el incremento es de X grados y el máx. “N” grados
y queremos saber el N° de estaciones = = N° de estaciones x
30 mts. para alcanzar el máx.
“X”
“N”
Profundidad Vertical
D.H. R.C. (Cos 1 – Cos 2 ) o RC x ( 1 – Cos a.m.) = mts.
P.V. = R.C. (Sen 1 – Sen 2 ) o RC x (Sen a.m.) = mts.
Desplazamiento Horizontal
Longitud del curso
1.- L.C. =
Rc x max
57.29
2.-
max
Grados de severidad
x 30 mts. = L.C.
3.- Por el teorema de Pitagoras.
Hay 3 formas:

Coordenadas objetivo x = 599725.73
122
Coordenadas conductor x =
27.75
599697.98
Coordenadas objetivo y = 2141664.59
Coordenadas conductor y =
1377.32
2143041.90
Desplazamiento = X
2
+ y = 27.75 2
+ 1377.32 2
= 1377.59
2
Rumbo = S1° 9´3
Rumbo = Tg -1 = Tg-1 = 1.15° = 1° 9´
1377.32
x
y
27.75
Angulo Máximo = 43.6° = 43° 36´
AM = Tg -1 ( D – R. C. ) + Sen-1 R.C. Cos ( Tg
P.U.R.A. P.U.R.A.
-1 D - R. C.
P.U.R.A.
( (
)
Tg-1( 1377.59 – 859.35 ) + Sen-1(859.35 Cos Tg.-1 1377.59 – 859.35
)
1790
1790
1790
Longitud de Curso = 654 mts
= 654 mts.
450 + 654 = 1104 mts. Se alcanzará el Máximo.
LC = RC =Sustituyendo LC = 859.35
57.29 57.29
(43° 6´)

123
Profundidad Vertical = 592.62 mts.
V1 = 1° Estación
V2 = 2° Estación
P.V. = RC ( Sen V 2 Sen V 1)
= 592.62 mts.
0
Sustituyendo 859.35 (Sen 43° 6´ - Sen )
Desplazamiento Horizontal = 237.03 mts.
Despl. = RC ( cos V1 - cos V2 ) = Sustit. 859.35
( Cos 0 - Cos 43° 6´) = 237.03
C = b y Tg = C 360 Tg. 43°6´= 342.82
2600 P.V.T.
2240 P.V. Obj.
360 m.
a =
B
Cos.
360
Cos. 43°6´
= a = 497.11
360 m. b
43°6´
a
c
4
1
97.
1
342.82
Prof. desarrollada contacto caliza
= 1104 + 1653.53 = 2753.53 m.

124
Prof. desarrollada Total a perforar
= 2753.53 + 497.11 = 3250.64
2240 – 450 – 592.62 = 1197.38
1197.38
Cos. 43°6´
x = = 1653.44 m.
2600 – 450 – 592.62 = 1557.38
1557.38
Cos. 43°6´
x = = 2,150.56 m.
1104 + 2150.56 = 3,254.64 prof total des.
Vertical de T.R. 1200 m. - 450 - 592.62 = 157.38 m.
Ecuación para brindar la T.R. en una parte recta
157.38
Cos 43°6´
X = = 217.32 m. =
450 + 654 + 217.32 = 1321.32 m. long. T.R. 13 3/8”
Tg X altura 360m 43°6´ Tg (360) = 342.82 Catto. Adyte.
Sen X desarrollada 497//m. 43°6´(497.11) = 342.82 Hipotenusa
T.R. 9 5/8” P. Vert. a 2200 m.
2200 – 450 + 592.62 = 1157.38

125
1157.38
Cos. 43°6´
X = = 1598.21 m.
1104 + 1598.21 = 2702.21 Prof. Desv. para T.R. 9 5/8”
T.R. 7” a 2500 m. vert.
2500 – 450 – 592.62 = 1457.38 m.
1457.38
Cos. 43°6´
X = = 2012.47 m.
1104 + 2012.47 = 3116.47 m Prof. Des. T.R. 7”
Des. = LC = RC ( Cos. V – Sen V )
1 2
LC = 859.35 ( Cos 0 – Cos 43°6´)
Vert. LC = ( 859.35 ( Sen 43°6´ – Sen 0 )
V* =
Q
= Pies/seg.
2.45 (D
2
-d
2
)
2
1.08 Vp + 1.08 Vp + 9.26 ( D –
2
d ) Pc
(D – d)
Vc =
L Vp V* Pc L
1000 (D-d)2
200(D-d)
= + = ps1
PLaminar

126
Si V es menor Vc laminar
Si V es igual o mayor Vc Turbulento
Vp = visc. Plástica cps.
Pc = punto cedencia lb /100 ft
*V = pies / seg.
D y d = pulgadas O
=Densidad lb /gal.
L = Pies
1.08 = factor
9.96 = factor
P Total = P + P2+ P3
P Total
= lb/gal.
DEC =
(0.052)(L.Total)
+
= Gr./cc
DEC = (gr/cc) =
8.33

127
1
1
2
3
4
1. VC = (1.08 X 69) + 1.08
(VP) (F) (Pc) D-d
(69 ) + (9.26) (50) (8.49) (6-4.75) 2
74.52 + 1.08 4761 + 3930.9 (1.56)
8.49 ( 6 – 4 – 75 )
=
= 17.65
342
2.45 (62
-4.75 2
)
2. VI. = = 10.38 laminar
3. AD =
1 (582) (69) (10.38) (50) (582)
1000 (6 – 4.75) 2
200 (6 - 4.75)
= 383 P.S.I.
+
4. V =
2 342
2.45 (62
–3.52
)
= 5.87
(1566.39) (69) (5.87) (50) (1566.39)
1000 (6-3.5)2
200 (2.5)
+
= 258 P.S.I.
6. V =
3 342
2.45 (85352
–3.52
)
= 2.30
P = Viscosidad plástica
A = O Mayor Int. T.R. o Diámetro agujero
T = Ext. T.P. D.C.
O
2
5. P =
2

128
Y = Punto de cedencia
M = Densidad de lodo LDS/GAL
Q = Gasto G.P.M.
L = Longitud en pies
V = Velocidad anular PIES/SEG
F = Prof. en pies
S = Caída de presión en el E.A
C = Velocidad crítica FT/SEG
E = D.E.C.
D = Perdida de presiones
Cálculo Hidráulico
C = ( 1.08 x P ) + 1.08 x (9.26 ( A-T )2
x Y x M
+ ( Pl 2
) / ( M ( A -T ) :
V = Q / ( 2.45 ( A 2
-T2
) :
D = P x L x V / 1000 (A -T)2
+ Y x L / 200 (A-T) :
E = M + S/ (0. 052 x F ) :

129
= 101.55 P.S.I.
7. P =
3
(1816.35) (69) (2.30) (50) (1816.35)
1000 (8.535 –3.5) 2
200 (5.035)
+
= 369.43 P.S.I.
9. P =
4
(5047.7) (69) (2.65) (50) (5077.7)
1000 (5.535 – 4.5) 2
200 (4.035)
+
10. P = Total 1112 P.S.I.
DEC =
1112
0.052 x 9013
+ 8.49 = 10.87 lb/gal
= 1.30 gr/cc 10.87/8.33 = 1.30 gr/cc
8. V =
4 342
= 2.65
2.45 (8.535 – 4.52
)
2

Angulo: Es la abertura de dos líneas que se unen
en un punto llamado vértice
Cateto: Son los lados que forman un triángulo
rectángulo sin ser hipotenusa
Hipotenusa: Es el lado más largo en un triángulo
rectángulo
Los ángulos agudos de un triángulo rectángulo
suman 90°
Seno = Desplazamiento
Coseno = Vertical
No utilizar ninguna función natural con 90°
Seno es igual al coseno de un triángulo opuesto o
reciproco
Utilizar Seno y Coseno para adquirir “H”
Para afinar tapón los últimos 10 m. cm. 150 R.P.M. Y
4 - 5 Tons. S/bna
-
Mínimo sin estabilizar 3 DC.
Parámetros (“variable”)
+ Peso incrementa el ángulo
- Peso decrece el ángulo o mantiene
130

131
+ Rotación mantiene el rumbo o gira a la izquierda
- Rotación gira a la derecha
Coordenadas = Sistema de líneas que permite
determinar la posición de un punto en un astro
o la de un astro en la esfera celeste.
Procedimiento para el cálculo de la Planilla
L.C. = Resta del a prof. anterior – prof. actual = m.
Angulo Promedio = Ang. Anterior + Ang. Actual / 2
= Grados
P.V. = Longitud de curso x Cos de Ang. Promedio
P.V. Real = Prof. Vert. actual + Prof. Vert. real anterior
Proyección Horizontal = L.C. x Seno de Ang. Promedio
Rumbo Promedio = al rumbo observado ant. + el actual
entre 2
Diferencia de Rumbo = al objetivo (marcado arriba de la
planilla) menos el rumbo promedio (nunca será mayor de
180°)

Sección vertical = La suma de la Sección vert. anterior +
la diferencia de sección.
Coordenadas Parciales
Norte y Sur por Cos
Este y Oeste por Seno
Coor. Parc. Norte = Al cos. de rumbo promedio por proyec.
Horiz.
Coor. Parc. W = Seno del rumbo promedio por proyec. horiz.
Diferencia de Sección = Cos. De diferencia de rumbo por
la proyección horizontal
132
Lista de implementos necesarios para Desviaciones
(Traer siempre consigo)
Baterías Triple aaa 8
Baterías Doble aa 6
Baterías Tipo “C” 6
Sobre para películas y “Lector”
Películas tipo R Eastman
Copias de Planillas hoja de cálculo
Películas tipo Pini y Pecomex
3

Líquido revelador
Mango de tela negra ( obscura completamente )
Bote envase para revelar (obscuro)
Llave Allen de 3/8”
Foco para las cámaras
Cuña para la camisa orientadora
Desarmador pequeño
Presiones para camisa (machuelo)
Transformador de 360°
Regla, escuadra, compás, centímetro, profesionalismo,
lupa y lámpara, lápiz y borrador
Probador de baterías
133
K = Angulo observado Anterior (operador)
Q = Angulo observado Actual (operador)
L = Longitud de curso (operador)
Programa de Cálculo Direccional (Prog. 2)
Nivel
Calculadora

M = Angulo Promedio (Calculador M = ( K + Q ) / 2)
V = Profundidad vert. (Calculadora V = Lx Cos (M))
B = Prof. Vert. real anterior ( B = B + V )
H = Proyección Horizontal (Calculadora H = Lx Sen (M))
D = Diferencia de Rumbo (operador)
S = Diferencia de Sección (Calculadora S = cos (D) x H)
T = Sección Vertical Anterior (Calculadora T = T+S)
W = Rumbo Promedio (operador)
Y = Coordenadas Parciales Sur o Nte (Calculadora x
= Cos (w) x H)
X = Coordenadas parciales Este y Oeste (Calculadora y
= Sen (w) x H)
G = Rumbo observado anterior (operado)
J = Rumbo observado actual (operador)
F = Severidad de la Pata de Perro
134

Formula
M = ( K + Q )/2: V = L x Cos. (m): B = B+V: H
= L x Sen (m):
S = H x Cos (D): T = T+S: Y = H x Cos (w): X
= H x Sen (w):
F = Cos - 1 (( Sen (k) x Sen (Q) x Cos (G - J)) +
Cos (k) x Cos (Q) x 30/L
135
D = Desplazamiento
X = Coordenada Final (Siempre N° positivo)
Y = Coordenada Final (Siempre N° positivo)
R = Rumbo Objetivo
C = Radio del Circulo
A = Angulo Máximo
V = Prof. Vert. Real aprovechable
L = Longitud del Curso
H = Desplazamiento Horizontal
P = Prof. Vert. Parcial
Proyecto Direccional
W = Prof. Total Desarrollada
O = Prof. Vert. Obj.
I = Prof. I.D.

Formula
X = (B – E):
Y = (G – J):
D = (x + y ):
2 2
R = Tan (x/y)
-1
-1
C = 57.29 x (30/N):
A = ((Tan ((D – C) / V) + (Sen (cx ((Cos ( Tan ((D – C) / V))) / V )))
L = Cx ( A / 57.29 ):
H = Cx ((1 – Cos (A)))
P = C (Sen (A))
W = ((o) – (P) – (1)) / ((cos A)) + I + L
-1 -1
Longitud de DC necesarios y punto neutro
136
H = (P x F) / (G x J) / 9.14: N = (B) / (E x D) / 9.14 :
Px Fs / 9.14 12,000 x 1.20 P / 9.14 1500
Wx Ff 225 x .785 Wx Ff 228 x .854
H = N =

A.- Actividades:
- Calcular y Elaborar Proyectos Direccionales.
- Iniciar la Desviación de los Pozos de acuerdo a los proyec-
tos programados.
- Corregir la trayectoria del rumbo de los pozos desviados
cuando este fuera de objetivo.
- Programar los aparejos de Perforación de acuerdo a la
Geometría del pozo.
- Fijar y Supervisar las condiciones de Perforación
(R.P.M.P.S.B., Gasto etc.) - Para mantener los pozos
direccionales dentro de los límites Programados.
- Efectuar y interpretar las tomas sencillas de desviación
de los pozos direccionales.
- Efectuar los cálculos de los pozos direccionales y proyec-
tarles en los planos.
- Desviar pozos con Problemas Mecánicas (pozos con pes-
cado).
Grupo Perforación Direccional
Operador de Perforación direccional
137

- Graficar e interpretar planos, con varios pozos direcciona-
les (Arañas).
- Desviar pozos con problemas mecánicos dentro de la tu-
bería de Revestimiento (abrir ventana de la T.R.).
- Revisar y mantener en Optimas condiciones de operación
el Equipo desviación.
- Conocer los programas de Perforación de los pozos.
- Efectuar e interpretar registros de tomas múltiples de los
pozos direccionales.
- Interpretar registros giroscópicos.
- Empatar cable de Sonido de 9/16”.
138
- Operar el equipo de Teleorientación.

Si se desea corregir un rumbo al S7° E y el rumbo actual
esta a S7° W que haría si deseamos conservar el mismo
ángulo.
0
7
0
8
H.S.
S7° W
90
90
D
I
N
W E
S7°W S S7°E
139

140
I.D. 200
Inicia a desviar 1a. parte alcanzar 26° Ang. Máx. parcial
390 m. Longitud de curso p alcanzar Máx. Parcial
26° Parcial T.R. 16”
189 m. Plano Recto
Inicia a desviar p alcanzar Máx. 44°
779 m.
270 m.
Máx 44° a 1049 m. des.
3600 m. des.
Desplazamiento 1491.63
1833
1890 m. P.V.R.A.
2800 M.V.
220.22 m.
967. m. V.
170.01 m.
746 m. V.
376.68 m.

X = 1262.89 Y = 793.77 = N 57° 50 W
390 = 26º / 2x30 ó 859.35 x 26º / 57.29
376.68 = Sen Ang. Máx. X 859.35
189.14 = 1049 – 200 - 390 – 270
270 = 18° x 30 / 2
170 = Cos 26° x 189
220 = 967 – 200 – 170 – 376.68
779 = 200 + 390 + 189
746 = 200 + 376 + 170
D = 1491.63 m.
Prof. Des. 3600 m. Prof vert. = 2800 m.
Perforar a 700 m. Prof. Vertical.
La proyección de fue hasta 445 m. y 1° c/16.3 mts.
Manteniendo rumbo a 12° a la izquierda levan-
tando 2° c/30 mts. Aprox.
+
-
141

142
Tg-1
= 4430 859.35 + 1145 Sen Tg-1
859.35+1145–1598.44 4430
859.35+1145-1598.44
0.452449209
Tg =
-1 4430
= 10.91
Cos
-1
0.452449209 = Tg-1
10.91 = 84.76
63.09 Sen. 84.76 =
Tg = 10.91 = 84.76 0.995820882
63.09 x 0.995820882 = 62.82
84.76 – 62.82 = 21.94° = 21° 56´24”
-1
4430
405.91
Rumbo Objetivo = 57º w
N
W E
S
57°W
51.5 W
181.5
54° E
176
187
Rumbo Promedio
51° 5W
Diferencia de Rumbo
5” 5´

Para saber la longitud de M. a perf. Y alcanzar una prof.
Vert. determinada se tomará en cuenta el ang. Prome-
dio de la última estación.
Prof. Desarrollada = 690 m. Fondo
Prof. Toma Desviación = 683 m.
Prof. vert. última estación = 662.27 m.
Angulo promedio última estación = 24° 25°
Prof. vert. objetivo = 700 m.
Prof. a Perforar = 724.38 m.
Ejemplo:
A la prof. desarrollada se le resta a donde se tomó la des-
viación y el resultado se multiplica por el Cos. del ángulo
promedio de la última estación y se le suma a la Prof. Vert.
y a la vez se le resta a la prof. vert. objetivo este resultado
se divide, entre el Cos del Ang. Prom. de la última estación
y el resultado de la suma a la prof. desarrollada y este será la
prof. a perforar.
7 x Cos 24°25° = 6.38234305
143
P = ((A – B) x (Cos. D) + (c) :
(
Prof. a Perforar para alcanzar 700 m. Vert.
J = (H – P ) / ( Cos. D ) + ( A )
690 Prof. Des.
683 Prof. Toma
007
A = -
Prof. Vert. 662.27
6.38
668.65
+
700.00 Prof. vert. Obj.
-
668.65 Prof. vert. ult. Desv.
031.34
31.34 = 34.44
24°25°Cos.
34.44
690.00
724.44
+

144
Para corregir rumbo manteniendo el ángulo
H.S.
50
7
0
80
I
D
Corregir rumbo y ángulo
C
r
e
g
r
r
b
o
á
n
g
u
l
o
r
i
u
m
y
o
N
W E
= H.S.
S
*
*

145
Segmento = El área del segmento
circular A M B
Es la diferencia entre el área del sector correspondiente a,
ó, b, M y el triángulo isósceles a, ó b:
Arco
Cuerda
r
e
f
n
e
u
nc
c
r
i
i
a
C
Segmento
Flecha
Radio
Secante
Circulo
Tangente
Di
r
ám
et o
B
M
A
El volumen de un segmento esférico es equivalente al vo-
lumen de una esfera de Diámetro la semisuma del volumen
de los cilindros, esta altura es igual a la del segmento y de la
base respectivamente igual a la dos bases del mismo.

5°
Se
corregirá
el
rumbo
de
un
pozo:
Corregir
30°
a
la
derecha
del
rumbo
del
pozo
teniendo
este
26°
del
ángulo,
Motor
de
Hondo
7
¾”
Ben
Sub.
(
recto).
Agujero
12”
Codo
de
8”
de
1.5°
Se
trabajará
la
cara
de
la
terminante
a
90°
a
la
derecha
del
rumbo
del
pozo
Severidad
de
la
curva
2.5°
c/30
mts.
(este
dato
se
toma
de
la
tabla
de
cálculo
del
Dyna
Drill
tabla
10
pasiva
#
50).
¿
Cuántos
metros
necesitaremos
perforar
para
corregir
el
rumbo
?
Respuesta
=
180
mts.
para
corrección.
Severidad
de
la
curva
2.5
c/30
mts.
Grados
necesarios
x
30
2
900
=
180
m
900
180
40
00
5
146
30
25
20
15
10
5
0
1º
1º
2º
2º
3º
3º
4º
4º
5º
5º
6º
6º
7º
7º
8º
8º
26
25
20
15
10

Tg-1
759 = 26°27´ 3°43´ ángulo
1525
Desplazamiento Total del Pozo = 1580 m. (plano)
Desplazamiento última estación = 821.56 m. (Posible)
Prof. vert. aprovechable al obj. 1680 m (plano)
Prof. vert. última estación planilla 3294.36
B Coordenadas X del plano 52.01
C Coordenadas Final cálculo = 4.65
E Coordenadas “y” del plano = 1579.12
F Coordenadas y Finales del Cálculo = 813.72
Tg 47.36 3.54 = 4°45´ Rumbo
0.30
)
765.40
)
-1
147
Cálculo p cierre de pozo, saber grados faltantes para
llegar al objetivo
.
7 2 2
D = D – D D = DI 1057.99 – D 879.29 = 178.70
1 2 1 2
V = V V V = V 3450 – V 3231.91 = 218.09

1
B D = Desplazamiento total del pozo.
2
C D = Desplazamiento Total de la última estación planilla.
1
E V = Vertical Total del pozo al objetivo P.V.A.
2
F V = Prof. Vert. última estación planilla.
D = (B - C): V = (E - F): A = Tg (D/V): J= (A - K):
- 1
W = W 1
– W2
W 1
= 815.77 – W2
= 610.69 = 205.08
S = S – S S´ = 673.69 – S = 647.97 = 5.72
1 2 2
W = 815.77 = Coordenadas X del plano
1
W = 610.69 = Coordenadas Finales del cálculo X – 205.08
2
S = 673.69 = Coordenadas y del plano
1
S = 647.97 = Coordenadas Finales del cálculo Y – 25.72
2
K = Ángulo ó rumbo de la última estación planilla.
D 178.70
V 218.09
Tg =
-1
= = 39.33 – 28 = 11.19
148

VOLUMEN DE CIRCULACIÓN EN GALONES POR MINUTO
Tamaño Número de vía de circulación P Barrenas de Diamantes
Pulg. Pulg. 3 4 5 6 8 9 10 12 15 16 18 20 24 30
Ancho Altura
1/16 25 33 38 43 50 62 66 75 82 100 125
1/8” 3/32 41 55 63 69 83 104 111 124 139 167 209
1/8 58 78 87 97 117 146 156 175 195 234 292
3/32 58 78 87 97 117 146 156 175 195 234 290
1/8 69 83 111 123 139 167 207 223 250 279 334 410
3/16” 5/32 52 69 87 104 139 160 174 200 261 278 312 348 416 535
3/16 64 86 108 129 173 197 216 259 324 346 388 432 525 658
1/4 90 120 150 180 240 270 300 360 450 480 535 598
3/32 71 95 104 118 142 177 190 218 237 284 355
3/32 50 66 83 100 133 147 167 200 250 267 300 334 400 490
1/8 (52) 69 87 104 139 155 174 208 261 278 312 348 416 575
1/4” 5/32 62 92 115 138 184 200 230 276 345 368 414 458 542 678
3/16 83 111 139 167 223 252 279 334 418 446 503 560 672
1/4 119 159 198 238 316 352 396 477 595 625
5/16 152 203 254 305 407 447 497 596
5/32 79 106 132 159 216 240 265 318 397 432
5/16” 1/4 140 189 237 284 379 427 474 565
5/16 182 242 303 364 484 504 600
3/16 115 153 191 230 307 349 383 460 582 620
3/8” 1/4 163 217 272 326 434 493 548 658
5/6 213 284 355 426 568 640
3/8 263 351 439 527 700
½ 1/4 205 273 341 410 547 619
Volumen
Calculado para una
velocidad de circula-
ción (jet) de 225
pies/seg
149

CIERRE DE POZO ANGULO
P.V. Planilla 2693.01
D. 846.56 Planilla
Cat. Adye.
396.99
380.54
Cat. Opuesto
P.V. = 3090 Plano
D = 1227.10 Plano
Tg =
-1 Cat. Op
Cat. Adye.
380.54
396.99
Tg .958563188 = 43.78 = (43º47´16”)
-1
Tg =
-1
150

Control de un
brote
Recomendaciones
Al ocurrir un brote con o sin herramienta dentro del mismo
cerrarlo para tomar lectura de presión y nunca dejarlo cerrado
permanentemente ya que eso ocasionará que la burbuja migre
a superficie con la presión de fondo y causaría proble-
ma(daños en la zapata y en el pozo en general
Al ocurrir un brote con o sin herramienta dentro del mismo
cerrarlo para tomar lectura de presión y nunca dejarlo abierto
permanentemente ya que la burbuja inmigrara y se expandiría
en forma descontrolada ocasionando daños al pozo
En ambos casos utilizar el método de presión y purga de
control de pozos.

