TUBERIAS GRUPO N° 4

LAURI TERRAZAS MARTINES

NEYER LEONEL VARGAS PADILLA

NELSON MIGUEZ GUARAYO

.TUBERÍA.-Una tubería es un elemento cilíndrico hueco compuesto generalmente de acero, con una geometría definida por el diámetro y espesor del cuerpo que la conforma, para fines prácticos, se define mediante una geometría homogénea e idealizada. Su fabricación debe cumplir especificaciones impuestas por el API.

•ACERO.-El acero es un metal refinado, se obtiene de la fundición de un lingote de hierro combinado al mismo tiempo con otros elementos químicos.Los aceros se dividen en ordinarios y especiales: Los aceros ordinarios contiene 3 elementos principales Hierro, Carbono y Manganeso. Los aceros especiales se hacen como los ordinarios pero se les agregan otros elementos como el Níquel, Cromo, Molibdeno, Cobre, Vanadio y Tungsteno.

TIPOS DE TUBERIA.-.•CLASIFICACIÓN POR OBJETIVO.-Es la que permite definir en que se va a utilizar la tubería. Es decir, la función de operación que debe cumplir, para ello las tuberías se clasifican como:

1.TUBERIAS DE REVESTIMIENTO2.TUBERIAS DE PRODUCCIÓN3.TUBERIAS DE PERFORACIÓN4.TUBERIAS DE LÍNEA

CLASIFICACIÓN POR FUNCIÓN.- CAÑERÍA CONDUCTORA.-

Es la primera tubería de revestimiento que se baja y es cementada hasta superficie, es corta pero con diámetro grande, también se lo llama caño guía, su diámetro es puede ser de 10 a 30 pulgadas.

Se baja al pozo para prevenir la erosión y el desmoronamiento de las rocas alrededor de la boca durante la perforación, el espacio anular detrás de la misma se llena por completo con cemento u hormigón.

También sirve para asentar el primer cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de control y las conexiones de circulación de lodo de perforación, como es la de mayor diámetro que se utiliza en el pozo a través de ella pasan las demás tuberías de revestimiento que se utilicen.

CONDUCTORA

CAÑERÍA SUPERFICIAL.-

Es la tubería que sirve para aislar los acuíferos subsuperficiales o someros, así como manifestaciones de gas somero, provee equipo de flotación, que permita realizar una buena cementación para continuar la perforación dentro de una zona de transición de alta presión, esta sarta es cementada típicamente hasta superficie y sostiene las conexiones superficiales de control definitivas.

De acuerdo a las exigencias, los diámetros más comunes para sartas superficiales son: de 244,5, 273, 339, 406 y 508 milímetros (95/8, 103/4, 133/8, 16 y 20 pulgadas, respectivamente). La profundidad a la cual puede colocarse una sarta de estos diámetros en el hoyo está en función del peso nominal (kg/metro de tubo), que se traduce en la capacidad de resistencia en tensión, aplastamiento y estallido.

SUPERFICIAL

CAÑERÍA INTERMEDIA.-

Es la tubería que aísla zonas inestables del agujero, zonas con perdidas de circulación de baja presión y zonas de producción. Se utiliza en la zona de transición de presión normal a presión anormal. La cima del cemento de esta tubería debe aislar cualquier zona de hidrocarburo. Algunos pozos requieren de múltiples sartas intermedias.

Comúnmente los diámetros más escogidos para la sarta intermedia son: 219, 244,5, 258, 298,5 milímetros (85/8, 95/8, 103/4 y 113/4 pulgadas, respectivamente

INTERMEDIA

CAÑERÍA DE PRODUCCIÓN.-

Es la tubería que aísla zonas de producción y debe soportar la máxima presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión así como resistir a las presiones que se manejara en caso de que el pozo se fracture para aumentar su productividad, el bombeo mecánico (gas lift). El buen trabajo de cementación primaria es crítico para esta sarta.

La serie de diámetros más comunes para la sarta final incluye los de 114,3, 127, 139,7, 168,3 177,8 y 193,7 milímetros (equivalentes a 41/2, 5, 51/2, 65/8, 7 y 75/8 pulgadas, respectivamente).

En algunas áreas ciertas condiciones permiten el uso de liners de pequeño diámetro y la cañería de producción es asentada para producir el fluido del pozo.

 

PRODUCCIÓN

TUBERÍA CORTA (LINERS).-

Es una sarta de tubería que no se extiende hasta la cabeza del pozo, en cambio se sostiene por otra sarta, el liner se usa para reducir costos y mejorar la hidráulica durante las perforaciones profundas. El liner puede ser usado tanto en la sarta intermedia como en la de producción, el liners es cementado típicamente en toda su longitud.

TUBERÍA CORTA (LINERS).-Los “liners” de perforación son colocados:

 

Para proveer una Zapata mas profunda

Para aislar formaciones inestables

Para lograr un perforación con tubería de revestimiento a menor costo

Debido a limitaciones del equipo de perforación

 

Los “liners” de producción son colocados:

 

Para completar el pozo a menor costo

Permitir un conducto de producción mas grande para proveer un rango de elección para la tubería.

Debido a limitaciones del equipo de perforación.

PROPIEDADES DE TUBERIAS.-

1.- ELONGACIÓN.-

El primer tubo revestidor, o sea el del extremo superior de la sarta, soporta el peso total de la misma, puesto que va sujeto al colgador de la tubería revestidora. .Ya que la sarta está sostenida por un extremo, del que cuelga el resto de la misma, algo de elongación habrá de ocurrir, como resultado de la tensión. Como las conexiones que unen a los tubos son las partes más débiles, debe considerarse entonces el peso de la sarta y la resistencia a la tensión.

