Casing Tenaris 3436d

Manual de Tubulares

Tabla de contenidos 05 Recomendaciones Generales

Tenaris Conexiones Recomendaciones básicas para el manejo e instalación de tuberías 17 recomendaciones técnicas

Identificación de tubos Manejo y cuidado de tubos y conexiones Recomendaciones para la instalación de tuberías de material al cromo Aplicación de grasa y compuestos para roscas Criterios de aceptación del apriete en conexiones Criterios de aceptación del apriete en conexiones API Opciones FGL y CB Recomendaciones para la instalación de tuberías con conexiones Dopeless® Equipos y rios Tablas para el uso de tuberías con conexiones API Guía para verificación preliminar de casing 139 Reglas de cálculo para casing y tubing

Recomendaciones generales

Tenaris

Licenciatarios

MANUAL DE TUBULARES

Tenaris

RECOMENDACIONES GENERALES

La conexiones TenarisHydril son suministradas y respaldadas por Tenaris, quien además fabrica conexiones API. Tenaris es el líder en manufactura y suministro de tubos de acero y servicios tubulares integrados para la industria de la energía en todo el mundo. Para mayor información por favor visite nuestro sitio web en www.tenaris.com/tenarishydril

Tenaris

Tenaris ofrece en todo el mundo diseño y tecnología sobresalientes en conexiones . Con una gama integral de productos de alto desempeño y el soporte de una extensa red global de servicios de campo y talleres licenciatarios para el roscado, desarrollamos soluciones para responder a las más exigentes necesidades de exploración y producción.

7

Conexiones

__

Productos de calidad asegurada

Grasa de enrosque: _ grasa de introducción _ running compound _ thread compound _ grasa de instalación _ grasa de corrida

Las conexiones TenarisHydril son fabricadas como parte de un proceso integrado de diseño, producción, tratamiento y terminación de tubos. Respondemos rápida y flexiblemente a cambios en las especificaciones solicitadas y otras condiciones inesperadas a la vez que mantenemos los más altos estándares de Calidad exigidos por la industria. Tenaris tiene una amplia red internacional de talleres licenciatarios para el roscado, que le permiten estar presente en todas las áreas donde se emplean los productos TenarisHydril. Estos talleres, que son certificados y periódicamente auditados por técnicos de Tenaris, suministran rios y realizan reparaciones de productos dañados.

Para mayor información sobre nuestros talleres licenciatarios de roscado, sus aptitudes y capacidades, por favor visite nuestro sitio web: www.tenaris.com.

Grupos de conexiones Las conexiones TenarisHydril se dividen en tres familias: Serie Blue™, Serie Wedge 500™ y Serie Legacy. Nuestra tecnología Dopeless®, un recubrimiento seco de capas múltiples que reemplaza al compuesto de almacenamiento y grasa de enrosque, se halla disponible para ciertas conexiones. Para una mayor claridad, dentro de este manual, nuestras conexiones se han organizado de la siguiente manera:

CONEXIONES Grupo 1

Grupo 2

Blue™

Wedge Series 500™

Blue™ Near Flush

MACII™

Blue™ Thermal Liner

SLX™

MS™

PH6™, PH4™ y CS®

3SB™ HW™ PJD™ ER™

SERIES BLUE - WEDGE - LEGACY

Nuestras conexiones ofrecen el diseño y la tecnología más avanzados en todo el mundo.

8

Recomendaciones básicas para el manejo e instalación de tuberías Preparación de las conexiones

3/4" y mayores, aplique el torque óPTIMO dos veces o bien manténgalo durante varios segundos.

Para un óptimo desempeño de las conexiones es sumamente importante seguir las recomendaciones respecto a la aplicación de la grasa de enrosque y del pegamento para roscas. Se recomienda especialmente colocar tapones de manejo en las conexiones integrales cada vez que el tubo sea movido hacia o desde el piso del equipo de perforación/reparación (workover).

Alineación 1. Verifique la alineación del bloque viajero o top drive con la boca del pozo.

Cromo 1. Se debe tener cuidado con aceros al cromo (9% o más). Se debe prestar especial atención para evitar daños en la conexión durante las operaciones de manejo e instalación de los tubos.

__ Pegamento para roscas: _ thread lock compound _ sellante de roscas Tapón de manejo: _ handling plug _ tapón de maniobra Box: _ caja

2. Además de las recomendaciones incluidas en esta sección, para el caso de aceros inoxidables y materiales de alta aleación aplique las Recomendaciones para la instalación de tubería de material al Cromo. __ Ver Recomendaciones para la instalación de tubería

2. Verifique

que esté centrado el Pin cuando está suspendido sobre el Box. Ajuste si es necesario. __ Ver Equipamiento / Herramientas de Servicio en la

de material al Cromo.

Tecnología Dopeless®

sección de INSTALACIÓN de tuberías.

1. Las

__ Ver ENCHUFE en la sección de INSTALACIÓN de tuberías.

Velocidades de rotación 1. Realizar el enrosque a una velocidad no mayor de 15 RPM.

recomendaciones generales para la instalación de tuberías son válidas también para la opción Dopeless® de nuestras conexiones, excepto en lo que se refiere a la limpieza, inspección visual y aplicación de grasas de instalación y pegamento.

__ Ver Recomendaciones para la instalación de tuberías con conexiones Dopeless®.

ACTIVIDADES PREVIAS

Ver Apriete en la sección de INSTALACIÓN de tuberías.

Aplicación de grasa de enrosque.

Aplicación de torque Siempre emplee los valores de torque recomendados por TenarisHydril para sus conexiones. Los valores actualizados pueden encontrarse en el siguiente sitio web: Hojas de Datos: http://connectiondata.tenaris.com/ index.php Tablas de Torque: http://www.tenaris.com/en/Products/ Connections/TorqueTables.aspx

.. ..

__

MANUAL DE TUBULARES

__

Tenaris

el apriete final, pasar a baja velocidad y no exceder las 5 RPM.

RECOMENDACIONES GENERALES

2. Para

Nota: Para la Serie Wedge 500™, en los tamaños 10

9

__ Guía de enchufe: _ stabbing guide _ guía de emboque Raíces de la rosca: _ thread roots _ valle de roscas

Inspección visual previa

6. Los

1. Localice e inspeccione en el lugar de operaciones todos los rios y herramientas necesarios, tales como: pup ts, crossovers, equipo de flotación, guías de enchufe, tapones de manejo, elevadores, grasa de enrosque, etc. 2. Verifique la intercambiabilidad con el tamaño, peso y tipo de conexión. __

Limpieza 1. Limpie las conexiones empleando alguno de los siguientes métodos. (El diesel es difícil de remover de las roscas y no se recomienda como solvente para la limpieza):

Ver el Catálogo de Conexiones .

Calibrado interno 1. Tenga cuidado de no dañar las conexiones durante las operaciones de calibrado interno. 2. El

calibrado interno o paso de mandril debe realizarse antes de la limpieza o inspección de las conexiones.

3. Soplar

con aire comprimido el interior del tubo desde el Box hacia el Pin para extraer totalmente la laminilla y otros residuos acumulados.

4. Asegúrese

que los mandriles cumplen con los requerimientos dimensionales de API (ver Norma API 5CT) o con requerimientos especiales (special drift).

5. Pase

tubos a los que no les pasa el mandril deben ser marcados con una banda de pintura roja a cada lado de la zona donde el mandril se atasca y apartados para una posterior investigación. Se debe marcar el tubo con la leyenda “NO PASA MANDRIL” para evitar confusiones con otros tipos de daño.

el mandril desde el Box hacia el Pin.

..Un cepillo no metálico y un solvente para limpieza. ..Limpieza a vapor, con agua y solvente para limpieza. ..Un cepillo rotativo de cerdas con agua a presión y solventes para limpieza. ..Agua a alta presión. 2. Limpie con un trapo o con aire comprimido los solventes y/o agua de las raíces de la rosca y del fondo del Box. Ante temperaturas bajo cero, asegúrese que no quede humedad alguna en la conexión. El hielo puede impedir el correcto ensamblado de sellos y hombros durante el apriete. 3. Asegúrese de que las conexiones queden bien limpias, sin restos de grasa de almacenamiento, suciedad ni pátina grasosa.

Tamaño (mín.) del mandril de calibrado según norma API PRODUCTOS Y TAMAÑOS

LONGITUD

DIÁMETRO

pulgadas

mm

pulgadas

mm

Casing and Liners 6

152

d - 1/8

d - 3.18

9 5/8” a 13 3/8”

12

305

d - 5/32

d - 3.97

Mayores que 13 3/8”

12

305

d - 3/16

d - 4.76

2 7/8” y menores

42

1,067

d - 3/32

d - 2.38

3 1/2” y mayores

42

1,067

d - 1/8

d - 3.18

Menores que 9 5/8”

Tubing

d= Diámetro interno nominal del cuerpo del tubo Verifíquense tablas C.31 y E.31 en la última versión de la norma API 5CT

10

Inspección 1. Sólo

las plantas de Tenaris y Talleres de Reparaciones Autorizados producen conexiones TenarisHydril auténticas. Las roscas genuinas de los Grupos 1 y 2 pueden identificarse mediante el estencilado en el cuerpo del tubo. Adicionalmente, las roscas genuinas del Grupo 2 pueden identificarse por una marca en bajo relieve en los extremos Pin y Box. 2. Los

tubos deben colocarse de tal manera que las conexiones puedan rotar 360 grados para facilitar una completa limpieza e inspección.

3. Inspeccione

todas las conexiones para detectar problemas tales como ovalidad, abolladuras, áreas golpeadas y óxido. Las áreas de los sellos deben estar libres de cortes longitudinales o transversales, rayas, picaduras por corrosión, y óxido. Segregue e identifique adecuadamente todos los tubos con sospecha de daños en las conexiones. La evaluación y reparación posterior de los mismos debe ser realizada por un Especialista de Tenaris en Servicios de Campo.