A. DATOS PARA EL CONTROL
Si por alguna razón se origina un brote, cuanto más
pronto se detecte en la superficie y se tomen las
medidas pertinentes para cada caso, menor será la
magnitud y las consecuencias del mismo.
Una vez cerrado el pozo es necesario restaurar el
control, para ello se han desarrollado varios métodos
tendientes a equilibrar la presión de formación con la
presión hidrostática del fluido de perforación.
La mayor parte de los métodos de control se
fundamentan en el principio de “ mantener la presión de
fondo constante y ligeramente mayor que la presión de
formación ” impidiendo, de esta forma, la entrada de
más fluido invasor al pozo; sin embargo, los métodos
para controlar están limitados por las presiones en
tuberías de perforación y tuberías de revestimiento, ya
que una excesiva presión superficial, puede causar
daño en las conexiones superficiales de control a la
tubería de revestimiento o provocar una fractura en la
formación expuesta, lo cual generaría un descontrol
subterráneo y acarrearía grandes consecuencias.
Para realizar los cálculos y controlar un pozo cuando
ocurre un brote, es necesario disponer de ciertos
parámetros relacionados con el equipo y las
operaciones normales de un pozo. Por lo que se debe
152

recavar y conservar esta información en la libreta del
perforador y en el reporte diario de perforación, para el
momento en que ocurra una contingencia. Puesto que
los brotes no son predecibles, estos datos deben actua-
lizarse a medida que las condiciones del equipo y del
pozo cambien.
Los parámetros necesarios son:
a. Máxima presión permisible en el espacio anular por
conexiones superficiales de control y tubería de
revestimiento.
b. Máxima presión permisible en el espacio anular por
resistencia al fracturamiento de la formación
expuesta.
c. Gasto y presión reducida de circulación.
A. MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE EN EL
ESPACIO ANULAR POR CONEXIONES
SUPERFICIALES DE CONTROL Y
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.
La norma API- 6A y el Boletín API- 13, listan especifi-
caciones para equipo y bridas respecto a su presión
153

máxima de trabajo, las cuales son: 2 000, 3 000, 5 000,
2
10,000 y 15,000 lb/pg . Los elementos individuales
pueden exceder (pero no ser menores) a la presión de
trabajo del conjunto. Esta presión debe ser mayor que:
La resistencia a la presión interna de la tubería de
revestimiento.
La presión máxima anticipada.
La presión de fractura de la formación en la zapata de
la tubería de revestimiento (no necesaria en todos los
casos).
Por otro lado, para determinar la máxima resistencia a
la presión interna de la tubería de revestimiento, se
debe considerar la sección que sirve como ancla a las
conexiones superficiales, debido a que el
comportamiento de la presión interna en una tubería
alojada en un pozo es máxima en la superficie.
Lo contrario ocurre con la resistencia al colapso.
Los valores de resistencia a la presión interna para cada
grado, tipo y peso unitario de la tubería, se encuentran
en las tablas ubicadas en el Apéndice de este manual.
EJEMPLO 1
154

Se tiene una tubería de revestimiento que soporte el
conjunto de conexiones superficiales con las siguientes
características.
TR 7 pg, 29 lb/pie P-110 BUTTRESS
De las tablas de diseño de las tuberías de revestimiento
se obtiene que la resistencia a la presión interna es de
2
11,220 lb/pg .
El factor de seguridad 0.80 se debe considerar siempre
para tubería en buenas condiciones, por lo que la
resistencia a la presión interna será:
2
11,220 x 0.80 = 8976 lb/pg
La máxima presión permisible en el espacio anular es
igual a la menor presión permisible entre la presión
nominal de las conexiones superficiales y la resistencia
a la presión interna de la tubería de revestimiento con
su margen de seguridad.
2
Presión nominal de conexiones superficiales = 10,000 lb/pg
2
Resistencia a la presión interna de TR 7 pg = 8976 lb/pg
De lo anterior, se observa que la máxima presión
2
permisible en el espacio anular será de 8976 lb/pg .
Por lo que, en ningún caso se debe exceder dicha
presión, ya que se tendría el riesgo de provocar un
descontrol total.
155

El valor de la resistencia a la presión interna de la
tubería de revestimiento se tomó con un factor de
seguridad de 0.80 (en este ejemplo); sin embargo, las
condiciones de desgaste o deterioro de la tubería de
revestimiento son directamente proporcionales al
tiempo de perforación y obligan a disminuir el valor de
dicho factor, fundamentalmente por las siguientes
causas:
Viajes de tubería.
Falta de hules protectores en la tubería de perfo-
ración.
Rotación de la flecha.
Presencia de ácido sulfhídrico.
Pozos desviados.
Pozos direccionales.
Accidentes mecánicos.
Daño al cabezal por falta del buje de desgaste y/o
mástil desnivelado.
Corridas con cable para registro eléctrico y otras
herramientas.
b. MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE EN EL
ESPACIO ANULAR POR RESISTENCIA
AL FRACTURAMIENTO DE LA FORMA-
CIÓN EXPUESTA.
Otro parámetro también importante para controlar un
pozo cuando ocurre un brote es la presión que
156

corresponde a la resistencia al fracturamiento de la
formación expuesta, ésta se puede obtener por
métodos analíticos o por pruebas prácticas. Dentro de
los métodos se encuentran:
Los que utilizan las medidas obtenidas a través de
registros geofísicos.
Por medio de ecuaciones desarrolladas por varios
autores (Gubert-Willis, Mattews-Kelly, Eaton,
Christman, etcétera).
A partir de esta información se determina el gradiente
de fractura y, por lo tanto, la resistencia al
fracturamiento de la formación.
Las pruebas prácticas (o de campo) determinan con
mayor confiabilidad el gradiente mínimo de fractura.
El procedimiento comúnmente usado es la prueba de
goteo, también llamada prueba integral de presión.
De la interpretación de los datos obtenidos por los
medios citados se podrá conocer cuál es la máxima
presión permisible en el espacio anular, para evitar una
pérdida de circulación y, por lo tanto, un descontrol
subterráneo. Por lo que es importante evitar exceder la
presión; sin embargo, existen situaciones en las que la
máxima presión permisibles está restringida, tanto en
las operaciones de cierre de un pozo al ocurrir un brote
como al estar circulando el mismo. Tales situaciones
157

suelen ocurrir en formaciones superficiales de escasa
compactación.
El responsable de la operación deberá decidir entre
desfogar la presión o permitir una pérdida de
circulación (y descontrol subterráneo) o, si las
condiciones lo permiten, emplear la técnica de
estrangulación limitada, que se explicará
posteriormente.
La decisión anterior se basa en la profundidad de
asentamiento de la tubería de revestimiento y el tipo de
formación en que está cementada, así como en la
calidad de la cementación e integridad de la propia
tubería.
Datos estadísticos demuestran que donde la tubería de
revestimiento está cementada a menos de 600 m y la
máxima presión permisible a la fractura se rebasa al
producirse un brote, se ocasionará un reventón
subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie fluyendo
por fuera de la tubería de revestimiento.
Esto es más probable cuando se hayan tenido
problemas durante la cementación de la misma como
canalización del cemento, pérdida de circulación, falla
del equipo de bombeo, etcétera.
158

EJEMPLO 2
Se cementó una tubería de revestimiento de 13 3/8 pg
a una profundidad de 2 700 m y se efectuó una prueba
de goteo que aportó una densidad equivalente a la
3
presión de goteo de 1.86 gr/cm .
Para calcular la máxima presión permisible en el
espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de
3
1.65 gr/cm , se obtiene con la siguiente ecuación:
Dens. Eq. a la presión de goteo x Prof.
10
P =
F
1.86 x 2 700
10
P =
F
2
= 502.2 kg/cm
1.65 x 2 700
10
Ph =
2
= 445.5 kg/cm
P. MAX. E.A. = P Ph
F
P. MAX. E.A. = 502.2 445.5
2
P. MAX. E.A. = 56.7 kg/cm
159

donde:
P = Presión de formación
F
Ph = Presión hidrostática
P. MAX. E.A. = Presión máxima permisible en el espacio
anular
EJEMPLO 3
Se tiene un pozo con la tubería de revestimiento
cementada a 450 m y la prueba de goteo aportó que la
densidad equivalente a la presión de goteo es de 1.28
3
gr/cm .
Determinar cual es la presión máxima permisible en el
espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de
3
1.15 gr/cm , para lo cual se despejan las siguientes
ecuaciones:
Dens. Eq. a la presión de goteo x Prof.
10
P =
F
1.28 x 450
10
P =
F
2
= 67.6 kg/cm
1.15 x 450
10
Ph =
2
= 51.7 kg/cm
160

Como se observa, la presión máxima permisible en el
espacio anular de la formación expuesta, en este caso
en particular, es muy baja. Por lo tanto, si ocurriera un
brote no es aconsejable cerrar el pozo, ya que al hacerlo
se tendría el riesgo de provocar un descontrol
subterráneo.
Cuando no se tienen datos del gradiente de fractura en
un pozo, se puede tomar como referencia a la presión
de fractura de otros pozos vecinos y experiencias
propias si se trata de campos de desarrollo.
Durante la planeación del pozo, se deben incluir
prácticas de seguridad de perforación para prevenir los
brotes y consecuentemente un descontrol en potencia,
en ella se deberán considerar todos los posibles
problemas del área o campo donde se perfore el pozo.
Dentro de estos problemas se pueden incluir:
P. MAX. E.A. = P Ph
F
P.MAX. E.A. = 57.6 51.7
2
P. MAX. E.A.= 5.85 kg/cm
161

Las formaciones fracturadas.
Las formaciones que contengan gases tóxicos.
Las zonas de alta presión.
A demás para compensar los posibles problemas se
deben tomar medidas preventivas desde el inicio de la
planeación del pozo.
En la planeación de un pozo se toman en cuanta muchos
aspectos, pero solo algunos tópicos están dirigidos al
control de brotes, éstos incluyen:
La determinación de gradientes de fractura.
La detección de zonas de presión anormal.
La selección de la profundidad de asentamiento de
las tuberías de
revestimiento.
El diseño de tuberías de revestimiento.
Consideraciones de presencia de ácidos sulfhídrico
y el Plan de Emergencia.
Los brotes que ocurran en pozos de 500 m o menos
deberán manejarse con sistema desviador de flujo y los
que sobrepasen esta profundidad podrán cerrarse.
162

c. GASTO Y PRESIÓN REDUCIDA DE CIR-
CULACIÓN
El gasto reducido de circulación (Q ) se determina
R
disminuyendo la presión en el sistema de circulación a
cualquier gasto menos del gasto de trabajo.
Esto es, que no necesariamente tiene que ser el 50%
del gasto normal de trabajo. Esto dependerá de las
condiciones reales que se tengan en el pozo, así como el
equipo de bombeo.
Al tener este gasto estabilizado se debe leer la presión
de bombeo en la tubería de perforación, está presión
superficial será la presión reducida de circulación ( P ) y
R
representa las caídas de presión por fricción en el
sistema a determinado gasto (Q ).
R
El gasto de la bomba durante el control de un brote se
reduce por las siguientes razones:
1. Disminuye la presión de circulación requerida
durante el control.
2. Disminuye la posibilidad de falla del equipo de
bombeo por la fatiga.
3. Permite adicionar barita durante la operación de
control.
4. Se dispone de más tiempo para analizar los
problemas que se suscitan.
163

5. Permite que el rango de trabajo del estrangulador
variable sea el adecuado.
6. Reduce las caídas de presión por fricción en el
sistema durante el control.
El gasto y la presión reducida de circulación se deben
actualizar cuando se realice un cambio de geometría en
la sarta de perforación, cuando cambien las propie-
dades del lodo o cada vez que se incremente la profun-
didad en 150 m.
Cuando no se cuanta con dicha información, es posible
calcular la presión reducida de circulación a un gasto
dado con las formulas de caídas de presión por fricción
en el sistema, y algunas consideraciones prácticas:
Caídas de presión en el interior de tuberías
6 0.18 0.82 1.82
7.65 x 10 x VP x d x L x Q
4.82
D
P =
T
Caídas en presión en las toberas de la barrena
2
D x Q
2
10,858 x At
P =
TOB
Caídas de presión por fricción entre el EA y THA; EA y
TP HW; TR y TP.
-5 0.18 0.82 1.82
7.65 x 10 x VP x d x L x Q
4.82
(DEA - DHTA)
P =
EA
164

donde:
P = Caídas de presión por fricción en interior de
T
2
tubería (lb/pg ).
P = Caídas de presión por fricción en toberas de la
TOB
2
barrena (lb/pg ).
P = Caídas de presión por fricción en el espacio anular
EA
2
(lb/pg ).
VP = Viscosidad plástica del lodo (cp).
d = Densidad del lodo (lb/gal).
L = Longitud de TP o HTA (pies).
Q = Gasto de la bomba (gpm).
D = Diámetro interior de TP o HTA (pg).
D = Diámetro del espacio anular (pg).
EA
D = Diámetro exterior de HTA (pg).
HTA
D = Diámetro exterior de TP (pg).
TP
2
AT = Área de toberas (pg2) de tablas.
Por regla empírica puede considerarse que en las caídas
de presión por fricción en el espacio anular, es posible
tener una buena aproximación con relación al diámetro
de la barrena, esto es:
165

DIÁMETRO % PRESIÓN CAÍDA DE PRESIÓN
DE DURANTE EL EN ESPACIO ANULAR
BARRENA BOMBEO ( P )
EA
pg
26,22,18 1/2,
17 1/2, 14 ¾ 10% 10% PB)
12, 9 1/2,
8 1/2, 8 3/8 15% 15% PB
6 1/2, 5 7/8 20% 20% PB
DIÁMETROS MENORES
(CASOS ESPECIALES) 30% 30% PB
EJEMPLO 4
De acuerdo alas ecuaciones para caídas de presión por
fricción, determinar la presión reducida de circulación
(P ) a un gasto reducido de circulación preestablecido
R
de 180 gal/min en el pozo cuyas condiciones mecánicas
se muestran en la figura 1.
166

Datos:
Longitud TP 4 1/2 pg (D.l. = 3.826 pg) 3 188 m
Longitud TP 4 1/2 pg HW (D.l. = 2.750 pg) 110m
Longitud herramienta 8 pg (D.l. = 3 000pg) 152 m
Prof Total 3 450 m
Barrena 12 pg con 3 toneladas de 15/32 pg
3
Densidad de lodo 1.85 gr/cm = 15.41 lb/gal
Viscosidad plástica = 55 cp
Gasto reducido de la bomba = 180 gpm
2
Presión reducida = 58 kg/cm
Soluciones:
Caídas de presión por fricción en interior de TP 4 1/2 pg
utilizando la siguiente ecuación y sustituyendo valores:
-5 0.18 0.82 1.82
7.65 x 10 x PV x d x L x Q
4.82
D
P =
T
-5 0.18 0.82 1.82
7.65 x 10 x 55 x 15.41 x 10,456.64 x 180
4.82
3.826
P =
TP
2
= 306.26 lb/pg
2
P = 21 kg/cm a 180 gpm
TP
167

Caídas de presión por fricción en interior de TP 4 1/2 pg
HW utilizando la ecuación indicada y sustituyendo
valores:
Caídas de presión por fricción en interior de herra-
mienta de 8 pg utilizando la ecuación indicada y
sustituyendo valores:
-8 0.18 0.82 1.82
7.65 x 10 x 55 x 15.41 x 360.8 x 180
4.62
2,750
P =
TP HW
2
= 51.90 lb/pg
2
P = 3.65 kg /cm a 180 gpm
TP HW
-5 0.18 0.82 1.82
7.65 x 10 x 55 x 15.41 x 498.66 x 180
4.82
3,000
P =
HTA
2
= 47.15 lb/pg
2
P = 3.32 kg/cm a 180 gpm
HTA
168

Caídas de presión por fricción en toberas de 15/32 pg
utilizando la ecuación y sustituyendo valores:
2
15.41 x (180)
2
10,858 x (0.5177)
P =
TOB =
2
d x Q
2
10,858 x At
2
= 12.32 lb/pg
2
P = 0.86 kg/cm a 180 gpm
TOB
Caídas de presión por fricción en conexiones super-
2
ficiales: 3.5 kg/cm .
La suma de caídas de presión por fricción en el interior
de la sarta, toberas y conexiones superficiales será:
P = P + P + P + P + P
T TP TP HW HTA TOB
= 21 + 3.65 + 3.32 + 0.86 + 3.5
2
P = 32.33 kg/cm
T
169

Caídas de presión por fricción entre el EA y HTA:
-5 0.18 0.82 1.82
7.65 x 10 x VP x d x L x Q
4.82
(D - D )
EA HTA
P =
EA y HTA
-5 0.18 0.82 1.82
7.65 X 10 X 55 X 15.41 X 498.56 X 180
4.82
(12 - 8)
P =
EA Y HTA
2
= 11.78 lb/pg
2
P = 0.82 kg/cm a 180 gpm
EA y HTA
Caídas de presión por fricción entre el EA y TP HW:
-5 0.18 0.82 1.82
7.65 x 10 x 55 x 15.41 x 226.3 x 180
4.82
(12.0 4.5)
P =
EA y TP HW
2
= 2.58 lb/pg
2
P = 0.18 kg/cm a 180 gpm
EA Y TP HW
170

Caídas de presión por fricción entre TR y TP:
-5 0.18 0.82 1.82
7.65 x 10 x 55 x 15.41 x 8554.24 x 180
4.82
(12.575 - 4.500)
P =
TR y TP
2
= 8.84 lb/pg
2
P = 0.48 kg/cm a 180 gpm
TR y TP
La suma de caídas de presión por fricción en el espacio
anular será de:
P = 0.82 + 0.18 + 0.48
EA
2
P = 1.48 kg/cm
EA
Por lo tanto, la caída de presión por fricción totales en el
sistema serán:
P = P + = 32.33 + 1.48
TOT T EA
2
P = P = 33.81 kg/cm a un Q de 180 gpm
TOT R R
171

Si la bomba tiene un rendimiento de 3.06 gal/emb se
tendrá:
180 gal/min
3.06 gal/emb
= 58.8 emb/min
= 59 emb/min
Esto es:
P = 41 kg/cm2 a 59 emb/min
R
La determinación de la presión reducida de circulación a
diferentes gastos, se obtiene tomando como base los
parámetros de gasto y presión reducida de circulación
determinados en forma práctica o analíticamente, y por
medio de una ecuación empírica, es posible conocer que
presiones de bombeo se obtendrá al variar el gasto.
Siendo también en este caso la presión y el gasto de
circulación reducidos, su ecuación es:
1.86
Qr3
Qr1
Pr2 Pr1
= (
(
172

donde:
2
P = Presión reducida de circulación original (kg/cm ).
R1
2
P = Nueva presión reducida de circulación (kg/cm ).
R2
Q = Gasto reducida de circulación original (emb/min).
R1
Q = Nuevo gasto reducido de circulación ( emb/min).
R2
Nota: El exponente se puede aproximar a 2 para fines
prácticos.
Es muy importante señalar que el exponente también
varía para lodos de emulsión inversa, ya que el
exponente de 1.86 ó 2 se restringe a lodos base-agua.
En lodos base- aceite, dada su composición, un valor de
1.1 es suficiente, pero para efectos prácticos y sim-
plicidad de cálculo 1 es de una buena aproximación
quedando la ecuación anterior de la siguiente manera:
Qr2
Qr1
Pr2 Pr1
= (
(
EJEMPLO 5
De los datos de gasto y presión reducida de circulación,
obtenidos en el ejemplo anterior para determinar la
presión de bombeo, si el gasto se varía a 90 emb/min,
173

se realiza lo siguiente:
Datos:
2
P = 185 kg/cm
R1
Q = 70 emb/min
R1
Q = 90 emb/min
R2
Soluciones:
Con lodo base- agua
2
90
70
P = 185
R2 ( 2
= 306 kg/cm
(
Con lodo base - aceite
1
90
70
P = 185
R2 ( 2
= 238 kg/cm
(
174

B. PRESIONES DE CIERRE
Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportador seguirá
fluyendo hasta que las presiones hidrostática y de
formación se equilibren y estabilicen, lo cual puede
llevar algunos minutos dependiendo del tipo de fluido
invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez
estabilizado el pozo, las presiones de cierre serán el
resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y
la presión de formación.
En la mayoría de los casos, la Presión de Cierre en
Tubería de Revestimiento (PCTR) será más alta que la
Presión de Cierre en Tubería de Perforación (PCTP). Esto
que se debe a que los fluidos de la formación por mayor
facilidad fluyen al espacio anular, desplazando al lodo y
disminuyendo su columna hidrostática lo que no ocurre
comúnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo
que generalmente se toma el valor de PCTP con el más
confiable para calcular la densidad de control; vea la
figura 2.
Sin embargo, debe señalarse que existen situaciones
ocasionales, donde la presión de cierre en la TP no es
muy confiable. Tal caso ocurre cuando se presentó un
brote al estar perforando y no fue detectado
oportunamente. La descompensación de columnas
puede ser tan grande que al cerrar el pozo la columna
de la TP esté parcialmente vacía y no haya presión
175

(PCTP = 0). Posteriormente, al ser rellenada la TP (con
el fluido invasor) se tendrá una represión (PCTP distinta
de cero) que al calcular la densidad de control dará un
valor erróneo. Como se observa, éste control estará
destinado, desde sus inicios, a generar problemas
adicionales.
C. HOJA DE TRABAJO PARA LA DETERMI-
NACIÓN DE LOS DATOS NECESARIOS
PARA CONTROLAR UN POZO CUANDO
OCURRE UN BROTE
A continuación se presenta la hoja de trabajo que puede
ser utilizada en el equipo de perforación, ésta tiene la
176

ventaja de que los datos necesarios para el control son
calculados previamente por el personal técnico
responsable del equipo y proporciona las instrucciones
precisas al Perforados para que considere si puede o no
cerrar el pozo con base en la máxima presión permisible
en superficie, para evitar la fractura de la formación
expuesta o el daño a la tubería de revestimiento y
conexiones superficiales de control.
HOJA DE TRABAJO PARA EL PERFORADOR
Sr. Perforador:
Si observa algún indicio de que el pozo se está
arrancando, proceda al cierre, teniendo precaución de
que al cerrar el estrangulador o la válvula de control, no
se rebase la presión máxima permisible en superficie.
1. Si observa que antes de cerrar completamente el
estrangulador, la presión manométrica está cercana al
valor anterior NO CIERRE EL POZO.
2. Desvíe el flujo e inicie a circular el brote de inmediato
utilizando el:
GASTO MÁXIMO DE CIRCULACIÓN _________ emb/min con la bomba 1
177

GASTO MÁXIMO DE CIRCULACIÓN _________ emb/min con la bomba 2
3. Observe constantemente la presión en el espacio
anular (TR) tratando siempre de mantener la presión
abajo del valor límite:
2 2
PRESION MÁXIMA REGISTRADA EN TP: _______ kg/cm _______ lb/pg
2 2
PRESION MÁXIMA REGISTRADA EN TR: ______ kg/cm _______ lb/pg
4. Si no se presenta la situación anterior, cierre el pozo
tomando en cuenta todas las medidas de seguridad.
REGISTRE LOS DATOS AL CIERRE DEL POZO
2 2
PRESION DE CIERRE EN TP ESTABILIZADA:_______kg/cm _____ lb/pg
2 2
PRESION DE CIERRE EN TR ESTABILIZADA:_______kg/cm _____ lb/pg
3
INCREMENTO DE VOLUMEN EN PRESAS: _________ m _______ bl
5. Avise de inmediato a sus superiores y lleve un regis-
tro por tiempo del comportamiento de presiones.
Tiempo Presiones
2
Minutos kg/cm
TP TR
1 __ __
2 __ __
” __ __
” __ __
” __ __
178

DATOS
( ESTA PARTE SERA LLENADA POR EL TÉCNICO)
1. Presión de trabajo del conjunto de preventores:
2 2
kg/cm ________lb/pg ____________
2. Diámetro de la TR (conectado al cabezal) _____ pg
grado: _____; peso unitario: __________ lb/pie;
presión nominal de ruptura.(Resist. Presión Interna)
2 2
__________ kg/cm = ______________ lb/pg
FACTOR DE SEGURIDAD (0.80 para tuberías de
revestimiento en buenas condiciones y menos para
tuberías de revestimiento con desgaste).
PRESION DE TRABAJO DE LA TR = PRESION NOMINAL
DE RUPTURA X FACTOR
2
= ___________ x ____________ = ____________ kg/cm
2
= ___________ x ____________ = ____________ lb/pg
3. La máxima presión permisible en espacio anular por
conexiones sup. Y TR, es igual a la menor entre
presión nominal del conjunto de preventores y la
2
presión de trabajo de la TR = __________ kg/cm
2
___________ = ______________ lb/pg
179

