SARTA DE PERFORACIÓN

SERGIO AMADO

SEBASTIAN MONTEROSA

CAMILA SÁNCHEZ

RAFAEL ANTONIO DELGADO CARVAJAL

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMERICA

FACULTAD DE INGENIERIA

CATEDRA DE PERFORACIÓN

2015

SARTA DE PERFORACION

1. INTRODUCCIÓN.

2. FUNCIONES.

3. COMPONENTES DE LA SARTA.

3.1. Tubería de perforación (Drill pipe).3.2. Tubería de perforación de paredes gruesas (heavy walled drill pipe).3.3. Ensamble de fondo o BHA: drill collar, estabilizadores, ampliadores,

motor, otros.3.4. Broca (barrena).

4. DISEÑO DE L SARTA DE PEEFORACION.

1. INTRODUCCIÓN:

La sarta de perforación o también conocida como columna de perforación, es la encargada de transmitir las fuerzas de empuje y rotación desde superficie a la broca (barrena). Es el ensamblaje de tubería poco pesada también llamada tubería de trabajo que comienza con el top drive o kelly en la parte superior, con el ensamblaje de fondo BHA (botom hole assembly), que es la parte de la sarta más pesada en las parte inferior para poder transmitir el movimiento rotario y el peso necesario a la broca, y a su vez permitir el flujo el lodo de perforación hasta la broca y a superficie.

Las tuberías, los accesorios y la broca, deben tener características específicas para que puedan soportar esfuerzos de tensión, colapso y torsión. Es por esto, que antes de colocar cualquier tubería en la sarta se debe hacer un diseño previo de esta para conocer los límites de las tuberías y de los accesorios teniendo en cuenta los esfuerzos a los que serán sometidos y también de acuerdo a las características propias de cada instrumento.

En el trabajo se realizará un estudio y descripción de los fundamentos de la sarta, de las partes que la componen y del diseño previo que se debe hacer antes de escoger los materiales que se van a utilizar para la perforación eficiente.

2. FUNCIONES:

Las funciones principales de la sarta de perforación son:

Transmitir la rotación a la broca desde superficie. Transmitir peso a la broca para que las formaciones se rompan más

fácil (PSB). Proporcionar una vía de transporte al lodo de perforación para que

llegue hasta la broca y a través de todo el pozo. Guiar y controlar la trayectoria del pozo. Transmitir y soportar cargas de torsión. Proporcionar medios para subir y bajar la broca dentro del pozo. Es usada también para trabajos de cementación. Mantener la tubería en tensión para evitar el pandeo. Asegurar la bajada de los revestimientos.

3. COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN:

3.1. TUBERÍA DE PERFORACIÓN O DRILL PIPE:

La tubería de perforación o drill pipe es una tubería que puede ser de acero o de aluminio, es resistente pero poco pesada, y es la que va conectada entre el top drive o kelly y el BHA.

Constituye la mayor parte de la sarta de perforación, pues puede constar de varios tramos de tubería o conocidos como ensambles y se mantiene en tensión y sujetada por la torre. Su vida útil es relativamente corta, por lo cual es fundamental su selección y cuidado pues representa la parte más débil de toda la sarta de perforación.

Sus funciones son:

Transmitir la potencia de rotación (torque), desde la superficie hasta la broca en fondo.

Servir como conducto o conductor del fluido de perforación.Los componentes de la tubería de perforación o drill pipe pueden ser:

Un tubo cilíndrico sin costura exterior, fabricado de acero fundido o aluminio.

Conectores de rosca acoplados en los extremos del cuerpo tubular sin costura (pin and box).

La tubería de perforación o drill pipe se puede seleccionar de acuerdo a los siguientes aspectos.

A. DIÁMETRO Y PESO:

Pequeño: sus diámetros pueden ser de 2 3/8 de pulgada o 60.3 milímetros, y su peso es 4,84 libras por pie o 7,22 kilogramos por metro respectivamente.

Mediano: sus diámetros pueden ser de 5 pulgadas o 127 milímetros, y su peso es de 19-1/2 libras por pie o 29,01 kilogramos por metro respectivamente.

Grande: sus diámetros pueden ser de 6 5/8 de pulgada o 168, 3 milímetros, y su peso es de 27,70 libras por pie o 41,21 kilogramos por metro respectivamente.

B. LONGITUD:

Según la longitud de la tubería se puede clasificar en:

R1: 18 a 22 pies o 5,5 a 6,7 metros. R2: 27 a 30 pies o 8,2 a 9,1 metros. R3: 38 a 45 pies o 11,6 a 13,7 metros.