Preparación de las conexiones Maneje todos los tubos con los protectores de rosca colocados.

de contaminación por agua y partículas de hielo. También debe protegérsela del frío resguardándola en una caseta o empleando algún elemento calefactor. __

__

PARA INSTRUCCIONES ESPECÍFICAS, VER LA SECCIÓN APLICA-

Tapón de levante: _ lifting plug / lift plug _ tapón de elevación _ tapón de levantamiento o de izaje

CIóN DE GRASA DE enrosque Y PEGAMENTO.

Instalación de tuberías EQUIPO / HERRAMIENTAS DE SERVICIO 1. Se recomiendan elevadores de tipo cuña para uniones integrales o conexiones acopladas del tipo special clearance. Los elevadores no deben colocarse sobre el área de la conexión o el recalque (upset).

Cople: _ coupling _ cupla _ acople

Elevador de tubo: _ single t elevator _ elevador de una sola junta _ elevador sencillo Enchufe: _ stabbing _ emboque

2. Los elevadores de tope son adecuados para las

uniones acopladas. 3. Cuando se emplean elevadores de tope con

uniones integrales o conexiones acopladas del tipo special clearance, la configuración del diámetro interno de los elevadores debe poder pasar por sobre el diámetro exterior del Box o del cople y hacer tope en el tapón de elevación. Se recomienda que el elevador tenga un diámetro interno aproximadamente un 0.5% mayor que el diámetro exterior del extremo Box o cople.

1.

2. Para las conexiones del Grupo 1 y Grupo 2 se recomienda utilizar grasa de enrosque del tipo API-Modificado. Para saber si una grasa de enrosque en particular es apropiada para una conexión específica, e a [email protected]

ALINEACIÓN

Alinee el tubo con el eje del cople.

4. Si

la temperatura ambiente está bajo cero, se recomienda emplear una grasa de enrosque de grado ártico. La grasa debe mantenerse libre

SÍ

NO

Tenaris

MANUAL DE TUBULARES

3. Si la temperatura de servicio supera los 120°C (250°F), se recomienda emplear una grasa de enrosque de grado térmico.

RECOMENDACIONES GENERALES

4. No se recomienda la utilización de elevadores para tubería de perforación (drill pipe).

11

5. Se

recomienda utilizar elevadores de un tubo ya que mejoran la alineación durante el enchufe y permiten una operación más segura. Cuando se bajan uniones integrales o acopladas del tipo special clearance, asegúrese que los elevadores estén maquinados al diámetro apropiado y se empleen conjuntamente con un tapón de elevación.

aplique un compuesto apropiado a la rosca y área de sellos. Coloque protectores de rosca secos, limpios y en buenas condiciones en todas las conexiones.

6. Verifique la alineación del bloque viajero o top drive con la boca del pozo.

4. Antes

7. Para

la aplicación del torque final es necesario emplear una llave de apriete. Si los insertos de las mordazas están montados incorrectamente o mal mantenidos, se pueden ocasionar daños al cuerpo del tubo. El equipo de medición de torque debe estar calibrado.

8. Se recomienda utilizar un sistema de monitoreo de torque-vuelta para las conexiones del Grupo 1. Este tipo de equipo no es indispensable para el caso de las conexiones del Grupo 2. Si se empleara un equipo de este tipo, deben verificarse las fechas de calibración en las celdas de carga.

Manejo

3. Todo

mal manejo accidental de los tubos requiere posteriormente una reinspección de las conexiones. de hacer rodar o levantar tubos de conexiones integrales, instale un tapón de maniobra en el extremo Box y asegúrese que los protectores del lado Pin están colocados. Si un extremo Box no permite la colocación del tapón de maniobra, el tubo correspondiente debe ser segregado.

5. Se debe tener especial cuidado en evitar daños superficiales al manipular tubos de aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) y/o de aceros para servicio ácido.

Enchufe 1. Para evitar daños debidos a malos manejos accidentales, el protector de rosca del Pin no debe retirarse hasta que la conexión esté lista para ser apretada.

1. Maneje todos los tubos con los protectores de

rosca colocados. 2. Si

los tubos han de permanecer en bancales por un tiempo prolongado antes de la bajada,

2. Mientras

el extremo Pin cuelga del bloque viajero y el extremo Box está suspendido en la mesa rotaria, retire el protector del Pin y el tapón de maniobra del Box. Limpie y reinspeccione las conexiones si lo considera necesario.

3. Verifique que el Pin suspendido sobre el Box esté centrado, realizando ajustes si es necesario. LIMPIEZA

Limpie los solventes y/o el agua del fondo del Box.

4. Verifique

que la cantidad y distribución de grasa de enrosque en las conexiones esté de acuerdo con los lineamientos de la sección “Aplicación de grasa de enrosque y pegamento”. Asegúrese de que la grasa de enrosque se mantenga libre de contaminantes; el exceso de grasa debe ser eliminado.

5. Se recomienda el empleo de una guía de enchufe en el extremo Box. 6. Si no se emplea un sistema automatizado para el apilado de tubos, coloque personal asistente en el 12

piso de perforación para asegurarse que el Pin sea enchufado verticalmente, y baje la conexión con cuidado para evitar dañar las conexiones. 7. Si se produce un error durante el enchufe o el tubo se inclina hacia un costado luego de esta operación, levante y limpie las conexiones y luego inspeccione y repare según necesidad. No intente enroscar el Pin en el Box si se produjo un error durante el enchufe.

Apriete

1.2. Para

el apriete de rios: ..Verifique que las llaves de apriete y de contrafuerza tengan el tamaño adecuado y ajusten correctamente. Si la llave no tiene el tamaño o los insertos correctos, el cuerpo del tubo puede dañarse o deformarse. Realice el apriete con el valor de torque definido de acuerdo al punto 1.1 arriba.

__ Llave de contrafuerza: _ llave de aguante

.. ..

En caso de dudas e a running.asssistance@ tenaris.com 2. Para la aplicación del torque final no se recomienda el uso de llaves manuales (rig tongs o de cadena).

..

1.1. Cuando

combine pesos distintos (p. ej. 5" 15 libras/pie con 5" 18 libras/pie) o distintos grados (p. ej. L80 con P110) verifique la compatibilidad de las conexiones y emplee el siguiente criterio para definir el torque: Para todo el Grupo 1 y las conexiones con hombro del Grupo 2 (SLX, MacII, PH6, PH4 y CS) utilizar el menor de los dos valores de torque. Para las conexiones Wedge del Grupo 2, utilizar el mayor de los dos valores de torque.

.. ..

NOTA: DADA LA DIVERSIDAD DE FORMAS Y TAMAÑOS DE LOS RIOS TUBULARES, PUEDE SER NECESARIO EMPLEAR LAS LLAVES MANUALES DEL EQUIPO. DURANTE EL APRIETE SE DEBE UTILIZAR UN EQUIPO PRECISO PARA MEDIR EL TORQUE APLICADO.

3. Emplee una llave de apriete para obtener los valores recomendados de torque final. Los valores de torque de la Hoja Técnica de Datos pueden requerir ser ajustados por el factor de fricción de la grasa de enrosque si este es diferente de 1. __ NOTA: PARA MÁS DETALLES SOBRE PARáMETROS DE APRIETE, POR FAVOR VER LA SECCIÓN CRITERIO DE ACEPTACIóN DEL APRIETE.

4. Durante el apriete, el tubo debe estar en posición vertical y debe poder girar libremente. Esto puede requerir aflojar o liberar el elevador.

APRIETE

1. Llave de apriete, vista superior. 2. Instalación de la celda de carga, vista lateral.

TORQUE DE LA LLAVE DE APRIETE

90º CELDA DE CARGA

90º

TAN CERCA COMO SEA CONVENIENTE

Tenaris

TAN PEQUEÑO COMO SEA CONVENIENTE

RECOMENDACIONES GENERALES

..

__

MANUAL DE TUBULARES

1. Los valores de torque para nuestras conexiones pueden encontrarse en los siguientes sitios web: Hojas de Datos: http://connectiondata.tenaris.com/ index.php Tablas de Torque: http://www.tenaris.com/en/Products/ Connections/TorqueTables.aspx

1

2

13

__ Tubos en lingadas: _ stand of pipes _ tubos en paradas _ tubos en parejas

5. El cable de aguante de la llave de apriete (cable de retenida) debe sujetarse a un poste de seguridad, nivelarse y posicionarse en un ángulo de 90º respecto de la llave. La llave debe estar bien horizontal y perpendicular al eje longitudinal del tubo. 6. Es conveniente no emplear llaves de contrafuer-

za (back up tong) en los extremos Box. Se sugiere no emplear llaves manuales como llave de contrafuerza, ya que pueden dañar el cuerpo del tubo. 7. Para tubos de paredes delgadas o con recubrimiento plástico, se deben emplear llaves de contrafuerza que lo abracen completamente para reducir la probabilidad de dañar el tubo o el recubrimiento. 8. La velocidad de rotación no debe exceder las 15 RPM al enroscar el Pin en el Box. Para la etapa final del apriete, no se deben exceder las 5 RPM y se debe utilizar el cambio en baja velocidad. __ NOTA: PARA EL SELLADO DE ROSCAS, REALIZAR EL APRIETE LO ANTES POSIBLE EN BAJA VELOCIDAD Y BAJAS RPM, Y VERIFIcar LA POSICIóN FINAL. VER SECCIóN CRITERIO DE ACEPTACIóN DEL APRIETE.

9. Monitoree la velocidad de rotación para detectar irregularidades. Una velocidad irregular puede indicar una desalineación en la conexión. Si se detecta esta condición, la unión debe ser desensamblada e inspeccionada para verificar posibles daños. 10. Si

el tubo tiende a oscilar mucho durante el enrosque debido al viento o movimiento del equipo, reduzca la velocidad de rotación para evitar daños.