4. La máxima presión permisible en el espacio anular,
por resistencia al fracturamiento de la formación
expuesta, para evitar un descontrol subterráneo,
cuando se tenga sólo cementada una TR superficial y
que puede ocasionar el descontrol total del pozo
fuera de la TR.
PRESION DE PRUEBA DE GOTEO _________
2 2
kg/cm = ___________lb/pg (o la equivalente).
Presión hidrostática con la densidad actual calculada a
la profundidad de la zapata.
DENS. LODO x PROF. ZAPATA
10
Ph =
3
gr/cm x m
10
Ph =
Ph = kg/cm2
Máxima presión permisible en el espacio anular por
resistencia al fracturamiento.
2 2
P. GOTEO - Ph =_________kg/cm -________kg/cm
2
=______ kg/cm
De los parámetros calculados:
180

MAX. PRES. PERMISIBLE POR CONEX. SUP. Y TR
2 2
=_____kg/cm _______ lb/pg
MAX. PRES. PERMISIBLE POR RESIST. AL FRAC.
2 2
=________ kg/cm _________ lb/pg
5. La máxima presión permisible en superficie será la
menor de las dos anteriores.
TRANSFIERA ESTE DATO A LAS INSTRUCCIONES
PARA EL PERFORADOR
181

A. MÉTODO DEL PERFORADOR (PARA DE-
SALOJAR EL FLUIDO INVASOR)
Se basa en el principio básico de control, requiere de un
ciclo de circulación completo para que los fluidos
invasores circulen fuera del espacio anular, utilizando el
lodo con densidad original a un gasto y presión
constante y un estrangulador ajustable.
El método del PERFORADOR se usa ampliamente por su
relativa facilidad de aplicación, ya que al detectar la
presencia de un brote se toman medidas inmediatas
para desalojarlo, tomando en cuenta las restricciones
que se señalaron en la hoja del trabajo del Perforador.
A) Secuencia
Para aplicar este método realice las siguientes
instrucciones:
1. Lleve a cabo las instrucciones de la hoja de trabajo
del perforador.
2. Abra el estrangulador, y simultáneamente inicie el
bombeo.
3. Ajuste el estrangulador, hasta que la presión que se
observe en el espacio anular sea igual a la presión de
cierre estabilizada en la tubería de revestimiento
(PCTR), manteniendo constante el gasto reducido de
circulación.
183

4. Después de realizar la anterior instrucción registre la
presión en tubería de perforación (que será la
presión inicial de circulación PIC).
5. Mantenga constante la presión en tubería de per-
foración ajustando el estrangulador. Si la presión en
la tubería de perforación se incrementa, abra el
estrangulador; si disminuye, ciérrelo, manteniendo
constante el gasto reducido de circulación.
6. Después de desalojar la burbuja y que salga lodo en
condiciones, suspenda el bombeo.
7. Si la presiones en tuberías de perforación y de reves-
timiento son iguales a cero, el pozo estará
controlado.
La densidad original del lodo fue suficiente para
equilibrar la presión de formación.
8. Si las presiones en tuberías de perforación y de
revestimiento son mayores a cero, pero iguales, la
densidad del lodo deberá incrementar para lograr el
equilibrio, prosiga con el Método del Ingeniero.
9. Si las presiones no son iguales, es indicativo que
durante la circulación se ha introducido un segundo
brote al espacio anular. Continúe la circulación con
184

las mismas condiciones, hasta que las presiones en
TP y TR sean iguales con el pozo cerrado y a bomba
parada.
B) Descripción de los eventos
- La presión en el espacio anular no varía signi-
ficativamente , durante la etapa de desplazamiento
de la capacidad de la tubería de perforación.
- Sólo se observará una pequeña disminución en esta
presión al pasar el fluido invasor del espacio anular
entre la herramienta y el agujero o tubería de reves-
timiento, al espacio anular entre la tubería de
perforación y el agujero o la tubería de revestimien-
to.
- Con respecto al volumen en presas y al gasto , se ob-
servará que, al circular el brote, ambos se
incrementan (esto no ocurre si el fluido invasor es
agua salada). El incremento es similar a la expansión
que sufre el gas en su viaje a la superficie.
- Conforme la burbuja de gas se acerca a la superfi-
cie, la presión en el espacio anular se incrementará
(si el fluido invasor es aceite o gas) y de no tener el
conocimiento del comportamiento de este tipo de
fluido, el incremento podría interpretarse errónea-
mente como una nueva aportación.
185

- La decisión de abrir el estrangulador para abatir esta
presión complicaría el problema, ya que se permitiría
la introducción de otra burbuja. Debe entenderse
que el incremento en la presión del espacio anular,
sirve para compensar la disminución de la presión
hidrostática en el mismo, resultante de tener una
menor columna de lodo (completada con gas).
- De no permitir la expansión de la burbuja, la misma
llegaría a la superficie con la presión del yacimiento,
vea la gráfica 1.
Lo anterior no es favorable, ya que lo más probable es
que las conexiones superficiales de control o la tubería
de revestimiento no soporten dicha presión
ocasionando un problema de graves consecuencias o
que, en el mejor de los casos, se produzca pérdida de
circulación (reventón subterráneo).
186
Gráfica 1.- Migración de 1 BL de gas sin permitir expansión.

Si la expansión de la burbuja se ha efectuado, la
máxima presión a registrar en el espacio anular será
cuando la masa de la misma llegue a la superficie
(gráfica 2)
RECOMENDACIÓN
Cierre ligeramente el estrangulador al momento que se
desaloje la burbuja del pozo, la cual sufre una
expansión súbita al no tener la carga hidrostática de un
fluido más pesado arriba de ella. Por esto, una
descompensación en la presión de fondo provocada por
la expansión de la burbuja , podría permitir la
introducción de otra durante el desalojo de la primera,
observándose disminución en la presión del espacio
187
Gráfica 2.- Migración de 1 BL de gas con expansión.

anular, hasta un valor similar a la presión de cierre en la
tubería de perforación (PCTP), que será la presión con
que excede el yacimiento a la hidrostática de la
columna del lodo.
Cuando la burbuja ha sido eliminada y salga lodo en
condiciones favorables (densidad, viscosidad, etc.), al
suspender el bombeo las presiones en las tuberías de
perforación y de revestimiento deben ser iguales a la
PCTP original, ya que, en el espacio anular y en la
tubería de perforación habrá lodo con la misma
densidad a la existente en la tubería de perforación al
ocurrir el brote y cerrar el pozo.
Este será el momento para hacer los preparativos y
cálculos necesarios para poder llevar a cabo la segunda
etapa del control, con el Método del Ingeniero o
cualquier otro, sin el riesgo de que las presiones se
incrementen.
C. Hoja de trabajo del perforador
Esta hoja muestra la secuencia de eventos que se
llevarán a cabo, con instrucciones directas al
perforador, para que en cualquier momento esta
persona pueda tomar las acciones inmediatas. La hoja
citada se muestra a continuación:
188

INSTRUCCIONES
1. Circule el brote para desalojar la burbuja.
2. Abra ligeramente el estrangulador y simultánea-
mente inicie el bombeo.
3. Ajuste el estrangulador, hasta que la presión se
observe en el espacio anular sea igual a la PCTR con
el gasto reducido de circulación.
HOJA DE TRABAJO DEL METODO DEL PERFORADOR
2 2
Máxima presión permisible en superficie: ______ kg/cm _____ lb/pg
2 2
Máxima presión permisible en TR: ______ kg/cm _____ lb/pg
Q = Gasto reducido de circulación: ______________ emb/min
R
P = Presión reducida de circulación: ______________ kg/cm2
R
2
PCTP = Presión de cierre de TP estabilizada: ______________ kg/cm
2
PCTR = Presión de cierre de TR estabilizada: ______________ kg/cm
3
D = Densidad del lodo: ______________________________ gm/cm
L
PROF = Profundidad de la barrena: _________________________ m
189

4. Cumpliendo el inciso anterior, registre la presión TP
(que será la presión inicial a la circulación PIC).
5. Mantenga constante presión en TP. ajustando el
estrangulador, si la presión en TP se incrementa abra
el estrangulador; si disminuye, ciérrelo.
6. Mantenga el gasto constante.
7. Cuando salga lodo en condiciones, después de
desalojar la burbuja, cierre el pozo.
Las presiones al cierre TP y TR, deberán ser iguales o
menores a la presión de cierre en TP original. En caso de
no cumplirse esta condición, continúe la circulación ya
que un segundo brote se ha introducido al espacio
anular, en este caso repita las instrucciones anteriores.
Si las presiones en TP y TR son iguales entre sí, proceda
al control final utilizando el Método del Ingeniero.
190

D. Perfil de presiones
Este perfil se describe en las gráficas tres a ocho.
VOLUMEN
EN
PRESAS
PRESIÓN
EN
TR
PRESIÓN
EN
TP
PRESIÓN
EN
EL
FONDO
6
4
2
0
3
2
1
0
TIEMPO
3
2
1
0
60
40
20
0
TIEMPO
TIEMPO
TIEMPO
IDENTIFICACIÓN DEL BROTE
INCREMENTO
INICIAL
VOLUMEN
INICIAL
PRESIÓN DE FORMACIÓN (pf)
PRESIÓN HIDROSTATICA (Ph)
191
Gráfica 3.- Identificación del brote.

LODO CON DENSIDAD ORIGINAL
LODO CONTAMINADO
FLUIDO INVASOR
VOLUMEN
EN
PRESAS
PRESIÓN
EN
TR
PRESIÓN
EN
TP
PRESIÓN
EN
EL
FONDO
6
4
2
0
3
2
1
0
3
2
1
0
80
60
40
0
PRESIÓN DE TR INICIAL (PCTR)
PRESIÓN DE TR INICIAL (PCTP)
CIERRE DEL POZO
IDENTIFICACIÓN
DEL BROTE
PCTP= Pf - Ph INT. TP
PCTR= Pf - (Ph + Ph + Ph )
1 2 3
INCREMENTO DEL VOLUMEN INICIAL
PRESIÓN DE FORMACIÓN (pf)
PRESIÓN HIDROSTATICA (Ph)
192
Gráfica 4.- Cierre del pozo.

DISMINUYE LONGITUD
POR OCUPAR MAYOR
AREA
PIC
LODO CON DENSIDAD ORIGINAL (D )
1
LODO CONTAMINADO
FLUIDO INVASOR
LODO CON DENSIDAD DE CONTROL (D )
C
VOLUMEN
EN
PRESAS
PRESIÓN
EN
TR
PRESIÓN
EN
TP
PRESIÓN
DE
FONDO
6
4
2
0
3
2
1
0
3
2
1
0
120
80
40
0
PCTR INICIAL
PASO DE LA BURBUJA
DE HERRAMIENTA A TP
PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC)
PRESIÓN REDUCIDA
DE CIRCULACIÓN (P )
R
INICIO DE BOMBEO
PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE
Q = CONSTANTE
R
TIEMPO
TIEMPO
PCTP INICIAL
TIEMPO
TIEMPO
193
Gráfica 5.- Inicio de bombeo.

Ph3
Ph2
Lmáx
PIC
MAXIMA PRESION
REGISTRADA
EN TR
LODO CONTAMINADO
FLUIDO INVASOR
LODO CON DENSIDAD DE CONTROL
A´- EN SU VIAJE A LA SUPERFICIE, LA BUBURJA DE GAS SE VA EXPANDIENDO, DESALOJANDO MAS VOLUMEN DE LODO Y,
POR LO TANTO, DISMINUYENDO LA PRESIÓN HIDROSTÁTICA EN EL ESPACIO ANULAR.
VOLUMEN
EN
PRESAS
PRESIÓN
EN
TR
PRESIÓN
EN
TP
PRESIÓN
DE
FONDO
6
4
2
0
3
2
1
0
3
2
1
0
120
80
40
0
PCTR
A
A´
PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN (PIC)
PCTP
A- PARA COMPENSAR LO ANTERIOR Y MANTENER UNA PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE, ES RIGUROSO UN INCREMENTO EN
LA PRESIÓN DE LA TR (MEDIANTE EL CIERRE ADECUADO DEL ESTRANGULADOR).
194
Gráfica 6.- Cabeza del brote en la superficie.

LODO CONTAMINADO
FLUIDO INVASOR
LODO CON DENSIDAD DE ORIGINAL
PIC
B - AL DESALOJAR EL FLUIDO INVASOR LA PRESIÓN EN TR SE DECREMENTA PAULATINAMENTE.
VOLUMEN
EN
PRESAS
PRESIÓN
EN
TR
PRESIÓN
EN
TP
PRESIÓN
EN
EL
FONDO
6
4
2
0
3
2
1
0
3
2
1
0
120
80
40
0
B
B´
PRESIÓN INICIAL DE CIRCULACIÓN
B´ - EL VOLUMEN DE GAS AL SER EXPULSADO OCASIONA UN MAYOR VOLUMEN DE LODO PARA OCUPARLO.
195
Gráfica 7.- Eliminación del fluido invasor.

PRESIÓN
INICIAL
DE
CIRCULACIÓN
(PIC)
PRESIÓN
FINAL
DE
CIRCULACIÓN
(PFC)
PIC = PR + PCTP
D = DENSIDAD
C
DE CONTROL
PFC
min
bl
PFC = (PIC - PCTP) DC
D1
2
1
0
2
1
0
196
VOLUMEN
EN
PRESAS
PRESIÓN
EN
TR
PRESIÓN
EN
TP
PRESIÓN
DE
FONDO
6
4
2
0
3
2
1
0
3
2
1
0
120
80
40
0
PRESIÓN ESTATICA
PRESIÓN FINAL DE
CIRCULACIÓN (PFC)
TIEMPO DE BOMBEO
VOLUMEN BOMBEADO
PRESIÓN INICIAL
DE CIRCULACIÓN
(PIC)
Gráfica 8.- Segunda etapa del método.

B. MÉTODO DEL INGENIERO
Este método (también llamado de esperar y densificar),
implica que estando el pozo cerrado se tenga que
esperar mientras se prepara lodo con la densidad
adecuada y equilibrar la presión hidrostática con la
presión de la formación, así como recabar los datos
necesarios y efectuar los cálculos para llevar a cabo el
control total del pozo.
A. Secuencia
1. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el
bombeo del lodo con densidad de control a un gasto
reducido.
2. Ajustando el estrangulador, iguale la presión en el
espacio anular a la presión de cierre de la tubería de
revestimiento (PCTR).
3. Mantenga la presión en el espacio anular constante,
con la ayuda del estrangulador, hasta que la
densidad de control llegue a la barrena.
4. Cuando el lodo de control llegue a la barrena, lea y
registre la presión en la tubería de perforación.
5. Mantenga constante el valor de presión en la tubería
197

de perforación, auxiliándose del estrangulador. Si la
presión se incrementa , abra el estrangulador; si
disminuye , ciérrelo.
6. Continúe circulando manteniendo la presión en la
tubería de perforación constante, hasta que el lodo
con densidad de control llegue a la superficie.
7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo.
8. Lea y registre las presiones en las tuberías de
perforación y de revestimiento.
9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo estará
bajo control. Si las presiones son iguales entre sí,
pero mayores a cero, la densidad del lodo bombeado
no fue suficiente para controlar el pozo, por lo que se
deberá repetir el procedimiento con base en las
presiones registradas. Si la presión en tubería de
perforación es igual a cero pero en tubería de
revestimiento se registra alguna presión, será
indicativo que no se ha desplazado totalmente el
espacio anular con densidad de control (o que hubo
ingreso adicional de fluidos de la formación al pozo)
.
B. Descripción de los eventos
- Una vez que el lodo esté preparado con densidad de
198

control y se comience a bombear a un gasto reducido
de circulación, la presión que se registre en la tubería
de perforación, sólo al momento de igualarla en el
espacio anular con la presión de cierre en tubería de
revestimiento (PCTR), será similar a la inicial de
circulación (PIC).
- Al bombear lodo con densidad de control a través de
la sarta de perforación, se observará disminución
paulatina en la presión de la tubería de perforación,
hasta un valor llamado presión final de circulación
(PFC), que será cuando la densidad de control llegue
a la barrena. Entonces se observará que el
abatimiento de presión en tubería de perforación
será similar al calculado en la cédula de bombeo. Esto
es, que a cierto volumen de lodo bombeado (o tiempo
de bombeo) le corresponderá una disminución en la
presión en TP.
- Lo anterior se debe a que estará generando una
mayor presión hidrostática por dentro de la tubería
que contrarrestará la presión ejercida por la
formación aportadora.
- Si se suspendiera el bombeo y se cerrara el pozo
cuando el lodo de control alcance el extremo inferior
de la sarta, la presión superficial en la tubería de
perforación sería cero.
199

- Una vez que el lodo de control ha llegado a la barrena,
la PFC deberá mantenerse constante durante el viaje
del lodo, con densidad de control a la superficie
(ajustado el estrangulador).
- Si el brote se circuló previamente por el método del
perforador, se observará que la presión registrada en
el espacio anular se abatirá conforme al lodo con
densidad de control viaje hacia la superficie.
- Cuando salga el lodo con densidad de control a la
superficie, la presión en el espacio anular deberá ser
cero. Para observar si no hay flujo, se deberá
suspender el bombeo; si no lo hay, el pozo estará bajo
control.
- En el caso de que este método se utilice para desa-
lojar la burbuja del flujo invasor, el comportamiento
de las presiones registradas en el espacio anular
(cuando el lodo de control salga de la barrena)
diferirá de lo descrito.
- Cuando se haga presente el efecto de la expansión
del gas cerca de la superficie, la declinación en la
presión de la tubería de revestimiento cesará y
empezará a incrementarse hasta alcanzar su
máxima presión, la cual ocurrirá cuando la burbuja
de gas llegue a la superficie. Durante la salida de la
burbuja, se observará disminución en la presión de
200

la tubería de revestimiento, originada por la súbita
expansión de la misma.
- Se recomienda cerrar ligeramente el estrangulador,
ya que de esta forma no se permite la disminución
excesiva de presión en el espacio anular, puesto que
se tendría, aún en este espacio, un volumen
equivalente a la capacidad de la tubería de
perforación con densidad original.
- A medida que se circula el lodo con densidad de
control, la presión en la tubería de revestimiento
continuará disminuyendo con menor rapidez hasta
llegar casi a cero (cuando el lodo con densidad de
control salga a la superficie), donde el estrangulador
deberá estar totalmente abierto y esta presión sólo
será igual a las pérdidas por fricción en las líneas y el
árbol de estrangulación.
Si al haber circulado completamente el lodo de control y
suspendido el bombeo, las presiones en las tuberías de
perforación y de revestimiento no son iguales a cero, se
deberá a alguna de las razones siguientes:
a. La densidad de control no es la suficiente para
controlar el pozo.
B. Se tendrá un brote adicional en el espacio anular,
causado por permitir que la presión disminuyera al
estar circulando el brote.
201

Para comprobar que esta presión no es producida por
fluidos entrampados cerca de la superficie, se deberá
desfogar el pozo con una pequeña cantidad de fluido
que no exceda de medio barril; si con este desfogue no
se observa una disminución de presión, se deberá
aumentar la densidad del lodo, para lo cual se debe
tomar en cuenta las nuevas presiones de cierre
registradas en las tuberías de perforación y de
revestimiento, circulando el brote en la forma ya
indicada.
C. Cálculos básicos para el control de un
brote
Cuando se detecta un brote, es necesario cerrar un
pozo con los procedimientos adecuados para cada
situación y elaborar los cálculos básicos para el control
total antes de iniciar la circulación. Estos cálculos
facilitarán el seguimiento de cada etapa durante el
control e incluyen:
1. Tiempo de desplazamiento en el interior de
la sarta.
2. Densidad de control.
3. Presión inicial de circulación.
4. Presión final de circulación.
5. Tiempo total para desalojar el brote del
pozo.
202

1. Tiempo de desplazamiento en el interior
de la sarta
Es necesario conocer este parámetro para observar el
avance realizado al estar circulando un brote y para
elaborar la cédula de presión durante el desplazamiento
de la densidad de control en el interior de la sarta. Este
tiempo se determina en función de la capacidad interior
de la sarta y de las características de la bomba, los
cuales se pueden conocer en las siguientes
explicaciones:
Factores de capacidad de los componentes de la sarta y
Secciones del espacio anular
Estos factores se pueden conocer empleando tablas
elaboradas para este fin. En caso de no contar con ellos,
se podrán obtener con las siguientes ecuaciones:
Para interior de tubería (TP, tubería pesada, herra-
mienta, TR).
2
Factor de Cap. = Dl X 0.5067
Para espacio anular (entre tubería o agujero y tube-
rías).
2 2
Factor de Cap. = (Dl - DE ) 0.5067
203

donde:
Factor de Cap. = Factor de capacidad de la sección
(lt/m)
Dl = Diámetro interior TP, TR o agujero (pg)
DE = Diámetro exterior TP o herramienta (pg)
0.5067 = Constante de conversión
Se define como factor de capacidad interior o anular, a
los litros necesarios para llenar un metro lineal con la
geometría del (los) diámetro (s) considerado (s).
- Volumen activo del lodo en el sistema:
Este volumen incluye el que haya en el agujero y en
presas, es importante conocer siempre estos datos, ya
que cuando ocurre un brote el volumen de fluido
invasor será equivalente al incremento de volumen de
lodo en las presas.
Cuando es necesario incrementar la densidad, se
determina la cantidad de material densificante mínimo
para efectuar el control, para conocer el volumen de
fluido en el sistema es necesario utilizar los factores de
capacidad, los cuales se determinan de la siguiente
forma:
Volumen interior de tubería = factor de cap. x longi-
tud de tubería (lt)
204

Volumen espacio anular = factor de cap. x longitud de
sección (lt)
3
Volumen de presas = (m de fluido / cm de altura) x
3
altura de nivel en la presa (m )
- Capacidad de bombeo de acuerdo a las característi-
cas de la bomba.
Los datos que son necesarios registrar de una
bomba son:
Marca
Modelo
Diámetro de la camisa
Longitud de carrera
Emboladas máximas
Presión de operación a un gasto establecido
Presión límite de operación
Para calcular la capacidad de bomba dúplex de doble
acción, considerando una eficiencia volumétrica del
90%, se dispone de las siguientes ecuaciones:
2 2
G = 0.2575 x L (2 D d ) = lt/emb
2 2
Q = 0.0068 x L (2 D d ) = gal/emb
205

Y para bombas tríplex de simple acción, considerando
un 90 % de eficiencia volumétrica, se aplican las
siguientes ecuaciones:
2
G = 0.0386 x L x D = lt / emb
2
Q = 0.0102 x L x D = gal/emb
donde:
G = Capacidad de la bomba ( lt / emb )
Q = Capacidad de la bomba ( gal / emb )
L = Longitud de carrera ( pg )
D = Diámetro de la camisa ( pg )
D = Diámetro del vástago ( pg )
Al establecer un gasto (gasto reducido de circulación)
en gal/min o lt/min, es posible conocer el tiempo nece-
sario para desplazar la capacidad del interior de la
sarta.
donde:
T= Tiempo de desplazamiento (min)
Vol. Int. TP = Volumen total del interior de la sarte (lt o
gal)
QR = Gasto reducido de circulación (lt/min o
gal/min)
VOL. INT. TP
QR
T=
206

Vol. int. Tp
Cap. de la bomba
Emb =
2. Densidad de control
Para obtener el control de un pozo se requiere que la
presión hidrostática ejercida por la columna de lodo,
equilibre la presión de formación. La densidad que
cumple lo anterior se conoce como densidad de control;
para calcularla se deberá auxiliar de la lectura de
presión de cierre establecida en TP, por ser la que
generalmente presenta la mínima contaminación.
De lo anterior, tenemos que:
donde:
3
Inc. Dens. = Incremento a la densidad (gr / cm )
2
PCTP = Presión de cierre estabilizada en TP (kg /cm )
PROFUNDIDAD = Profundidad vertical del pozo o donde
se encuentra la barrena (m)
3
Dl = Densidad original del lodo (gr / cm )
3
Dc = Densidad de control (gr / cm )
3
Ms = Margen de seguridad (0.03 0.04 gr/cm )
Se utiliza dependiendo de las condiciones del pozo,
si éste lo permite.
+
PCTP x 10
Profundidad
Inc. Dens. =
Dc = Dl + Incremento de Densidad
+
207