La longitud más habitual de la tubería de perforación o drill pipe es la R2, ya que en las perforaciones se toman tramos de 30 pies por lo general.

C. RESISTENCIA DE LA TUBERÍA:

En la selección por resistencia del drill pipe se tiene en cuenta la mínima resistencia a la cedencia en 1000 libras que se ve reflejado en el número que acompaña a la letra, y se clasifica así:

E-75.

X-95. G-105. S-135.

Siendo la clasificación S-135, la de mayor resistencia.

D. PESO NOMINAL:

El peso nominal depende de la clasificación que se dio anteriormente de diámetro y peso de cada tubería.

3.2. TUBERÍA DE PERFORACIÓN PESADA (HEAVY WALLED DRILL PIPE):

El HWDP, es la tubería que va ensamblada después de la tubería de perforación ligera, separa ésta de los collares de perforación.

Esta tubería tiene mayor espesor y acoples o uniones dobles más largas que la tubería de perforación, las uniones dobles más largas

reducen el deterioro en el cuerpo del tubo, y mantienen el cuerpo alejado de la pared de la perforación. El tubo convencional de heavy walled tiene un amortiguador de desgate en el medio para mantener el cuerpo del tubo alejado de las paredes, pero hay otro tipo de heavy walled llamado de espira que tiene una estructura helicoidal en el cuerpo del tubo, y por lo tanto, no tiene amortiguador de desgaste ya que su forma helicoidal disminuye el área de contacto e caso de que el tubo toque la pared de la perforación.

Las funciones de la tubería de perforación pesada o heavy walled drill pipe son:

Es un elemento de transición entre los collares de perforación y la tubería de perforación.

Previene el pandeo de la tubería de perforación. Puede trabajarse en compresión sin sufrir daño en los

acoples. Se emplea extensamente en perforación direccional. En ocasiones se puede usar en reemplazo de los drill collars. Mantiene la tubería de perforación rotando en tensión. No se debe usar para proporcionar peso a la broca en

condiciones normales.

3.3. ENSAMBLE DE FONDO O BHA (BOTTOM HOLE ASSEMBLY):

El ensamble de fondo es la parte final de la sarta de perforación y también la más pesada, agrupa las herramientas desde la broca

hasta la tubería de perforación y dentro de ella se puede considerar también la tubería de perforación pesada.

Las funciones del ensamble de fondo o BHA son:

Proporciona el peso requerido sobre la broca para que las formaciones se rompan con más facilidad.

Proporcionas hoyos de calibre. Evitar la formación de desviaciones en la perforación. Minimizar vibraciones y pegamentos de la sarta de

perforación.

Los componentes del ensamble de fondo o BHA son:

Drill collars: lo collares de perforación son montados en la parte inferior de la sarta, son tuberías de gran espesor y muy pesadas con roscas de ensamble (pin and box). Los collares proveen el peso suficiente a la broca para que la tasa de penetración sea mayor, mantienen la tubería trabajando en tensión y así evitar el pandeo de la sarta y pueden tener forma de barra cuadrada para perforar pozos que tienen tendencia a la desviación, espiralados para los pozos con tendencia al entrampamiento de la sarta, y tener recesiones para instalar elevadores o cuñas rotarias. Tienen un rango de diámetro de 3 a 12 pulgadas, y una longitud de 30 a 31 pies.

Estabilizadores: son herramientas que se usan para dar estabilidad a la sarta y tener controlado el contacto con las paredes del pozo y controlar la desviación. Se ubican debajo de los collares de perforación justo encima de la broca.

Además, los estabilizadores incrementan la tasa de penetración ya que mantienen la dirección de la fuerza y el eje del hoyo equilibrados sobre la broca.

Entre otras funciones de los estabilizadores están:

Reducen la fatiga en las conexiones de las tuberías al reducir el pandeo en la sarta.

Reduce la pega de la sarta al mantener las tuberías alejadas de las paredes del pozo.

Previene cambios bruscos en el ángulo del pozo al mantener rígida la sarta.

Minimiza la desviación y mantiene el pozo alineado. En perforaciones direccionales, se usan los

estabilizadores para controlar o modificar el ángulo de inclinación.

Dentro de los estabilizadores hay varios tipos como:

De camisa rotaria. De camisa no rotaria. Escariadores.