11. Si

a pesar de reducir la velocidad de rotación persiste una oscilación excesiva, detenga la operación, estabilice el tubo y continúe el enrosque. 12. Aproximadamente una vuelta antes de llegar a la posición final de apriete debe colocarse la llave de apriete en baja. Para las conexiones con opción CB (Corrosion Barrier) que tienen anillos instalados, utilice la llave en velocidad baja durante todo el apriete. 13. Para

las conexiones de la Serie Wedge 500™ emplee el siguiente procedimiento al apretar la

14

primera conexión, para asegurar que el torque sea suficiente y que no se pierda en otras variables del sistema, tales como movimiento del equipo, falta de alineación o variaciones en la aplicación del torque: 13.1. Apriete la primera conexión hasta el torque objetivo y afloje la llave. 13.2. Dibuje una línea longitudinal abarcando Pin y Box y vuelva a aplicar el torque objetivo. 13.3. Si la línea dibujada no se mueve más de ½" tras la segunda aplicación de torque, continúe bajando el resto de la sarta normalmente, empleando el valor de torque objetivo. 13.4. Si la línea dibujada se mueve más de ½" tras la segunda aplicación de torque, esto indica que una parte del torque fue absorbida por otras variables en el sistema. Si esto ocurre, siga los siguiente pasos. Incremente el torque objetivo en 15% y vuelva a aplicar torque. Dibuje una segunda línea y aplique el nuevo torque objetivo. Si la segunda línea dibujada no se mueve más de ½", continúe bajando el resto de la sarta normalmente, empleando como nuevo torque objetivo el valor de torque incrementado en 15%. Si la segunda línea dibujada efectivamente se mueve más de ½", vuelva a verificar la alineación, la aplicación de grasa de enrosque y el funcionamiento de la llave de apriete, y continúe repitiendo este procedimiento desde el punto 13.2 hasta que la línea dibujada no se mueva más de ½". Se recomienda repetir este procedimiento en caso de que la llave de apriete deba ser reemplazada durante la bajada.

.. .. .. ..

14. Realice el apriete de las conexiones hasta el torque objetivo. Para conexiones de la Serie Wedge 500™ de tamaños de 10 3/4" y mayores, aplique el torque objetivo dos veces o bien manténgalo por varios segundos. Para conexiones de la Serie Wedge 500™ de tamaños menores a 10 3/4", aplique el torque objetivo una sola vez sin mantenerlo. 15. Siempre debe verificarse que se cumplan los criterios de aceptación del apriete. __ NOTA: VER LA SECCIÓN CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE APRIETE.

se ensamblan tubos en lingadas (tiros dobles o triples), se recomienda reapretar todas las uniones antes de bajarlas al pozo.

Descenso 1. Los tubos deben ser manejados y bajados con cuidado. Se debe tener precaución al colocar cuñas manuales o mecánicas cuando la columna se haya detenido por completo para evitar deformar el tubo. 2. Asegúrese

que las cuñas del elevador estén colocadas por debajo de la conexión y a suficiente distancia.

3. Mantenga

el tapón de maniobra en el Box hasta que la conexión se haya bajado y se hayan colocado las cuñas en piso. El tapón evitará que el lodo de perforación entre en o con la rosca y áreas de sellos si ocurre un desborde.

4. Si se requiere llenar bajando, el tapón de manio-

golpee las uniones para facilitar su desensamble ya que esto puede dañar los tubos o conexiones.

4. Durante

el desenrosque, el tubo debe estar en posición vertical con la posibilidad de rotar libremente, lo cual puede requerir aflojar o liberar el elevador.

5. Para

desconectar una conexión acoplada del Grupo 1, la llave de contrafuerza debe aplicarse sobre el lado planta del cople, dejando el lado campo libre para el desenrosque. Para conexiones acopladas del Grupo 2, la llave de contrafuerza debe colocarse en el cuerpo del tubo por debajo del cople.

6. La

velocidad de rotación no debe exceder las 15 RPM.

7. Un torque excesivo durante el desenrosque o una velocidad de rotación irregular indica una desalineación que puede causar daños. En este caso, debe detenerse la rotación hasta determinar y corregir la causa de esta irregularidad. 8. Se debe tener cuidado al quitar el Pin del Box. Mantener el Pin centrado en el Box y en rotación continua durante el proceso puede evitar enganches y daños a las roscas.

bra debe dejarse instalado en el Box para evitar que la manguera dañe la rosca y el área de sellos. 5. No intente liberar el tapón de maniobra aplicando golpes de martillo sobre el Box. De ser necesario, golpee sobre la pestaña del tapón.

Recuperación de tuberías

DESENSAMBLE

LLAVE DE APRIETE LADO CAMPO

DESENROSQUE 1. Se recomienda emplear un compensador de peso para evitar daño a las roscas.

LADO PLANTA

LLAVE DE CONTRAFUERZA

Posicionamiento de las llaves para el desensamble de conexiones acopladas del Grupo 1.

RECOMENDACIONES GENERALES

18. Si

3. No

MANUAL DE TUBULARES

17. Cuando emplee tubing como sarta de trabajo o de prueba, se recomienda apretar manualmente para la primera o las dos primeras vueltas a fin de extender la vida de la conexión.

2. Utilice la llave de apriete en velocidad baja para desconectar las uniones.

Tenaris

16. Si la temperatura está bajo cero, puede ser necesario aplicar el torque máximo para vencer la viscosidad de la grasa de enrosque y asegurar que se alcance un apriete adecuado.

15

Retiro del tubo del pozo / almacenaje en sub-estructura o plataforma 1. Maneje todos los tubos con los protectores colocados. 2. Cuando se deban almacenar los tubos por perío-

dos prolongados, redistribuya la grasa de enrosque existente en la conexión empleando un cepillo.

2. Toda

conexión usada debe limpiarse para eliminar grasa de enrosque, lodo y fluidos corrosivos. Aplique compuesto de almacenamiento y coloque protectores de rosca limpios y en buen estado. Se recomienda aplicar procedimientos basados en la práctica recomendada API RP 5C1. __

NOTA: LAS CONEXIONES DAÑADAS TAMBIÉN REQUIEREN PROTECCIÓN. LOS DAÑOS DETECTADOS EN LA INSPECCIÓN PUEDEN SER REPARABLES EN EL CAMPO. DE NO COLOCAR

3. Coloque un protector limpio y en buen estado

PROTECTORES O COMPUESTO DE ALMACENAMIENTO A LAS

al extremo Pin y coloque el tubo sobre la plataforma. El protector debe quedar ajustado y derecho.

CONEXIONES, éstas PUEDEN QUEDAR IMPOSIBILITADAS DE

4. Para

3. Las conexiones rechazadas deben marcarse adecuadamente. __

evitar un pandeo excesivo, se debe colocar un soporte intermedio a los tubos colocados en la torre.

SER REPARADAS, TRANSFORMáDOSE EN CHATARRA.

NOTA: Algunas de las actividades mencionadas en el

Fin del trabajo / Almacenamiento

presente manual no son realizadas sino sólo atestiguadas por el personal de Servicios de Campo de Tenaris. Para mayores detalles referirse al Alcance

1. Sobre

los extremos Pin y Box previamente limpios y secos, se debe aplicar un compuesto de almacenamiento que inhiba la corrosión.

16

del Trabajo y a los Términos y Condiciones particulares del contrato aplicable, o bien contáctenos a [email protected]

Recomendaciones técnicas

Manual de Tubulares

Identificación de tubos Asimismo, producimos la mayoría de los grados de acero, incluso cromo 13 y otros grados de alta aleación.

Tenaris diseña y fabrica una amplia gama de productos de alta calidad, adecuados para usarse en las actividades más exigentes de perforación y terminación de pozos de petróleo y gas. En nuestras plantas industriales totalmente integradas, producimos tubos de acero sin costura desde 1 1/3” hasta 28” de diámetro externo.

__ NOTA: LOS DATOS SOBRE LOS GRADOS DE ACERO SE

__ Cupla: _ coupling _ cople _ acople

ENCUENTRAN DISPONIBLES EN WWW.TENARIS.COM

Código de colores para grados API Cupla (**)

2º

H40 (*)

Negro

–

–

J55 tubing

Verde brillante

–

–

J55 casing

Verde brillante

Blanco

–

K55

Verde brillante

–

–

M65

Rojo

Marrón

N80 1

Rojo

–

N80 Q

Rojo

L80 1

1º

2º

3º

Negro

–

–

Verde brillante

–

–

Verde brillante

–

–

Verde brillante

Verde brillante

–

Verde brillante

Azul

–

–

Rojo

–

–

Verde

–

Rojo

Verde brillante

–

Rojo

Marrón

–

Rojo

Marrón

–

L80 13Cr

Rojo

Amarillo

Rojo

Marrón

Amarillo

C90 1

Bordó

–

Bordó

–

–

(*) Opcional: sin pintar (**) Las cuplas special clearance poseen además una banda negra.

–

– –

IDENTIFICACIÓN DE TUBOS

1º

Bandas

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

Bandas

CÓDIGO DE COLOR

MANUAL DE TUBULARES

Cuerpo

CUERPO DEL TUBO

Tenaris

GRADOS DE ACERO

19

Código de colores para grados API CuPLa (**)

GRADOS DE ACERO Cuerpo

CUERPO DEL TUBO Bandas

Bandas

1º

C90 2

Bordó

Amarillo

T95 1

Plata

–

T95 2

Plata

C95

2º

–

1º

2º

3º

Bordó

Amarillo

–

Plata

–

–

Amarillo

–

Plata

Amarillo

–

Marrón

–

–

Marrón

–

–

P110

Blanco

–

–

Blanco

–

–

Q125 1

Naranja

–

–

Naranja

–

–

Q125 2

Naranja

Amarillo

–

Naranja

Amarillo

–

Q125 3

Naranja

Verde

–

Naranja

Verde

–

Q125 4

Naranja

Marrón

–

Naranja

Marrón

–

(**) Las cuplas special clearance poseen además una banda negra.