3. Presión inicial de circulación
Para lograr establecer la circulación en un pozo donde
se ha presentado un brote, es necesario que la presión
inicial de circulación sea equivalente a la suma de:
Las caídas de presión por fricción en el sistema, mas
La presión de formación en exceso de la hidrostática
en TP
La primera de estás se refiere a la presión reducida de
circulación, preregistrada cuando se presentan las
mismas condiciones de profundidad de la barrena,
gastos y densidad del fluido en el momento del brote.
La segunda es igual a la presión de cierre en TP
estabilizada ( PCTP ); de lo anterior se tiene que:
PIC = PR + PCTP
donde:
2
PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm )
2
PR = Presión reducida de circulación (kg/cm )
2
PCTP= Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm )
Método alterno para conocer la PIC
Se emplea cuando se presentan las condiciones
208

siguientes:
a. Cuando se utiliza una bomba diferente a las del
equipo ( unidad de alta presión ).
b. Cuando la profundidad de la barrena o de la
tubería sea diferente a la profundidad donde se
registró la PR.
c. Cuando las condiciones del fluido de perforación
hayan sufrido un cambio sustancial.
d. Cuando se requiera circular a un gasto diferente a
QR.
e. Para verificar el valor preregistrado de PR.
f. Cuando no se haya determinado de antemano la
PR.
El método alterno para conocer la presión inicial de
circulación, consiste en:
1. Bombear lento, abriendo simultáneamente el es-
trangulador y manteniendo la presión en el
espacio anular igual a la PCTR hasta alcanzar el
gasto reducido de circulación.
2. Una vez alcanzado el gasto y ajustando el estran-
gulador para mantener la PCTR, permita que bajo
estas condiciones la presión en TP se estabilice.
La presión en TP estabilizada será igual a la presión
inicial de circulación (PIC); por lo tanto, si se desea
209

conocer la presión reducida de circulación ( PR ) bastará
restar de la presión inicial circulación, la lectura de
presión de cierre en TP ( PCTP ); la formula es:
2
PR = PIC - PCTP = kg/cm )
Lo cual equivale a conocer las caídas de presión por
fricción a las condiciones de gasto, densidad de lodo y
profundidad de la barrena en ese momento.
4. Presión final de circulación
Cuando se utiliza lodo con una densidad diferente a la
original para controlar un brote ( lodo con densidad de
control ) y éste se bombea a través de la sarta, se
genera una mayor columna hidrostática por lo que se
necesitaría menor presión en la superficie para
controlar la presión de formación. Por otro lado, al tener
un lodo más pesado las pérdidas de presión por fricción
serán mayores, y será necesario una mayor presión en
la bomba. Al parecer, estas dos condiciones se
contraponen, para solucionar este problema se tiene
que determinar la presión necesaria para circular el
lodo cuando éste ha llegado a la barrena o al extremo
de la tubería, ya que la presión hidrostática que habría
generado la columna de lodo será la superficie para
equilibrar la presión de formación ( si la densidad de
control es la correcta ).
210

Esta presión es sólo necesaria para circular el lodo con
densidad de control de la barrena a la superficie (a un
gasto constante); se le llama presión final de circula-
ción (PFC) y se calcula con la siguiente relación:
donde:
2
PFC = Presión final de circulación (kg/cm )
2
PR = Presión reducida de circulación (kg/cm )
3
Dc = Densidad de control de lodo (gr/cm )
3
Dl = Densidad original del lodo (gr/cm )
2
PIC = Presión inicial de circulación (kg/cm )
2
PCTP= Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm )
CALCULOS COMPLEMENTARIOS
Los cálculos de los parámetros que a continuación se
enuncian, son el complemento para llevar a cabo un
control de brotes más estricto , ya que sólo teniendo los
cálculos básicos se puede llevar a cabo el control del
pozo en una forma adecuada.
Tales cálculos son los siguientes:
a. Determinación del tipo de brote.
b. Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo.
=
PFC = PR x
(PIC - PCTP) Dc
Dl
Dc
Dl
211

c. Incremento en el volumen de lodo por adición de
barita.
d. Cédula de presión durante el desplazamiento de la
densidad de control en el interior de la sarta.
a. Determinación del tipo de brote
Los fluidos de la formación asociados con un brote son:
aceite, agua, gas o una combinación entre ellos. Exis-
ten diferencias en el comportamiento de las presiones
que van ligadas a un brote de aceite, agua o gas a medi-
da que éstos se circulan.
Las presiones en tubería de perforación y tubería de
revestimiento y el aumento de volumen en presas (si se
puede medir con suficiente precisión) se emplean para
estimar el tipo de brote mediante el cálculo de la
densidad del fluido invasor, a través de la siguiente
ecuación:
donde:
3
Dl = Densidad del lodo en el pozo (gr/cm )
PCTR = Presión de cierre en espacio anular estabilizada
2
(kg/cm )
2
PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm )
10 (PCTR - PCTP)
LB
Densidad del fluido invasor = Dl
212

LB = Longitud de la burbuja (m)
Midiendo el incremento de volumen en presas y con el
factor de capacidad anular de la sección donde se
estima esté localizada la burbuja, la longitud de la
burbuja se determina con la siguiente ecuación:
3
Si la densidad calculada es menor a 0.69 gr/cm ,
posiblemente el brote sea gas, si la densidad se
3
encuentra entre 0.69 y 0.92 gr/cm el brote será de
aceite con alguna cantidad de gas. Una densidad mayor
3
a 0.92 gr/cm indicará que el flujo invasor es agua
salada.
b. Cantidad de barita necesaria para den-
sificar el lodo
Una vez que se conoce la densidad del lodo de control,
es necesario calcular la cantidad de barita requerida
para poder aumentar el peso del lodo hasta obtener la
densidad adecuada. Con la siguiente ecuación se
calcula la cantidad de barita que se necesita para
3
incrementar la densidad a 1m de lodo a la densidad
requerida:
Incremento de volumen en presas (lt)
Capacidad del espacio anular (lt/m)
LB =
213

85 (Dc - Dl)
4.25 - Dc
Núm. de sacos de barita =
donde:
3
Núm. de Sacos de barita = (scs/m )
3
Dc = Densidad de lodo de control (gr/cm )
3
Dl = Densidad inicial de lodo (gr/cm )
De donde:
Cantidad de barrita = Núm. de sacos de barrita x volumen de lodo en el sistema
3 3
= scs/m x m de lodo
c. Incremento en el volumen de lodo por
adición de barita
Cuando se adiciona barita al sistema de lodo para
incrementar su densidad, también se estará incremen-
tando su volumen. Es conveniente conocer este au-
mento de volumen antes de agregar el material den-
sificante, con objeto de disponer la capacidad de alma-
cenamiento suficiente. Dicho incremento se calcula con
la siguiente ecuación:
Cantidad de barrita = Núm. de sacos de barrita x volumen de lodo en el sistema
= scs/m x m de lodo
3 3
Núm de sacos de barita totales
85
Inc. Vol. =
3
= m
214

d. Cédula de presión durante el despla-
zamiento de la densidad de control en
el interior de la sarta
A medida que el lodo con densidad de control es
bombeado a través de la sarta, la presión de circulación
disminuye desde el valor de presión inicial de
circulación hasta el valor de presión final de circulación.
Con esta cédula de presiones se puede se puede deter-
minar el tiempo de bombeo o el número de emboladas
que corresponden a determinada disminución de pre-
sión, y estar en condiciones de verificar el desarrollo del
control y, de ser necesario, tomar las medidas correc-
tivas oportunamente.
Para elaborar la cédula de presión con la siguiente
forma:
1. Determine la reducción de presión con la siguiente
ecuación:
2
PR = PIC - PFC = kg/cm
2. Determine el tiempo necesario para abatir la presión
2
en 1 kg/cm (durante el bombeo del lodo con la den-
sidad de control), con la siguiente ecuación:
tiempo despl. cap. interior
reducción de presión
Tiempo nec =
2
= min/kg/cm
215

3. Determine las emboladas necesarias para abatir la
2
presión en 1kg/cm (durante el bombeo del lodo con
la densidad de control), con la siguiente ecuación:
d. Hoja de trabajo
En ésta se registran los datos necesarios para controlar
el pozo, dicha hoja se muestra en la siguiente página:
Núm. emb para despl. cap. interior
Reducción de presión
Emb. Nec.= 2
= emb/kg/cm
RECOMENDACIÓN
PARA SIMPLIFICAR LA CEDULA TOME VALORES
2
MAYORES A 1 kg/cm COMO INTERVALOS DE
REDUCCIÓN.
216

Máxima presión permisible en la superficie:______________
2 2
kg/cm =___________lb/pg
Gasto reducido de circulación: _______________ emb/min
2 2
Presión reducida de circulación: _________ kg/cm ________ lb/pg
3
Densidad de lodo en presas: _________________ gr/cm
Profundidad de la barrena: ___________________ m
3
Incremento de volumen en presas: _____________ lt _________ m
2 2
Presiones de cierre PCTP = ______ kg/cm ;PCTR = _______ kg/cm
Volumen interior de la sarta: _______ lt _____________bl
Gasto de la bomba: __________________________________ lt/min
Tiempo de desplazamiento: _____________________________ min
Emboladas para desplazar: _____________________ emb
3
Densidad del lodo de control: ____________________ gr/cm
3
Margen de seguridad: __________________________ gr/cm
2
Presión inicial de circulación: _____________________ kg/cm
2
Presión final de circulación: ______________________ kg/cm
HOJA DE TRABAJO DEL METODO DEL INGENIERO
217

INSTRUCCIONES
1.- Para conocer el gasto de la bomba se realiza lo
siguiente:
Gasto de la bomba: _______ lt/emb x _________emb/min = ___________ lt/min
2.- El tiempo de desplazamiento se obtiene:
3.- Las emboladas para desplazar se obtienen con la si-
guiente operación:
4.- La densidad del lodo de control se sabe resolviendo
la operación siguiente:
Densidad del lodo de control
5.- El margen de seguridad en caso de no existir riesgo
de pérdida de circulación es de:
3
Ms = 0.03 0.04 gr/cm
Gasto de la bomba: _______ lt/emb x _________emb/min = ___________ lt/min
Tiempo de desplazamiento =
Tiempo de desplazamiento = = ____________ min
= ____________ min
Vol. int. de la sarta
Gasto de la bomba
Gasto de la bomba
=
=
lt
lt/min
lt
lt/min
Emboladas para desplazar =
Emboladas para desplazar = = ____________ emb
= ____________ emb
Capacidad de la bomba
=
=
lt
lt/emb
lt
lt/emb
2
PCTP x 10 kg/cm x 10
PROF m
2
PCTP x 10 kg/cm x 10
PROF m
Dc = Dl +
Dc = Dl + 3
= _______ gr/cm +
3
= _______ gr/cm + 3
= _______ gr/cm
3
= _______ gr/cm
+
-
218

6.- La presión inicial de circulación se sabe resolviendo
las siguientes operaciones:
7.- La presión final de circulación se obtiene con estas
operaciones:
Los datos señalados se utilizan para completar la hoja
de trabajo del Método del Ingeniero y las que se
describen a continuación s parte del procedimiento
citado:
1. Abra el estrangulador y simultáneamente inicie el
bombeo del lodo con densidad de control a un gasto
reducido.
2.- Ajustando el estrangulador, iguale la presión en el
espacio anular a la presión de cierre de la TR (PCTR).
3.- Mantenga la presión en el espacio anular constante
(con la ayuda del estrangulador) hasta que la
densidad de control llegue a la barrena. Lea y
registre la presión en TP (debe ser similar a la PFC).
4.- Mantenga constante el valor de presión en TP (PFC)
2 2 2
PIC = PR + PCTP = ________ kg/cm + __________ kg/cm = ___________ kg/cm
2 2 2
PIC = PR + PCTP = ________ kg/cm + __________ kg/cm = ___________ kg/cm
2
=_________ Kg/cm2
=_________ Kg/cm
=
=
3
__________kg/cm2 x gr/cm
3
gr/cm
3
__________kg/cm2 x gr/cm
3
gr/cm
PFC = PR x
PFC = PR x Dc
Dl
Dc
Dl
219

con ayuda del estrangulador. Si la presión se
incrementa, abra el estrangulador; si disminuye,
ciérrelo.
5.- Continué circulando con la presión de TP constante,
hasta que salga lodo con densidad de control en la
superficie.
6.- Suspenda el bombeo y cierre el pozo.
7.- Lea y registre las presiones en TP y TR.
Si las presiones son iguales a cero, el pozo estará bajo
control.
Si las presiones son iguales pero mayores a cero, la
densidad del lodo bombeado no fue lo suficiente para
controlar el pozo. El procedimiento se deberá repetir
con base en las nuevas presiones registradas.
Si la presión en TP es cero, pero en TR se registra
presión, se tendrá el indicativo de que no se ha
desplazado totalmente el espacio anular con densidad
de control, debiéndose restablecer el bombeo con las
presiones previas al cierre.
EJEMPLO:
En la figura 3 se muestra el estado mecánico de un pozo
220

con los datos siguientes:
DIÁMETRO DE LA BARRENA 8 3/8 pg (3 TOBERAS DE 14/32)
HERRAMIENTA DE 6 1/2pg LONGITUD 185m (D.l.= 2.812pg)
TP5 pg HW LONGITUD 108m (D.l.= 3pg)
TP5 pg XH LONGITUD 5262m(D.l.=4.276pg)
PROFUNDIDAD DEL POZO 5555 m
TR 9 5/8 pg CEMENTADA 478m (D.l. = 8.535 pg )
3
DENSIDAD DE LODO 1.70 gr/cm
PRESION REDUCIDA
DE CIRCULACIÓN 84 kg/cm2 a 28 emb/min
PRESION DE CIERRE EN TP 18 kg/cm2
PRESION DE CIERRE EN TR 30 kg/cm2
INCREMENTO DE VOLUMEN
EN PRESAS 29bl = 3180 lt
Realizar lo conducente para circular el brote y resta-
blecer el control del pozo.
Las determinaciones deberán incluir:
Los cálculos básicos para el control de un brote
Los cálculos complementarios
221

Estado mecánico del pozo
222

Solución:
Cálculos básicos para el control de un brote.
Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta.
Factores de capacidad interior.
2
Factor de Cap. = 0.5067 (Dl)
2
TP 5 pg XH = 0.5067 x ( 4.276) = 9.26 lt/m
2
TP 5 pg HW = 0.5067 x (3) = 4.56 lt/m
2
Herramienta de 6 ½ pg = 0.5067 x (2.812) = 4.00 lt/m
Volumen interior
Volumen interior de la tubería = Factor de cap. x longitud de tubería
TP 5 pg XH = 9.26 lt/m x 5262 m = 48,726lt
TP 5 pg HW = 4.56 lt/m x 108 m = 492lt
Herramienta de 6 1/2pg = 4 lt/m x 185m = 740lt
VOLUMEN TOTAL = 49,958lt
Volumen interior de la tubería = Factor de cap. x longitud de tubería
223

DATOS DE LA BOMBA
Marca IDECO
Modelo T- 1300 triplex simple acción
Diámetro de la camisa 6 ½ pg
Longitud de carrera 12 pg
Emboladas máximas 130 emb/min
2
Presión de Operación a 28 emb/min = 84 kg/cm
2
Presión límite de operación 228 kg/cm
CAPACIDAD DE LA BOMBA
2
G= 0.0386 x L x D
2
G= 0.0386 x 12 x (6.5) = 17.61 lt/emb al 90% de eficiencia volumétrica.
- Si la presión reducida es 84 kg/cm2 a 28 emb/min el
gasto de la bomba serà:
17.61 lt/emb x 28 emb/min= 493 lt/min = 130 gal/min
- El tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta
será:
2
G= 0.0386 x 12 x (6.5) = 17.61 lt/emb al 90% de eficiencia volumétrica.
17.61 lt/emb x 28 emb/min= 493 lt/min = 130 gal/min
Vol. int. TP
QR
Vol. int. TP
QR
T =
T =
Vol. int. TP
Gasto reducido
Vol. int. TP
Gasto reducido
=
=
49,958 lt
493 lt/min
49,958 lt
493 lt/min
T =
T = = 101 min
= 101 min
224

- El número de emboladas para desplazar el volumen
de la TP será:
- Densidad de control
Dc = Dl + Inc. dens
Por lo tanto:
3
Dc = 1.70 + 0.03 = 1.73 gr/cm
- Presión inicial de circulación
PIC = PR + PCTP
2
PIC = 84 + 18 = 102 kg/cm a 28 emb/min
- Presión final de circulación
= 2837
= 2837
Emb =
Emb =
Vol. int. TP
Vol. int. TP
=
=
49,958lt
17.6 lt/emb
49,958lt
17.6 lt/emb
PCTP x 10 18 x 10
PROF 5555
PCTP x 10 18 x 10
PROF 5555
Inc. dens =
Inc. dens = =
=
3
= 0.03gr/cm3
= 0.03gr/cm
Dc
Dl
Dc
Dl
PFC = PR x
PFC = PR x
1.73
1.70
1.73
1.70
PFC = 84 x
PFC = 84 x 2
= 85 kg cm a 28 emb/min
2
= 85 kg cm a 28 emb/min
225

CALCULOS COMPLEMENTARIOS
- Determinación del tipo de brote y longitud de la bur-
buja
- Capacidad del espacio anular entre agujero y
herramienta
2 2
= 0.5067 x (8.375 - 6.5 )
= 14.13 lt/m
- Volumen espacio anular entre agujero y herramienta
= 14.13 lt/m x 185 m
= 2414 lt
Como 2614 lt es menor con respecto al volumen del
fluido invasor que entró (3180 lt), entonces el brote
quedó alojado en la sección: agujero herramienta y
agujero TP 5 pg HW, por lo que:
- Capacidad espacio anular entre agujero y TP 5 pg HW
2 2
= 0.5067 x (8.375 - 5 )
= 22.87 lt/m
Incremento de volumen en presas
Capacidad del espacio anular
LB =
226

- Volumen espacio anular entre agujero y TP 5 pg HW
= 22.87 lt/m x 108 m
= 2470 lt
LB = 185 + 25 = 210 m
3
Densidad de fluido invasor = 1.13 gr/cm
3
Cuando la densidad sea mayor de 0.92 gr/cm este flui-
do se considera de agua salada.
- Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo
2614 lt
14.13 lt/m
LB =
HTA = 185m
= 25 m
LB =
TP HW
566 lt
22.87 lt/m
10 x (PCTR - PCTP)
LB
- Densidad de fluido invasor = Dl
10 x (30 - 18)
210
= 1.70 -
85 ( Dc - Dl )
4.25 - Dc
227

3
Si el volumen activo del lodo en el sistema es de 200 m ,
la cantidad total de barita necesaria será:
3 3
1.01 scs/m x 200 m = 202 sacos de barita
como cada saco pesa 50 kg
202 sacos x 50 kg/sc = 10,100 kg = 10 ton.
- Incremento de volumen por adición de barita
- Cédula de presión de bombeo
2
PIC - PFC = 102 - 85 = 17 kg/cm
- Tiempo necesario para abatir la presión en TP 1
2
kg/cm durante el bombeo de la Dc
85 (1.73 - 1.70)
4.25 - 1.73
3
= 1.01 scs/m de lodo
Núm. de sacos totales
85
Inc. volumen =
202
85
Inc. volumen =
3
= 2.37 m
tiempo de despl. cap. Interior 101min
2
reducción de presión 17 kg/cm
= 2
= 5.94 min/kg/cm
228

- Emboladas necesarias para abatir la presión en TP 1
2
kg/ cm durante el bombeo de la Dc
2
Si se consideran 2 kg/cm como intervalo de reducción,
se tendrá:
Para tiempo
2
(5.94 min/kg/cm ) = 11.88 min
Para emboladas
2 2
(167 emb/kg/cm ) (2 kg/cm ) = 334 emb
Los valores registrados durante el control deben vaciar-
se en la CEDULA DE PRESIÓN, como se muestra a conti-
nuación.
PRESIÓN TIEMPO EMBOLADAS GASTO
2
Kg/cm min acumuladas emb/min
PIC 102 0 0 28
100 11.88 334 28
98 23.76 668 28
96 35.64 1002 28
94 47.52 1336 28
92 59.40 1670 28
90 71.28 2004 28
88 83.16 2338 28
PFC 85 101.00 2839 28
2
= 166.88 emb/kg/cm
núm. de emb paa despl. cap. interior
reducción de presión
2837
3
17kg/cm
=
229

e. Selección del método
Se tiene que tomar en consideración la etapa de control
en que se encuentra el problema y, con base en ello, se
definirá el método de control por emplear.
CONTROL PRIMARIO
En esta etapa, el control se establece sólo con la presión
hidrostática ejercida por el fluido de perforación y, si es
la adecuada, se evitará el brote.
CONTROL SECUNDARIO
En esta etapa el control se establece con la presión
hidrostática del fluido de perforación y la presión
ejercida desde la superficie, tratando de evitar el
fracturamiento de la formación, dañar la TR y las
conexiones superficiales de control. El control primario
deberá restablecerse rápidamente. Loa casos en que se
presenta esta etapa son:
BROTES POR DESBALANCE.- Son causados por incre-
mento de presión de formación y por no contar con la
densidad suficiente del fluido de perforación: El
desbalance, por lo general, no debe rebasar un valor de
3
densidad equivalente de 0.06 gr/cm . Para este tipo de
brote se tendrá que utilizar el Método de Ingeniero.
230

BROTES INDUCIDOS.- Son causados por reducción de
presión hidrostática ( gas de corte, pérdida de
circulación, densidad inapropiada, falta de llenado
correcto, efecto de sondeo, etc ). Si la TP se encuentra
fuera del fondo y no se puede introducir tubería,
entonces se debe circular con densidades de control. Es
muy importante evaluar el pozo para tomar esta
decisión; cualquier volumen adicional que entre
complicará el control y aumentará los riesgos, por ello
deberá considerarse la posibilidad de bajar la tubería a
presión para intentar el control con densidad menores.
OBSERVACIÓN
Si una zona de presión anormal se presenta:
- Un brote al estar perforado, entonces es por el
desbalance.
- Un brote al estar circulando, entonces es inducido.
CONTROL TERCIARIO
Cuando se pierde el control secundario, generalmente
por mala planeación, se presenta un descontrol de
pozo, pudiendo ser:
231

SUPERFICIAL
O
SUBTERRÁNEO
Para establecer el control terciario, se requiere
implementar técnicas y equipo especiales; además,
para seleccionar el método a utilizar, el responsable del
pozo debe tomar en cuenta las siguientes variables,
mismas que afectan el empleo de cada método:
- Profundidad de asentamiento de la TR con relación a
la profundidad total del pozo (mínimo deberá estar
entubado 1/3 de la longitud del pozo).
- Máxima presión permisible en el espacio anular.
- Disponibilidad de barita en la localización (en pozos
exploratorios se debe tener como mínimo un volumen
tal que se pueda incrementar la densidad del lodo en
3
un equivalente a 0.12 gr/cm ), así como capacidad en
el equipo para su manejo.
- Magnitud y naturaleza del brote.
- Tiempo mínimo requerido para circular el brote fuera
del pozo.
- Posibles zonas de pérdida de circulación.
232

- Posición de la tubería o la barrena al momento del
brote.
f. Guía de problemas y soluciones durante
el control
Es común que durante el procedimiento de control,
surjan problemas que puedan confundir el fenómeno
que se ataca y, consecuentemente, tomar medidas
correctivas que tendrán repercusiones en el buen
control de un brote.
Los problemas que se suscitan pueden ser de índole
mecánico o inherentes al pozo. Obviamente, en la guía
que se presenta a continuación no se consideran
problemas particulares, ya que cada pozo se comporta
de una forma distinta, pero si se dan las pautas a seguir
y éstas son:
LOCALIZACIÓN DEL PROBLEMA CARACTERISTICAS
EQUIPO O ACCESORIO MANIFESTACION
La bomba Se observa una Ruidos en la sección
Presión de bom- mecánica de la bom-
beo oscilante y ba.
La flecha brinca.
La barrena o alguna de Se encuentran La presión en la TP
las toberas tapadas. Se incrementa brus-
camente.
233