Diseño de tensión.

  Utilizando la tubería de revestimiento seleccionada, que concuerda con las cargas de colapso y ruptura, es entonces necesario confirmar que esta tubería de revestimiento también cumple los requisitos del diseño de tensión.

  Cargas de Tensión durante la Instalación

  Esta etapa incluye evaluar la conveniencia de la tubería de revestimiento seleccionada, para soportar cargas durante la corrida, cargas durante la cementación y cualquier prueba de presión.

Se asume que la tubería de revestimiento esta sujeta en la superficie, pero libre para moverse, en la zapata.

Las cargas que deben considerarse, son las que siguen: Peso en el aire Flotación Doblado Arrastre Choque Prueba de presión Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción  Esta etapa incluye la evaluación apropiada de la tubería de revestimiento

seleccionada para soportar las cargas que pudieran ser ejercidas a la tubería de revestimiento, después de que el cemento se ha asentado. Se asume que la tubería de revestimiento esta fija en la superficie y fija en el tope del cemento en el espacio anular.

  Las cargas que necesitan ser consideradas, son las que siguen: Anclaje de TR Pandeo

2.- COLAPSO O APLASTAMIENTO.-

Otro importante factor que debe considerarse es la presión aplastante que la tubería debe resistir. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación en el espacio anular, creado por la tubería y el hoyo, y la presión de las formaciones perforadas, tienen que ser contrapesadas por la columna del fluido que está dentro de la tubería y por la resistencia de los tubos mismos al aplastamiento.

Diseño de Colapso

  Para todas las sartas de tubería de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presión externa es mayor que la presión interna.

El diseño de colapso se enfoca en los perfiles de presión interna y externa. Hablando de forma general, el colapso de cargas estará en su punto mas alto en la zapata guía.

 Colapso de Cargas durante la Instalación

  El peor caso de colapso de cargas durante la instalación, ocurre durante la cementación. Para trabajos de cementación convencionales el peor caso ocurre con la columna de cemento en el exterior de la tubería de revestimiento.

Colapso de Cargas durante la Perforación

 

El peor caso de colapso de cargas durante la perforación ocurre si se encuentra perdida de circulación y disminuye la presión hidrostática interna.

Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió la tubería de revestimiento. Esto es debido a la incertidumbre del aislamiento completo del cemento alrededor de la tubería de revestimiento causado por acanalados o deslaves.

El nivel del fluido interno cae hasta cualquier medida, desde cientos de pies de evacuación total de la tubería de revestimiento y depende del peso interno del lodo en uso y la presión de poros de la zona de perdida.

Colapso de Cargas durante la Producción

Los colapsos de carga a los que estarán expuestos las tuberías de revestimiento de producción y

los “liners”, necesitan ser considerados para la vida entera del pozo. Esto depende del uso que se le dará al pozo, pero se deberá dar consideración a lo siguiente, según sea aplicable:

· Operaciones DST

· Técnicas de Estimulación

· Levantamiento de Gas

· Abatimiento 

3. REVENTAMIENTO O ESTALLIDO.-

Terminado un pozo, su tubería revestidora invariablemente se somete a presiones de pruebas de fuga, o más a las motivadas por la maniobra de introducción forzada de cemento en las formaciones debido a una variedad de razones formuladas en el programa de terminación original o de reacondicionamiento posterior del pozo. Por tanto, la resistencia de la sarta a presiones de este género es cualidad importante, puesto que evita que los tubos estallen durante alguno de los varios trabajos de cementación forzada que el pozo pueda requerir. Generalmente, en la práctica, como procedimiento básico, se emplean los siguientes factores de seguridad: aplastamiento 1,125; tensión 2, punto cedente 1,25 y estallido 1. Sin embargo, los factores de seguridad deben ser ajustados a las condiciones.

4. RUPTURA

Diseño de ruptura

Para todas las sartas de tubería de revestimiento una carga de ruptura ocurre cuando la presión interna es mayor que la presión interna. Con respecto al colapso, el diseño de ruptura se enfoca en los fluidos internos y externos y las y las presiones hidrostáticas que ejercen.

 

Cargas de Ruptura durante la Instalación

 

El peor caso de ruptura de carga de instalación ocurre durante la cementación. Dos casos necesitan ser considerados en este punto:

Durante el desplazamiento, inmediatamente antes de que el espaciador salga de la zapata

Golpeando el tapón

 

 

Las cargas de ruptura que necesitan ser consideradas durante la producción incluyen pruebas de presión con una completación o fluido para matar el pozo, una fuga de tubería cerca de la superficie.

La carga interna es la presión hidrostática del fluido mas cualquier presión adicional.

La carga externa será como la de Ruptura de Cargas de Perforación.

REPRESENTACIONES DE LOS EFECTOS DE LAS PRESIONES EN LOS REVESTIDORES

 

NORMAS  

A continuación se cita algunos de los organismos e instituciones que dictan normas técnicas, y además se describe brevemente el perfil de algunas de estas, especialmente de los organismos que se relacionan directamente con el presente estudio.  ISO. Intenational Organization for Standarization. (Organización Internacional de Normalización) ASTM. American Society for Testing and Materials. (Sociedad Americana para Ensayos y Materiales) API. American Petroleum Institute. (Instituto Americano de Petróleos) AWS.American Welding Society. (Sociedad Americana paraSoldadura) ASNT. American Society for Nondestructive Testing, Inc. (Sociedad Americana para Ensayos no Destructivos)ANSI. American National Standards Institute. (Instituto Nacional de Normas Americanas) DIN. Instituto Normas Alemanas COPANT- Comisión Panamericana de Normas Técnicas AMN- Asociación Mercosur de Normalización EURONORM - Organismo de Normalización de la Comunidad Europea

NORMAS API.