20

CÓDIGO DE COLOR

–

Manual de Tubulares

Identificación de tubos

Código de colores para grados API CuPLa

2º

1º

2º

3º

TN 80S

Rosa

Azul

–

Azul

Rosa

–

TN 90S

Rosa

Bordó

–

Bordó

Rosa

–

TN 95S

Rosa

Naranja

Celeste

Naranja

Celeste

Rosa

TN 80SS

Marrón

Azul

–

Azul

Marrón

–

TN 90SS

Marrón

Bordó

–

Bordó

Marrón

–

TN 95SS

Marrón

Naranja

Celeste

Naranja

Celeste

Marrón

TN 100SS

Marrón

Plata

–

Plata

Marrón

–

TN 110SS

Marrón

Rosa

Amarillo

Rosa

Amarillo

Marrón

TN 125SS

Marrón

Azul

Azul

Azul

Azul

Marrón

TN 80HC

Blanco

Azul

–

Azul

Blanco

–

TN 95HC

Blanco

Naranja

Celeste

Naranja

Celeste

Blanco

TN 110HC

Blanco

Rosa

Amarillo

Rosa

Amarillo

Blanco

IDENTIFICACIÓN DE TUBOS

1º

Bandas

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

Bandas

CÓDIGO DE COLOR

MANUAL DE TUBULARES

Cuerpo

CUERPO DEL TUBO

Tenaris

GRADOS DE ACERO

21

22

Manual de Tubulares

Identificación de tubos

Código de colores para grados propietarios CuPLa

2º

1º

2º

3º

TN 125HC

Blanco

Azul

Azul

Azul

Azul

Blanco

TN 140HC

Blanco

Marrón

–

Marrón

Blanco

–

P110-IC P110-ICY

Blanco

–

–

Blanco

–

–

Q125-IC Q125-ICY

Naranja

–

–

Naranja

–

–

TN 80HS

Plata

Azul

–

Azul

Plata

–

TN 95HS

Plata

Naranja

Celeste

Naranja

Celeste

Plata

TN 100HS

Plata

–

–

Plata

Plata

–

TN 110HS

Plata

Rosa

Amarillo

Rosa

Amarillo

Plata

TN 135DW

Celeste

Azul

Marrón

Azul

Marrón

Celeste

TN 140DW

Celeste

Marrón

–

Marrón

Celeste

–

TN 150DW

Celeste

Rojo

Rojo

Rojo

Rojo

Celeste

TN 55CS

Verde

Rosa

–

Rosa

Verde

–

IDENTIFICACIÓN DE TUBOS

1º

Bandas

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

Bandas

CÓDIGO DE COLOR

MANUAL DE TUBULARES

Cuerpo

CUERPO DEL TUBO

Tenaris

GRADOS DE ACERO

23

Código de colores para grados propietarios CuPLa

GRADOS DE ACERO Cuerpo

CUERPO DEL TUBO Bandas

1º

24

CÓDIGO DE COLOR

Bandas 2º

1º

2º

3º

TN 70CS

Verde

Celeste

–

Celeste

Verde

–

TN 75CS

Verde

Gris

Gris

Gris

Gris

Verde

TN 80Cr3

Verde

Azul

–

Azul

Verde

–

TN 95Cr3

Verde

Naranja

Celeste

Naranja

Celeste

Verde

TN 110Cr3

Verde

Rosa

Amarillo

Rosa

Amarillo

Verde

TN 55LT

Violeta

Rosa

–

Rosa

Violeta

–

TN 80LT

Violeta

Azul

–

Azul

Violeta

–

TN 95LT

Violeta

Naranja

Celeste

Naranja

Celeste

Violeta

TN 110LT

Violeta

Rosa

Amarillo

Rosa

Amarillo

Violeta

TN 125LT

Violeta

Azul

Azul

Azul

Azul

Violeta

TN 35HD (*)

–

–

–

Rosa

Rosa

Amarillo

TN 45HD (*)

–

–

–

Amarillo

Azul

Amarillo

(*) Grado de acero para aplicaciones especiales.

Manual de Tubulares

Identificación de tubos

Código de colores para grados propietarios CuPLa

1º

Bandas 2º

1º

2º

3º

TN 60HD (*)

–

–

–

Rosa

Amarillo

–

TN 70HD (*)

–

–

–

Celeste

Amarillo

–

TN 55TH

Rojo

Rosa

–

Rosa

Rojo

–

TN 80TH

Rojo

Azul

–

Azul

Rojo

–

TN 80Cr13

Gris

Rojo

–

Gris

–

Rojo

TN 85Cr13

Gris

Bordó

–

Gris

–

Bordó

TN 95Cr13

Gris

Marrón

–

Gris

–

Marrón

TN 95Cr13M

Marrón claro

Naranja

Celeste

Naranja

Celeste

Marrón claro

TN 110Cr13M

Marrón claro

Rosa

Amarillo

Rosa

Amarillo

Marrón claro

TN 95Cr13S

Verde brillante

Naranja

Celeste

Naranja

Celeste

Verde brillante

TN 110Cr13S

Verde brillante

Rosa

Amarillo

Rosa

Amarillo

Verde brillante

IDENTIFICACIÓN DE TUBOS

Bandas

CÓDIGO DE COLOR

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

Cuerpo

CUERPO DEL TUBO

MANUAL DE TUBULARES

GRADOS DE ACERO

Tenaris

(*) Grado de acero para aplicaciones especiales.

25

26

Manual de Tubulares

Identificación de tubos

Marcación de tubos con rosca API

HNXXXX 0765 14,32 Made In Argentina

PUNZONADO

.. TenarisSiderca .. Especificación API .. 2004 T1 .. Peso .. Grado .. Sin costura TSD: 5CT: 4/1: 53.5: P: S:

ESTARCIDO DEL TUBO

..Fabricante ..Especificación de fabricación ..Monograma API ..Fecha de fabricación ..Diámetro externo ..Peso ..Grado

..Proceso de fabricación (Seamless or Welded) ..Presión de prueba hidráulica ..Tipo de rosca ..Diámetro de mandril si es special drift ..Marca del cliente ..Número de colada ..Número de tubo ..Longitud

Marcación de tubos con rosca

..Fabricante ..Especificación de fabricación ..Monograma API ..Fecha de fabricación ..Diámetro externo ..Peso ..Grado

recalque / sin recalque

..Proceso de fabricación (Seamless or Welded) ..Presión de prueba hidráulica ..Tipo de rosca ..Diámetro de mandril si es special drift ..Marca del cliente / Número de OC ..Número de colada ..Número de tubo ..Longitud

__ NOTA: LA MARCACIÓN DE TUBO REPRESENTADA ES SÓLO UN EJEMPLO. PUEDEN OBSERVARSE ALGUNAS DIFERENCIAS SEGÚN EL LUGAR DE FABRICACIÓN DE LOS PRODUCTOS.

Código de marcación de acería UNIDAD DE PRODUCCIÓN

ESTARCIDO CON TINTA BLANCA

PUNZONADO

Siderca Argentina

Tenaris SD

T SD

Tamsa México

Tenaris TM

T TM

Dalmine Italia

Tenaris DL

T DL

Algoma Canadá

Tenaris AT

T AT

Silcotub Rumania

Tenaris SL

T SL

NKKTubes Japón

Tenaris NKKtubes

T NK

SPIJ Indonesia

Tenaris SPIJ

T ID

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

TSD: 5CT: 0117: 4/1: 53.5: P: UF:

MANUAL DE TUBULARES

.. TenarisSiderca .. Especificación API .. N° de licencia API .. 2004 T1 .. Peso .. Grado .. Terminación sin roscar con

ESTARCIDO DEL TUBO

Tenaris

PUNZONADO / ESTARCIDO DEL COPLE

IDENTIFICACIÓN DE TUBOS

HNXXXX 0765 14,32 Made In Argentina

27

Manual de Tubulares

Manejo y cuidado de tubos y conexiones Los presentes lineamientos se refieren al cuidado y al manejo de las conexiones y los tubos de Tenaris en el pozo, a fin de garantizar su óptimo desempeño. Toda consulta deberá dirigirse al Grupo de Servicios de Campo de Tenaris ([email protected]).

menos, tres filas de separadores de madera, los cuales deben estar alineados en forma equidistante a través del largo del tubo entre camadas. De esa manera, se logra evitar el o entre los cuerpos de los tubos.

__

2. Los tubos deben apilarse de modo de evitar que se pandeen durante su almacenamiento.

CONSULTE EL MANUAL DE RECOMENDACIONES GENERALES PARA LA INSTALACIÓN DE TUBERÍAS DE TENARIS, PRáCTICA

Manejo de tubos

Medición de los tubos

1. Al llegar al pozo, los tubos deben colocarse cuidadosamente en los bancales. Los tubos al cromo y las aleaciones resistentes a la corrosión deben manejarse en paquetes con eslingas adecuadas, y luego colocarse de a uno en los bancales mediante eslingas no metálicas; nunca deben usarse ganchos de acero.

Deben quitarse los protectores y volverse a colocar inmediatamente después de la medición del tubo.

3. Los

tubos sólo deben ser trasladados con sus correspondientes protectores de rosca colocados adecuadamente, y tomando todos los recaudos necesarios para evitar daños al cuerpo del tubo o a las conexiones.

MANEJO Y CUIDADO DE TUBOS Y CONEXIONES

un tubo o una conexión se ha dañado, debe apartarse para su inspección.

1. Al quitar los protectores, apilarlos en una super-

ficie limpia y seca; no permitir el ingreso de suciedad, líquido corrosivo ni agua en el protector. 2. Si los protectores se contaminan con suciedad o líquido, éstos deben limpiarse y secarse completamente antes de volver a colocarse en la conexión.

Limpieza

Almacenamiento de los tubos en locación

1. Se debe eliminar el compuesto de almacenamiento de las conexiones lo más próximo posible al momento de introducir los tubos en el pozo.

