Gua de Diseo para la Hidrulica en la Perforacin de Pozos Petroleros CONTENIDO 1. Objetivo 2. Introduccin 3. Planeacin de la hidrulica 4. Metodologa prctica para el diseo de la hidrulica 4.1. Determinacin del gasto mximo de flujo 4.2. Determinacin del modelo reolgico 4.3. Determinacin del gasto mnimo de flujo 4.4. Determinacin de las cadas de presin por friccin en cada componente del sistema. 4.5. Limpieza del pozo 5. Mtodos de optimizacin de la hidrulica 5.1. Mxima potencia hidrulica en la barrena 5.2. Mxima fuerza de impacto 6. Efecto de la inclinacin del pozo en la limpieza del mismo 7. Recomendaciones Nomenclatura Referencias Apndice A. Caracterizacin de un fluido Ley de Potencias Apndice B. Metodologa de clculo de la velocidad mnima para levantar recortes La perforacin de pozos petroleros requiere de una hidrulica que cumpla con diversos objetivos, entre ellos mejorar la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente acarreo de recortes de formacin a la superficie. Esta gua proporciona los conceptos de ingeniera bsicos para optimizar la hidrulica en operaciones de perforacin. Gua de Diseo para la Hidrulica en la perforacin de pozos petroleros 1. OBJETIVO Componente Tipo III Tipo IV Desarrollar una gua de diseo para la hidrulicaLongm DIpg Longm DIpg en la perforacin de pozos que proporcione los Tubera vertical 13.7 4 13.7 4 conceptos de ingeniera bsicos para optimizar las Manguera16.7 3 16.7 3 operaciones de perforacin. Unin giratoria 1.6 2 1.8 3 Flecha 12 3 12 4 2. INTRODUCCIN1La perforacin de pozos petroleros requiere de unahidrulica que cumpla con los objetivos de mejorar Bombas de lodos la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente Se deben conocer el tipo y caractersticas de las acarreo de los recortes de formacin a la bombas de lodos para determinar el gasto superficie. El sistema hidrulico est integrado por adecuado. Un gasto excesivo puede provocar el equipo superficial, la sarta de perforacin, y el derrumbes, agujeros erosionados, disminucin en espacio anular. El clculo hidrulico en este la vida de la barrena, y aumento en la densidad sistema define el dimetro ptimo de las toberas de equivalente de circulacin. Un gasto bajo o la barrena, con el cual se obtendr la potencia deficiente ocasiona limpieza ineficiente del agujero, hidrulica del flujo del fluido de perforacin que remolienda de recortes, embolamiento de la promueva la ptima remocin de recortes, barrena, y precipitacin de recortes. La Tabla 2 incremento en la velocidad de penetracin y en la muestra la capacidad de desplazamiento para vida de la barrena. En consecuencia, una bombas duplex y triplex. reduccin en el costo total de la perforacin. Tabla 2. Tipos y capacidad de bombas de lodo Un sistema hidrulico eficiente requiere que todas Bomba Capacidad de desplazamiento sus partes funcionen de manera ptima. La Figura Duplex gal / emb = 0.0068*L*(2D2-d2) 1 muestra un esquema de las principales partes del Triplex gal / emb = 0.0102*D2*L sistema de circulacin. Este se forma con lossiguientes elementos: equipo superficial, tubera deperforacin, barrena, y espacio anular. Las bombasde lodos, el tubo vertical y la manguera rotatoriason algunos de los principales elementos queconforman el equipo superficial del sistema deSistema de circulacincirculacin.

Equipo de superficieSe manejan 4 diferentes combinaciones del equipode superficie con las caractersticas detalladas enla Tabla 1.