El Instituto Americano de Petróleos, API es una de las principales instituciones encargadas de normar gran parte de lo referente al sector petrolero, sirviendo de guía para un sin número de industrias que de una u otra forma están involucradas en este campo tan amplio. En lo referente al tema que se está tratando, la API ha desarrollado para elementos tubulares estándares los cuales han sido aceptados a nivel mundial por la industria productora de petróleo. La API define tanto para el elemento tubular como para accesorios y demás elementos, propiedades y estándares en lo referente a: esfuerzos, dimensiones físicas, fórmulas de cálculo, diseño de elementos y procedimientos que incluyen el control de calidad de los elementos. Además de estos estándares, esta organización provee de boletines recomendando el mínimo desempeño de las propiedades, las cuales son empleadas para el diseño y control de la sarta de tubos, de tal manera que se minimice la posibilidad de falla.

Las normas API de utilidad para el presente estudio se analizan brevemente más adelante, dichas normas son las que se describen a continuación:  

API SPEC 5D.

API SPEC 5CT.

API RP 5A5

API RP 7G

API RP 5B1

Grados de las tuberíasLos grados de la sarta de producción son similares en su denominación a los de cañería, donde el grado de acero define el esfuerzo de cedencia (yield strength) de las tuberías. Usualmente consiste en una letra y de dos a tres números. El código numérico indica el mínimo (yield strength). En la mayoría de los casos, la letra en el orden alfabético indica mayor (yield strength). El mínimo (yield strength) es usado para calcular la resistencia al reventamiento (estallido) y el colapso de las tuberías.

Los grados de acero recomendados por el API, establecen la composición química, propiedades físicas y mecánicas de la tubería.

Cada grado tiene designado una letra y un número como por ejemplo:

K-55, N-80, J-55, C-95, C-75 y P-110.

La designación numérica refleja el esfuerzo cedente mínimo del material. Este esfuerzo puede ser suficiente para soportar fuerzas en la tubería causadas por cambios de presión y temperatura a profundidad.

El API emplea el uso de distintos colores para la correcta designación de los grados según la norma 5CT.

CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE LAS TUBERÍAS.-

La importancia de reconocer la capacidad de resistencia de las tuberías, han permitido evolucionar en el conocimiento del comportamiento mecánico de las tuberías, es por ellos que diferentes instituciones se han abocado a la tarea de reconocer y recomendar practicas para estandarizar tanto el proceso de fabricación como la medición de su desempeño mecánico o capacidad de resistencia.

CONDICIONES DE FALLA.- Se dice que ocurre una falla cuando un miembro cesa de realizar

satisfactoriamente la función para lo cual esta destinado. En el caso de las tuberías colocadas en un pozo, si estas alcanzan cualquier nivel de deformación se debe entender la situación como una condición de falla por lo tanto, una falla en las tuberías es una condición mecánica que refleja la falta de resistencia del material ante la situación y exposición de una carga. Con ellos propicia la deformación del tubo, las cargas a las que hacemos referencia son nominalmente cargas de presión, cargas axiales, ambientales y mecánicas. Entonces la capacidad de resistencia de una tubería se define como aquella aptitud o condición que ofrece una tubería para reaccionar y evitar cualquier tipo de falla o deformación, ante la acción combinada de cargas.

Las principales fallas de las tuberías son básicamente COLAPSO, TENSION, ESTALLAMIENTO Y CORROSION.

CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE LAS TUBERÍAS.- CEDENCIA.- Para entender el comportamiento de falla iniciaremos por definir el concepto de

cedencia o fluencia, que es aquella propiedad o condición del material para soportar la deformación elástica, o bien la resistencia que opone el material a la deformación ante la exposición de una carga, se dice que el material alcanza la cedencia o fluencia cuando experimente una carga que le provoca una deformación permanente.

El punto a partir del cual el material se fractura o se rompe, se dice que alcanza su último valor de resistencia a la cedencia.

El API, ha establecido estándares para medir la cedencia de los aceros con los cuales se fabrican los tubulares denominados OCTG (Oil Country Tubular Goods) que no son más que las tuberías de revestimiento, tuberías de producción y sartas de perforación, que se utilizan en la industria petrolera.

Se establece que la cedencia del material es el esfuerzo de tension aplicado cuando alcanza el 0.5% de la deformación. Este valor de deformación es ligeramente superior al límite elástico. Este porcentaje es aplicable para los acero API denominados H-40, J-55, K-55, N-80, C-75, L-80 y C-95. Para aceros P-110 y Q-125 el API considera una deformación del 0.65% para establecer la cedencia de estos materiales. La cedencia se mide en unidades de fuerza por unidad de área (psi), que significa la fuerza aplicada en el área de exposición del material para hacer ceder el mismo, es decir, aquel esfuerzo aplicado para alcanzar la deformación establecida.

Debido a que se presentan significativamente variaciones en la medición de la cedencia de tuberías, el API adopto el criterio de “resistencia de cedencia minima” en lugar de un valor promedio, adicionalmente a la minima resistencia a la cedencia, el API especifica la máxima resistencia de cedencia y la minima ultima resistencia a la tensión.

CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE LAS TUBERÍAS.-

Para fines de diseño, el criterio de mínima resistencia de cedencia es el que debe de adoptarse, a fin de garantizar un margen de seguridad, la resistencia del material. La nomenclatura API para los diferentes aceros tiene estipulado en el numero la mínima resistencia a la cedencia y es el valor nominal de cedencia que considerarse en todos los calculo de evaluación de resistencia de las tuberías.

CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE LAS TUBERÍAS.-

COLAPSO.-

La falla por colapso de una tubería es una condición mecánica, se origina por el aplastamiento de una tubería, por una carga de presión. Esta actúa sobre las paredes externas de la misma y es superior a su capacidad de resistencia.

La resistencia a la falla por colapso de una tubería ha sido estudiada ampliamente, en primera instancia es una de las causas mas comunes de falla en las tuberías colocadas en un pozo y en segundo término es un fenómeno de falla más complejo de predecir.

La falla del colapso depende de diverso factores propios de la naturaleza de fabricación del tubo. Dentro de estos resaltan la cedencia del material, la geometría tubular, imperfecciones (excentricidad y ovalidad) y la condición de esfuerzos de la tubería.

CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE LAS TUBERÍAS.- 1.- EFECTO DE IMPERFECCIONES.-

Dentro De los factores que influyen en la resistencia la colapso de las tuberías, esta el aspecto geométrico, las imperfecciones generadas en le proceso de fabricación dan como resultado el tener un tubo con cierto porcentaje de ovalidad y excentricidad. Es decir no existen tuberías con diámetros y espesor constante.

LA OVALIDAD.- Se pifien como el máximo diámetro exterior, menos el mínimo diámetro

exterior dado en una sección plana, divida por el diámetro exterior nominal

S= (ODmax – ODmin)/Dnon

S= Ovalidad

ODmax= diámetro máximo exterior

ODmin= diámetro mínimo exterior

ODnon= diámetro exterior nominal

 

CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE LAS TUBERÍAS.-

LA EXCENTRICIDAD.-

Es una medida de las imperfecciones detectadas en una tubería por efectos de los cambio de espesor en el cuerpo del tubo.

e= δ/t e= excentricidad

δ= tmax - tmin

tmax= máximo espesor

tmin= mínimo espesor

t= espesor nominal

 

Los factores que afectan la resistencia al colapso de las tuberías de revestimiento, son particularmente la influencia de la excentricidad y el ovalamiento geométrica. El API no toma en cuenta estas imperfecciones.

CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE LAS TUBERÍAS.- 2.- EFECTO DE CARGAS COMBINADAS.-

Las tuberías se deforman cuando son colocadas en pozos

altamente desviados debido a los esfuerzos que se somete el

tubo, independientemente de las imperfecciones generadas

durante el proceso de fabricación. La secciona transversal del

tubo cambia en una forma elíptica, la fuerza que provoca esta

deformación es función de la curvatura del agujero y del peso

que soporta la tubería (carga axial). La magnitud de la deflexión

(deformación de ovalamiento homogéneo), depende

básicamente del diámetro exterior y del espesor del tubo, la

reducción en el diámetro del tubo es el resultado de la

deflexión.

CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE LAS TUBERÍAS.- ESTALLAMIENTO.-

La falla por estallamiento o reventamiento de una tubería es una condición mecánica que se genera por la acción de cargas de presión actuando por el interior de la misma. La resistencia que opone el cuerpo del tubo se denomina resistencia al entallamiento, por efectos de las traducciones generalmente se la denomina como resistencia a la presión interna, sin embargo es claro anotar que este es utilizado debido a que la presión interna es la carga y la propiedad del material es la resistencia. Esta opone el material a falla por entallamiento o explosión debido a la carga a la que esta sometido por la presión actuad en la cara interior del tubo.

 

CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE LAS TUBERÍAS.-

TENSIÓN.- La tensión es una condición mecánica (tensionada) de una tubería que

puede ocasionar la falla o fractura de la misma. Se originan por la acción de cargas axiales que actúan perpendicularmente sobre el área de la sección transversal del cuerpo del tubo. Las cargas dominantes en esta condición mecaniza son los efectos gravitacionales, flotación, flexión y esfuerzos por deformación del material.

  RESISTENCIA A LA TENSIÓN.-

La resistencia a la falla por tensión de una tubería se puede determinar a partir de la cedencia del material y el área de la sección transversal. Como se menciono previamente, se debe considerar la mínima cedencia del material para este efecto, es decir:

Rt = 0.7854 ( OD2 – ID2 ) σy

Rt = resistencia a la tensión (psi)

OD = diámetro exterior (pulgada)

ID = diámetro interior (pulgada)

σ y = mínimo esfuerzo de cedencia (psi)

CONDICIONES DE CARGA.-

Las condiciones bajo las cuales trabaja una tubería en el interior del pozo son variadas y de magnitud considerada. Las cargas principales que se presentan en un pozo y que actúan sobre la tubería son: Cargas Axiales, Cargas de Presión, Cargas Torsionales, Cargas no Axiales, Corrosión y Flexión.

CARGAS AXIALES.-

Las cargas axiales se producen inicialmente por la acción natural de los efectos gravitacionales, es decir el peso propio de los tubos, debido a que los tubos se introducen en el interior de un pozo lleno de fluido de control, se debe considerar el efecto de flotación. Además, durante la introducción se presentan efectos axiales como: arrastre o fricción generada por el contacto entre agujero y tubería y tubería-tubería. También se presenta el efecto de choque que se genera por el paro súbito al momento de introducir. Después de la introducción el estado de cargas axiales se ve alterado por efecto de los cambios de presión y/o temperatura que se suscitan al cambiar de densidad del fluido de control y al efectuar operaciones que demandan presión, por lo que se generan efectos axiales como: balonamiento, pistoneo, pandeo y efectos axiales por acción de la temperatura.