1. Para todos los grados de acero, los tubos deben apilarse sobre listones de madera con, al

2. Para limpiar las conexiones, sólo debe emplearse agua dulce o un solvente de limpieza

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

2. Si

Protectores

MANEJO

El manejo y cuidado adecuados reducen los daños a los tubos y las conexiones

46 cm

MANUAL DE TUBULARES

3. Se recomienda una altura mínima de 46 cm (1.5 pies) entre el suelo y la camada inferior.

Tenaris

DE TENARIS.

RECOMENDADA API RP5 C1. GRUPO DE SERVICIOS DE CAMPO

29

que no deje residuo al mezclarse con agua. No utilizar diesel ni solventes oleosos. 3. Una vez limpias las conexiones, deben secarse con aire comprimido; los protectores deben lavarse, secarse y volver a colocarse. 4. Se

recomienda quitar los protectores y lavar las conexiones de a una fila de tubos por vez, antes de izarlos a la plataforma. Esto evita exponer toda la columna a la intemperie durante períodos prolongados si, por alguna razón, se produce una demora en la bajada de los tubos. 5. Si por alguna razón deben dejarse expuestas las conexiones limpias durante más de 12 horas, debe aplicarse un aceite liviano a la conexión empleando un rociador o pincel suave, y deben colocarse los protectores limpios y secos. 6. Luego

pueden subirse a la plataforma las conexiones con el aceite liviano aplicado, quitarse los protectores y limpiarse el aceite antes de colocar la grasa de enrosque al inicio de la operación de instalación de tubos. 7. Si

deben exponerse las conexiones durante más de 1 día, debe aplicarse un compuesto de almacenamiento adecuado, y colocarse los protectores limpios y secos. Luego, sería necesario quitar el compuesto de almacenamiento antes de bajar los tubos.

Tubos excedentes 1. Tan

pronto como sea posible tras finalizada la operación de instalación de tubos, todas las

MEDICIÓN

Asegúrese de utilizar la longitud efectiva de cada tubo que se bajará en el pozo

conexiones sobrantes deberán limpiarse y luego secarse con aire comprimido. A continuación, deberá aplicarse un compuesto de almacenamiento adecuado en toda la zona de rosca y sello de la conexión. 2. La cantidad de compuesto de almacenamiento aplicado a la conexión debe ser suficiente como para proteger toda la zona de rosca y sello. 3. Debe evitarse por todos los medios el o de líquido corrosivo con la conexión durante su transporte y/o almacenamiento. 4. Deben limpiarse bien los protectores para quitar toda suciedad y líquido corrosivo; luego deben secarse antes de volver a colocarse en la conexión. 5. No deben volver a cargarse los tubos hasta haber limpiado las conexiones, aplicado el compuesto de almacenamiento y colocado los protectores limpios.

Tubos recuperados 1. Las

conexiones de los tubos recuperados del interior del pozo deben limpiarse bien con agua dulce a presión. Luego, deben secarse y cubrirse por completo con un compuesto adecuado antes de colocar los protectores limpios y secos para transportar los tubos a una instalación de inspección.

2. Es muy importante realizar una limpieza profunda a toda conexión que esté contaminada con fluido de terminación.

LONGITUD TOTAL (LT) LONGITUD EFECTIVA (LE)

LE = LT - PLA 30

PÉRDIDA DE LONGITUD POR APRETADO (PLA) - MAKE UP LOSS (MUL)

Manual de Tubulares

Recomendaciones para la instalación de tuberías de material al cromo

limpios. Cuando se bajan tubos al cromo, deben seguirse todas las Recomendaciones generales para la instalación de tuberías de TenarisHydril, utilizando como complemento los lineamientos incluidos en la presente sección. Debe evitarse la instalación de tubos al cromo ensamblados con rios de acero al carbono, dado que la velocidad de corrosión de estos últimos podría verse acelerada. Se recomienda utilizar rios del mismo grado (o mayor) que los tubos al cromo.

Procedimientos Actividades previas a la instalación 1. Realizar el calibrado interno empleando un mandril no metálico. 2. Evitar

la limpieza excesiva o vigorosa.

3. Después

de la limpieza, no deben quedar contaminación, residuos ni partículas extrañas.

4. En el caso de TSH Blue™ en grados CRA (aleación resistente a la corrosión, Cr>13%), se recomienda aplicar una capa delgada de disulfuro de molibdeno en los sellos y las roscas del Pin, y dejar secar según la recomendación del fabricante. En el caso de las conexiones del Grupo 2, aplicar una capa delgada y uniforme de disulfuro de molibdeno en toda zona brillante del sello metálico del Pin. 5. Para las conexiones del Grupo 1, aplicar la grasa de enrosque como se describe en la sección "Aplicación de grasa de enrosque y pegamento". Para las conexiones del Grupo 2, aplicar con un

instalación de tuberías 1. Verificar la alineación del bloque viajero con la boca del pozo. Si la desalineación es excesiva, debe efectuarse un ajuste. La mayoría de los problemas de apriete de conexiones al cromo (a saber, engrane y alto torque de hombro) son ocasionados por una alineación deficiente. 2. Se recomienda especialmente el uso de un compensador de peso para facilitar el apriete a mano. 3. Se

recomienda el uso de una bandeja para izar tubos con una cesta móvil revestida con caucho u otro material blando. El o metal-metal no es aceptable. Se recomienda el empleo de eslingas de nylon.

4. Antes del enchufe, asegurarse de que la grasa de introducción esté aplicada en forma correcta. De ser necesario, distribuirla de modo de obtener una capa delgada y uniforme tanto en el Pin como en el Box. Deben rociarse levemente las zonas brillantes de las conexiones del Grupo 2 con disulfuro de molibdeno. 5. Se recomienda especialmente apretar las conexiones a mano mediante una llave de correa y tirando en forma pareja. La llave de apriete recién debe colocarse luego de que la conexión haya sido apretada a mano, a fin de aplicar el torque de apriete final. No sacudir la conexión. 6. Cuando se emplee una llave de apriete total-

mente automática, los primeros hilos de rosca deben ensamblarse a bajas rpm (10 rpm máximo, se recomienda 5 rpm) para evitar el engrane.

Grasa de enrosque: _ running compound _ thread compound _ grasa de corrida _ grasa de instalación _ grasa de introducción

RECOMENDACIONES PARA LA INSTALACIÓN DE TUBERÍAS DE MATERIAL AL CROMO

a colocar los protectores de rosca

Enchufe: _ stabbing _ emboque

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

6. Volver

__

MANUAL DE TUBULARES

cepillo de cerdas una capa delgada y uniforme de grasa de enrosque (el perfil de la rosca debe quedar bien visible) tanto en el Pin como en el Box, (preparación en playa o bancal).

TenarisHydril

Los presentes lineamientos aseguran el máximo desempeño en la instalación de tubos al cromo y aleaciones resistentes a la corrosión, que poseen una mayor tendencia al engrane de las roscas que los tubos estándar de aceros al carbono.

31

__

6.1. En las etapas iniciales, controlar el apriete y la

Guía de enchufe: _ stabbing guide _ guía de emboque

velocidad de rotación para detectar posibles irregularidades, haciendo los ajustes que sean necesarios. 6.2. Prestar atención a cualquier indicio instantáneo de alto torque, que puede indicar una posible desalineación. Debe detenerse la rotación, verificarse la alineación y reiniciarse la rotación. Si se detecta desalineación, debe corregirse antes de continuar la rotación. RECUPERACIÓN DE TUBERÍAS 1. Se

recomienda especialmente el empleo de un compensador de peso a fin de evitar daños a las roscas.

3. Se

recomienda aplicar una guía de enchufe.

4. Debe tenerse mucho cuidado al extraer el Pin del Box. Levantar la conexión en forma lenta y pareja a fin de evitar golpes. 5. Limpiar, secar e inspeccionar la conexión del extremo Pin. 6. Aplicar grasa de enrosque o compuesto de almacenamiento, y colocar los protectores secos, limpios en el Pin. __ NOTA: LAS CONEXIONES DEL GRUPO 1 SON BLUE™, BLUE™

32

2. Se recomienda especialmente utilizar la llave

NEAR FLUSH, BLUE™ THERMAL LINER, MS™, 3SB™, HW™,

de apriete a baja velocidad sólo para aflojar las conexiones. Luego continuar extrayendo la conexión a mano, mediante una llave de correa.

PJD™, ER™. EL GRUPO 2 ABARCA LA SERIE WEDGE 500™, MACII™, SLX™, PH4™, PH6™ Y CS®.

Manual de Tubulares

Aplicación de grasa y compuestos para roscas Las recomendaciones contenidas en el presente documento son aplicables a las conexiones del Grupo 1 en todos los grados de acero, y a las conexiones del Grupo 2 para los grados de acero al carbono. Para las conexiones del Grupo 2 de material al cromo consulte la sección “Recomendaciones para la instalación de tuberías de material al cromo”.

4. Debe aplicarse una película continua de grasa de enrosque que cubra las distintas zonas detalladas en el presente documento para cada conexión. La forma de la rosca debe quedar claramente visible. 5. Para conexiones Wedge Serie 500: si los tubos vienen con la grasa de enrosque ya aplicada, deben limpiarse por completo los extremos Box, y quitarse el exceso de grasa de los extremos Pin. Esto es esencial para el desempeño de las conexiones.

Siga atentamente los pasos para la aplicación de grasa de enrosque y pegamento de roscas, a fin de garantizar un desempeño satisfactorio de la conexión.

Pegamento de roscas: _ thread lock compound _ sellante de roscas

APLICACIÓN DE GRASA Y COMPUESTOS PARA ROSCAS

7. Para algunas conexiones Wedge y Legacy no ilustradas en el presente documento, considere lo siguiente:

..Para ER™, véase la aplicación para BTL™. ..Para Wedge Serie 500™, véase la aplicación para Wedge 533™. ..Para 3SB™ y HW™, véase la aplicación para MS™. ..Para PH4™, PH6™, véase la aplicación para CS®.

cepillos de cerda suave, nuevos y limpios; no deben utilizarse nunca cepillos metálicos ni espátulas para aplicar la grasa de enrosque. Emplear un cepillo de cerdas para el extremo Box y uno común para el extremo Pin.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

3. Utilizar

BOX (HEMBRA)

PERFIL DE LA CONEXIÓN

Características principales

PIN (MACHO)

FORMA DE ROSCA

HOMBRO DE TORQUE

MANUAL DE TUBULARES

SELLO METAL - METAL

TenarisHydril

2. Mantener el recipiente de grasa de enrosque tapado a fin de evitar la contaminación con polvo, agua u otros contaminantes.