Ampliadores: los ampliadores son herramientas utilizadas durante la perforación para suavizar las paredes el pozo, ampliar las paredes del hueco y ayudar a estabilizar la broca. También son utilizados para corregir torceduras o patas de perro en el pozo.

Motor de fondo: es una herramienta de perforación que utiliza el flujo y la presión del lodo de perforación para generar rotación en la broca, para perforar direccionalmente o para aumentar la ROP.

En la perforación de pozos se utilizan motores especialmente diseñados para perforar una curva predecible desde vertical a horizontal y mantener una geometría constante, este motor tiene la particularidad de eliminar la rotación de la tubería mediante una fuerza de torsión pozo abajo, impulsada por el fluido de perforación, los motores traen incorporado un cuerpo de desvío (BentHousing) ajustable de 0.5 a 3º, con la finalidad de permitirle a la broca, construir inclinación y/o cambiar la dirección del hoyo sin rotación en la tubería y de perforar en forma recta cuando la sarta es rotada.

Otros: dentro de las herramientas de la sarta de perforación se pueden presentar también las siguientes:

Crossover: los crossover son seccione de tubería que poseen roscas especiales pin and box y son utilizados para conectar otras tuberías que tienen roscas diferentes.

Generalmente los crossover si ensamblan en la sarta entre la tubería de perforación y los collares de perforación.

Martillo: son herramientas fabricadas en acero de alta calidad para resistir trabajos más severos, alta presión, temperatura y alto torque dentro del pozo.

Suele ensamblarse en tensión entre la tubería heavy walled, como elemento para actuar como primera defensa en situaciones de pega de la sarta o atrapamiento durante las operaciones de perforación. En dichas operaciones el martillo puede ser usado aplicando fuerzas de tensión o compresión para generar fuerza sobre la tubería teniendo en cuenta los

valores de la tubería hasta llegar al máximo que soporte el martillo.

Aceleradores: también llamados impulsadores del

martillo de perforación, son herramientas que se ensamblan en la sarta encima de los martillos para incrementar la fuerza de impacto que tienen estos sobre la sarta.

Los aceleradores, son útiles en perforaciones direccionales en donde la sarta está en un mayor contacto con las paredes del pozo y se puede generar mayor fricción y también en operaciones de pesca.

Amortiguadores: se colocan encima de la broca, y son herramientas utilizadas para minimizar la vibración en la sarta y en la broca y mejorar el trabajo.

3.4. BROCA (BARRENA):

La broca es la herramienta de corte que se coloca al final de la sarta de perforación, tritura y rompe las formaciones con la energía de rotación que se le proporciona desde superficie.

La broca debe tener cierto peso sobre ella para poder romper las formaciones, pero demasiado peso puede aumentar el desgaste de esta, y en consecuencia el daño de la broca. Para conocer el peso necesario para que la broca trabaje bien se debe tener en cuenta el diámetro, el tipo de la broca y las formaciones que se vayan a perforar.

Las brocas pueden ser:

Ticónicas: conos de acero o de insertos. Pdc: cortadores fijos.

PUNTO NEUTRAL EN LA SARTA DE PERFORACIÓN:

Es el punto de la sarta de perforación en donde se pasa de compresión a tensión, dicho punto debería estar dentro de los collares de perforación. La sarta de perforación debería trabajar siempre en un estado de tensión por lo cual el punto neutral es muy importante en la sarta.

CONFIGURACIONES DEL BHA:

Tipo A:

Esta configuración usa HW encima de los drill collars como una transición para suavizar el cambio abrupto de sección Sin embargo el peso total sobre la broca se aplica con los drill collars.

Tipo B:

Esta configuración tiene suficientes drill collars para mantener un control adecuado de la dirección y llegar a un objetivo aplicando peso sobre la broca tanto con los drill collars como con los HW. Este arreglo mejora y facilita el manipuleo en superficie, disminuye la tendencia a atascamientos por diferencial y aparentemente disminuye las fallas de las conexiones de los drill collars.

Tipo C:

Esta configuración tiene más de un tamaño de drill collars pero sigue usando tanto los drill collars como los HW para peso sobre la broca. También disminuye el riesgo por diferencial a la vez que mantiene una mayor rigidez y concentración para el peso sobre la broca.

4. DISEÑO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN:

Objetivo:

Asegurarse que el esfuerzo máximo, en cualquier punto de la sarta de perforación, es menor que el esfuerzo de cedencia reducido y asegurarse que los componentes y la configuración de la sarta de perforación minimice los efectos de fatiga a demás proveer que el equipo sea resistente al H2S, en caso de que el H2S sea anticipado.