CONDICIONES DE CARGA.-

CARGAS POR PRESIÓN.-

Las cargas por presión que se presentan en las tuberías son generadas por efecto de la presión hidrostática de los fluidos, actuando tanto en le interior como por el exterior del tubo. Además se manifiestan diferentes cargas de presión por efecto del flujo de fluido durante la etapa de perforación y terminación, tales como: cementacion, circulación, perforado, inducción, estimulación, producción, etc. Cada una de las operaciones propicia también un cambio en las condiciones térmicas, por lo que el efecto de cambio de temperatura en las tuberías esta también vinculado con los cambios de presión, dando como resultado un cambio en las cargas axiales.

Las cargas por presión son las que marcan la pauta para la selección de los tubulares.

CARGAS TORSIONALES.-

Son aquellas generadas por efecto del torque o par de apriete que experimentan las conexiones al momento de conectar en superficie cada tubería. Adicional torque se manifiesta por efecto de la rotación que se le imprime a la sarta de tuberías durante las diversas operaciones ocurridas durante su colocación. La magnitud de estas cargas es de gran interés debido a que propician un estado de esfuerzo en los extremos de la tubería que causarían la deformación de las conexiones o de los elementos de la conexión (hombro, rosca, sello) y de la misma tubería.

CONDICIONES DE CARGA.-

CARGAS NO AXIALES.-

Son aquellas cargas presentes en un pozo que se manifiestan por la variabilidad de su impacto sobre el cuerpo de la tubería.

EFECTO DE LA CORROSIÓN.-

Este efecto sobre las tuberías en ambientes altamente corrosivos es de gran interés en el diseño a fin de establecer los límites de operación de las tuberías sobre la carga corrosiva. Esta carga por corrosión es el efecto combinado de los factores principales para que se propicie una condición corrosiva.

Estos factores son: PH de los fluidos del pozo, concentración de gas CO2 y H2S, temperatura, magnitud de los esfuerzos en la tubería, presión, etc.

  CARGAS DEFLEXIÓN.-

Es una carga axial de doble acción, debido a que se manifiesta como una carga de tensión en las caras exteriores de la tubería.

Este efecto se presenta en pozos altamente desviados o en aquellos que se tienen grandes severidades o dog-leg. La magnitud de estas cargas se adiciona en forma puntual a las caras axiales presentes en la tubería.

Con el fin de seleccionar los materiales tubulares propicios para colocar en un pozo en particular, se deben predecir o estimar las condiciones de cargas a la que se va someter la tubería, cuantificando las cargas desde el momento de introducción de la misma, pasando por las cargas a experimentar durante las diferentes etapas de operación de la perforación y terminación y finalmente las cargas durante el periodo de producción.

FACTORES DE SEGURIDAD USADOS EN EL DISEÑO.-

Haremos referencia a la definición de los más comúnmente factores adimensionales que se utilizan para establecer un margen de seguridad en la capacidad de resistencia de los elementos tubulares:

Factor de Seguridad al Colapso : 1.125 Factor de Seguridad de la Junta : 1.80 Factor de Seguridad Tensión : 1.25 Factor de Seguridad al Estallamiento : 1.00

  Estos factores de seguridad pueden ser usados en cualquier diseño

de sartas de tuberías, pero es responsabilidad del que realiza el diseño de la sarta seleccionar factores de seguridad a las necesidades particulares del pozo.

 

 

 

MARCAJE/MARCADO Las tuberías deben suministrarse marcadas con los datos siguientes: •Nombre o marca del fabricante.•Especificación de suministro (API 5L por lo general).•Diámetro nominal.•Peso por metro de tubería.•Grado del acero (generalmente grado B).•Proceso de fabricación (DSAW, ERW, HFI, sin soldadura, etc.).•Tratamiento térmico, de existir.•Número de fabricación, con el cual verificar la correspondencia con los certificados de calidad.• Número de tubo. En función del diámetro nominal de la tubería, caben las siguientes consideraciones:

 Para diámetro 3" e inferiores la tubería suele suministrarse en bultos. En tal caso, los tubos no son marcados individualmente, ni numerados. El fabricante y/o proveedor realizará el marcado sobre los flejes de sujección de los bultos. Como longitud se indica la total del bulto. Para diámetros 4" y superiores las tuberías se marcan individualmente. Para diámetro 10" y superiores al marcado suele hacerse en el interior del tubo. Para diámetros inferiores al marcado se realiza por el exterior, preferentemente en dos generatrices. En este caso, para evitar que se pierda en la posterior aplicación del revestimiento anticorrosión, el número de tubo debe marcarse también por el interior.

Tipos de uniones – conexionesClasificación:

1 Conexiones Premium2 Conectores Soldados3 Serie Blue4 Wedge Serie 5005 Wedge Series 6006 Serie Legacies7 Tecnología Dopeless

1.- Conexiones Premiun.-Las conexiones premium TenarisHydril son fabricadas como parte de un proceso integrado de diseño, producción, tratamiento y terminación de tubos.

2 Conectores Soldados

2.1 BlueDockConectores Soldados Conectores soldados para casing de gran diámetro que garantizan operaciones de bajada más simples y veloces .

2.1 BlueDock.-

El nuevo conector TenarisHydril BlueDock presenta facilidad de apriete y ensamblado, que permite una bajada rápida y confiable

Características

100% en tracción, compresión y flexión

Hasta 3 llaves antigiratorias que proporcionan soporte adicional para retener el torque.