Tabla 1. Tipos y caractersticas de equipo de superficieComponente Tipo I Tipo II Longm DIpg Longm DIpg Tubera vertical 123 123 Manguera13.72 16.7 2 Unin giratoria 1.2 2 1.6 2 Flecha 12 2 12 3 Figura 1.Sistema de circulacin 3 Gua de Diseo Prctico para la Hidrulicaen la perforacin de pozos petroleros 3. PLANEACIN DE LA HIDRULICA 4.1 Determinacin del gasto mximo de flujo. En la planeacin de la hidrulica se deben conocer Es el gasto mximo disponible, Qma, que la bomba xal menos los siguientes parmetros: el estado puede desarrollar dentro de su lmite mximo de mecnico del pozo, dimetro y caractersticas de la presin, Psma. xsarta de perforacin, informacin de las etapas de perforacin anterior y actual, dimetro y HPs1714mx(1) caractersticas de la barrena, y reologa del fluido vmxEQ=de perforacin. Otros aspectos como el ritmo de mxPspenetracin, desgaste de la barrena, costos deoperacin, problemas de erosin de las paredes DondeHPsmax es la mxima potencia superficial del agujero, y condiciones del lodo de perforacin disponible y Ev es la eficiencia de la bomba. tambin deben ser tomados en cuenta. El diseo tradicional del programa hidrulico se basa en la 4.2 Determinacin del Modelo reolgico optimizacin de la limpieza del agujero en el fondo. Para la determinacin del modelo reolgico a Para optimizar este parmetro, los mtodos utilizar es necesario caracterizar el fluido de aplicados son2: a) mxima velocidad a travs de perforacin. Las lecturas obtenidas del las toberas de la barrena, b) mxima potencia viscosmetro Fann se grafican en escalas lineales y hidrulica en la barrena, y c) mxima fuerza de logartmicas. Si los datos graficados en escala impacto del chorro de lodo en el fondo del pozo. logartmica muestran una lnea recta, indican que el fluido se comporta de acuerdo al modelo de Ley Optimizacin de las toberas de Potencias.Si los datos graficados en escala Cuando se aumenta indiscriminadamente la lineal muestran una lnea recta, indican que el potencia de la bomba, el gasto crecer; y por lo fluido se apega al modelo de Plsticos de tanto, incrementarn las cadas de presin en el Bingham. El Apndice A ilustra la caracterizacin sistema. Es decir, aumenta la potencia destinada de fluidos que se comportan de acuerdo al modelo para vencer la resistencia por circulacin en todo el de Ley de Potencias. sistema sin mejorar en forma significativa lapotencia hidrulica en la barrena. Esto significa que 4.3 Determinacin del gasto mnimo de flujo la optimizacin de la potencia hidrulica en la Es el gasto mnimo necesario para levantar los barrena se obtiene no necesariamente recortes a la superficie y se obtiene de acuerdo con aumentando la potencia de la bomba sino porla siguiente metodologa. medio de la seleccin adecuada del dimetro de o Se estima un gasto inicial utilizando la las toberas. siguiente expresin emprica que relaciona el dimetro de la barrena, bD, y el gasto, iQ.Limpieza del pozo El flujo del fluido de perforacin en el espacio DQ= (2) anular debe cumplir entre otros con los siguientes 40*biobjetivos: dar estabilidad al agujero, proveer unenjarre adecuado para prevenir prdidas de fluido Donde el factor 40 (gal/(min-pg)) corresponde a un por filtrados excesivos, proveer la suficiente gasto adecuado para un ritmo de penetracin presin hidrosttica para contener la entrada de cercano o mayor a 4.5 m/hr. fluidos al pozo, y la remocin eficiente de los o La velocidad del fluido en el espacio anular, recortes de la formacin. av, para este gasto es la siguiente:

Q (3) 4. METODOLOGA PRCTICA PARA EL DISEO 2251.24iav=eaDDDE LA HIDRULICA ()1. Determinar el gasto mximo de flujo2. Determinar el Modelo reolgico donde aD es el dimetro del agujero y eD es el 3. Determinar el gasto mnimo de flujo dimetro exterior de la TP de trabajo. 4. Determinar las cadas de presin por friccin5. Limpieza del pozo a, de acuerdo Se calcula una viscosidad aparente, con el modelo reolgico seleccionado3. 4 Gua de Diseo Prctico para la Hidrulicaen la perforacin de pozos petrolerosPara un fluido plstico de Bingham, la viscosidadaparente se calcula con la siguiente ecuacin: Donde C es un factor que depende del tipo de equipo superficial descrito en la Tabla 1. Los pyd300+= (4) valores de C se presentan en la Tabla 3. paav Donde p y y son la viscosidad plstica y el punto Tipo de equipo C de cedencia respectivamente; dp es el dimetro del de superficie recorte y v la velocidad anular. I 1.00a II 0.36Para un fluido Ley de Potencias, la viscosidad III 0.22aparente se calcula con la ecuacin: IV 0.15nTabla 3. Factor C para los diferentes tipos de equipo 1superficial. "n1+2""eanDDK""=(5)a"0208.060144 "av,o Prdida de presin por friccin en la tubera de ",Donde K y n son los ndices de consistencia y perforacin 2comportamiento del fluido, respectivamente. fLvf(9) tpP=Con la viscosidad aparente, a, el dimetro del iD3404recorte, d, las densidades del recorte, pp, y delfluido, f, la velocidad de asentamiento de recortes,o Prdida de presin por friccin en el EA slv, se obtiene estrictamente mediante un mtodo 2Lvfiterativo (Ver el detalle en el Apndice B). Por afP=ea3404(10) simplicidad y para eliminar el mtodo iterativo, en ()eaDDesta seccin se define un rgimen de flujotransicin para la velocidad de asentamiento de la partcula y se calcula con la siguiente ecuacin. o Prdida de presin por friccin en la barrena 2667.0fQ(11) ()341dbP=fpp(6) 21303tA333.0333.0slv=af