Grasa de enrosque: _ running compound _ thread compound _ grasa de corrida _ grasa de instalación _ grasa de introducción

6. En las ilustraciones siguientes, se representa la grasa de enrosque con color negro y el pegamento de roscas, con gris.

1. Debe quitarse por completo el compuesto de

almacenamiento de la conexión antes de aplicar grasa de enrosque y/o el pegamento de roscas. Mantener la grasa de enrosque bien mezclada, y homogeneizarla bien antes de usarla. Si la grasa está demasiado espesa debido a la baja temperatura exterior, puede calentarse a un máximo de 30° C y mezclarse. No debe utilizarse nunca aceite ni solvente para diluir la grasa.

__

33

34

Manual de Tubulares

Blue™

Aplicación de grasa de enrosque

MANUAL DE TUBULARES

TenarisHydril

BOX Aplicar una capa delgada y uniforme de grasa de enrosque, cubriendo toda la zona de la rosca, la superficie del sello y el hombro de torque. Utilizar aproximadamente la mitad de la cantidad de grasa aplicada en el Pin. No llenar la ranura para acumulación de grasa (dope pocket).

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

APLICACIÓN DE GRASA Y COMPUESTOS PARA ROSCAS

PIN Aplicar una capa uniforme de grasa de enrosque sobre toda la zona de la rosca, y cubriendo la superficie del sello y la nariz del Pin.

35

Pegamento

PIN Aplicar pegamento sólo en los primeros dos tercios de la zona roscada, cerca del extremo del tubo, excluyendo la zona del sello. Debe aplicarse una capa uniforme, en los 360°.

BOX Aplicar grasa de enrosque al sello interno del Box, en los 360°. No llenar la ranura para acumulación de grasa (dope pocket).

36

Manual de Tubulares

Blue™ Thermal Liner

Aplicación de grasa de enrosque

MANUAL DE TUBULARES

BOX Aplicar una capa uniforme de grasa de enrosque, cubriendo toda la zona roscada y el hombro de torque. Utilizar aproximadamente la mitad de la cantidad de grasa aplicada en en el Pin.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

APLICACIÓN DE GRASA Y COMPUESTOS PARA ROSCAS

PIN Aplicar una capa delgada y uniforme de grasa de enrosque, cubriendo toda la zona de la rosca y la nariz del Pin.

NOTA: LOS MISMOS LINEAMIENTOS DE APLICACIÓN DE GRASA DE enrosque Y PEGAMENTO DEBEN APLICARSE PARA LA

TenarisHydril

__

CONEXIÓN TENARISHYDRIL ER™

37

Pegamento

PIN Aplicar pegamento sólo en los primeros dos tercios de la zona roscada cerca del extremo del tubo. Debe aplicarse una capa uniforme en los 360°.

38

Manual de Tubulares

Blue™ Near Flush Aplicación de grasa de enrosque

RECOMENDACIONES TÉCNICAS MANUAL DE TUBULARES

TenarisHydril

BOX Aplicar grasa de enrosque en los sellos interno y externo.

APLICACIÓN DE GRASA Y COMPUESTOS PARA ROSCAS

PIN Aplicar grasa de enrosque en la rosca, sellos y nariz del Pin.

39

Pegamento

PIN Aplicar pegamento en la primera mitad de cada tramo roscado, cerca del extremo del Pin. Aplicar grasa de enrosque en el sello externo.

BOX Aplicar una capa delgada y uniforme de grasa de enrosque al sello interno, localizado en la parte trasera del Box.

40

Manual de Tubulares

Wedge 533™

Aplicación de grasa de enrosque

__

MANUAL DE TUBULARES

BOX No se debe aplicar grasa.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

APLICACIÓN DE GRASA Y COMPUESTOS PARA ROSCAS

PIN Aplicar una capa delgada y uniforme de grasa de enrosque (la forma de la rosca debe quedar visible), en toda la zona roscada y área del sello.

DE APLICACIÓN DE GRASA DE enrosque Y PEGAMENTO PARA TODAS LAS CONEXIONES WEDGE SERIE 500 (YA SEA

TenarisHydril

NOTA: SIGA LOS MISMOS LINEAMIENTOS

CON O SIN SELLO METAL - METAL).

41

Pegamento

PIN Aplicar pegamento sólo en la mitad superior de la rosca del Pin, aproximadamente 3 a 4 hilos de rosca.

BOX Aplicar grasa de enrosque en la zona del sello y los últimos hilos de la parte trasera del Box.

42

Manual de Tubulares

MS™

Aplicación de grasa de enrosque

__

MANUAL DE TUBULARES

BOX Aplicar una capa uniforme de grasa de enrosque sobre toda la zona roscada, el sello y el hombro de torque. Emplear aproximadamente la mitad de la cantidad de grasa aplicada en el Pin.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

APLICACIÓN DE GRASA Y COMPUESTOS PARA ROSCAS

PIN Aplicar una capa delgada y uniforme de grasa de enrosque, cubriendo toda la zona de la rosca, la superficie del sello y la nariz del Pin.

APLICACIÓN DE GRASA DE enrosque Y PEGAMENTO DEBEN EMPLEARSE PARA LAS CONEXIONES TENARISHYDRIL 3SB™

TenarisHydril

NOTA: LOS MISMOS LINEAMIENTOS DE

Y TENARISHYDRIL HW™.

43

Pegamento

PIN Aplicar pegamento sólo en los primeros dos tercios de la zona roscada cerca del extremo del tubo, excluyendo la zona del sello. Debe aplicarse una capa uniforme en los 360°.

BOX Aplicar grasa de enrosque al sello interno del Box, en los 360°.

44

Manual de Tubulares

PJD™

Aplicación de grasa de enrosque

MANUAL DE TUBULARES

TenarisHydril

BOX Aplicar una capa uniforme de grasa de enrosque, cubriendo toda la zona roscada, el sello y el hombro de torque.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

APLICACIÓN DE GRASA Y COMPUESTOS PARA ROSCAS

PIN Aplicar una capa delgada y uniforme de grasa de enrosque, cubriendo toda la zona de la rosca, la superficie del sello y la nariz del Pin.

45

46

Manual de Tubulares

SLX™

Aplicación de grasa de enrosque

MANUAL DE TUBULARES

TenarisHydril

BOX No se debe aplicar grasa.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

APLICACIÓN DE GRASA Y COMPUESTOS PARA ROSCAS

PIN Aplicar una capa delgada y uniforme de grasa de enrosque (la forma de la rosca debe quedar visible) en toda la zona roscada y el sello.

47

Pegamento

PIN Aplicar pegamento sólo a la rosca del escalón grande del Pin.

box Aplicar grasa de enrosque a la rosca del escalón pequeño del Box y al sello.

48

Manual de Tubulares

MACII™

Aplicación de grasa de enrosque

RECOMENDACIONES TÉCNICAS MANUAL DE TUBULARES

TenarisHydril

BOX No se debe aplicar grasa.

APLICACIÓN DE GRASA Y COMPUESTOS PARA ROSCAS

PIN Aplicar una capa delgada y uniforme de grasa de enrosque (la forma de la rosca debe quedar visible) en toda la zona roscada y en el sello.

49

Pegamento

PIN Aplicar pegamento sólo a la rosca del escalón grande del Pin. Aplicar grasa de enrosque en la zona del sello externo.

box Aplicar grasa de enrosque a la rosca del escalón pequeño del Box y al sello.

50

Manual de Tubulares

CS®

Aplicación de grasa de enrosque

MANUAL DE TUBULARES

BOX No se debe aplicar grasa.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

APLICACIÓN DE GRASA Y COMPUESTOS PARA ROSCAS

PIN Aplicar una capa delgada y uniforme de grasa de enrosque (la forma de la rosca debe quedar visible) en toda la zona roscada, la nariz del Pin y el sello.

NOTA: SE DEBEN EMPLEAR LOS MISMOS LINEAMIENTOS DE APLICACIÓN DE GRASA DE ENROSQUE PARA LAS CONEXIONES

TenarisHydril

__

TENARISHYDRIL PH4™ Y PH6™.

51

Manual de Tubulares

Criterios de aceptación del apriete en conexiones Los presentes lineamientos indican los criterios de aceptación y rechazo a seguir durante el apriete de conexiones TenarisHydril en el pozo. Si tiene alguna pregunta, sírvase comunicarse con su o local de servicios de campo ([email protected]).

Grupos de conexiones Las conexiones de TenarisHydril se dividen en tres tipos: Serie Blue™, Serie Wedge 500™ y Serie Legacy. Para una mayor claridad, organizamos nuestras conexiones de la siguiente manera:

__ Grasa de enrosque: _ running compound _ thread compound _ grasa de corrida _ grasa de instalación _ grasa de introducción

Grupo 2

Blue™

Wedge Series 500™

Blue™ Near Flush

MACII™

Blue™ Thermal Liner

SLX™

MS™

PH4™, PH6™ y CS®

3SB™ HW™ PJD™ ER™

Se recomienda especialmente el empleo de un sistema de monitoreo de torque – vueltas para las conexiones del Grupo 1.

2. Realizar una prueba para corroborar que una vuelta del dispositivo transductor indique una vuelta en el gráfico.

El uso de un sistema de monitoreo de torque – vueltas no es necesario para las conexiones del Grupo 2.

3. Emplear un transductor de vueltas capaz de producir preferentemente 1000 pulsos por vuelta, para obtener una lectura precisa.

Si se emplea un equipo de torque – vueltas, verifique las fechas de calibración en las celdas de carga.