LOCALIZACIÓN DEL PROBLEMA CARACTERÍSTICAS
EQUIPO O ACCESORIO MANIFESTACIÓN
El árbol de estrangula- Están tapados La presión en TP y
ción o el estrangulador TR se incrementa
bruscamente.
La tubería Existe fuga La presión en TP
tiende a abatirse.
IMPORTANTE
SI LA PRESIÓN EN TP Y TR NO RESPONDEN A LA
VARIACIÓN DEL ESTRANGULADOR, SE DEBERA
CHECAR EL NIVEL DE LAS PRESAS, YA QUE
POSIBLEMENTE SE PRESENTA UNA PERDIDA.
La mejor regla a emplear es: “ CUANDO EXISTE ALGU-
NA DUDA, PARE LAS BOMBAS, CIERRE EL POZO Y
ANALICE EL PROBLEMA ”.
Si observa siempre esta regla muchas de las fallas en
el control del pozo pueden evitarse.
De manera complementaria, en las tablas 1, 2 y 3 se
describen algunos otros problemas, las acciones por
tomar y las soluciones.
234

g. Métodos inadecuados para controlar el
pozo
Los métodos incorrectos para tratar de controlar un
pozo son:
- Levantar la barrena a la zapata al detectar un brote
- Nivel de presas constante
- Empleo de densidad excesiva
- Mantener constante la presión en TR
- Regresar fluidos a la formación
LEVANTAR LA BARRENA A LA ZAPATA AL
DETECTAR UN BROTE
Una práctica errónea debido a la posibilidad de
atrapamiento de la sarta en agujero descubierto al
detectar un brote, es tratar de levantar la barrena a la
zapata. Esta operación implica el uso de densidades
más altas en el fluido de perforación para controlar la
presión de formación, mayores esfuerzos aplicados en
la zapata entrará fluido adicional al pozo por efecto de
sondeo y porque no se ejerce la contrapresión reque-
rida para restablecer el control secundario.
235

NIVEL DE PRESAS CONSTANTE
Un breve examen puede conducir a una persona a
concluir que manteniendo el nivel de presas constante
al circular un brote con ayuda del estrangulador, se
evitará la entrada adicional de fluidos. Esto es correcto
siempre y cuando el brote sea de líquidos (fluidos in-
comprensibles). Si el brote fuera de gas o de algún flui-
do que contenga gas, la consecuencia de usar este
método sería circular el gas sin permitirle que se expan-
sione. El efecto sería el mismo que permitir la migra-
ción de la burbuja de gas sin dejarla expansionar (incre-
mento por la velocidad de bombeo) y, como ya se ex-
plicó, esto provocaría aumento de presión en todos los
puntos del pozo lo cual no es conveniente.
IMPORTANTE
COMO ES IMPOSIBLE DETERMINAR CON PRECI-
SIÓN EL TIPO DE FLUIDOS PRESENTES EN UN
BROTE, ESTE MÉTODO NUNCA DEBE EMPLEARSE.
EMPLEO DE DENSIDAD EXCESIVA
Debe evitarse controlar un pozo mediante un lodo de
densidad mayor de la necesaria. Un lodo con exceso de
236

densidad puede causar PERDIDA DE CIRCULACIÓN E
INICIAR UN DESCONTROL SUBTERRÁNEO o cuando
menos incrementa los esfuerzos por presión ejercidos
en la zapata, en la formación expuesta y en las
conexiones superficiales.
MANTENER CONSTANTE LA PRESION TR
Otro método de control que algunas personas utilizan
consiste en mantener constante la presión en el espacio
anular a medida que se bombea lodo de control. Si el
pozo tiene un factor de volumen anular constante ( en la
sección que ocupan los fluidos invasores) mientras se
bombea fluido de control y si los fluidos son incom-
prensibles, esté método y el del “Ingeniero” son equi-
valente. Si el factor del volumen no es constante como
generalmente ocurre, la altura de la columna de fluidos
invasores cambiará de acuerdo con el factor de volu-
men y esto causará VARIACIONES EN LA PRESIÓN DE
FONDO.
Si el fluido invasor es gas debe permitírsele que se
expanda adecuadamente al circularlo hacia fuera. El
hecho de mantener la presión en TR constante permi-
tirá que el gas se expanda con mayor rapidez que la
necesaria. Esto sacará del pozo más lodo, lo que creará
la disminución en la presión hidrostática y a su vez per-
mitirá la entrada de más fluidos de la formación. Los
efectos mencionados pueden pasar desapercibidos
237

durante un tiempo, debido a que mientras el brote está
en la parte inferior del pozo hay pequeñas variaciones
en la sección transversal del espacio anular y el gas se
expande lentamente. Esto ocurre cuando el gas está
cerca de la superficie y sufre expansión súbita, lo que se
reflejaría como una sobrepresión en el espacio anular.
REGRESAR FLUIDOS A LA FORMACIÓN
Es común intentar regresar fluidos a la formación
cuando se presenta un brote, evitando la necesidad de
implementar un procedimiento de control adecuado.
Esta situación implica que la FORMACIÓN SEA
FRACTURADA antes que el bombeo pueda realizarse, y
lo más probable es que el fluido invasor no entre en la
zona que originalmente lo aportó, a no ser que el fluido
circulado sea agua limpia, ya que al utilizar lodo los
canales porosos de la formación son obturados con
barita y bentonita. Al no permitir la admisión del fluido
invasor, las presiones manejadas para inyectar la
burbuja abrirían otros intervalos con un gradiente de
fractura mayor al de la formación aportada.
Sin embargo, existe una situación limitante, la cual se
presenta cuando ocurre un brote que contenga sulfhí-
drico. Es preferible la inyección a la formación que circu-
larlo a la superficie; sobre todo cuando no se han imple-
mentado los planes para este tipo de contingencia.
238

239
Pozo__________________
Localización____________
Fecha_________________
CÉDULA PARA EL REGISTRO
DE CONTROL DE BROTES
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
A B C D
REGISTRE 1A 1B 1C 1D
Hora del día Presión de cierre
2
en T.P. (kg/cm )
Presión de cierre
2
en T.R. (kg/cm )
Presión max. permisible
2
en T.R. (kg/cm )
Densidad del
lodo (g.e.)
Aumento de volumen
3
en presas (m )
Presión de bombeo
2
reducida (kg/cm )
Gasto Reducido
(emb/min)
Número de
bomba
Desplazamiento de
la bomba (I/emb))
Profundidad (m) Profundidad vertical
verdadera (m)
Profundidad de
la T.R. (M)
Longitud de agujero
descubierto (m)
Capacidad de la
T.P. (I/m)
Capacidad anular
(i/m)
CALCULE 10 1B 3D 5D
Presión de cierre
en T.P.
Profundidad vertical
verdadera
Incremento de
densidad
CALCULE 5D 2A 6D
Incremento de
densidad
Densidad del
lodo
Densidad requerida
para matar el pozo
CALCULE 4C 3C 3B 7D
Capacidad de
la T.P.
Profundidad Desplazamiento
de la bomba
Emboladas de
superficie a barrena
CALCULE 4D 3C 3B 8D
Capacidad
anular
Profundidad Desplazamiento
de la bomba
Emboladas del fondo
a la superficie
CALCULE 4D 4B 3B 9D
Capacidad
anular
Longitud de agujero
descubierto
Emboladas en agujero
descubierto
CALCULE 7D 8D 10D
Emboladas
totales
Desplazamiento
de la bomba
Emboladas del fondo
a la superficie
Emboladas de
superficie a barrena
A

240
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
SELECCIONE
Nueva
densidad
Densifique
(Si es necesario)
Registre 11D
Nueva Densidad
CALCULE 1B 2C 12D
En
Presión de cierre en
T.P.
Presión de bombeo
reducida
Presión inicial de
bombeo
CALCULE 11D 2A 2C 13D
Nueva
densidad
Densidad
original
CALCULE 6D 11D 14D
Densidad para
matar el pozo
Nueva densidad Diferencia de
densidades
TRACE Desde la presión
final de bombeo
10D
Emboladas
totales
CALCULE 15D 13D 10C
Ajuste de
Presión
Nueva presión
bombeo reducida
Presión final de
bombeo
TRACE La gráfica
12D
Emboladas
16D 7D
Emboladas de super-
ficie a barrenas
CONECTE
Los dos
puntos
Presión de bombeo
reducida
Nueva presión de
bombeo reducida
CALCULE 3D 15D
Profundidad vertical
verdadera
Ajuste de
Presión
14D
Diferencia de
densidades
*
*
*
10
0
Presión inicial
de bombeo
Presión final
de bombeo
A
Hasta
2
PRESIÓN
DE
BOMBEO
(kg/cm
)
200
175
150
125
100
75
50
25
0
0 500 1000 1500 2000 2500
EMBOLADAS
Una línea La orilla derecha
de la gráfica
O
* La diferencia de densidades puede ser negativa, si ese es el caso, el ajuste
de la presión también será negativo.
PROGRAMA DE PRESIÓN DE BOMBEO
Y
*
A

241
22
23
24
25
26
27
LEA La gráfica Registre Presión de
bombeo
Intervalos de
100 emboladas
100 emboladas 200 emboladas 300 emboladas 400 emboladas
1700 emboladas 1800 emboladas 1900 emboladas
INICIE
CURCULACIÓN
2D 3A Abra Estrangulador
ajustable
Gasto reducido Número de bomba
Coincida Programa de pre-
sión de bombeo
mantenga
Gasto
constante
DESPUÉS DE HABER
BOMBEADO 7D mantenga Presión de bom-
beo constante
16D
Emboladas de super-
ficie a barrena
Presión final de
bombeo
NO EXCEDA Hasta que el brote
rebase la zapata
Hasta haber
bombeado
9D
Emboladas en
agujeros descubierto
0 emboladas
Y A
1600 emboladas
500 emboladas
1000 emboladas
1500 emboladas
1D
Presión max.,
Permisible en T.R.
A Con
Con
Y
Pero
AJUSTE
ESTRANGULADOR
CIRCULE
Hasta que el
brote salga
11D
Alcance la
superficie
Nueva densidad
10D
Emboladas
totales
O Y
O
Para
que
A la

|
Glosario de perforación
Inglés - Español
|
A
Absolute pressure - presión absoluta: medida que incluye
presión atmosférica.
Absolute temperatura - temperatura absoluta: la temperatura
medida con relación al cero absoluto de temperatura en la escala
termodinámica.
Absolute zero - cero absoluto: teóricamente, 461° bajo el cero
Fahrenheit o 273, 1° bajo el cero centígrado.
Acetylene - acetileno.
Aclinic - aclínico, sin inclinación.
Adamantine drill - barrena de diamante, barrena adamantina.
Adapter - adaptador: tubo corto cuyo extremo superior tiene
forma de embudo interiormente, y que se coloca sobre la boca de
una tubería a pocos pies de la superficie.
Adiabatic expansion - expansión adiabática: la expansión del
vapor dentro de un cilindro después de cerradas las válvulas que
permiten su entrada en el cilindro, expansión por energía intrínsica
Adiabatic line - línea adiabática: la línea que indica la relación
entre la presión y el volumen de cualquiera de los gases debido a la
expansión o a la comprensión cuando no se efectúa ninguna
transmisión de calor.
Adjuster borrad - guía del cable de la cuchara.
Adjusting clamp - abrazadera graduable; agarradera de tornillo;
grapa retén de ajuste.
Admixtures - ingredientes para fluido de perforación;
ingredientes con propiedades coloídes que se mezclan con el barro
Adze - azuela.
Adze handles - mangos de azuela.
243

aerify - aerificar, convertir en gas.
a-frame mast, "A" mast or "A" frame - mástil armado tipo "A",
mástil en forma de "A".
air cleaner - depurador de aire.
air clutch - embrague neumático.
air compressor - compresor de aire.
air fliter - filtro para aire, depurador de aire.
air pump - bomba de ventilación: bomba neumática; bomba para
bombear aire.
air scrubber - tanque limpiador de aire; depurador de aire.
air vessel - cámara de aire alkall - álcali.
alligator grab - pinzas de lagarto ; atrapador de mandíbulas.
alloy - aleación, liga.
aluminum or aluminium - aluminio.
anchor - ancla; estaca o poste al cual se amarran las cuerdas o
vientos que sostienen en alto la torre de perforación; grapa o
accesorio fijo al cual se aseguran refuerzos para sostener algo en la
posición deseada; un tramos de tubo que se extiende hasta más
debajo de la tubería de bombeo en un pozo.
anchor bolt - perno remachado, tornillo remachado para anclas.
anchor clamps - abrazaderas de anclaje, grapas de anclaje.
angled hoop - abrazaderas de codo.
angle of polarization - ángulo de polarización, ángulo cuya
tangente indica el grado de desviación de un rayo de luz al pasar
por una substancia especificada y que constituye el indice de
refracción de la substancia reflejada.
angle valve - válvula angular.
angular drill - barrena angular.
annulus - espacio anular entre la tubería de aderne y la de perfo-
ración.
anticline - anticlinal: repliegue convexo como una silla de montar
que formar los sistemas de estratos.
anvil - yunque, bigomia.
anvil block for dressing bits - yunque con base o sujeción para
filar barrenas.
244

A.P.I. - Americam Petroleum Institute (Instituto Americano del
Petróleo).
A.P.I. Caín - cadena A.P.I: cádena de acuerdo a las
especificaciones del A.P.I.
apron ring - anillo protector: el anillo más bajo alrededor de las
planchas de un tanque para almacenar petróleo.
aquagel - acuagel, especie de arcilla gelatinosa.
arenaceous - arenoso, estrato poroso o arenoso; condición de la
roca formada de arena.
argillaceous or argillous - arcilloso.
asbestos gsket - relleno asbesto.
asbestos insulstion - aislamiento con asbesto o amianto.
asbestos packing - enpaquetadura de asbesto.
asphalt, asphalte, asphaltum - asfalto.
Atmospheric pressure - presión atmosférica.
atomizer - pulverizador, atomizador o disparador.
auger - barrena: broca.
auger handle -.mango para broca o ástil de barrena.
auger - sinker-bar guides - guías para plomada de vástago de
barrena.
auger stem - vástago de la barrena o de perforación.
cathead - cobrestante automático, carretel automático.
automatic - drilling control units - perforadora de control
automático.
automatic feed - alimentación automática.
axle - eje: árbol o flecha que sirve de eje.
axcel clamp -abrazadera de eje.
axcel shaft - árbol de eje; flecha para ejes; eje de rueda; semieje.
B
babbitt - metal blanco: babbitt.
babbitted bearing - cojinete reforzado con metal blanco;
cojinete de metal blanco.
245

black brake - freno del malacate de la cuchara.
Back brake support - soporte del freno del malacate de la
cuchara.
back jack-post box - chumacera posterior del poste de la rueda
motora.
backup post - poste de retención.
backup tongs - tenazas de contrafuerza; se usan para evitar que
un tubo de vueltas al conectársele otro.
baffle plate -platillo desviador; placa desviadora.
bail - asa de la cuchara o cubeta.
Bailer - cuchara, cubeta, achicador
bailer dart - dardo de la válvula en el fondo del achicador.
bailer grab - gancho pescacuchara.
bailer valve - válvula en el fondo del achicador.
balling - achique, acción de achicar.
balling crown-block - bloque o polea de corona que se usa para
el achicador.
ball-and-seat valve - válvula de bolsas y asiento.
ball bearings - juego de bolas del cojine.
ball-joint unions - union o junta esférica
band wheel - rueda motora.
bar-and-chain tool tightener - apretador de herramientas tipo
palanca y cadena.
barytes - barita; sulfato de barrio con una gravedad específica de
4.3 a 4.6 . se usa para aumentar el peso del lodo de perforación.
basket bits - barrena de cesto. esta barrena esta equipada con
receptáculos en la parte superior para recoger partículas o
pedacitos de substancias trituradas.
beam - balancín del malacate o bomba; viga.
beam head - cabezal de balancín.
bearing metal - metal blanco; babbitt.
bearings - cojinete, chumacera.
bell nipple - niple de campana o niple de botella.
bell socket - enchufe de campana provisto de cuñas dentadas.
belly brace - abrazadera de caldera.
belt dressing - substancia para conservar las correas de poleas en
246

buena condición; pasta para correa de transmisión.
Belt idler - atiesador (o atesador) de correa.
bends - codos o curvas.
bevel - bisel, chaflán; falsa escuadra.
bevel gear - engranaje (o engrane) cónico; engranaje de bisel;
engranaje en ángulo.
bit - barrena, broca, taladro.
bit basket - cesto de barrena; receptáculo en la parte superior de
la barrena para recoger pedacitos de materias trituradas.
bit breakers - soltador de barrena: caja de cojinete que se usa en
la tabla rotatoria con un engranaje especial para conectar o
desconectar del vástago de la barrena durante el trabajo de
perforación.
bit dresser - reparadora o afiladora de barrenas; máquina para
afilar o reparar barrenas.
bit forge - fragua para barrenas; fragua que se usa para calendar
y afiliar la barrena.
bit gage - calibrador de barrenas.
bit holder - portabarrenas: aparato mecánico para sujetar y
mover la barrena.
bit hook - gancho para pescar barrenas; gancho pescabarrenas.
bit rams - mazo moldeador de barrena: pesado barrote de acero
que se cuelga por el centro y se usa para martillar barrenas y darles
forma.
blacksmith anvil - yunque o bigornia del tipo que usa el herrero.
blacksmith sledge - maza de herrero; marro de herrero; combo.
blacksmith tools - herramientas para fragua de herrero.
black flange - brida lisa; esto es, sin perforaciones para pernos.
Brida ciega o de obturación, esto es cerrada para usarse como
tapón.
blast hole - perforación para voladura; perforación para cargas
explosivas.
bleeder - grifo de purga: consistente en una válvula o tubo
pequeño para permitir el escape del fluido o gases y así reducir la
presión.
block - garrucha o montón.
247

Blower - ventilador; soplador, insulfrador, fuelle.
blowoff valve - válvula de descarga, válvula de escape, válvula
de desahogo.
Blowout - reventón o reventazón, rotura violenta por presión,
estallido, explosión.
blowout (to blow out) - reventar, estallar, explotar.
blowout preventer - impiderreventones; cierre de emergencia;
preventivo contra reventones que consiste en un dispositivo que
cierra el espacio anular entre las tuberías de ademe y perforación.
boller - caldera.
boller coumpound - desincrustante para caldera: pasta o polvo
desincrustador de depósitos sólidos adheridos a las paredes de una
caldera.
boller feed-wayter heater - calentador surtidor; calentador que
surte el agua a la caldera; precalentador de agua de alimentación.
boller feed-water pump - bomba de alimentación de agua.
boller fittings - accesorios para calderas.
boller-fuel governor - regulador de combustible.
boller-gage cock - grifo indicador de nivel; grifo de manómetro.
boller jack - gato para caldera.
boller jacket - forro de caldera.
boller tube - tubo de caldera.
boller-tube cleaner - limpiador de tubo de caldera.
boll-weevil tongs - tenazas a cadena, tenazas "boll weevil".
Estas tenazas son pesadas y de mago corto. Se aplica el calificativo
de "boll weevil" a todos los accesorios improvisados en el local de
perforación. También se aplica a un novato que se inicia en trabajos
de perforación.
bolt - perno, tornillo.
bolt die - dado de terraja para pernos; cojinete de terraja.
boom - botalón.
boot jack - pescador a cerrojo. Sinónimo de "latch jack".
boot socket - pescacuchara.
bore (to bore) - perforar.
boring head - corona cortante.
248

Boston inserted-joint casing - tubería de revestimiento de
junta o enchufe tipo Boston.
bottom - fondo; base.
bottom-hole scraper - raspador de fondo de pozos.
b.s. (bottom settlings) - resíduos de petróleo que quedan en el
fondo de los tanques.
bottom-water plug - tapón para agua de fondo.
box and pin substitute - reducciones macho y hembra.
box and pin thread gage - calibrador de rosca de reducciones
macho y hembra.
box frame - bastidor tipo cajón.
box template - calibrador de cajas.
box with eye - rosca hembra con ojal.
brace - abrazadera, soporte, sujetador, tirante.
bracket - ménsula, palomilla, soporte asegurado en la pared.
braden head - cabeza de tubería con prensa estopa. Al mismo
tiempo que cierra herméticamente el pozo, esta cabeza sujeta,
suspendidas, dos líneas concéntricas de tubería.
brake - freno.
breke band - cinta del freno.
brake band for bull wheel - cinta o banda de freno para
malacate de herramientas.
brake band for calf wheel - cinta o banda de freno para malacate
de tubería.
brake block - bloque de freno.
brake-drum flange - brida para tambor de freno.
brake horsepower - potencia efectiva; la potencia medida en el
eje o en el volante de la rueda motriz por medio del freno de Prony
o algún otro aparato similar.
brake lever for bull wheel - palanca del freno del malacate de las
herramientas.
brake lever for calf wheel - palanca del freno del malacate de
tubería.
brake-lever frction latch - pestillo de fricción de la palanca del
249

freno.
brake lining - forro de freno.
brake shaft - árbol de freno.
brake staple for bull wheel - garfio del freno del malacate de las
herramientas.
brake staple for calf wheel - grafio del freno del malacate de
tuberías.
break - aceleración de perforación; aumento en la velocidad de
penetración de la barrena.
breakage - fractura: pérdida debido a roturas.
breakout plate - placa de desconexión.
breakout plate for fish-tail bits - placa desconectadora para
barrenas "cola de pescado".
breakout post - barra para desconexión: poste usado como
trinquete para sujetar las tenazas desconectadotas en una
posición fija mientras se desembraga la tubería.
breakout tongs - tenazas para desconectar, tenazas desconec-
tadoras.
breast borer - barbiquí.
bridge anvil - yunque tipo puente.
bridge plug -tapón de tención. Se usa este tapón para cerrar
temporalmente las emanaciones del pozo a cualquier nivel durante
trabajos especiales, tales como los de torpedeamiento o des-
viación.
brine - salmuera.
bronze - cojinetes con brujes de bronce.
bronze fitting - accesorio de bronce; unión de bronce.
bronze-flanged fitting - accesorio o unión de reborde de bronce.
bucking-on machine - máquina para forzar empalmes a rosca en
tubos sin aterrajar, generalmente a base de torsión controlada.
buckle - anilla; abrazadera; armella; hebilla.
buckup tongs - tenazas especiales para dar vueltas a un tubo de
rosca al conectarlo con otro.
bug blower - abanico espantainsectos. Se usa este abanico para
250

repeler los insectos que molestan a los trabajadores durante las
obras de perforación.
built-in tool wrenches - llave de herramienta integral a disco con
cremallera.
bulldozer - tractor tipo oruga con pala cavadora para abrir zanjas
y caminos.
bull plug - tapón ciego.
bull reel - tambor del cable de perforación.
bull rope - cable de herramientas; cable del caul se suspenden los
útiles de perforación; sinónimos de "drilling cable".
bull wheel - rueda del malacate de herramientas.
bull wheel arms - rayos de la rueda del malacate de
herramientas.
bull-wheel brake - rueda de enfrenamiento del malacate de
herramienta.
bull- wheel gudgeon - muñones del malacate de herramientas.
bull-wheel post - poste del malacate de herramientas.
bull-wheel post braces - tomapuntas del poste del malacate de
herramientas.
bull-wheel shaft - flecha o eje del malacate de herramientas.
bull-wheel spool - tambor para el malacate de herramientas.
bull-wheel tug - poleo del malacate de herramientas.
bumper jar - destrabador.
bumper engine block to mud sill - amortiguador.
burner - quemador, estufa.
bushing - buje; reducción de ajuste.
butane - butano.
butane drilling engine - máquina perforadora de butano.
byheads - cabezadas: flujo intermitente de fluido en los pozos de
petróleo.
bypass valve - válvula de desviación: válvula que desvia el fluido
o el gas.
251