Finalmente, esta es la velocidad anular mnimanecesaria para levantar los recortes. El gasto 4.5 Limpieza del pozo mnimo se obtiene con la siguiente ecuacin. 4.5.1 Determinacin de la capacidad de acarreo o Gasto mnimo de flujo de recortes3. Se define la capacidad de acarreo de recortes, TF, 22como el transporte desde el fondo hasta la ()mineaaDDvQ=(7) superficie de las partculas generadas por la 51.24mn barrena. Se calcula con la siguiente expresin: slvF1 (12) T=4.4 Determinacin de las cadas de presin por avfriccin en cada componente del sistema. Se califica como una limpieza eficiente del pozo o Prdida de presin por friccin en el equipo cuando la capacidad de acarreo de recortes es 4superficial, Peq. mayor que 0.6 y tiende a uno.

86.1 Q4."=CP"feq(8) 5.2 Determinacin de la densidad equivalente de circulacin 1003454.8,5 Gua de Diseo Prctico para la Hidrulicaen la perforacin de pozos petroleros La presin total ejercida en el fondo del pozo encondiciones dinmicas, P, es igual a la sumafondode la presin hidrosttica, P, ms la cada deh presin por friccin en el EA, Pea.DCE----- ----- DCE + recortes+=(13)eahfondoPPP

Es comn expresar la presin de fondo en trminosde densidad equivalente de circulacin, DCE.

4.5.2.1. Sin considerar los recortes la DCE seexpresa de la siguiente forma:

P704.0 ea(14) +=HDCEf

4.5.2.2. Considerando los recortes. Figura 2. Comparacin entre la DCE calculada con fluido io contra la obtenida cuando se tienen recortes. limp 2()168.0704.0 ropDPfpbea++= QHDCEf (15)Donde rop es el ritmo de penetracin.

La Figura 2 ejemplifica el efecto que causan losrecortes en la DCE. Se puede observar que lapresencia de recortes (DCE fluido+recortes) en elflujo ocasiona un incremento en la DCE. Engeneral, incrementos significativos en la DCE estn asociados con agujeros de dimetros grandes yaltos ritmos de penetracin.

La Figura 3 ilustra el comportamiento de la DCEpara diferentes gastos y diferentes ritmos depenetracin rop. En esta misma figura se resaltandiferentes aspectos. El primero consiste en que,debido a la presencia de recortes, se compruebaque incrementos significativos en la DCE estnFigura 3. Comparacin entre la DCE calculada con fluido asociados con altos ritmos de penetracin. El limpio contra la obtenida cuando se tienen recortes segundo, para este caso particular, se ilustra agastos menores de 900 gpm, donde la DCE se,7mantiene constante e incluso disminuye 5. Mtodos de optimizacin de la hidrulica3,4,6 ligeramente mientras que a gastos mayores de 900 Los mtodos de optimizacin de la hidrulicagpm, la DCE tiende a aumentar. Este consisten en determinar la cada de presin en la comportamiento se debe a que a altos gastos de barrena de tal forma que la energa generada por bombeo, las cadas de presin en el espacio el equipo de bombeo en superficie sea transmitida anular, Pea, se incrementan generando altos ptimamente hasta el fondo del pozo para su valores de DCE5. correcta limpieza. Esta cada de presin ptima es obtenida determinando el tamao de las toberas en la barrena. Los dos mtodos de optimizacin aceptados y comnmente utilizados son: a)mxima 6 Gua de Diseo Prctico para la Hidrulicaen la perforacin de pozos petrolerospotencia hidrulica en la barrena, y b) mximafuerza de impacto del chorro de lodo en el fondo Esto indica que el 64 % de la presin de del pozo. bombeo en superficie es transmitida a la barrena.