MEDICIÓN DE TIEMPO

RECOMENDACIONES PARA LA MEDICIÓN DE VUELTAS 1. Emplear un dispositivo transductor de vueltas convenientemente calibrado.

DESCARGA 1. Verificar el tiempo de apertura de la válvula de descarga antes del primer apriete. 2. Probar la válvula de descarga aplicando el sistema de torque - vueltas al cuerpo del tubo. 3. Repare o cambie la válvula de descarga si el torque de apriete real no coincide con el torque de apriete óptimo.

MANUAL DE TUBULARES

Conexiones del Grupo 1 Equipo de apriete recomendado

RECOMENDACIONES PARA LA VÁLVULA DE

TenarisHydril

A menos que se indique de manera específica, los valores de torque publicados en las Hojas de Datos de TenarisHydril corresponden al apriete con grasa de enrosque con un factor de fricción de 1. El empleo de otras grasas puede dar lugar a valores de torque mayores o menores.

La medición del tiempo es útil, pero no necesaria para el monitoreo del apriete de conexiones TenarisHydril.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

Grupo 1

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DEL APRIETE EN CONEXIONES

CONEXIONES

53

..Valor de calibración de la celda de carga ..Sensibilidad de la válvula de descarga ..Sensibilidad del transductor de vueltas

CORRECCIÓN POR FACTOR DE FRICCIÓn

Para todas las conexiones del Grupo 1, deben ajustarse los valores de torque multiplicando por el factor de fricción correspondiente. Esto es válido tanto para la grasa de enrosque como para el pegamento para roscas.

__ (1) EL VALOR INICIAL RECOMENDADO PARA EL TORQUE DE REFERENCIA ES 5% DEL TORQUE ÓPTIMO. DURANTE LA instalación DE TUBOS, PUEDE AJUSTARSE EL

SISTEMA DE MONITOREO DE TORQUE

TORQUE DE REFERENCIA PARA QUE SE MUESTREN AL MENOS

Se recomienda un sistema de medición directa de torque mediante celda de carga calibrada. Configurar la computadora con los siguientes datos:

LAS ÚLTIMAS DOS VUELTAS. (2) CONSULTAR LOS VALORES EN LAS HOJAS DE DATOS DE LAS CONEXIONES: WWW.TENARIS.COM/TENARISHYDRIL PARA LOS VALORES DE TORQUE CORRESPONDIENTES A

..Torque de referencia ..Torque de hombro mínimo ..Torque de hombro máximo ..Torque de apriete mínimo ..Torque de apriete óptimo ..Torque de apriete máximo

CONEXIONES DOPELESS®, SÍRVASE CONSULTAR AL GRUPO DE

(1)

SERVICIOS DE CAMPO DE TENARIS. (3) TORQUE ÓPTIMO ES EQUIVALENTE A TORQUE OBJETIVO.

Los parámetros de torque de hombro están dados como un porcentaje del torque óptimo, tal como se indica a continuación:

(2)

(2,3)

TORQUE DE HOMBRO

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO

TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

% de torque óptimo

% de torque óptimo

Blue™ / Blue™ Thermal Liner

15

85

Blue™ Near Flush (2)

10

85

3SB™ (1)

5

80

HW™ (1)

5

80

MS™ (1)

10

75

MS XT/XC™ (1)

10

75

PJD™

15

75

ER™ (1)

15

75

(1) Para la opción special clearance, los valores de torque son diferentes de los empleados en conexiones comunes. Sírvase consultar la Hoja de Datos de conexiones o contáctese con la oficina de Tenaris. (2) Para valores de torque de hombro por encima del límite máximo y hasta 90% del torque óptimo, puede aceptarse el apriete en tanto se obtenga un delta torque superior al 5%. Delta torque = (torque final – torque de hombro)*100/torque óptimo.

54

__ Pegamento para roscas: _ thread lock compound _ sellante de roscas

Manual de Tubulares

Criterios de aceptación del apriete en conexiones

Conexiones del Grupo 1 Interpretación de gráficos Los gráficos de apriete que figuran en toda esta sección son esquemáticos. Pueden observarse algunas variaciones en los gráficos de apriete reales. Para una correcta interpretación de los gráficos de apriete, es importante considerar el comportamiento de las uniones que se bajaron previamente en el pozo.

TORQUE

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DEL GRÁFICO DE TORQUE VS. VUELTAS

Región de tope con hombro TORQUE DE APRIETE MÁXIMO

Valor de delta vueltas

TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO

La forma del gráfico debe indicar al menos lo siguiente:

..

TORQUE DE APRIETE MÍMINO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

Región de interferencia de rosca y sello

PERFIL DE GRÁFICO TÍPICO

Valor de delta torque

El valor de torque de hombro se encuentra dentro del rango de torque de hombro especificado.

Valor de torque de hombro Vueltas totales TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA

..

La determinación automática del torque de hombro de cada gráfico debe indicar un valor parecido al determinado en forma visual.

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DEL APRIETE EN CONEXIONES

Todo gráfico que muestre anomalías debe ser investigado (es decir, desenroscar e inspeccionar la conexión).

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE GRAFICOS TORQUE VS. VUELTAS

TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO

TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

Torque de hombro OK

CURVA ACEPTABLE

Este resultado se alcanza si se siguen los lineamientos recomendados para la aplicación de grasa de enrosque y pegamento.

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA

VUELTAS

TenarisHydril

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO

MANUAL DE TUBULARES

CONEXIONES DEL GRUPO 1

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

VUELTAS

55

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO

TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

CURVA ACEPTABLE

Este resultado se alcanza si se siguen los lineamientos recomendados para la aplicación de grasa de enrosque y pegamento.

Torque de hombro TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA

VUELTAS

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO

TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

CURVA ACEPTABLE CON LEVES OSCILACIONES

Se permiten leves oscilaciones en el tramo de interferencia de rosca.

Torque de hombro OK TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA

VUELTAS

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

Efecto joroba TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO

TORQUE DE REFERENCIA

VUELTAS

56

CURVA ACEPTABLE CON JOROBA SIN EXCEDER EL TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

.... .... .. ..

Causas posibles Exceso de grasa de enrosque Suciedad entre filetes Grasa de enrosque decantada Grasa de enrosque no homogeneizada Grasa de enrosque con fricción elevada Grasa de enrosque contaminada

Recomendaciones En este caso, se recomienda desenroscar las primeras dos conexiones para verificar que el efecto joroba haya sido producido por un exceso de grasa de enrosque, y de esa manera asegurar que no se haya producido daño. __ Joroba: _ hump effect

Manual de Tubulares

Criterios de aceptación del apriete en conexiones

CONEXIONES DEL GRUPO 1 CRITERIOS DE RECHAZO DE GRÁFICOS TORQUE VS. VUELTAS

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

Torque de hombro

CURVA NO ACEPTABLE CON TORQUE FINAL ELEVADO

.... .... ..

Causas posibles Sobretorque Problema en celda de carga Problema en válvula de descarga Error del operador de llave RPM elevadas por inercia

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO

.... .. ..

Efectos posibles Tensión elevada Engrane en rosca y/o sello Recomendaciones Desenroscar, limpiar y realizar inspección visual (pasar mandril, de ser posible) Si los resultados de la inspección son aceptables, volver a aplicar grasa de enrosque y apretar nuevamente

TORQUE DE REFERENCIA

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

Torque de hombro

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO

CURVA NO ACEPTABLE CON TORQUE FINAL BAJO

.... .... ..

Causas posibles Interrupción del torque Problema en celda de carga Problema en válvula de descarga Error del operador de llave Deslizamiento en llave de aguante y retraso en el cierre de la válvula de descarga.

TORQUE DE REFERENCIA

.... .. .. ..

Efectos posibles Pérdidas Mala energización Desenrosque Recomendaciones Desenroscar, limpiar y realizar inspección visual (pasar mandril, de ser posible) Si los resultados de la inspección son aceptables, volver a aplicar grasa de enrosque y apretar nuevamente.

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DEL APRIETE EN CONEXIONES

VUELTAS

TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO

TORQUE DE REFERENCIA

VUELTAS

CON CONEXIÓN DEFORMADA

.... .... .... ..

Causas posibles Sobretorque Grado incorrecto de extremo Pin y/o Box Problema en celda de carga Problema en válvula de descarga Error del operador de llave Grasa de enrosque con baja fricción Grasa de enrosque contaminada

.. .... .... .... ....

Efectos posibles No pasa el mandril después del apriete Deformación plástica del Pin Deformación plástica del Box en opción special clearance No pasan las herramientas La conexión podría fallar en: Tracción Compresión Colapso Estallido

..

Recomendaciones Descartar Pin y Box

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO

CURVA NO ACEPTABLE

MANUAL DE TUBULARES

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO

TenarisHydril

TORQUE

VUELTAS

57

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO

TORQUE DE REFERENCIA

CURVA NO ACEPTABLE CON JOROBA QUE EXCEDE EL TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

.... .... .. ..

Causas posibles Exceso de grasa de enrosque Suciedad entre filetes Grasa de enrosque decantada Grasa de enrosque no homogeneizada Grasa de enrosque con fricción elevada Grasa de enrosque contaminada

VUELTAS

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO Torque de hombro elevado

TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO

CURVA NO ACEPTABLE CON TORQUE DE HOMBRO ELEVADO

.... .... ....

Causas posibles Torque incorrecto Grasa de enrosque incorrecta Grasa de enrosque contaminada Presencia de compuesto de almacenamiento Problema en celda de carga Alta interferencia de rosca

TORQUE DE REFERENCIA

.... .... ..

Efectos posibles Daño en rosca Daño en sello Daño en hombro Pérdidas Recomendaciones Desenroscar las primeras dos conexiones cuando aparece este efecto y verificar si se debe a un exceso en la cantidad de grasa de enrosque aplicada. En ese caso, reducir la cantidad en el siguiente apriete, aplicando la misma distribución, tal como se indica en los lineamientos para grasa de enrosque.

..