C
cable-drilling bits - barrenas percutentes.
cable slide - descensor, cablecarril: carrillo que el operario usa
para bajar rápidamente de lo alto de la torre. Se desliza sobre un
cable que baja en declive hacia la tierra.
cable system - sistema de cable.
cable tools - herramientas para cable, herramientas de cable.
cable-tool jars -precursor para equipo de cable.
cable-tool joint - uníón cónica sólida para herramientas de cable.
calf reel - tambor del cable de entubación.
calf wheel - malacate de las tuberías.
calf wheel arms - rayos de rueda del malacate de las tuberías.
calf wheel brake - rueda de enfrenamiento del malacate de las
tuberías.
calf wheel cant - llanta del malacate de las tuberías.
calf wheel gudgeons - muñones del malacate de la tubería.
calf wheel posts - postes del malacate de la tubería.
calf wheel rim - llanta acanalada del malacate de la tubería.
calf-wheel shaft - flecha o eje del malacate de la tubería.
calipers - calibrador.
calk - recalcar.
calking tool or calking chisel - sincel de recalcar.
calorimeter - calorímetro.
cants -cantos; chaflanes tables, tozas ; camas; piezas curves de
madera que forman la periferia de la rueda de los malacates.
canvas house - casa de campaña; tienda de campaña.
capillarity - capilaridad.
capping - control: método por el cual se suspende o limita el flujo
de un pozo.
cap rock - cubierta impermeable del criadero o roca encajonante
superior.
capuchine - abrazadera.
carbide - carburo.
252

carbon black - negro de carbón.
carp - empalme, empalmadura.
casing - tubería de revestimiento; cañería de entubamiento; tu-
bería de ademe.
casing adaptor - adaptador para tubería.
casing anchor packer - empaque de anclaje para tubería de
ademe.
casing and tubing spider - crucetas o arenas para
revestimientos y tuberías.
casing block - aparejo de roldana para entubación; garrucha para
entubación.
casing braden head - cabeza de tubería con prensaestopá.
casing bridge plug - tapón de retención para tubería de ademe.
casing bushing - buje de reducción para grapa de anillos.
casing centralizer - centrador de tubería.
casing clamp - abrazadera de tubería.
casing coupling - junta de rosca para tubos.
casing cutter - corta tubos.
casing dolles - rodillos para tubería.
casing elevator - elevador para tubería.
casing-handling tools - herramientas para manipuleo de
tubería.
casing head - cabeza de tubería de ademe.
casing hook - ganchos de aparejo para tubería.
casing jack - gato para levantar tubos.
casing landing flanges - brida para sostener la tubería en la boca
del pozo.
casing line - cable de la tubería de ademe.
casing mandrel - molde que se introduce en el tubo para reparar
abolladuras en la tubería.
casing perforator - perforador de tubos.
casing plug - tapón de tubería.
casing protector - protector de tubería.
casing pulley - polea de las tuberías.
casing reel - tambor de cable de entubación.
253

casing ripper - taja-tubos de pozo: instrumentos para cortar
ranuras en la tubería de ademe con el fin de permitir el flujo de
petróleo de formaciones a niveles distintos.
casing scraper - raspatubo o diablo.
casing setting - colocación de tubería; entubación.
casing shoe - zapatos de tubos de ademe.
casing slip - cuña para tubería.
casing snubber - encajadora de tubería: aparato para forzar la
tubería de ademe en el hoyo contra presión.
casing socket - enchufe para tubería de ademe.
casing spear - cangrejo pescatubos: cangrejo o arpón de tubería;
arpón pescatubos.
casing spider - cruceta o araña para revestimiento.
casing spider bowl - anillo de suspensión; pieza macisa anular
con un hueco de forma cónica donde encajan las cuñas que
sostienen la tubería.
casing splitter - tajatubos; rajatubos.
casing substitutes - substitutos de tubos.
casing suspeader - sostenedor de la tubería de ademe.
casing swab - limpiatubos para tubería de revestimiento; escobi-
llón para tubería.
casing swedge - mandril para tubos.
casing tester - probador de tubería.
casing tongs - tenazas para cañería de bombeo; llaves para
cañería de entubación.
casing tubing - tubería de producción; tubería de ademe.
casing wagon - carretilla portatubos.
cast grooves - ranuras de fundición.
castings - piezas fundidas en molde.
cast iron - hierro fundido o colado.
cast-iron flange - brida de hierro fundido o colado; reborde de
hierro fundido.
cast-iron flanged fitting - piezas con rebordes de hierro fundido.
cast-iron screwed fitting - piezas con tornillos de hierro fundido.
cast steel - acero fundido.
254

cast-steel screwed fitting - pieza con tornillo de acero fundido.
cast tungsten - tungsteno fundido.
catch - enganche, trinquete.
cathead - cabrestante, carretel, tambor marinero.
catline grip - sujetador del cable de cabrestante.
catline guide - guía del cable de cabrestante.
cave (to cave) or cave in ( to cave in) - derrumbarse.
cave-in - derrumbe.
cavern limestone - caliza cavernosa.
cellar - sótano.
cellar control gates - compuerta de control de sótano
cellar control valve - válvula de control de sótano.
cement dump boller - cuchara vertedora para cemento.
cementer - cementador.
cementing - cementación.
cementing collar - collar de cimentar.
cementing equipment - equipo para cementar.
cementing head - cabeza de cementación.
cementing hose - manguera de cementar.
cementing plug - tapón para cementar.
cementing track - mezcladora de cemento portátil; máquina de
mezclar cemento montada en un camión. Sinónimo de "cementing
truck" or "cement mixer".
cementing unit - mezcladora de cemento portatíl; máquina para
mezclar cemento montada en un camión. Sinónimo de "cementing
truck" or " cement mixer".
cement retainer - retenedor de cemento: dispositivo para intro-
ducir y retener mezcla de cemento detrás de la tubería o en la
formación.
cement-setting accelerator - acelerador de fraguado del
cemento.
center irons - soportes del balancín.
chain - cadena.
chain drive - transmisión por cadena, propulsión por cadena.
chain hoists - aparejo a cadena.
255

chain tongs - llave de cadena.
chalk - creta: carbonato de cal terroso; tiza.
check valve - válvula de retención.
chemicals - sustancias químicas.
chert - pedernal
chisel - cincel.
chiorination - clorinación
choke - estrangulador.
circle jack - gato circular.
circuit breaker - cortacircuito, interruptor.
circulating head - cabeza de circulación, válvula que controla la
circulación.
circulating water treatment - aplicación o uso de agua en
circulación.
circulation joint - unión de circulación; unión con válvula para
controlar la circulación.
clamp - abrazadera.
claw end - extremo de garra.
clay - arcilla, barro.
clay for drilling fluid - veáse "drilling clay".
clean-out boiler - cuchara limpiapozos.
"cleanout" work - trabajo de limpieza de pozo; desobstrucción.
cleavage - crucero o clivaje.
clinograph - clinógrafo.
clip - sujetador.
clutch - embrague.
clutch facing - revestimiento de embrague.
clutch lever - palanca de embrague coal - carbón.
coat (to coat) - dar una mano de pintura, barniz, etc.
coil - serpentín.
cold chisel - cortafrío; cancel para cortar en frío.
collapsible tap - macho de terraja plegadizo o desarmable.
collar - argolla; collar; cuña metálica.
collar buster - rompecollares.
collar flange - brida de collar.
collar leak clamp - collar o abrazadera para fugas de tubería.
256

collar plate - arandela.
collar socket - enchufacollar: enchufe liviano para agarrar
collares de juntas cuando hay poco espacio entre el collar y la
tubería de revestimiento.
collar welding jig - sujetador de guía para soldar collares en
tubos.
colloid - coloide; coloidal.
colloidal mud - lodo coloide: lodo cuyas partículas no se difunden
con el agua que les sirve de disolvente, creando así una mezcla
gelatinosa y librificadora.
combination rig - equipo de combinación.
combination socket - campana de pesca: combinación;
pescacas-quillos.
combustion chamber - cámara de combustión.
compounding valve - válvula compound: válvula que se usa para
conectar en serie bombas de distinta capacidad.
concession - concesión: otorgamiento gubernamental a favor de
particulares para exploración de petróleo.
concrete - hormigón: concreto.
condense (to condense) - condensar.
condenser - condensador.
conductor pipe - tubo conductor.
conglomerate - conglomerado.
consistency - consistencia, regulación.
control casinghead - cabeza de seguridad para tubería.
control head - cabeza de seguridad para tubería.
control-head packer - cabezal obturador de control.
control valve - válvula de control. Hay gran variedad de válvulas
de este tipo con nombres distintos; veáse "blowout preventer",
"master gate", "control head".
cooling tower - torre enfriadora.
copper bearings - chumaceras de cobre.
cordage oil - aceite para cordaje.
core - núcleo; muestra de formaciones ; alma; corazón.
257

core barrel - sacatestigos; sacanúcleos; sacamuestras; sacador
de muestras; tubo estuche para núcleos.
core drill - barrena sacanúcleos: equipo para núcleos.
core-drilling bit - barrena para sacar núcleos.
core-drilling rig - equipo para sacar núcleos.
core extractor - sacador de núcleos.
core head - cabeza de sacanúcleos: grupo de cortadores
colocados en el fondo del sacanúcleos.
core pusher - expulsanúcleos; pedazo de tubo que se usa como
punzón para forzar el núcleo fuera del estuche del sacanúcleos.
core samples - muestras de núcleos; núcleos; muestras;
testigos.
coring equipment - equipo para sacar núcleos.
coring reel - tambor del cable del sacanúcleos.
cork gasket - empaque de corcho.
corrugated friction socket - pescasondas corrugado de fricción.
corrugated socket - campana de pesar corrugada.
counterbalance crank - manivela de contrapeso.
counterbalance weights - pesas de contrapeso.
countershaft - contraeje; contraárbol; eje auxiliar o secundario.
countersink (to countersink) - fresar o avellanar.
countersunk - fresado o avellanado.
coupler - acoplador, unión.
coupling box - manguito de acoplamiento.
coupling clamp - abrazadera de unión.
coupling joinst - acoplador.
crane - grúa; güinche para herramientas; cabria; cabrestante;
pescante.
crane post - árbol de cabria.
crank pin - espiga de manivela.
creankshaft - cigüeñal, árbol de cigüeñal.
crawler-mounted - montado sobre orugas.
crawler-type tractor - tractor tipo oruga
crew - cuadrilla; tripulación.
cross axde - árbol de palancas opuestas.
258

crosshead-bearing box - caja de cojinete de la cruceta.
crowbar - barreta.
crown block - caballete portapoleas.
crown-block beams - soleras del caballete portapoleas.
crown pulley - poleas de las herramientas; polea encargada de
recibir el cable de las herramientas; polea principal. Esta designa-
ción se usa solamente en el sistema de cable.
crown sheave - roldana de corona; polea del extremo superior de
la pluma.
crown sheet - placas que forma la tapa del horno en una caldera.
crow's nest - plataforma superior o copa de la torre de
perforación.
crushing face of the bit - cara triturante de la barrena; cara
activa; superficie de trituración de la barrena
cut (to cut) the thread of a screw - aterrajar.
cutters - cortadoras; fresas; aletas; cuchillas.
cuttings - muestras de arenas o formaciones.
cylinder liner - camisa de cilindro; forro de cilindro; cilindro
interior protector; manguito de cilindro.
D
damp ( to damp, to dampen or damping) - amortiguar; hacer
menos violentas las vibraciones o golpes de una máquina o la
intensidad de las ondas; humedecer, humectar.
dart bailer - achicador de dardo.
dart valve - válvula de dardo.
datum - nivel de comparación; cero normal; base de operación;
plano de referencia o comparación; en geología, este plano está a
nivel del mar.
dead line - línea muerta; cable de polea anclado en un extremo a
un punto fijo.
deck (platform) - piso; plataforma de trabajo.
259

declination - declinación.
dehydrate (to dehydrate) - deshidratar.
density - densidad.
derrick - torre o faro de perforación.
derrick braces - contravientos; refuerzos cruzados que hacen án-
gulo con los travesaños de la torre.
derrick cornice - comizo de la torre.
derrick crane - grúa.
derrick crane post - poste de la guía.
derrick floor - piso de la torre o faro.
derrick-floor sills - largueros del piso; soleras del piso.
derrick foundation - cimientos de la torre.
derrick-foundation posts - postes para cimentar el faro o la
torre.
derrick girts - travesaños.
derrick-guy-line anchor - ancla para el viento o tirante de
refuerzo.
derrick ladder - escalera de la torre.
derrick legs - pies derechos o pilares de la torre.
derrick man - farero; torrero.
derrick roof - techo de la torre.
derrick substructure - subestructura de torre de perforación; ar-
mazón o estructura entre los cimientos y el piso de la torre.
desander - desarenador: máquina para extraer áreas y partículas
sólidas del fluido.
diamond drill - perforadora de diamante; barrena con punta de
diamante.
diamond-point rotary bit - barrena con punta de diamante.
die collar - collarín de dado ; collarín pescatubos.
die nipple - niple tarraja.
diffusion - difusión.
dip - baño; inmersión; buzamiento; pendiente.
dip (to dip) - sumergir, hundir, buzar.
direct-acting pump - bomba de acción directa.
direct drive - acople directo; acoplamiento directo; propulsión
directa.
260

direct-driven rotary - perforación rotatoria de propulsión
directa.
disk bit - barrena de disco.
distribution shaft - flecha de distribución.
dog house - casita de servicio y útiles; casita donde los trabaja-
dores guardan su ropa y herramientas menores.
dog leg - dobladura en forma de pata de perro.
double-acting pump - bomba de doble acción.
dovetail - ensamblar.
draft - succión; tiro; corriente de aire.
drag bit - barrena de fricción; barrena de arrastre.
drain (to drain) - desaguar.
draw works - malacate; aparejo de maniobras; maquinaria.
draw-works drum - tambor de malacate
dress (to dress) - afilar la barrena.
drift indicator - indicador de desviación.
drift meter - desviómetro.
drill (to drill) - perforar, taladrar.
drill - barrena, taladror, sonda.
drill collar - collar de perforación.
driller - perforador.
drill in (to driil in) - perforar la formación productiva.
drilling - perforación.
drilling cable - cable de herramientas: cable del cual se
suspenden los útiles de perforación, sinónimo de "bull rope".
drilling clay - arcilla o barro apropiado para preparar el lodo de
circulación.
drilling contract - contrato de perforación.
drilling control - control de perforación.
drilling cycle - ciclo de perforación.
drilling engine - motor de perforación.
drilling equipment - equipo de perforación.
drilling-fluid desander - fluido para desarenar.
drilling head - válvula de control: conjunto del mecanismo que
261

controla la circulación, presión y demás factores durante la
perforación de un pozo.
drilling mud - lodo de perforación.
drilling unit - unidad perforadora.
drill-pipe float (valve) - flotador para tubería de perforación.
drill-stem - vástago de barrena; barra de perforar o barra de
sondeo; barra maestra.
drive bushing - buje de transmisión; sinónimo de "master bus-
hing".
drive clamp - grapa golpeadora; abrazadera de golpe, de martillo
o encajadora.
drive head - cabeza golpeadora; cabeza para hincar.
drive shaft - flecha motriz.
drive shoe - zapata propulsora; zapata de hincar, de clava. Este a-
ccesorio se usa en el extremo inferior de la tubería para proteger el
tubo al introducirlo en la formación.
drivin cap - casquillo de protección para encajar o introducir la
tubería en el pozo; sinónimo de "drive head".
drum brake - freno del tambor.
dry gas - gas seco.
dry natural gas - gas natural seco.
dry sand - arena improductiva o seca.
dry well - pozo seco o improductivo.
dump baler - cuchara vertedora.
dynamiting - torpedeamiento o dinamitación.
E
ear - mango, asa.
earthen sumps - represas de tierra.
eccentric bit - barrena excéntrica.
eccentric releasing overshot - enchufe excéntrico de pesca;
262

pescasondas de enchufe con cuñas dentadas en el interior y
prensaestopa para cerrar el paso al fluido.
eccentric tapered reducer - redactor cónico excéntrico.
edge - chaflán, borde.
edge of a cutting or boring tool - filo de herramientas cortantes
o perforantes.
elbow - codo.
electrical wire - alambre eléctrico.
electric fuse - fusible eléctrico, cortacircuito.
electric generator - generador de energía eléctrica.
electric-light plant - planta eléctrica; planta de energía eléctrica.
electric logging - informe electrográfico del subsuelo; deter-
minación e identificación de formaciones geológicas por medio de
la resistencia específica de distintos estratos geológicos a una
corriente eléctrica.
electric meter - medidor eléctrico.
electric transformer - transformador eléctrico.
elevation - elevación; cota; altitud.
elevator bail - elevador de la cuchara.
elevator links - eslabones para elevadores.
ells - ele, unión en forma de "L”
emergency pipe clamps - grapas de emergencia para tubería.
engine arrester - chispero, sombrerete; sinónimo de "flame
arrester".
engine base - base o zócalo de motor.
engine-cooling unit - enfriador de motor: máquina enfriadora.
engine distillate fuel - destilado para máquinas.
engine mud sills - soleras del motor; soleras puestas sobre la
tierra para sostener el motor.
engine pony sills - largueros del motor.
engine-speed governor - regulador de velocidad de un motor.
E.U.E. (external upset ends) - tubo con extremos de mayor
espesor. Veáse "external upset tubing".
evaporate (to evaporate) - evaporar.
263

exhaust arrester - silenciador de motor.
expansion joint - junta de expansión.
external upset tubing - tubo de perforación con el espesor de las
paredes en el extremo destinado a la rosca de unión aumentado
hacia el exterior.
F
fault - falla.
fault dip - buzamiento de la falla.
fault fissure - fisura o grieta de la falla.
fault line - línea o dirección de una falla.
fault plane - plano de falla.
fault strike - dirección o rumbo de una falla.
feed control - control de alimentación.
feed-water heater - precalentador de agua para caldera.
feed-water injectors - inyector de agua para caldera.
filter press - filtro prensa.
filtrate - filtrado.
finger board - tabla en lo alto de la torre que sirve de astillero para
reclinar los tramos de tubo en trabajos de perforación; tabla
astillero.
fire door - puerta del horno de la caldera.
fire extinguisher - extinguidor de incendios.
fire foam - espuma apagadora.
fishing jar - percursor; tijera de pesca.
fishing socket - campana de pesca; empate de pesca; enchufe de
pesca.
fishing tap - macho de pesca; herramienta que corta una rosca en
el interior de un tubo o parte hueca de un accesorio atascado en un
pozo.
fishing tools - herramientas de pesca.
fish-tail bit - barrena cola de pescado.
264

fit (to fit) - armar, colocar.
fittings - accesorios; conexiones; piezas.
fissure - fisura; grieta.
fixtures - accesorios.
flame arrestor - extinguidor de llamas.
flange - brida.
flanged fittings - accesorios embridados.
flanged gudgeon - muñón de disco o brida.
flanged union - union embridada.
flat valve baller - chamela, cuchara; cubeta ; válvula plana de cu-
chara.
flexible joint - junta flexible.
float collar - collar flotador o de flotación.
float equipament - equipo de flotación.
float shoe - zapata flotadora.
floating plug - tapón flotante.
flowing well - pozo brotante; pozo en producción.
flow line - tubería de descarga.
flow packer - obturador de flujo.
flow tank - tanque de captación.
flue - tubo de caldera.
flue beader - rebordeador de tubos de caldera.
flue brush - escobilla para tubos de caldera.
flue cleaner - limpiador de tubos de caldera.
flue plate - placa de tubos.
fluid meter - fluidímetro.
fluorescence - fluorescencia.
flush joint - junta lisa.
flush joint casing - tubería de junta lisa.
flush-joint pipe - tubería de unión lisa.
fluted swedge - abretubos acanalado.
focus - foco.
fold - pliegue; plegamiento.
footage - metraje.
fooling - base; pedestal.
forced draft - tiro forzado.
265

forge - fragua.
forge blower -soplador de fraguas; fuelle de fraguas; ventilador.
forge hand tools - herramientas manuales para forjas.
foundation - base; cimiento; fundamento.
fourble board - plataforma en lo alto de la torre para que el
operario enganche o desenganche los elevadores de la tubería
cuando se manipula en tramos de cuatro juntas.
four wing paterr bit - barrena de cuatro aletas o barrena tipo
cruz.
four wing rotary bit - barrena de cuatro alas.
fragmentation - fragmentación.
freeze - helada; to freeze - helar, congelarse.
friction block - bloque de fricción.
friction socket - campana de pesca por fricción.
front and rear jack post and knuckle post - postes de la rueda
motora.
front jack post box - chumacera anterior del poste de la rueda
motora.
four-circle socket slip -campana de pesca circular, con aletas;
campana de pesca con cuñas de circulo completo.
full-hole. cementing - cementación de pozo completo.
full-hole tool joint - unión para herramienta.
fuanel - embudo.
furnace - horno.
G
gage (gauge) - manómetro; registrador; calibrador.
gage cock - veáse "water gage cock".
galvanometer - galvanómetro.
gang - cuadrilla de hombres.
266

gas - gas.
gas burner - quemador de gas.
gas engine - motor de gas.
gas field - campo de gas.
gas-fuel line - línea de gas combustible.
gasket - empaque o empaquetadora.
gasoline engine - motor de gasolina.
gas pump - bomba de gas.
gas-pressure regulator - regulador de gas.
gas sand - arena gasífera.
gassing - engasamiento.
gas trap - trampa de gas.
gas well - pozo de gas.
gate valve -válvula de compuerta.
gear box - caja de engranajes de cambio. Veáse "speed reduction
unit".
geared brake - freno de engranaje.
geared hoist - aparejo a engranaje; garrucha de engranaje;
huinche a engranaje.
gearing - engranaje.
geological structure - estructura geológica.
geologic horizon - horizonte geológico.
geology - geología.
gland - cubierta del prensaestopa; glándula.
globe valve - válvula de globo.
go-devil - raspatubos o diablo.
goose neck - cuello de ganso o cisne.
governor - regulador.
grab - cocodrilo; amarre de cable; arpón múltiple para cabo.
gradient - pendiente.
grantee - concesionario.
grate - parrilla.
gravity - gravedad.
gravel - grava.
grease box - caja de grasa o engrasadora.
267

grease cup - caja de grasa o engrasadora.
grief stem - vástago de transmisión.
grip - mordaza; grapa.
groove - muesca; ranura; estría; acanaladura; surco.
ground water -agua del subsuelo.
ground water level - nivel hidrostático.
gudgeon - muñón.
guide shoe - zapata guía para tubería de ademe
guiding ring - anillo guía; guiador.
gumbo - gumbo: especie de barro gelatinoso
gun perforator - pistola de perforación.
guy - viento, retenida, tirante.
guy line - contravientos, retenida.
gypsum - yeso.
H
half-turn socket - pescasondas de media vuelta.
hammer - martillo, macho. mazo.
handle - mango.
hand level - nivel de mano.
hand pump - bomba de mano.
hand tools - herramientas manuales.
handy hoist - aparejo para herramientas; grúa para herramien-
tas; huinche para herramientas; garrucha para herramientas;
montacarga manual; aparejo manuable para herramientas.
hanger - sujetador de tubería.
hardening of bits - templado de barrenas
head - cabeza de tuberías; cabezal.
headache post - poste de apoyo para parar el movimiento del
balancín.
header - tubo colector o cámara colectora.
head-treating furnace - horno para tratamiento térmico.
heel sheave - roldana posterior; polea inferior.
268

hellum - helio.
hemp core - centro de cáñamo o de henequén; alma o corazón de
cáñamo.
hemycrystalline - semicristalino.
hinge - chamela.
hinge joint - chamela.
hoist - güinche; huinche; aparejo; garrucha; montacarga; ca-
brestante; cabría; malacate.
hollow casing spear - arpón pescatubos hueco.
hollow reamer - ensanchador hueco; escariador hueco.
hook - gancho; garfio, corchete.
hook pin - perno del gancho.
hoop - collar, collarín, argolla, arco, aro, fleje.
horizont -horizonte.
horizontal shaft - árbol horizontal.
horizontal tank - tanque horizontal.
horizontal tubular boilers - calderas tubulares horizontales.
horn socket - pescaherramientas abocinado; campana de pesca
tipo cuerno.
horsepower - caballo de fuerza; unidad de potencia numérica-
mente igual a un trabajo de 75 kilogranómetros por segundo.
hose coupling - acoplador de manguera.
hydraulic circulating system - sistema de circulación hidráulica.
hydraulic coupling - acoplador hidráulico.
hydraulic jack - gato hidráulico.
hydromatic brake - freno hidroautomático.
hydrometer - hidrómetro.
hydrophilic - hidrófilo.
269