Factores de Diseño:

Los factores de diseño son utilizados para disminuir las capacidades de carga de los componentes, para proveer un margen adicional de error causado por diferencias entre las suposiciones hechas en el diseño y el mundo real.

Tensión (DFT):

Esto es usado para reducir la capacidad de tensión de la tubería de perforación, para establecer la carga de tensión máxima permitida. DFT es típicamente 1.15

Margen de Sobre-tensionamiento (MOP):

La tensión en exceso deseada sobre la carga normal de colgado/trabajo para que sirva en caso de contingencias tales como, arrastre de agujero, atrapamiento de tubería, etc. Pudiera ser cualquier cantidad positiva pero es típicamente especificado desde 50,000 a 150,000 lbs dependiendo de las condiciones del agujero.

Exceso de Peso en el BHA (DFBHA):

Define la cantidad de peso en exceso de peso en barrena que un BHA dado pudiera contener. Este peso en exceso provee un margen extra para mantener al punto neutral por debajo de la parte superior del BHA. DFBHA recomendado es de 1.15.

Torsión:

La torsión aplicada está limitada a la torsión de conexión de una junta. Una torsión de conexión estándar es de 60% de fuerza torsional de cedencia de junta y las juntas estándar son más débiles en torsión que los tubos a los que están anexos. Debido a esto un factor de diseño no es necesario.

Presión de Colapso (DFC):

Las capacidades de presiones de colapso son primero disminuidas para contar para el efecto de cualquier tensión y después vueltos a disminuir, dividiendo las entre el factor de diseño de colapso. El DFC es típicamente 1.1 a 1.15.

Presión de Ruptura (DFBP):

Esto es usado para reducir una capacidad de presión de ruptura de componentes para dar un máximo permitido de presión de ruptura que puede ser aplicado. La capacidad de ruptura es incrementada cuando la tensión es aplicaba, pero esto es normalmente ignorado.

Pandeo (DFB):

Este es el factor de seguridad del pozo de ángulo alto equivalente al factor de exceso del BHA para pozos verticales. Ambos sirven para prevenir el pandeo de la tubería de perforación en forma rotaria. La diferencia es que DFBHA incrementa la longitud del BHA en pozos verticales, mientras que el DFB disminuye el peso permitido en peso en barrena en pozos ERD y pozos horizontales, en donde el BHA tradicional, está ausente.

DISEÑO DE POZOS DE ANGULOS VERTICALES A MODERADOS:

Etapas de Diseño

Trabajando desde la barrena hacia la superficie:

Elegir el tamaño de la lastra barrena, conexión y características de la conexión.

Determinar el esfuerzo de torsión de las conexiones de la lastra barrena.

Determinar las longitudes mínimas de las secciones de lastra barrena y HWDP.

Revisar las fuerzas de aplastamiento por cuñas. Establecer los factores de diseño y el margen de sobre-

tensionamiento Calcular las cargas de trabajo y tensión permitidas. Calcular la longitud máxima permitida de cada sección de la tubería

de perforación. Calcular la baja de capacidades de presión de colapso de los tubos

de la tubería de perforación bajo carga de tensión.

Tamaños de las Lastra Barrenas:

A menos que el atrapamiento mecánico sea un problema, se deberá utilizar el diámetro más grande de BHA, en consistencia con las demás necesidades.

La inflexibilidad incrementada se traduce en un mejor control direccional.

La presencia de lastra barrenas significa menos conexiones para un peso específico en barrena.

Grandes lastra barrenas significan longitud de BHA reducida y por lo tanto una reducción del riesgo de atrapamiento diferencial.

Las lastra barrenas grandes tienen menos libertad de movimiento. Esto reduce la magnitud de los esfuerzos cíclicos generados por el

pandeo y la vibración lateral y por lo tanto incrementa la vida de fatiga de las conexiones.

Otras consideraciones incluyen:

habilidad para pescar. rango efectivo del equipo de manipuleo de tubería. requerimientos de control direccional. Hidráulicos.

Conexiones BHA / Características:

Proporción de Fuerza de Flexión (BSR):

Esta es la proporción de flexibilidad de la caja hacia el piñón para una conexión dada. BSR's altos pueden causar una acelerada falla de piñón. Los BSR’s bajos pueden causar fallas de caja. La experiencia de campo sugiere que lastra barrenas OD más grandes sufren predominantemente de roturas por fatiga en la caja, incluso cuando se está en o cerca del BSR óptimo de 2.5. Esto sugiere que un BSR más alto podría ser una directriz más apropiada para lastra barrenas OD más grandes. Al contrario, los acoples de 4¾” con BSR’s de 1.8 rara vez exhiben roturas por fatiga en la caja. Esto sirve para destacar la importancia de la experiencia en campo, al elegir BSR’s para tamaños de lastra barrenas en particular.