Indicador visual de enrosque

Alto rendimiento respecto de la fatiga, con cargas cíclicas de flexión y/o tracción-compresión, gracias a sus radios maximizados y al efecto contra la concentración de tensiones

Compartimento para evitar la presión excesiva generada por la grasa

Aplicaciones

Casing conductor y de superficie

Offshore

HP/HT (alta presión, alta temperatura)

Serie Blue.3.1 blue3.2 blue max3.3 Blue Heavy Wall3.4 Blue Quick Seal3.5 Blue Thermal Liner3.6 Blue Near Flush

Serie Blue Una opción ideal para las operaciones de perforación offshore y de HP/HT en todo el mundo, la Serie Blue® ofrece la mayor sellabilidad en su tipo. 

3.1 Blue.-Con  una compresión del 100% completamente testeada, una excelente capacidad de sobre torque y la versatilidad para adaptarse a todos los ambientes

Características Disponible en diámetros de 2 3/8" a 13 5/8".

Diseñada para alto rendimiento y versatilidad.

El perfil de presión de contacto parabólico del sello minimiza el riesgo de engrane al tiempo que mejora la estabilidad del rendimiento del sello.

Aplicaciones Casing de superficie e intermedio

Tubing de producción y columnas de trabajo.

Perforación con casing

Liners

Pozos horizontales y de largo alcance

Pozos térmicos

Pozos profundos y HP/HT (alta presión, alta temperatura)

3.2 Blue Max.-

La conexión Blue Max está diseñada para aplicaciones HP/HT que demandan un rendimiento del 100% respecto a la performance del cuerpo del tubo en tubos de pared ancha.

CARACTERÍSTICAS

Disponible en diámetros de 7” a 14”.

Diseñada para pozos de alta temperatura / alta presión

Rendimiento del 100% respecto a la performance del cuerpo del tubo en presiones interna y externa.

El perfil parabólico de la presión de contacto en el sello minimiza los riesgos de engrane mientras estabiliza la performance del sello.

Facilidad y rapidez de ensamblado, gracias a la rosca de inicio doble.

APLICACIONES

HP/HT

Casing de producción

Casing intermedio

Liners

3.3 Blue Heavy Wall.-

La conexión Blue Heavy Wall está diseñada para pozos profundos y aplicaciones HT/HP.

CARACTERÍSTICAS

Disponible en diámetros de 7” a 14”.

El perfil de presión de contacto parabólico del sello minimiza el riesgo de engrane al tiempo que mejora la estabilidad del rendimiento del sello.

Rendimiento del 100% respecto del cuerpo del tubo en presiones internas y externas.

80% de tensión y compresión (máxima compresión en el mercado para el segmento).

APLICACIONES

HP/HT y pozos profundos.

Casing de producción

Casing intermedio

Tie-backs

3.4 Blue Quick Seal.-

Diseñada para casing de superficie de diámetro externo grande que requiere un sello estanco.

CARACTERÍSTICAS

Disponible en diámetros de 16” a 22”.

Diseñada para casing de superficie de diámetro externo grande que requiere un sello estanco.

Rendimiento en estanqueidad del 100% respecto del cuerpo del tubo en presiones interna y externa bajo cargas combinadas.

Rendimiento estructural del 100% respecto del cuerpo del tubo.

APLICACIONES

Surface casing

3.5 Blue Thermal Liner.-

Diseñado especialmente para tubos ranurados

Características

Disponible en diámetros de 2 3/8" a 10 3/4".

Diseñada especialmente para tubos ranurados empleados en operaciones SAGD.

Enrosque rápido y sencillo sin riesgo de filetes cruzados.

Aplicaciones

Pozos horizontales y de largo alcance

Pozos térmicos

3.6 Blue Near Flush.-

La conexión Blue Near Flush combina una capacidad de tracción excelente, mayor eficiencia a la compresión y máxima sellabilidad.

Características Disponible en diámetros de 5" a 13 5/8".

Diseñada para alto rendimiento, eficiencia estructural y máximo huelgo.

Ensayada según la norma ISO 13679 CAL IV y probada en el campo.

El diámetro externo del box es sólo 2–3% más grande que el cuerpo del tubo (1–2% mayor que el diámetro máximo especificado por API) permitiendo su uso en situaciones de huelgos restringidos.

Aplicaciones Casing, liners y tie-backs de producción, tie-backs y liners.

Pozos HP/HT (alta presión, alta temperatura) y pozos profundos.

 

4 Wedge Serie 500.- 4 Wedge Serie 5004.1 Wedge 563 4.2 Wedge 523 4.3 Wedge 5214.4 Wedge 5134.5 Wedge 5114.6 Wedge 5334.7 Wedge 553

4 Wedge Serie 500 Estas conexiones ofrecen resistencia superior al torque, compresión y flexión para aplicaciones que ponen a prueba los límites estructurales del los productos.

4.1 Wedge 563.-Conexión de rosca y cupla que brinda beneficios operativos, de rendimiento y económicos

Características

• Disponible en diámetros de tubing de 2 3/8" a 7". • Disponible en diámetros de casing de 5" a 13 5/8". • 100% de capacidad de tracción y compresión provista por los filetes en forma de cola de milano. Aplicaciones

• Casing de superficie e intermedio • Casing de producción, tie-backs y liners.• Perforación con casing• Pozos horizontales y de largo alcance • Pozos geotérmicos • Protección de corrosión y revestimiento interno• Pozos HP/HT (alta presión, alta temperatura) y profundos

4.2 Wedge 523.-

Conexión integral semi lisa (semi flush) diseñada para casing de producción, casing intermedio, tie-backs, y liners de perforación y producción.