I
idler - polea volante, polea loca.
impervious - impermeable.
impervious bed - capa impermeable.
impression block - bloque de impresión.
inch - pulgada.
inserd-joint casing - junta de inserción para tubería de ademe.
inspection port - ventanilla u orificio de inspección.
insulator- aislador: material aislante.
internal-combustion engine - motor de combustion interna.
iron sand reel - carrete del malacate de la cuchara.
iron tug wheel for bull wheel - polea sublateral de la rueda
motora.
iron tug wheel for calf wheel - polea sublateral de la rueda del
malacate de la tubería.
J
"J" tool - herramienta con ranura de enchufe en forma de "J".
jack - gato.
jack and circle - gato de cremallera circular.
jacked - camisa, forro, manguito.
jack post - postes que sostienen las chumaceras de la rueda
motora.
jack-post braces - tamapuntas de los postes de la rueda motora.
jackshaft - eje intermedio.
jar - percusora.
jar bumper - destrabador; tijera golpeadora.
270

jar-down spears - arpones de pesca para percusoras.
jas socket - receptáculo que se superpone a golpes para encojar
sobre la herramienta que se desea pescar.
jaw clutch - embrague de garras.
jerk line - cable para zapata.
joint - junta: tramo tubo que puede unirse a otro; empalme;
unión.
junk - desperdicios sólidos.
junk (to junk) a hole - abandonar un pozo debido a obstáculos en
las operaciones de perforación.
junk basket - cesto de pesca para despojos o desperdicios en el
fondo del pozo.
K
kelly joint - junta kelly.
key - chaveta; cuña metálica; llave.
key rock - roca determinante.
kilogrameter - kilográmetro.
kink - torcedura o retorcedura de un cable knob - perrilla.
knuckle - chamela.
knuckle joint - junta de chamela.
L
latch - cerrojo, pestillo, aldaba.
latch jack - pescador a cerrojo. Sinónimo de "boot jack".
lazy board - tabla andamio para operario de torre de perforación.
lead line - tubería de la bomba a los tanques de almacenaje.
leakage - escape; fuga.
271

leak clamp cellar - abrazadera para tapar fugas.
lease holder - arrendatario.
left-lay cable - cable de torsión izquierda.
lens - lente.
lessee - arrendatario.
level - nivel.
level gage -indicador de nivel lever - palanca.
lifting jack - gato mecánico.
lifting nipple - niple elevador o elevador de niple.
lifting spider - elevador de araña.
limestone - piedra calcárea, estrato calcáreo, zona calcárea o
caliza.
line - cable.
line pipe - tubería de oleoducto o de cañería.
liner catcher - garra de seguridad; agarrador de seguridad para
tubería.
liner hanger - sujetador de tubería colgante.
liner puller - halador de tubería; accesorios de tracción por cable.
line shaft - eje que mueve varias ruedas o conexiones mecánicas.
link - argolla; anillo.
loop - anillo.
lubricating grease - grasa lubricante.
lubricating-oll filter - filtro para aceite lubricante.
lubricator - lubricador, engrasador.
lubricants - lubricantes.
M
machine-dressed bits - barrenas afiladas a máquina.
machine vibration - vibración de la máquina.
magnetic instruments - instrumentos magnéticos.
main shaft - flecha maestro; flecha motor
main sill - largero principal de retén.
malleable castings - piezas fundidas de metal maleable.
272

malleable flange - brida de metal maleable.
malleable iron - hierro maleable.
mandrel - mandril.
mandrel for swivel rope socket - mandril para portacable
giratorio; mandril para enchufe de cable giratorio.
mandrel socket - enchufe de mandril; sinónimo de "swivel so-
cket".
manifold - tubo múltiple para distribución; tubo distribuidor; vál-
vula de distribución; tubo con varias entradas o salidas.
manifold valve - válvula de distribución.
manila cable - cabo manila; cable manila.
manila rope block - enchufe para cabo manila ; garrucha para
cable manila; portacabomanila; receptáculo para cabo manila;
roldana para cabo manila.
marine engine - motor marino.
martin spike - pasador; especie de punzón que se usa para abrir
los hilos o cordones de los cables cuando se empalman uno con
otro.
mast - mástil; asta, árbol.
master bushing - buje principal de la mesa giratoria: convierte un
agujero redondo en un cuadrado para agarrar la junta Kelly, que
también tiene forma cuadrilateral.
master gate - válvula de compuerta principal, por lo general ins-
talada en el sótano a nivel de la tierra; tipo de válvula de control.
mast head - cabeza de la torre de perforación; remate de la torre;
extremo superior.
matrix - matriz: piedra o roca que sirve de madre a los minerales;
molde.
measurement instrument - instrumento para medición.
measuring line - cable de medición para profundidad.
measuring stick - vara o palo de medir la profundidad penetrada
por la barrena.
metallic gasket - empaquetadura metálica.
metallic packing - empaquetadura metálica.
273

meter - metro; medidor.
milling cutter - cuchilla de fresa; cortador raspador.
milling shoe - zapata rotatoria dentada para cortar alrededor de
un tubo.
milling tool - herramienta de fresar.
mixer - mezclador.
mixture - mezcla.
molden packing - empaque moldeado.
mortise - cotana, muesca; to mortise - ensamblar.
mother hubbard bit - barrena de paleta.
mount - montaña; montura; to mount - armar, montar.
mouse trap - pescadespojos; instrumento de salvamiento que sir-
ve para recoger pedazos pequeños de hierro, roca, y otros
desperdicios en el fondo del pozo.
mounth - boca.
mud - lodo.
mud box - artesa para el lodo; cajón del lodo.
mud collar - collar de circulación; collar de perforación con
válvulas que permiten la circulación del lodo para así limpiar el
extremo superior de la barrena.
mud conditioner - regulador de lodo.
mud conveyer - tubo del lodo: tubo que conduce el lodo hasta la
manguera de inyección. Sinónimo de " mud conveyor".
mud ditch - canal de lodo.
mud end of pump - parte de la bomba que extrae y emite el
cemento.
mud-landen fluid - lodo de circulación.
mud line - tubo del lodo; tubo que conduce el lodo hasta la man-
guera de inyección. Sinónimo de "mud conveyor".
mud lubricator - lubricador de lodo: dispositivo para introducir el
lodo en el pozo a presión.
mud mixer - mezcladora de lodo; máquina para mezclar lodo.
mud-mixing gun - inyector mezclador de lodo; instalación de
tubos para inyectar el lodo en los depósitos de mezcla.
mud-pressure indicator - indicador de la presión del lodo.
274

mud-pump - bomba de lodo.
mud-pumop pressure gage -indicador de la presión en la bomba
para lodo mud-pump release valve - válvula de purgar de la
bomba del lodo.
mud saver - dispositivo, que por medio de una abrazadera con
empaque, limpia el lodo de la superficie exterior de la tubería al
extraerse ésta del pozo. Al mismo tiempo lo recoge y devuelve al
depósito de mezcla.
mud screen - colgador para lodo: sinónimo de "mud shaker".
mud sill - solera de apoyo: la solera más contigua a la tierra en el
piso de la torre de perforación.
mud socket - achicador de lodo: accesorio que se usa con las
herramientas de perforación para extraer el lodo o arena del fondo
del pozo.
mud thinner - diluente de lodo.
mud wiper - abrazadera limpiadora de lodo. Veáse "mud saber".
muffler - silenciador, válvula apagadora de sonido.
multiple-stage cementing - cementación a intervalos o en
puntos distintos.
multiple V-belts - bandas o correas para roldanas de acanalado
múltiple.
multipower reverse units - equipo para grúa o malacate con
más de un motor o mecanismo para contramarcha.
N
natural gas - gas natural.
neck - portazuelo; cuello; paso.
needle valve - válvula de aguja.
nipple - niple.
nitrocellulose - nitrocelulosa.
nitrogelatin - nitrogelatina.
275

nitroglycerin - nitroglicerina.
normal pressure - presión normal.
normal temperature - temperatura normal.
nose sill - solera de frente.
notched beam - árbol dentado.
nut -tuerca .
O
odometer - odómetro.
oil - aceite.
oil-bearing structure - estructura petrolífera.
oil burner - quemador de petróleo.
oil can - aceitera.
oil cups - copas de aceite.
oil engine - motor de petróleo.
oil feeder - aceitera.
oil field - campo petrolero.
oil gage - medidor de aceite.
oil heater - calentador a petróleo.
oil manifold - distribuidor multiple o control de válvulas.
oil pool - depósito subterráneo de petróleo; criadero de petróleo;
campo de petróleo.
oil rights - derechos al subsuelo petrolífero.
oil sand - arena petrolífera.
oil seal - cierre de aceite.
oil shale - esquisto aceitoso o bituminoso.
oil string - tubería de producción.
oil tempering - templado de aceite.
oil well - pozo de petróleo.
oil-well packing - empaquetadura de pozos.
oily - aceitoso.
oil zone - zona petrolífera.
276

orifice-type meter - medidor de orificio.
osmotic pressure - presión osmótica.
outcrop - crestón; afloramiento.
overshot - enchufe de pesca.
P
pack (to pack) - empaquetar, empacar.
packer - obturador de empaque; tapón.
packing - empaque; empaquetadura.
packoff head - cabezal obturador: sinónimo de "packing head".
penetrating edge - arista penetrante; borde;
penetration method - método de penetración.
percussion system of drilling - sistema de percusión.
perjins joint - junta Perkins.
pin - espiga; chaveta.
pinching bar - barreta.
pin socket - pescaespigas.
pin template - calibrador de espigas.
pipe - tubo; tubería.
pipe and fitting tongs - tenazas para tubos y accesorios.
pipe bender - curvatubos.
pipe-beveling cutter - cortatubos biselador.
pipe clamp - abrazadera de tubería.
pipe-cleaning machine - máquina de limpiar tubos.
pipe cutter - cortadora de tubería.
pipe-cutting machine - máquina cortadora de tubería.
pipe die - dado para tarraja de tubos.
pipe elevator link - eslabón o estribo de elevador de tubería.
pipe-fitting tongs - tenazas para cañería de bombeo; llaves para
cañería de entubación.
pipe grip - mordaza para tubos.
pipe jack - alzatubos; gato para levantar tubos.
277

pipe-joint clamp - abrazadera de unión para tubería.
pipeline - gasoducto; oleoducto; línea de tubería.
pipe saddle - sillete; abrazadera para tuberías.
pipe straightener - máquina para enderezar tubos.
pipe swedge - abretubos.
pipe thread - rosca de tubos.
pipe threader - roscador de tubos; alterrajador de tubería.
pipe-threading machine - roscador de tubos.
pipe tougs - tenazas para tubos.
pipe wrench - llave para tubos.
piston power pump - bomba de engranes.
piston pump - bomba de émbolo.
pitch - brea.
pitman - biela pitman.
pitman plates - platos; placas; planchas.
platform - plataforma.
plow steel - acero de arado.
plug - tapón.
plugging - taponamiento.
plug valve - válvula de obturación.
plunger - émbolo; pistón.
pneumatic pump - bomba neumática.
poker - barreta.
polished rod - vástago pulido; vástago que sube y baja a través
de la caja de prensaestopas de la cabeza de tubería en un pozo.
polycyelle - policíclico.
pool - depósito de hidrocarburos fluidos. Veáse "oil pool".
pop safety valve - válvula de seguridad.
portable drilling machine - perforadora portátil.
portable pumping plant - planta portátil de bombeo.
power blower - ventilador a fuerza motriz.
power pump - bomba mecánica.
power walt - planta de energía.
preheater - precalentador.
pressure drilling - perforación a presión.
278

pressure gage - manómetro; indicador de presión.
pressure regulator - regulador de presión.
prime mover - motor primario, motor primordial.
prong drag bit - barrena de arrastre.
prospecting drill - perforadora para exploraciones.
prospective oil land - terreno posiblemente petrolífero.
protector - protector.
pulley - aparejo; polea.
pulley beam - árbol de polea.
pulley block - motón.
pump - bomba; to pump - bombear, desaguar.
pyrometer -pirómetro.
Q
quartzite granite - granito con predominio de aluminio.
quench - apagar, templar, enfriar.
quick-change link - eslabón de cambio rápido.
quick-change union - union de instalación rápida: por lo general
consiste de un casquillo sin rosca y con empaquetadura que aprieta
por presición de un tornillo.
quick-opening valve - válvula de manejo rápido.
R
rack - cremallera, percha: astillero.
rack and lever jack - gato de cremallera y palanca.
ram gate - compuerta de cierre total.
rams - compuertas empaquetadoras.
ram´s - barreta.
rat hole - ratonera (hoyo que sirve para colocar tramos de tubo en
uso durante los trabajos de perforación).
279

reaction - reacción.
ream (to ream) - escariar o ensanchar, rectificar una perforación.
reamer - ensanchador o escariador.
reaming edge - arista ensanchadora o filo ensanchador.
recording chart - registro gráfico: trajeta o blanco para registro.
recording gage - manómetro registrador.
recovered acid - ácido regenerado o recuperado.
recovery - mejoría, rendimiento.
rectorhead - rectificadora, cabeza rector.
reducer - reductor.
reducing nipple - niple de reducción.
reducing tec - té de reducción.
reducing valve - válvula de reducción.
reel - carrete, tambor. Por lo general se usa tambor (druin) para
designar el carretel principal del malacate. Reel (carrrete) se usa
para designar el carretel auxiliar.
refractive index - indice de refacción.
regular socket slip - campana de pesca sencilla con aletas.
releasing and circulating spear - arpón de circulación y
desprendimiento.
repack - reempaquetadura.
repair clamps - abrazaderas para reparar tuberías.
reservoir - depósito.
resharpen (to resharpen) - reafilar.
resillency - elasticidad, resalto, rebote.
retainer - retenedor.
reversing shaft - árbol de cambio de marcha.
revolving clamp - abrazadera giratoria rifled pipe - tubo rallado.
rig - aparejo de perforación: equipo de perforación.
rigging - aparejo.
right-lay cable - cable torsion derecha.
rig irons - herraje de aparejo.
rig up (to rig up) - instalar un equipo de perforación.
rim - aro.
ring - argolla: armella, abrazadera: anillo.
280

rivet plate - arandel.
rock bit - barrena para roca. La cara triturante de esta barrena
consiste de una serie de rodilllos cortantes agrupados en forma
cónica.
rod - barra: barilla: barra o barilla de vástago.
rod hanger - barra de suspensión.
rod-hanger clamp - abrazadera de las barras de suspensión.
roller beating - chumacera o cojinete de rodillos.
roller swedge - abretubos de rodillos soga.
rope clip - grapa para cables.
rope grab - cocodrilo: amarre de cable: arpón múltiple para cable.
rope knife - cortacable.
rope socket - casquillo sujetacable: portacable.
rope spear - pescacable: arpón pescacable.
rope strand - hebra de soga: cordon de cable: torón de cable.
rope thimble - ojal para cable.
rotary bit - barrena para equipo rotatorio.
rotary disk bit - barrena giratoria de disco.
rotary drilling hose - manguera reforzada para equipo rotatorio.
rotary drilling swivel - cabeza de inyección.
rotary-feed control - controlador de precisión sobre la barrena
rotatoria automáticamente controla y mantiene el peso que se
aplica a la barrena para regular la velocidad de penetración.
rotary hose - manguera para equipo rotatorio.
rotary milling shoe - zapata dentada rotatoria para cortar alre-
dedor de un tubo.
rotary rock bit - barrena para roca usada con equipo rotatorio.
rotary swivel - acoplador giratorio: suspensor de conexión.
rotary table - mesa giratoria o rotatoria: plataforma circular gira-
toria que hace girar la barrena en el hoyo.
round reamer - ensanchador redondo: escariador redondo.
royalty - regalia.
run (to run) high - (the well runs high) - haber evidencia de
que la estructura petrolífera está en un punto alto: el pozo ofrece
evidencia que la estructura es alta o sube en este punto.
281

S
safety belt - cinturón salvavidas.
safety hooks - gancho de seguridad.
safety joint - junta de seguridad: unión que puede desconectarse
sin riesgo de desconectar otros tramos de tubos. Sinónimo de
"back-off joint".
salt dome - domo salino.
samson post - poste maestro.
samson poat braces - tornapuntas del poste maestro.
sand - arena: roca porosa petrolífera.
sand-balling reel - carrete para el cable de la cuchara. Sinónimo
de " sand-line reel".
sand line - cable de la cuchara: cable que sirve para subir y bajar
la cuchara o la bomba de arena.
sand-line spool - tambor para el cable de la cuchara.
sand pump - bomba de arena: cubeta para arena.
sand-pump pulley - polea de la cuchara.
sand reel - tambor de cubeta: malacate de la cuchara o carrete de
la cuchara.
sand-reel handle - palanca de manejo del malacate de la
cuchara.
sand-reel lever- palanca de presión del malacate de la cuchara.
sand-reel reach - vástago del malacate de la cuchara.
sand-reel tall sill - larguero subauxiliar.
sand sheave pulley - garrucha de la cuchara.
sand reel - tambor de cubeta; malacate de la cuchara o carrete de
la cuchara.
sand-reel handle - palanca de manejo del malacate de la
cuchara.
sand-reel lever - palanca de presión del malacate de la cuchara.
sand-reel reach - vástago del malacate de la cuchara.
282

sand-reel tall sill - larguero subauxiliar.
sand sheave pulley - garrucha de la cuchara
sandstone - arenisca
scale - inscrustación.
scarf weld - soladado a traslape; to scrarf - ajustar, empalmar.
scleroscope - escleroscopio.
scraper - raspatubos o diablo.
screen - criba o colador.
screened liner - tubo colador; tubo con las paredes perforadas
que se cuelgan al extremo inferior de la tubería de ademe para que
el fluido se filtre sin rocas y despojos.
screen pipe - tubos coladores.
screw conveyor - tornillo transportador o tornillo sin fin.
screw coupling - unión a rosca.
screw grab - machuelo arrancasondas.
screw grab guide - guía para machuelo arrancasondas.
screw jack - gato a tornillo; gato de tornillo.
scrubber - tanque limpiador.
sealing loquid - líquido obturador.
seat - base.
seamlees pipe - tubo sin costura.
seamlees-steel casing - tubería de revestimiento de acero sin
costura.
sedimentary - sedimentario.
self-aligning ball bearings - cojinetes de bolas de alineación
auto-mática.
self-aligning coupling - empalme de alineación automática.
self-allgning roller bearings - cojinetes de rodillos de alineación
automática.
semimetallic gasket - empaquetadura semimetálica.
separator - deflegmador o separador.
set (to set) - armar, colocar.
setting tools - herramientas de ajuste; herramientas para
insertar accesorios en pozos; herramienta de inserción y ajuste.
283

shackle - argolla.
shaft - árbol.
shaft coupling - empalme de eje.
shale - pizarra; esquisto, esquisto arcilloso.
shale shaker - colador para lodo; sinónimo de "mud screen".
shallow hole - perforación de poca profundidad.
sharpen (to sharpen) - afilar, amolar.
sheave - polea; roldana.
sheet packing - láminas de empaque.
shell - anillo; cartucho.
shifting shaft - árbol para cambiar velocidades.
shim - láminas para llenar espacio.
shock absorber - amortiguador; absorbechoque.
shoe - zapata.
shooting - torpedeamiento o dinamitación.
shoulders - rebordes.
side rasp - mediacaña escofina: lima gruesa que se usa para lim-
piar y raspar las paredes del hoyo alrededor de las herramientas de
perforación cuando estás se encallan.
sidetracking - desviación.
sidetracking tool - herramienta para desviar.
single-acting pump - bomba de acción simple.
single duty -función sencilla.
sinker - barra para aumentar el peso sobre las herramientas de
perforación.
sinker bar - barra de sondeo. Esta barre se usa como plomada
para aumentar el peso sobre las herramientas de perforación.
skid hoist - grúa con montaje en patín.
slack-line holder - sujetador de las líneas muertas.
sleeve - abrazadera; manguito.
slide - dislocación.
slide bar -guía.
slim-hole rig - equipo para perforaciones diámetro reducido
slim-hole rotary drilling rig - equipo de perforación para hoyos
de diámetro reducido.
284

slips - cuñas dentadas.
slip socket - pescasondas de enchufe; campana de pesca con
aletas; campana de pesca con cuñas.
slope - declive; pendiente.
sloted pipe - tubo colocador; tubo con perforaciones para permitir
que el petróleo se filtre libre de despojos.
sludge acid - ácido sucio o lodoso.
slush - barro; lodo.
slush pump - bomba para barro de circulación; bomba de
inyección de barro.
snap - rotura por fuerza de tiro; chasquido; golpe; estallido.
snatch block - roldana de maniobra.
socket - enchufe, casquillo, campana de enchufe, boca tubular de
una llave para pernos o tubos.
socket bowl - centrador de herramientas de pescar.
spark arrester - chispero, sombrerete.
spear - arpón.
specific gravity - peso específico.
speed indicator - indicador de velocidad, velocímetro, taquí-
metro.
speed-reduction unit - caja de engranajes de cambio. Veáse
"gear box".
spider (and slips) - anillo y cuña de suspensión.
spindle - árbol.
spinning line - tubería o línea giratoria para conectar tubos de
ademe.
spiral-welded casing - tubería de costura espiral.
spiral-welded pipe - tubería de costura espiral.
splice (to splice) - ajustar, empalmar, empatar.
splicint tool - herramienta de empalmar.
split spider - araña partida.
spool (to spool) - arrollar, enrollar.
spooler - guía que destruye uniformemente el cable al arrollarse
éste en el carrete.
285

spooling flange - brida que limita la capacidad del carrete.
sprocket - diente de rueda de engranaje para cadena.
sprocket chain - cadena para engranaje de unión.
sprocket wheel - rueda dentada.
spud - escoplo; to spud - iniciar la perforación con una barrena
especial que se usa en la tierra suelta hasta encontrar la primera
capa de roca.
spudder - perforadora; balancín.
spudder arm - balancín tiracable.
spudding - iniciar la perforación; perforar la capa que forma la
superficie del terreno hasta encontrar el primer estrato de roca.
spudding beam - balancín.
spudding bit - barrena tipo escopio.
spudding machine - equipo para perforación inicial.
spudding shoe - corredera para perforación.
squib - detonador.
stabilizer - centrador: vástago grueso de barrena para mantener
las herramientas en el centro del hoyo.
stack blower - insulflador de chimenea.
stack draft - tiro de chimenea.
stage-cementing equipiment - equipo de cementación de
múltiple etapa.
standard rig - equipo de perforación normal o patrón.
standing valve cage - cámara de válvula fija.
standpipe - tubo de alimentación de lodo.
staple - armello.
star bit - barrena de cruz.
steam condenser - condensador de vapor.
steam engine - máquina de vapor.
steam hose - manguera para vapor.
steam jet pump - bomba inyectora.
steam line - tubería de vapor.
steam manifold - válvula o tubo múltiple de distribución de vapor.
steam-pressure gage - indicador de presión de vapor.
steam acrubber - depurador de vapor. Sinónimo se "steam trap".
286

steel - acero.
steel drum - tambor de acero.
steel tank - tanque de acero.
stem - vástago.
stem straightener - enderezador de vástago.
stiff-neck socket - portacable fijo; enchufe sólido para cable.
stock and dies - dados de terraja.
stock cock - grifo de cierre.
straight reamer - escariador recto.
strap - correa; banda; faja.
stratigraphic - depósito estratigráfico.
string of tools - cadena a juego de herramientas para
perforación.
stripper - raspador de tubería, limpiador de vástago.
stroke - carrera; recorrida.
structure - estructura.
stud - perno: pescador.
stuffing box - prensaestopas.
stuffing-box casing head - cabeza de tubería con prensaestopa.
stuffing-box gland - casquillo del prensaestopas.
submarine drilling - perforación submarina; perforación bajo
agua.
sub sill - larguero auxiliar.
suction pipe - tubo de succión.
sulfur - azufre.
sump hole - foso para lodo; presa de lodo.
surge - oleada; oleaje.
swab - limpiatubos; pistón de achique.
swabbing - limpieza con escobilla (pozo).
swaged nipple - niple de botella.
swing joint - junta articulada.
switch - conmutador; interruptor.
swivel - eslabón giratorio; cabeza de inyección en equipo
rotatorio; acoplador giratorio.
287