El BSR recomendado para tamaños típicos de lastra barrenas, es mostrado en la tabla siguiente.Estos números deberán ser ajustados, según sea determinado por las condiciones operativas locales.

Conexión de BHA en Forma de Rosca:

Las formas de rosca con una raíz de radio completo, deberán ser utilizadas en todas las conexiones de BHA, para maximizar la resistencia a la fatiga.

Características de Alivio de Esfuerzo:

Ambos extienden la vida de la fatiga por medio de la eliminación de las raíces separadas de rosca, que actúan como concentradores de esfuerzo. Las características de alivio de esfuerzo son beneficiosas en todas las conexiones de la HWDP. Debilitar las fuerzas de tensión y torsión de las conexiones puede provocar problemas de fatiga y la fatiga es muchas

veces un problema menor que las cargas no-cíclicas en conexiones pequeñas.

Rodamiento en Frío:

El rodamiento en frío de las raíces de roscas del BHA (y la HWDP) y de las superficies de alivio de esfuerzo, incrementa la vida de la fatiga por medio de la colocación de un esfuerzo compresivo residual en las raíces de las roscas.

Esfuerzo de Torsión de Conexión de BHA:

Debido a que la torsión es transmitida desde la parte superior hacia abajo, las conexiones del BHA están usualmente sujetas a cargas de torsión más bajas, que las conexiones de arriba.

Colocación de Percusores de Perforación y Estabilizadores:

Estabilizadores:

El número, tamaño y posición de los estabilizadores, es muchas veces determinado por las consideraciones direccionales. Sin embargo, también tienen un impacto en otros aspectos del diseño.

1. Durante la perforación rotativa en pozos verticales, la parte baja del BHA sufrirá de pandeo y será soportado por los lados del agujero. Los estabilizadores reducen el esfuerzo de conexión pero incrementan la vida de fatiga, por medio de la restricción de libertad de movimiento lateral de la lastra barrena.

2. En caso de que el atrapamiento diferencial sea una preocupación, más estabilizadores o estabilizadores más grandes, incrementaran la posibilidad de quedarse atrapado.

Percusores de Perforación:

El posicionamiento de los percusores de perforación es dictado por la necesidad de tener un impacto máximo, en caso de que el BHA quede atrapado, mientras se trata de asegurar de que no ocurra una falla por fatiga.

Longitud de la Sección de BHA:

La longitud de la sección de lastra barrenas dependerá del tipo de BHA siendo diseñado y de si el HWDP será utilizado o no para peso en barrena. Tres tipos de diseño de BHA son considerados, como sigue:

Tipo A: El peso completo en barrena es provisto por las lastra barrenas. La HWDP está Presente para extender la transición desde los Drill Collars hasta la DP.

Tipo B: Suficientes Drill Collars son usados para lograr ya sea control direccional u otros Objetivos, excepto el WOB.

Tipo C: Se utilice más de un tamaño de lastra barrena pero el peso en barrena aun es provisto por ambas Drill Collars y HWDP. Así como con el Tipo B, la cantidad de Drill Collars se encuentra Influenciada por objetivos direccionales u otros objetivos (no WOB).

Capacidad de Torsión de la Junta:

Para prevenir la falla de conexión de fondo y falla de torsión, la máxima torsión operativa nunca debe superar la torsión de conexión de junta. La torsión de junta como tal, deberá estar basada en el OD y el ID de la conexión que está siendo utilizada, en vez de una torsión de conexión general para un tipo de conexión dada. Las dimensiones de conexión y la exactitud de la medida de torsión siempre deben ser revisadas, independientemente de si la torsión operativa alta es esperada o no.

Proporción de Inflexibilidad:

La proporción de inflexibilidad (SR) de las secciones anteriores y siguientes a cada transición, debe ser comparada para ayudar en la cuantificación de la brusquedad del cambio de sección y determinar la necesidad de una tubería de transición.