5.1.Mxima potencia hidrulica en la barrena o Gasto de flujo ptimo. En condiciones reales Este modelo asume que la velocidad de de operacin, la determinacin del valor m se penetracin de la barrena puede incrementarse obtiene de graficar en escala logartmica dos con la potencia hidrulica, ya que los recortes son valores de referencia de gastos de bombeo removidos tan rpido como se generan. Sin ()1,QQ con sus correspondientes presiones embargo, se alcanza el punto donde el incremento 2),PP. La pendiente de la recta 21ppen la potencia hidrulica ya no se refleja en un parsitas (aumento en el avance de la penetracin. El criterio corresponde al valor de m, y se determina a aplicado en este mtodo de optimizacin consiste partir de la siguiente expresin4: en calcular el dimetro de las toberas ptimo para

)obtener la mxima potencia hidrulica en la (1/logPPpp(21) barrena. 2m=21/logQQ ()o La presin disponible en la barrena, P, esbEntonces el gasto ptimo se obtiene mediante la igual a la presin superficial, P, menos las ssiguiente ecuacin: prdidas de presin por friccin en el sistema 1mQhidrulico exceptuando en la barrena, Pp. Este PoptpQQQ (22) =ltimo trmino es conocido como prdidas de 1PsptQ-presin parsitas. max\ Donde Pp es la prdida de presin parsita = (16) optpsmxbPPP ptima. ++=(17) o rea ptima de las toberas.eatpeqpPPPP

o La mxima potencia hidrulica se obtiene Q2fcuando la relacin entre las prdidas de presin ptA=ptt (23) 1303parsitas ptima y la presin superficial, P, ptbPsiguala ()[]11+m. o Seleccionar la combinacin de toberas con rea de flujo igual o mayor a la determinada. PPara una barrena con N nmero de toberas, el 1ptpavosQ=Q+1mP(18) dimetro de las toberas, tD, en 32 se \-smx obtiene con la ecuacin: Para efectos de la planeacin de lahidrulica del pozo, se toma un valor de m=1.75, Aoptt (24) valor aplicable para un rgimen de flujo turbulento Dt32=como el que existe en la barrena. Este valor de m N7854.0, donde m=1.75. o Mxima potencia hidrulica en la barrena. obedece a la relacin mQpp De acuerdo a lo anterior, se obtienen las QPbsiguientes relaciones: ptptHP=(25) 1714b(19)smxpPP36.0= pty 5.2 Mxima fuerza de impacto Este modelo considera que la remocin de los PP64.0=smxbpt(20) recortes depende de la fuerza con la cual el fluido 7 Gua de Diseo Prctico para la Hidrulicaen la perforacin de pozos petroleros golpea o se impacta contra el fondo del pozo. La bsicamente tres:secciones verticales o con fuerza de impacto se define como la fuerza que desviacin menor que 20 grados, secciones imparte el fluido a la formacin. Se seleccionan los altamente desviadas, y secciones horizontales o dimetros de toberas de tal forma que la fuerza de cercanas a la horizontal con desviacin mayor que impacto hidrulico sea mximo en la barrena, en 70 grados. Los mecanismos de asentamiento de trminos generales, cuando las cadas de presin los recortes en cada una de las regiones son son del 47 % de la presin de bombeo diferentes y son explicados a continuacin9.

o Se calcula la presin disponible en la barrena, Primero, en secciones verticales o con desviacin Pb.menor que 20 grados, los recortes generalmente se mantienen en suspensin, esto permite que =puedan ser acarreados a superficie. psmxbPPP (26) Segundo, las secciones del pozo con inclinaciones 0

cama de recortes gruesa y estable. Esta cama derecortes reduce el rea de flujo y generaincrementos en la DCE. La rotacin de la sarta, un adecuado gasto de bombeo, y la utilizacin debaches pesados de barrido son altamenterecomendables para mejorar la limpieza desecciones de pozo altamente desviadas. La Figura 4 ejemplifica un caso particular donde semuestra el efecto de la inclinacin del pozo sobrela velocidad anular necesaria para levantar losrecortes. Es evidente que a medida que lainclinacin del pozo se incrementa, la velocidad anular requerida para la adecuada limpieza delpozo, v, se incrementa tambin. La siguientecrita ecuacin nos permite calcular esta velocidad Figura 4. Efecto de la inclinacin del pozo en la velocidad anular10. anular requerida para la limpieza del pozo.