Características

• Disponible en diámetros de 7" a 16".• Sello de rosca con 100% de capacidad de colapso gracias al contacto completo de los filetes de rosca con

forma de cola de milano, también suministrando un sello secundario de presión interna. • Alta capacidad de compresión provista por el flanco de emboque de ángulo inverso de la rosca, lo cual

torna a la conexión Wedge 523 apta para las aplicaciones de compresión extrema. La resistencia a la compresión excede la resistencia a la tracción.

• La conexión Wedge 523 es intercambiable con Wedge 513.

Aplicaciones

• Casing de superficie e intermedio • Casing de producción, tie-backs y liners• Perforación con casing • Pozos horizontales y de largo alcance • Pozos HP/HT (alta presión, alta temperatura) y profundos • Shales

4.3 Wedge 521.-

Conexión integral semi flush (semi lisa) apta para casing de superficie de gran diámetro, casing intermedio, liners horizontales, columnas de largo alcance extendido y liners de perforación.

Características

• Disponible en diámetros de 4" a 18 5/8".• 100% de resistencia al colapso y presión interna de fluencia interna en el cuerpo del tubo generada por el

sello lubricante de los filetes en forma de cola de milano.

Aplicaciones

• Casing de superficie e intermedio • Perforación con casing • Liners • Pozos horizontales y de largo alcance

4.4 Wedge 513.-

Conexión integral flush (lisa) diseñada para liners de producción y perforación, pozos horizontales y de largo alcance, y aplicaciones en pozos con huelgo de diámetros reducidos.

Características

• Disponible en diámetros de 4" a 16".• La alta capacidad de compresión provista por el flanco de emboque de ángulo inverso de los filetes en

forma de cola de milano convierten a la conexión Wedge 513 apta para ser usada en todas las aplicaciones de liners. La resistencia a la compresión excede la resistencia a la tracción.

• La conexión Wedge 513 es intercambiable con Wedge 523.

Aplicaciones

• Casing de superficie e intermedio• Casing de producción, tie-backs y liners• Perforación con casing• Tubing de producción• Pozos horizontales y de largo alcance • Pozos HP/HT (alta presión, alta temperatura) y profundos • Shales

4.5 Wedge 511.-

Conexión integral flush (lisa) empleada en casing de superficie de gran diámetro y huelgo, liners horizontales, de reparación y perforación

Características

• Disponible en diámetros de 2 1/16" a 18 5/8".• 100% de resistencia al colapso en el cuerpo del tubo generada por el sello lubricante de los filetes en forma

de cola de milano.

Aplicaciones

• Casing de superficie e intermedio• Perforación con casing • Columnas de trabajo• Pozos horizontales y de largo alcance• Pozos con aplicaciones térmicas

4.6 Wedge 533.-

Conexión premium con recalque interno/externo empleada para tubing de producción, columnas de trabajo y tubing con revestimiento plástico.

Características

• Disponible en diámetros de 2 3/8" a 7 5/8".• Sello de rosca con resistencia del 100% al colapso, generada por el contacto completo de los filetes con forma

de cola de milano, suministrando asimismo un sello secundario de presión interna.• Resistencia del 100% a la tracción y a la flexión provista por el mecanizado del pin y el box en recalques

internos y externos realizados en caliente extremos internos y externos recalcados mediante forja en caliente.• El flanco de emboque con ángulo inverso brinda una capacidad del 100% a la compresión.• La conexión Wedge 533 es intercambiable con Wedge 503, Wedge 553 y Wedge 563.

Aplicaciones

• Tubing de producción • Perforación con Casing• Columnas de trabajo • Perforación con tubing• Protección contra corrosión y revestimiento interno• Tubing para revestimiento interno (CB)

5 Wedge Serie 600

5 Wedge Series 6005.1 Wedge 623 5.2 Wedge 625

Wedge Serie 600™

Diseñada para los ambientes más críticos, la excelente capacidad de sellado y compresión de estas conexiones llevan la performance premium a nuevos niveles industriales.

5.1 Wedge 623.-

Características

• Disponible en dimensiones de 9 5/8" - 16 1/2". • Sellos externos e internos (metal - metal) acorde a API RP96 para aplicaciones en aguas profundas.• Excelente eficiencia de compresión del 80% a 86%, equivalente a la conexión TenarisHydril Wedge 523.• Testeada bajo el protocolo ISO 13679 CAL I-E y de acuerdo a requerimientos adicionales de las operadoras

para cargas de supervivencia. La Wedge 623 provee validada confiabilidad bajo cargas combinadas.• Viene con la Tecnología Dopeless.

Aplicaciones

• Offshore/Aguas profundas • Pozos de alta presión y temperatura (HP/HT) y profundos • Casing intermedio• Liners y tie-backs

5.2 Wedge 625.-

Características

• Disponible en dimensiones de 4 1/2" - 5 1/2".• Valores del 90% en tracción, gracias a los filetes de rosca desvanecientes en el diámetro externo del pin y el

diámetro interno del box (verdaderamente excepcional para una conexión integral semi-flush). • Valores superiores al 94% en compresión, gracias al contacto con el flanco de emboque de los filetes en

forma de cola de milano de las roscas Wedge, que intersectan el diámetro externo e interno del cuerpo del tubo.

• Valores del 100% en estallido y colapso, gracias al sello medio metal-metal de dos vías, que traban los filetes adyacentes WedgeValores del 90% en flexión, gracias tanto a los filetes de la rosca Wedge como al diseño reforzado de Wedge escalonada.

• Diámetro del box aproximadamente 5% superior al cuerpo del tubo.

Aplicaciones

• Shales• Pozos horizontales y de largo alcance Pozos profundos

6 Serie Legacy

6 Serie Legacy6.1 3SB6.2 ER 6.3 MACII6.4 PH4/PH6/CS

6 Serie Legacy.-

Estos productos ensayados y de rendimiento comprobado han brindado muchos años de servicio confiable en ambientes complejos de perforación en todo el mundo.