Diseño de Tensión de la Tubería de Perforación:

La base para seleccionar varios grados de tuberías para conectar a una sarta de perforación, es la de siempre mantener el margen de sobre-tensionamiento (MOP) en todos los puntos de la sarta. Esto se logra adicionando el grado más bajo de tubería, las juntas una por una, comenzando desde la parte superior del BHA hacia arriba. Cada junta debe soportar el peso del BHA más la tubería de perforación por debajo de esa junta.

FORMULAS PARA OPERACIONES DE PERFORACIÓN

Formulas básicas

Gradiente de Presión, psi/pie, utilizando el peso de lodo, ppg:

 Psi/pie = peso de lodo, ppg x 0,052

Presión Hidrostática.

Presión hidrostática utilizando ppg y pies como   unidades de medición:

Presión hidrostática = peso de lodo, ppg x 0,052 x profundidad vertical verdadera (TVD) pies

Flujo de Salida de Bomba.

Bomba Triple Fórmula 1:

Flujo de salida, bls/embolada = 0,000243 x (diámetro de camisa)2, (pulg) x longitud de embolada, (pulg)

Bomba Dúplex (o Doble) Fórmula 1:

0,000324 x (diámetro de camisa) 2, (pulg) x longitud de embolada, (pulg)0,000162 x (diámetro de vástago) 2,(pulg) x longitud de embolada, (pulg)

Clasificación de la Tubería de Perforación 1. Tamaño: de 2-3/8” a 6-5/8” (Diámetro Externo del Cuerpo)2. Rangos de Longitud:R-1 de 18 a 22 pies, R-2 de 27 a 30, R-3 de 38 a 453. Grado del Acero: E –75, X –95, G –105, S –135Los números indican la mínima resistencia a la cedencia en 1000 libras4. Peso Nominal: Depende de los diversos rangos de tamaño y peso.

P. Ej., una TP puede ser: 5”, R-2, G-105, 19.5Lpp (Libras por pie)

Fórmulas de capacidad:

Capacidad anular entre tubería de revestimiento u hoyo y tubería de perforación, tubería de producción o tubería de revestimiento:

ID2−OD2

1029,4 = CA

Capacidad de tubulares y hoyo abierto: tubería de perforación, cuello de perforación, tubería de producción, tubería de revestimiento, hoyo y cualquier objeto cilíndrico:

ID2

1029,4 = CT

Factor de Flotabilidad (“Buoyancy Factor – BF”).

Factor de Flotabilidad utilizando peso de lodo, ppg:

Factor de flotabilidad = (65,5 – peso de lodo, ppg) / 65,5

Temperatura de la Formación (FT):

Temperatura de la Formación, °F =temperatura ambiental en superficie, °F+aumento de temperatura °F por pie de profundidad x TVD, pie Ejemplo:Si el aumento de temperatura en un área específica es 0,012°F/pie de profundidad y la temperatura ambiental en la superficie es 70°F, determinar la temperatura estimada de la formación a una profundidad vertical verdadera (TVD) de 15.000 pies:

Temperatura de la Formación, °F = 70°F + (0,012°F/pie x 15.000 pie)Temperatura de la Formación, °F = 70°F + 180°F Temperatura de la Formación = 250°F (temperatura estimada de la formación)

Caballos de Fuerza Hidráulica (HHP)HHP =P x Q1714dondeHHP = caballos de fuerza hidráulica P = presión circulante, psi Q = tasa de circulación, gpm.

 Ejemplo:

Presión circulante= 2950 psi Tasa de circulación= 520 gpmHHP = (2950 x 520) / (1714) 

Cálculos para la Cementación:

Cálculos para aditivos de cemento:

a) Peso de aditivo por saco de cemento:Peso, lb = porcentaje de aditivo x 94 lb/saco 

b) Requerimiento total de agua, gal/saco, de cemento:

Agua, gal/saco =Requerimiento de agua del cemento, gal/saco + Requerimiento de agua del aditivo, gal/sacoc) 

c) Volumen de lechada, gal/saco:94 lb peso de aditivo, lbVol., gal/saco =SG del cemento x 8,33 lb/galSG del cemento x 8,33 lb/gal+ vol. de agua, gal

d) Rendimiento de la lechada, pie3/saco:Rendimiento, pie3/saco = Volumen de lechada, gal/saco) / (7,48 gal/pie3)

e) Densidad de la lechada, lb/gal:Densidad = (94 + peso de aditivo + (8,33 x vol. de agua/saco), / (vol. de lechada, gal/saco).

Fórmulas de volúmenes:

Volumen del tubo Vt = ID2

1029,4∗h

Volumen Anular Va = I ID2−OD2

1029.4∗h