T
tabs - asa; orejas.
tackle - aparejo de poleas.
tailing-in - colear; ensanchamiento del pozo para poder proseguir
con la perforación.
tailings - resíduos; colas.
tail post - poste extremo.
tap - macho de terraja; unión o toma de derivación.
tap (to tap) a nut - aterrajar una tuerca.
tapered roller bearings - cojinetes de rodillos biselados o
cónicos.
tapered tap - machuelo arrancasondas; machuelo cónico.
telescoping derrick - torre de extensión: mástil o torre de exten-
siones enchufadas; mástil telescópico.
temper screw - tornillo alimentador o regulador.
temper-screw elevator rope - cable elevador del tornillo ali-
mentador.
therman conductivity - conductibilidad térmica.
thermal efficiency - eficiencia térmica.
thermal unit - unidad térmica.
thermodynamics - termodinámica.
thermometer - termómetro.
thermostat - termostato.
thread - filete de rosca.
thread (to thread) - aterrajar un tornillo.
thread filler - pasta o líquido de relleno para la rosca de
conexiones o uniones.
thread protector - guardarosca; guardahilos.
three-point suspension - suspensión a tres puntos.
throttle valve - válvula de estrangulación.
thrust ball bearings - cojinetes de bolas que permiten y compen-
san el movimiento lateral de un eje.
288

tie band - banda de amarre.
tiedown companion flange - bridas gemelas con ganchos o tor-
niquetes de anclaje.
timber - ademe; madera; maderamen.
time bomb - bomba de cronómetro; bomba graduada a tiempo.
tong die - dado de tenazas.
tong-line hanger - gancho para el cable de las tenazas.
tong-line pulley - polea para el cable de las tenazas.
tongs - tenazas; llaves; caimán; pinzas; mordazas; alicates.
tongue-and-groove-joint union - unión de espiga y caja.
tool box - cajón para herramientas.
tool crane - aparejo para herramientas; garrucha para
herramientas; cabrestante para herramientas; pescante para
herramientas.
tool dresser - ayudante de perforación.
tool extractor - extractor de herramientas.
tool gage - calibrador para herramientas.
tool guide - guía de herramientas.
tool-joint - unión doble; junta cónica hueca para herramientas ro-
tatorias.
tool-joint protector - tapón protector de la rosca de tubería.
tool-joint refacing machine - Veáse "tool-joint shoulder dre-
ssing tool".
tool-joint shoulder-dressing tool - herramienta para alisar y
pulir el tone o reborde de unión de las conexiones de la tubería de
herramientas. Sinónimo de "tool-joint refacing machina".
tool pusher - individuo a cargo de dirigir las operaciones de
perforación.
tool repair - reparación de herramientas.
tool swing - vaivén de las herramientas; oscilación de las herra-
mientas.
tool tightener - apretador de herramientas.
tool wrench - llave de herramientas.
tool-wrench liner - suplemento para llave de cuadrado.
toothed bar - barra dentada.
289

top - cabeza; cumbre; coronilla; copete; punta; remate.
top hole - boca del pozo.
topography - topografía.
torpedo - torpedo.
torpedoing - torpedeamiento o dinamitación.
torpedo reel - carrete para alambre de torpedo.
torque converter - transmisión de torsión; transmisor del
momento de torsión; transmutador de la fuerza que causa el
movimiento de torcedura.
torque indicator - indicador de fuerza de torsión.
torque-limiting wrench - llave de fuerza de torsión limitada.
torsion angle - ángulo de torsión.
torsion moment - momento de torsión.
tractor - tractor.
trailer - vagón, carro o camión de remolque.
transmission coupling - empalme de transmisión.
transmission drive - mando o impulsión por transmisión.
transmission shaft - flecha de transmisión.
traveling block - polea viajera; caballete portapolea móvil.
traveling valve cage - cámara de válvula viajera.
triplex pump - bomba triple.
trip spear - arpón de disparo.
trunnion bracer - abrazadera de muñones.
truss (to truss) - armar.
tube beader - rebordador de tubos.
tube expander - abocinador de tubos.
tubing - entubamiento.
tubing block - bloque de roldana para tubería; polea para tubería.
tubin catcher - asegurador de tubería; sujetador de entubamien-
to.
tubing disk - disco para tubería; disco para cerrar el flujo
temporalmente.
tubing elevator - elevador de tubería.
tubing head - cabeza de tubería.
tubing oil saver - abrazadera con empaque que limpia el aceite de
290

la superficie de la tubería de perforación al extraerse ésta del pozo.
tubing spider - cruceta para tubería.
tubing swivel - niple giratorio.
tubing tongs - tenazas para tubos; tenazas para tubería.
tug pulley - polea lateral de la rueda motora; polea de remolque o
arrastre.
turbine-driven generator - generador a turbina.
turabuckle - torniquete.
turning arbor - árbol de ballesta en un torno.
U
undampened - no amortiguado o libre.
underreamer - ensanchador de fondo.
union - unión o junta.
unit - unidad: conjunto de máquinas para llevar a cabo una opera-
ción completa.
unit of viscosity - unidad de viscosidad.
universal joint - junta universal.
upstroke - carrera ascendente.
upswing - subida.
utillity units - máquinas para proporcionar energía eléctrica;
agua u otro servicio.
W
wagon - vagón, carro de ferrocarrril, furgón.
wagon tongue - lanza para remolque.
291

walking beam - balancín.
wall hook - gancho centrador de barrena; gancho para centrar la
barrena en el hoyo.
wall scraper - raspador de pared.
wash (to wash) - lavar, limpiar; bañar.
washer - arendela; anillo; tanque, roldana.
water gage - indicador de nivel.
water gage cock - grifo indicador de nivel de agua; grifo de con-
frontación.
water hose - manguera de agua.
water-level gage - indicador de nivel de agua.
water meter - contador de agua; medidor.
water pump - bomba de agua.
water string - tubería aisladora del agua.
water-tube boiler - caldera de tubos.
water-well drill - perforadora para pozos de agua; sonda para
pozos de agua.
wearing surface - superficie de desgaste.
wedges - cuñas.
weight indicator - indicador de peso.
welded pipe - tubería soldada.
well measuring meter - indicador de metraje adjunto al carretel
de la cuerda de medición.
well measuring reel - carrete auxiliar para la cuerda medición de
profundidad.
well screen - colador para pozos.
well shooting - torpedo de pozos.
wet natural gas - gas natural húmedo.
whipstock - guíasondas, desviador to whip.
Stock - desviar el hoyo.
whipstock orientation - orientación del desviador o guíasondas.
whirler cementing collar - collar giratorio para cementar.
whirler shoe - zapata giratoria.
wimble - berbiquí.
winch - montacargas.
292

windlass shaft - árbol de malacate.
wire - alambre.
wire brush - cepillo de alambre.
wire cable - cable de alambre.
wire cable clip - grapas para cable de acero.
wire gage - calibrador para alambre.
wire line - cable metálico.
wire-line clamp - abrazadera para línea y cable de perforación.
wire-line clip - Veáse "wire-line clamp".
wire-line core barrel - sacanúcleos de cable.
wire-line coring reel - carrete para el cable de la barrena sacanú-
cleos.
wire-line cutter - cortacables, cortadora de cable.
wire-line guide - guía del cable de perforación.
wire-line pump - bomba de cable.
wire-line socket - portacable.
wire rope - cable metálico.
wire rope kink - torcedura, retorcedura.
wire-rope knife - cortacable.
wire-rope line - cable metálico.
wire-rope thimble - ojal para cable; ojete para cable o guarda-
cabo.
working barrel - cilindro del émbolo de una bomba de petróleo.
wovwn brake lining - forro tejido para frenos.
wrench - llave.
wrench square - cuadrado para llave; llave de cuadro; cuadrado
de la llave.
wrist - muñón.
wrist pin - espiga de manivela.
Y
yard - patio; yarda 0,914399 metros.
293

INSTRUCTIVO PARA LA APLICACIÓN DE FORMULAS
Casio fx 5000 f 128 formula
mode 1 para grabar formulas
mode 2 para colocar formulas en los programas del usuario
mode 3 para borrar formulas
Para colocar una formula se procede de la manera siguiente :
Prender calculadora oprimir tecla AC, después mode 2 ahí aparecerá en
mantisa (pantalla) los programas del 01 23456789 A y B con el cursor
Seleccionar el número del programa deseado después oprimir exe
ahí iniciar a colocar la formula de la siguiente manera:
2 2 2
V=24.51 x Q / (D -D :)o sea ALPHA V = (__) 24.51 x Q / (ALPHA D -
2
ALPHA d ):
Nota al teclear ALPHA D aparecerá letra normal y ALPHA : aparecerá letra
minúscula o sea ALPHA dos puntos: y luego la letra D ahí aparecerá la letra
minuscula "d" y bien ya colocada la formula oprimir las teclas mode 1 ahí
se grabará la formula de hecho siempre salir así mode 1 con eso jamás
borraremos ninguna formula o cálculo.
No olvidarse nunca de colocar siempre los puntos: despues de cada
formula con esto se lograra conectar v conservar los valores de cada
variable (letra) v nos servira para conectar v conbinar con las demas
formulas por ejemplo: tiempo de atraso t = pn : cuando la calculadora te
pida el valor de "p" que sera el de la profundidad en pies ella va tiene el
valor de "v" que es de la velocidad anular le proporcionas el valor de
profundidad v enseguida te dara el resultado de "ta".
Ü Þ
294

Al proporcionar el dato de profundidad aun se lo puedes colocar por medio
de una formula, ejemplo: 2500 x 3.28 y la calculadora lo dividiere y lo
mete al programa y al continuar desarrollando el programa te darás
cuenta que "P" ya tiene el valor en pies. Si al estar colocando una formula
te falto insertar un signo o una letra con shift puedes colocar la letra o
2 2
signo que te falte ejemplo : 24.51 x Q / (D -d )notaras que en la formula
anterior le falto un paréntesis ahí con el cursor (flecha) que tiene el INS. lo
oprimes ahí aparecerá un parpadeo que te indica que puedes insertar
cualquier signo o letra que te falte después con el cursor lo regresas a
donde desees y si lo deseas ahí mismo teclear mode 1 .Esta calculadora
acepta hasta 16 variables (letras) en cada programa al colocar 17 te
marcara error mem que indica error de memorias también puede aparecer
error de sintaxis SYN error que indica un mal encadenamiento cuando esto
suceda con el cursor oprimir cualquiera de los dos te llevarán a donde esta
el error.
Para llamar un programar oprimir tecla PROG y luego el N° de donde tienes
colocadas la formula o programa al salir se hará con mode 1 si al
desarrollar un programa te marcara error con el cursor cualquiera de los
dos corregir el error y salir con mode 1 de otra forma se borrara las
formulas en el programa.
La calculadora cuenta con 10 memorias constantes K estas se imprimen en
la tecla PROG para imprimirlas se hará de la siguiente manera : desarrollar
un calculo y oprimir EXE ya teniendo el resultado en mantisa oprimir-.
.SHIFT PROG y el N° de 0 al 9 donde elijas o desees v luego EXE ahí
quedara grabado el dato.
Para llamar un K oprimir las teclas SHIFT PROG más en N° de K que
desees obtener y luego EXE; para borrar un K primero colocas un cero en
mantisa y luego SHIFT PROG . y en N° de K que desees borrar y EXE SAL se
borrara únicamente el K deseado es como si oprimieras un resultado solo
que en vez de números grabaras un cero. para borrar todos K oprimir
iSHIFT DEL EXE con esto borraras todo.
295

Nota: cuando se tiene grabado datos en las memorias K se pueden utilizar
en las formulas de la propia calculadora o sea que cuando un programa te
pide una letra (variable) se la puedes proporcionar por medio de los K
ejemplo: SHIFT PROG. y N° donde se obtiene el dato. Tambien se pueden
multiplicar, dividir, sumar y restar entre si, SHIFT PROG. 1 x SHIFT PROG.
2 K1XK2 o SHIFT PROG. 3/SHIFT PROG. 9 K3 / K9 etc. etc. O aun más K1 x
K2 (K3 -K9) EXE, y aun más se pueden grabar en un K los resultados de las
operaciones a ejecutar SHIFT PROG. 2 x SHIFT PROG. 3/ (SHIFT PROG. 5 -
SHIFT PROG. 9) SHIFT PROG más en N° de K a donde se desee grabar
estos resultados digamos el K4 luego la tecla EXE , K2 x K3/ (K5 -K9)
SHIFT PROG. 4EXE listo para invertir un número de negativo a positivo 35-
50 = -15 oprimir tecla (-) más tecla SHIFT EXE EXE y ahí te dará en N° ya
positivo. Para efectuar cálculos matemáticos normales siempre se harán
con mode 4 o mode 1 de lo contrario los cálculos tendrán variaciones. Esta
calculadora cuenta con cuatro tipos de letra (variables) primero alpha y
letra deseada y ahí aparecerá la letra normal segunda etapa y dos puntos:
letra minúscula esta nos servirá para colocar dos letras iguales en una
2 2 2
formula por ejemplo (D -d )tercera alpha y otra letra ; cuarta alpha y x y
por ultimo alpha eng. = A letra la calculadora trae de fabrica 128 formulas
incorporadas las cuales para llamar alguna de ellas solamente oprimes el
N° de formula deseado y luego la tecla FMLA. Ahí, puedes trabajar en ella t
para salir será con mode 1 y si se desea colocarla en las formulas del
usuario se hará de la manera siguiente 22FMLA EXE mode 2 EXE FMLA
mode1 o bien se llama la formula como se indica arriba cuando aparezca la
formula se oprime la tecla mode 2 ahí aparecerá en pantalla los programas
del o al 9 y a b con el cursor seleccionar el N° de PROG. a donde se desee y
después oprimir EXE e inmediatamente la tecla FMLA y luego mode 1 ahí
se quedara grabada en las formulas del usuario y ahí se podra modificar si
asi se desea con mode 2 y modificas con mode 1 sales
Calculo para la proyección al fondo y longitud a perforar para alcanzar una
prof. vert, determinada formula.
A= (D-E)*COSJ+K : B=(C-A)/COS (J) = (D) : DONDE A = A LA
PROYECCION AL FONDO
D= PROF. FONDO E=PROF, DONDE SE TOMO LA ULT. DESV. J=ANG.
PROM. ULT. ESTACION K=PROF.VERT. ULT. EST. B= PROF.TOTAL A
PERFORAR C=PROF. VERT. DETERMINADA
EJEM : &" 720 -698 X COS 24.25 + 672.27 + 692.328765 B = 750-
692.3287651 COS (24.25) + 672.27 = 783.252507
296

PROGRAMA N° "B"
CALCULO DIRECCIONAL
K=ANGULO OBSERVADO ANTERIOR (OPERADOR)
Q=ANGULO OBSERVADO ACTUAL (OPERADOR)
L=LONGHITUD DE CURSO (OPERADOR)
M=ANGULO PROMEDIO (CALCULADORA)
V=PROF. VERT. (CALCULADORA)
B=PROF. VERT. VERD. ANTERIOR (CALCULADORA)
H=PROYECCION HORIZONTAL (CALCULADORA)
D=DIF. DE RUMBO (OPERADOR)
S=DIFERENCIA DE SECCION (CALCULADORA) SECCION VET. PARCIAL
T=SECCION VERT. ANTERIOR (CALCULADORA)
W=RUMBO PROMEDIO (OPERADOR)
Y=COORDENADAS PARCIALES NORTE SUR (CALCULADORA)
X=COORDENADAS PARCIALES ESTE OESTE (CALCULADORA)
G=RUMBO OBSERVADO ANTERIOR (OPERADOR)
J=RUMBO OBSERVADO ACTUAL (OPERADOR)
F=SEVERIDAD DE PATA DE PERRO (CALCULADORA)
M=(K+Q)/2 : V = L *COS(M) : B=B+V : M = L *SEN (M) : S= M * COS
-1
(D) : T=T + S: Y= M*COS (W) : X= M*SEN (W) : F= COS ((SEN(K) *
SEN (Q) * COS (C-J)) + COS (K) * COS(Q)) * 30/1 :
PROGRAMA N° "A"
PROYECCION DIRECCIONAL
X=COORDENADAS FINALES ESTE OESTE
Y=COORDENADAS FINALES NORTE SUR
D=DESPLAZAMIENTO TOTAL OBJETIVO
R=RUMBO(OBJETIVO)
C=RADIO DEL CIRCULO
A=ANGULO MAXIMO (OBJETIVO)
V=PROF. VERT. REAL APROVECHABLE
L=LONGITUD DE CURSO PARA ALCANZAR ANG. MAX.
H=DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL PARCIAL
P=PROF. VERT. PARCIAL
I=INICIO A DESVIAR
O=PROF. VERT. TOTAL (OBJETIVO)
297

2 2 -1
D=(X + Y ) : R=TANG (X/Y) : C= 57.29 * (30/N) : A = ((TAN-1 ((D-
C)/V)) + (SEN-1 (C ((COS ((TAN -1((D- C)V)))V)))) : L=C*(A/57.29) :
H=C*(1-COS(A))) : B=C*(SEN(A)) :
CANTIDAD DE D.C. NECESARIOS PARA CARGAR DETERMINADO PESO
SIBNA. FORMULA W=P*S / (M*F) : DONDE ;
W= CANTIDAD DE D.C. NECESARIOS
P=PESO A CARGAR KILOGRAMOS
S=MARGEN DE SEGURIDAD 10, 15, 20, POR CIENTO = 1.10, 1.15,
1.20 M=PESO DE LOD D.C. K/M
F=FACTOR DE FLOTACION
EJEMPLO:
12000 * 1.151 (135 * 0.864) = 118.31 MTS. PUNTO NEUTRO
FORMULA.
N=PUNTO NEUTRO P, W, F ARRIBA MENCIONADOS.
N=P/(M*F) : 120001 (135*0.684)=102.88
EXCEDENTE FORMULA
J=W-N : 118.31 -102.88=15.43 MTS. DE EXCEDENTE
CALCULO DE CIERRE DE RUMBO Y DE ANGULO
A=TAN-1 (X/Y) : DONDE:
X=RESTA DE LAS COORDENADAS FINALES PLANO MENOS
COORDENADAS FINALES PLANILLA (X PLAN PROPUESTA MENOS X
POZO ACTUAL) CON LAS COORDENADAS "Y" SE PROCEDE DE IGUAL
MANERA
CIERRE DE ÁNGULO
X=DESPLAZAMIENTO TOTAL OBJETIVO MENOS DESPLAZAMIENTO
POZO ACTUAL Y=PW. DEL OBJETIVO PLANO MENOS PW ACTUAL PROG.
N°I 0 V. A. Y T. A.
2 2
V.A.= V=24.51*Q/(D -d ) : T=PN : DONDE:
V=VELOCIDAD ANULAR PIES POR MIN.
24.51 FACTOR CONSTANTE.
Q=GASTO GPM
D=DIAMETRO MAYOR PULG. AGUJERO O INT. TR.
298

d=DIAMETRO EXT. TP. DC. ETC. ETC.
T=TIEMPO DE ATRASO
P=PROFUNDIDAD EN PIES
EJEMPLO
24.51 * 3.96 * 106 = O INCLUSIVE SE PUEDE AHI MISMO CUANDO TE
PIDA LA LETRA "Q" EJECUTAR LA FORMULA DE GASTO POR EMBOLADA
2
Y LUEGO POR MIN. 6 * 12 * 0.0102 *(90 *106)=420
D=12" d=4.5"
PROF = 3105 * 3.28= 10184.4
V.A. =83.25
T .A. =122.32
SIEMPRE QUE SE CONCATENEN (ARCHIVEN) FORMULAS NO OLVIDAR
COLOCAR LOS DOS PUNTOS CON ELLO SE LOGRARA CONECTAR TODAS,
LAS FORMULAS ENTRE SI Y TODAS LAS VARIABLES OSEA QUE EL VALOR
DE "F" POR EJEMPLO FACTOR DE FLOTACIÓN SIEMPRE SERA EL MISMO
FACTOR DE FLOTACIÓN O "Q" GASTO SIEMPRE SERA GASTO
ESTA CALCULADORA CUENTA CON 4 TIPOS DE LETRAS (VARIABLES)
ALPHA Y LETRA DESEADA ES LA NORMAL: ALPHA Y DOS PUNTOS ES OTRA
2
LETRA: ALPHA Y X OTRA: : Y POR UL TIMO ALPHA ENG OTRA O SEA QUE
2 2
CUANDO DESARROLLES UNA FORMULA POR EJEMPLO: (D -d ) DIÁMETRO
MAYOR MENOS DIÁMETRO MENOR LA "D" ES LETRA NORMAL PERO LA
OTRA d SERA LETRA CON ALPHA DOS PUNTOS Y LUEGO LA LETRA d
LA CALCULADORA CUENTA CON 128 FORMULAS INCORPORADAS EN LAS
CUALES PUEDES LLAMARLAS PRESIONANDO UNICAMENTE EL N° DE LA
FORMULA DESEADA Y LUEGO FMLA. AHI APARECERÁ EN LA PANTALLA LA
FORMULA Y AHÍ SE PODRÁ TRABAJAR EN ELLA PARA SALIR SERA CON
MODE 2 PARA COLOCAR UN A FORMULA INCORPORADA A LAS FORMULAS
DEL USUARIO PROCEDE DE LA SIGUIENTE MANERA EJEMPLO 22FMLA
MODE 2 EXE FMLA MODE 1 AHI QUEDARA DENTRO DE LAS FORMULAS DEL
USUARIO Y SE PODRÁ MODIFICAR SI ASÍ SE DESEA REPITIENDO ELEGIR
EL N° DE LA FORMULA DESEADA OPRIMIR TECLA FMLA Y LUEGO MODE 2
AHI APARECERÁ EN PANTALLA (MANTISA) LOS PROGRAMAS DEL 0 AL 9 Y
A B DESPUÉS OPRIMIR TECLA EXE Y LUEGO MODE1 AHÍ QUEDARA
GRABADA LA FORMULA EN LOS PROGRAMAS DEL USUARIO
299

PROGRAMA N° B
CALCULO DIRECCIONAL :
K= ANGULO OBSERVADO ANTERIOR (OPERADOR)
Q= ANGULO OBSERVADO ACTUAL (OPERADOR)
L= LONGITUD DE CURSO (OPERADOR)
M= ANGULO PROMEDIO (CALCULADORA)
V= PROF. VERT. (CALCULADORA)
8= PROF. VERT. REAL ANTERIOR (CALCULADORA)
H= PROYECCION HORIZONTAL (CALCULADORA)
O= DIFERENCIA DE RUMBO (CALCULADORA)
S= DIFERENCIA DE SECCION (CALCULADORA)
T= SECCION VERTICAL ANTERIOR (CALCULADORA)
W= RUMBO PROMEDIO (OPERADOR)
Y= COORDENADAS PARCIALES SUR O NORTE (CALCULADORA)
X= COORDENADAS PARCIALES ESTE U OESTE (CALCULADORA)
G= RUMBO OBSERVADO ANTERIOR (OPERADOR)
J= RUMBO OBSERVADO ACTUAL (OPERADOR)
F= SEVERIDAD DE PATA DE PERRO
M=(K + Q)/2 : V= L *COS (M) : 8= B+V : H= L *SEN (M) : 8=
-1
H*COS(D) : T=T+S : Y= H*COS(W) : X=H*SEN(W) : F= COS
((SEN(K)*SEN(Q)*COS(C-J) + COS(K)*COS(Q))*30 /L
PROGRAMA N° A
PROGRAMA DIRECCIONAL
S= COORDENADAS X OBJETIVO
Z= COORDENADAS X CONDUCTOR NOTA: ESTAS COORDENADAS SE
PUEDEN ARCHIVAR EN LOS "K" 9, 8
G= COORDENADAS y OBJETIVOS
J= COORDENADAS y CONDUCTOR
X= COORDENADAS FINALES ESTE U OESTE
Y= COORDENADAS FINALES NORTE O SUR
D= DESPLAZAMIENTO
R= RUMBO DEL OBJETIVO
C= RADIO DEL CIRCULO
A= ÁNGULO MÁXIMO
V= PROFUNDIDAD REAL APROVECHABLE VERTICAL POR SUPUESTO
L= LONGITUD DE CURSO
H= DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL (PARCIAL)
P= PROFUNDIDAD VERTICAL P ARCIAL
300

2 2 -1
X= (S-Z) : y= (C -J): D= . (X + Y ) : R= TAN (XN) :C= 57.29 *
-1 -1 -1
(30/N) : A= «TAN ((D-C)))+SEN (C*((COS(TAN ((D- C)N))N))
L=C*(A/57 .29) : H= C* «1-COS(A))) : P= C(SEN(A)) :
Siempre que se concatenen (archiven) formulas no olvidar colocar los dos
puntos [;] con ello se lograra conectar todas las variables entre si o sea
que el valor de q siempre sera el mismo, el de h , o el de v, etc.etc. Existen
cuatro tipos de letras o sea variables normal alpha y letra deseada, alpha :
y letra deseada alpha x2 y letra deseada y por ul timo alpha eng. Y letra
deseada y nos servirá para seleccionar dos letras en la misma formula
ejemplo Q= (D-d) o P=(T x t) o=diametro mayor d= diámetro menor etc.
Etc. Para llamar un a de las formulas de la calculadora que trae de fabrica
se elije por medio de el n° deseado y luego se oprime la tecla fmla ahi se
podrá trabajar en ella y para salir se saldrá siempre con mode 1 para
colocar una formula incorporada se procede de la siguiente manera
oprimir 22fmla luego mode 2 ahí aparecerá en mantisa los programas del
1 al 9 y a y b seleccionar a donde se desee incluir y después oprimir exe y
luego la tecla fmla y luego mode 1 ahi quedara grabada la formula en las
formulas del usuario después de esto se podrá modificar si así se desea
301

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