()()78.292 fpeavsenDDC=28.37. Recomendaciones slcritavv+dfC Seleccionar la presin de bombeo de (31) acuerdo a las limitaciones del equipo de superficie. Es recomendable ademas de mantener el Donde v es la velocidad de cada de los recortesslen una seccin vertical del pozo calculada en la fluido de perforacin en condiciones es el angulo de desviacin del ptimas de operacin seccin 4.3, En caso de que se rebase la mxima pozo, C es la concentracin volumtrica de capacidad de desplazamientode la bomba vrecortes, la cual se calcula con la Ecuacin 32, y (emb/min) para obtener un alto gasto, es dC es el coeficiente de arrastre del recorte, cuyo necesario trabajar las bombas en paralelo. Aunque no existe un concenso acerca de clculo se detalla en el Apndice B. cual de los dos mtodos de optimizacin es 505.05.3+=ropC (32) el mejor, la experiencia demuestra que si la vpotencia hidrulica es mxima, la fuerza de impacto estar en un valor cercano al 90 % La misma Figura 4 permite resaltar que la del mximo y viceversa. Por este motivo, desviacin del pozo hace difcil su correcta las siguientes recomendaciones son limpieza. En la prctica, los gastos requeridos para aplicables. la limpieza de pozos inclinados son difciles deAplicar el mtodo de mxima potencia obtener. Por lo anterior es recomendable, adems hidrulica en la barrena en pozos profundos de mantener el fluido de perforacin en con alta presin hidrosttica, con baja condiciones ptimas de operacin, aplicar alguna o velocidad de penetracin (menor de 9 la combinacin de las siguientes prcticas de m/hr), agujeros de dimetro reducido, y bajo campo como medida preventiva complementaria volumen de recortes. que promueva una mejor limpieza del pozo. EnAplicar el mtodo de mxima fuerza de general, estas prcticas son las siguientes: rotar impacto hidrulico en la barrena en pozos la sarta, utilizar baches pesados de barrido, y someros con baja presin hidrosttica, con efectuar los denominados viajes cortos. Previo a un alta velocidad de penetracin (mayor de 9 viaje corto, se deber rotar la sarta durante un m/hr), agujeros de dimetro grandes, y alto intervalo de tiempo corto mientras se circula. Es volumen de recortes. igualmente recomendable utilizar baches deAltas concentraciones de recortes tienden a barrido previo a un viaje corto. acumularse en secciones del pozo donde el 9 Gua de Diseo Prctico para la Hidrulicaen la perforacin de pozos petroleros dimetro se incrementa debido a que la Nomenclatura: velocidad de flujo anular disminuye. Por loque estas variaciones del calibre del A = rea de tobera, pg2 agujero deben ser evitadas. t2 Aunque un alto rop es deseado, la opttA = rea de tobera ptima, pgadecuada limpieza del agujero debe ser C = factor equipo superficial, adimensional promovida conjuntamente. Un problema C = coeficiente de arrastre del recorte, asociado con altos rop es el asentamiento dde recortes alrededor del ensamble de adimensional fondo durante las conexiones. Se vC = coeficiente volumtrico de recortes, %recomienda circular por un lapso corto de D = dimetro de agujero, pgtiempo previo a la conexin como medida ade prevencin para este problema.bD = dimetro de barrena, pg Problemas de empacamiento de la sarta en eD = dimetro exterior de tp, pgpozos desviados pueden ser prevenidos D = dimetro interior tp, pg utilizando alguna o la combinacin de las isiguientes prcticas de campo: rotar la sarta DCE = densidad equivalente de circulacin, gr/cc por intervalos cortos de tiempo, circular pd= dimetro de partcula, pg peridicamente, y utilizar baches pesados D= dimetro de tobera, pg de barrido. t La rotacin de la sarta, un adecuado gasto vE = eficiencia volumtrica de la bomba de lodos, de bombeo, y la utilizacin de baches % pesados de barrido son altamente f = factor de friccin, adimensional recomendables para mejorar la limpieza de F = mxima fuerza impacto hidrulico en la secciones de pozo altamente desviadas. b Previo a un viaje corto, se deber utilizar barrena, lb-f baches de barrido y rotar la sarta durante TF = capacidad de acarreo de recortes, % un intervalo de tiempo corto mientras se H = profundidad vertical, m circula. HPs = potencia hidrulica mxima en sup, HP Considerar la variacin de los parmetros mxreologicos con la temperatura en caso de bHP = mxima potencia hidrulica en la barrena, pozos profundos. HP Emplear software tcnico para el anlisisK = ndice de consistencia, cp equivalentes L = longitud de tubera, m , m = valor de la pendiente al evaluar P adimensional n = ndice de comportamiento de flujo, adimensional N = nmero de toberas N = nmero de Reynolds, adimensional Re bP = presin disponible en la barrena, psi P = presin hidrosttica en el fondo del pozo, fondo psi hP = presin hidrosttica, psi Ps= presin superficial mxima, psi mx,QQ= valores de gasto al evaluar P, gpm 21 Q= gasto de flujo de operacin, gpm Q= gasto inicial, gpm iQ= gasto mximo de operacin, gpm mx10 Gua de Diseo Prctico para la Hidrulicaen la perforacin de pozos petrolerosmnQ= gasto mnimo para levantar los recortes, Referencias: gpm1. Hidrulica de la perforacin rotatoria, IMP optQ= gasto ptimo, gpm 2. Procedimientos para la determinacin de la rop= velocidad de penetracin, m/min hidrulica de perforacin, IMP v = velocidad de flujo en tp, p/min 3. Burgoyne, A.T. y asociados: Applied drilling av= velocidad de flujo en el EA, p/min Engineering, Society of Petroleum Engineers, textbooks series, second mnav = velocidad de flujo en el EA mnima, p/min printing, Texas 1991. slv = velocidad de asentamiento de recortes, p/min 4. Lapeyrouse, N.J.: Formulas and = prdida de presin por friccin en el equipo Calculations fro Drilling, Production and eqPWorkover, Gulf Publishing Company, sup, psiHouston, Texas, 1992. = prdida de presin por friccin en la tubera, 5. Hidrulica avanzada para construir pozos tpPpsi eficientes y seguros, Ca. Halliburton, = prdida de presin por friccin en el EA, psi Baroid, presentacin tcnica, Villahermosa, eaP2003. = prdida de presin por friccin en la 6. Moore, P.L. Drilling practice Manual bPbarrena,psi Pennwell books Tulsa, Oklahoma. = suma de las prdidas de presin por 7. Hidrulica Aplicada Nivel 4, Gerencia de eaPfriccin en el EA, psi Reparacin y Terminacin de Pozos, programa nacional de capacitacin tcnico-= prdida de presin por friccin en la prctica PEMEX-IMP, segunda edicin, ptbPbarrena ptima, psi Mxico, 1990. 8. Mitchell, B.: Advanced Oilwell Drilling = prdida de presin parsita, psi pPEngineering Handbook and computer = prdida de presin parsita ptima, psi programs, Mitchell Engineering, 9th Edition, ptpPColorado, USA, July 1993. = densidad del fluido, gr/cc 9. Factors Influencing Hole Cleaning Particle f= densidad de la partcula, gr/cc Transport in Drilling Environments, Drilling pfluids proposal, material prepared by IFE = viscosidad aparente en el EA, cp team Petrobras Bolivia S.A., , 1998. a= viscosidad plstica, cp 10. Recortes 1.0, Prediccin de la Limpieza de pun Pozo, gua de usuario, Subdireccin de = punto de cedencia, lb/100 p2 TransformacinIndustrial, IMP, Mxico, y= ngulo de inclinacin del pozo (grados) agosto 1999.

11 Gua de Diseo Prctico para la Hidrulicaen la perforacin de pozos petroleros APENDICEACaracterizacin de un fluido Ley de Potencias

Las lecturas tomadas en el viscosmetro Fann detres diferentes fluidos se graficaron encoordenadas rectangulares y logartmicas. Elcomportamiento que exhibieron fue claramente elde un modelo de la Ley de potencias

12 Gua de Diseo Prctico para la Hidrulicaen la perforacin de pozos petroleros o Velocidad anular mnima. Se recomienda alcanzar un acarreo de recortes APENDICEB mnimo del 60 %. Por lo que un valor inicial de la Metodologa de clculo de la velocidad mnima v se obtiene con la siguiente ecuacin. para levantar recortes. sl slvv=a (B5a) o Se estima un gasto inicial utilizando la 4.0minsiguiente expresin emprica que relaciona eldimetro de la barrena, D, y el gasto, Q.Se calcula el nmero de Reynolds para la partcula bi (recorte). dv12940*DQ= (B1) pslfbiN=(B5b) Re ao La velocidad del fluido en el espacio anular,Si 300N