Con rosca y cupla

6.1 3SB.-Ideal para usar con aleaciones resistentes a la corrosión.

Características

• Disponible en diámetros de 2 3/8" a 13 5/8".• Diseño de conexión confiable y probado en el campo, especialmente en materiales al cromo.

Aplicaciones

• Casing de producción • Tubing de producción

6.2 ER.-

Conexión cuplada de alto rendimiento sin sello metal-metal, diseñada especialmente para casing de superficie e intermedio.

Características

• Disponible en diámetros de 7" a 24 1/2".• Fácil emboque, enrosque rápido sin riesgo de filetes cruzados. Aplicaciones

• Casing de superficie e intermedio• Perforación con casing • SAGD & CSS• Pozos geotérmicos

6.3 MACII.-

Conexión integral para casing de producción, casing intermedio y tie-backs

Características

• Disponible en diámetros de 5 1/2" a 16".• Rendimiento triaxial que se logra al mecanizar el pin y el box en extremos conformados, lo cual incrementa

el rendimiento tanto bajo tracción como bajo cargas combinadas.

Aplicaciones

• Pozos HP/HT (alta presión y alta temperatura) y pozos profundos. • La alternativa perfecta para aplicaciones de pared pesada con clearences reducidos.

6.4 PH4/PH6/CS.-

Con reconocimiento mundial por su durabilidad en tubing de producción y en aplicaciones de columna de trabajo. 100% de resistencia a la tracción producida por el mecanizado del pin y del box

Características

• Disponible en diámetros de 3/4" a 7".• 100% resistencia a la tracción producida por el mecanizado del pin y el box en extremos recalcados

forjados • en caliente. • Reconocimiento mundial por su durabilidad en tubing de producción y aplicaciones de columna de trabajo.

Aplicaciones

• Tubing de producción • Columnas de trabajo• Tubing para revestimiento interno (CB)

Serie TenarisXP

7 Serie TenarisXP7.1 TXP Buttress

7 Serie TenarisXP.-

Nuestra Serie TenarisXP™ combina un rendimiendo mejorado com compatibilidad API

7.1 TenarisXP Buttress.-

La nueva conexión Buttress TenarisXP, con su diseño especial de cupla con hombro, ofrece una mayor resistencia al torque y la compresión

Características

• Disponible en diámetros de 4 1/2" a 16" • 100% de tensión • Capacidad adicional de torque • Lisa en el interior (Internal flush) • Hombro de torque positivo• Repetibilidad de ensamblados • Intercambiable con API Buttress • Bisel estándar de 20°

APLICACIONES

• Shales• Perforación con casing• Pozos geotérmicos

8 Tecnología Dopeless.-

Incorpora los beneficios operativos y de salud, seguridad y medio ambiente que ofrecen nuestros productos libres de grasa para su proyecto de petróleo y gas.

Disponibilidad de producto

La tecnología Dopeless está disponible para las siguientes conexiones premium de TenarisHydril: • Blue Series• Wedge Series 500• Wedge Series 600

Experiencia internacional

La tecnología Dopeless® cuenta con más de nueve años de experiencia comprobada en una serie de aplicaciones y ambientes de E&P.  

Centros de reparación de tuberías a nivel mundial

A nivel Sudamérica

A nivel Bolivia

Factores que se debe tomar en cuenta al conectar tuberías

1. La conexión debe soportar una carga adicional a aquellas impuestas durante el servicio, y es la carga debida al enrosque o make up.

2. Por lo general la secuencia de cargas puede influir en el desempeño de la conexión, para una conexión API no es lo mismo si se la tracciona y luego se la presuriza, que el caso inverso de presión interna seguida de tracción. De todos modos valores tales como presión de trabajo diferencial, temperatura, tipo de fluido, velocidad ascensional, etc. van a intervenir en el criterio de selección.

3. El desempeño de la gran mayoría de las conexiones del mercado va a ser muy dependiente de:a)Práctica adecuada de torqueado en campob) Sellabilidad de la grasa en el tiempo

Factores de Diseño y Factores de Seguridad

1. Estallido del cuerpo del tubo o conexión2. Colapso del cuerpo del tubo3. Tensión del cuerpo del tubo o conexión4. Compresión del cuerpo del tubo o conexión5. Tensión equivalente de Von Mises

RECOMENDACIONES:• Manipular los tubos con suavidad, con los protectores de rosca

colocados.• Identificar las conexiones y los accesorios. Asegurarse de que sean

compatibles. • Planificar previamente las operaciones a realizar.• Controlar el equipamiento a ser utilizado en la operación. Controlar la

alineación del aparejo respecto del pozo.• Limpiar los tubos e inspeccionarlos visualmente.• Reinstalar los protectores limpios antes de que los tubos sean

levantados hacia la boca del pozo, o usar protectores especiales.• Utilizar compuesto lubricante API para roscas (API 5A3).• Realizar el acople con sumo cuidado. En conexiones con sello metálico

se deberá utilizar guía de emboque tanto en la bajada como en la extracción de la columna.

• Utilizar la velocidad de rotación (r.p.m.) adecuada, de acuerdo con las recomendaciones.

• Ajustar por torque-posición las uniones API. Utilizar el torque adecuado, de acuerdo con las recomendaciones para otras uniones.

• Controlar que todos los instrumentos de medición estén calibrados (torquímetro, indicador de peso, etc.).

• Asegurarse de que la tensión aplicada sobre el tubo o la conexión esté dentro de los límites de resistencia de los mismos. Usar factor de seguridad.