Efectos posibles Pérdida debido a precarga de la conexión

.. ..

Recomendaciones Desenroscar, limpiar y realizar inspección visual (pasar mandril, de ser posible). Si los resultados de la inspección son aceptables, volver a aplicar grasa de introducción, aumentando la cantidad y respetando la distribución recomendada, y apretar nuevamente.

VUELTAS

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO Torque de hombro elevado TORQUE DE REFERENCIA

VUELTAS

58

CURVA NO ACEPTABLE CON TORQUE DE HOMBRO BAJO

.... .... .... ..

Causas posibles Torque incorrecto Grasa de enrosque incorrecta (baja fricción) Grasa de enrosque contaminada Presencia de compuesto de almacenamiento Otro reductor de fricción Problema en celda de carga Baja interferencia de rosca

.... .. ..

Efectos posibles Desenrosque Tensión localizada elevada Recomendaciones Desenroscar, limpiar y realizar inspección visual (pasar mandril, de ser posible). Si los resultados de la inspección son aceptables, volver a aplicar grasa de enrosque, disminuyendo la cantidad y respetando la distribución recomendada, y apretar nuevamente.

Manual de Tubulares

Criterios de aceptación del apriete en conexiones

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO

TORQUE DE REFERENCIA

CURVA NO ACEPTABLE CON HOMBRO DE TORQUE INDEFINIDO

.... .... .... ....

Causas posibles Filetes cruzados Desalineación Filetes dañados Filetes sucios Torque incorrecto Cantidad incorrecta de grasa de enrosque Grasa de enrosque incorrecta Problema en celda de carga

.... .... .. ..

Efectos posibles Pérdidas Engrane Desenrosque Desenchufe Recomendaciones Desenroscar, limpiar y realizar inspección visual (pasar mandril, de ser posible). Si los resultados de la inspección son aceptables, volver a aplicar grasa de enrosque y apretar nuevamente.

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO

TORQUE DE REFERENCIA

TORQUE

VUELTAS

.... .... .... .. .. ..

Causas posibles Filetes cruzados Golpes o filetes cortados Filetes engranados Filetes con rebaba Filetes con bordes filosos Grasa de enrosque contaminada Giro de la cuña o cuña automática durante el apriete Los insertos de la llave de aguante se deslizan durante el apriete Interferencia mecánica de tubos durante rotación

CURVA NO ACEPTABLE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO

CON DESLIZAMIENTO EXCESIVO

TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO

DE LAS MORDAZAS

TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

Deslizamiento de insertos en cuerpo del tubo

TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA

VUELTAS

.. .. .. .. ....

Causas posibles Insertos de mordazas con agarre insuficiente Insertos de llave sucios o desgastados Insertos de cuñas sucios o desgastados Insertos de cuña automática sucios o desgastados Movimiento de la cuña automática Peso insuficiente de la sarta para un agarre adecuado de las cuñas

.... .... ..

Efectos posibles Daños graves en la rosca Engrane de rosca Pérdidas Desenrosque Desenchufe

.. ..

Recomendaciones Desenroscar, limpiar y realizar inspección visual (pasar mandril, de ser posible). Si los resultados de la inspección son aceptables, volver a aplicar grasa de enrosque y apretar nuevamente.

.. .. ..

Efecto posible Daño en el cuerpo del tubo Recomendaciones Desenroscar, limpiar y realizar inspección visual (pasar mandril, de ser posible). Si los resultados de la inspección son aceptables, volver a aplicar grasa de enrosque y apretar nuevamente. Puede aceptarse un deslizamiento menor de las mordazas.

..

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO

INTERFERENCIA ANORMAL DE ROSCA

MANUAL DE TUBULARES

TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO

CURVA NO ACEPTABLE CON

TenarisHydril

TORQUE

TORQUE DE APRIETE MÁXIMO

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DEL APRIETE EN CONEXIONES

VUELTAS

59

Conexiones del Grupo 2 El principal criterio de aceptación del apriete para las conexiones del Grupo 2 es alcanzar el torque objetivo. Como una ayuda visual secundaria, se aplica la siguiente guía: SERIE WEDGE CORRECCIÓN DEL FACTOR DE FRICCIÓN

Cuando se emplea grasa de enrosque, se recomienda no aplicar correcciones por factor de fricción, independientemente de las recomendaciones del fabricante de la grasa. Se deben utilizar los valores de torque de la Hoja de Datos.

..

Serie Wedge 500: El torque aplicado debe ser un 15-20% superior al torque objetivo, independientemente de las recomendaciones efectuadas por los fabricantes de pegamento. No debe excederse 1.75 veces el torque mínimo.

..

TSH SLX y TSH MACII emplean el valor de torque máximo de la Hoja de Datos.

Para el pegamento, siga las siguientes recomendaciones:

VARIANTES 521, 561, 563, 551 Y 553

Estas conexiones poseen una banda de apriete estarcida alrededor de la circunferencia del diámetro externo del Pin. El frente de la cupla debe quedar dentro del rango de la banda.

..

Si el frente de la cupla sobrepasa los límites máximos de la banda, marcar el Pin y la cupla, y apartar ambos.

VARIANTES 533 Y 503

Estas conexiones presentan luego del apriete una separación entre los hombros del extremo Box y el Pin para indicar desgaste. Esa separación debe estar siempre visible.

..

Si el frente no llega a la banda, desenroscar la cupla, limpiar Pin y Box, e inspeccionar para verificar si hay daños.

..

Reparar los daños. Volver a aplicar grasa de enrosque y apretar la cupla. Si el frente sigue sin alcanzar la banda, marcar el Pin y la cupla, y apartar.

..

Cuando la separación no es visible, significa que la conexión está gastada, deben marcarse Pin y Box, y volver a roscarse.

VARIANTES 511, 513 Y 523

Estas conexiones no poseen banda de apriete en el Pin. Luego de un apriete adecuado los filetes del Pin no deben quedar a la vista. 60

Manual de Tubulares

Criterios de aceptación del apriete en conexiones

SERIE LEGACY MACII™

SLX™

TenarisHydril

MANUAL DE TUBULARES

Estas conexiones se aprietan hasta el sello externo, sin separación visible.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

PH4™, PH6™ AND CS®

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DEL APRIETE EN CONEXIONES

Esta conexión debe tener el sello externo en o después del apriete.

Esta conexión no debe tener filetes del Pin visibles después del apriete. 61

Manual de Tubulares

Criterios de aceptación del apriete en conexiones API Los lineamientos que figuran a continuación indican los criterios recomendados de torque durante el apriete de conexiones API en el pozo.

Grupo de conexiones API Las conexiones API de Tenaris se pueden dividir en dos tipos: 8rd y Buttress. Para una mayor cla-

ridad, organizamos nuestras conexiones API de la siguiente manera.

CONEXIONES API 8RD

API BUTTRESS

CASING (4 ½” a 20”) 8 hilos por pulgada

CASING (4 ½” a 20”) 5 hilos por pulgada

LC casing rosca redonda cupla larga

BC casing rosca Buttress cuplada

EU tubing rosca redonda con recalque externo NU tubing rosca redonda sin recalque externo

Conexiones API 8rd PERFIL GENERAL DE LA CONEXIÓN 8RD

e e qu qu bo bo em em de

o nc

valle del pin

90º

30º

pin (tubo)

altura del hilo

de

fla

30º

eje de tubo

frente del pin

VALLE DEL BOX cresta del pin

(profundidad)

pitch

o nc

cresta del box

(paso)

fla

frente del box fla n (bo co fla de x) ca (pi nco rg n) de a ca rg a

Características generales box (cupla)

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

TUBING (1.050” a 4 ½”) 8 y 10 hilos por pulgada

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DEL APRIETE EN CONEXIONES API

STC casing rosca redonda cupla corta

Tenaris

12''

MANUAL DE TUBULARES

3/4'' de conicidad por pie sobre el diámetro 3/8''

63

Apretado con torque óptimo

Para lograr un apriete adecuado durante el enrosque, se debe aplicar el Torque Óptimo. Al llegar a ese valor, es importante verificar que la cara de la cupla coincida con el punto donde termina la rosca del Pin (punto conocido como “desvanecimiento de la rosca” o “vanish point”), con una tolerancia de dos hilos aproximadamente. APRETADO CON TORQUE MÁXIMO

En caso de que al aplicar el valor de Torque Óptimo quedaran más de 2 hilos expuestos fuera de la cupla, se debe aplicar hasta el Torque Máximo (25% adicional al Torque Óptimo) para llegar a la posición aceptable. Si al aplicar el valor de Torque Máximo aún

se observen más de 2 hilos fuera de la cupla, el tramo deberá ser eliminado y separado para su posterior revisión. APRETADO CON TORQUE MÍNIMO

Si el punto de desvanecimiento de la rosca llega a la cara de la cupla con un valor de torque inferior al Torque Óptimo, este valor no deberá ser menor al Torque Mínimo (75% del Torque Óptimo). Si éste fuera el caso, es recomendable introducir hasta un máximo de 2 hilos dentro de la cupla para alcanzar al menos el Torque Mínimo y obtener así un apriete aceptable. En caso de que al introducir hasta 2 hilos dentro de la cupla no se alcance el Torque Mínimo, el tramo deberá ser eliminado y separado para su posterior revisión.

TORQUE

ZONA ISIBLE DE APRETADO

MÁXIMO ÓPTIMO MÍNIMO

2 HILOS EXPUESTOS

APRIETE ÓPTIMO

El Torque Óptimo marca el valor adecuado durante el enrosque. El Torque Máximo representa un 25% adicional al Torque Óptimo. El Torque Mínimo representa un 75% del Torque Óptimo.

2 HILOS DENTRO

Método de apretado y valores de torque: API 5C1 “Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing”

HUELGO ENTRE CRESTA Y HUELGO ENTRE CRESTA Y VALLE DE ROSCA

VALLE DE ROSCA

Durante el enrosque estas conexiones tienen una gran interferencia entre sus flancos y generan alta fricción. Por eso, para evitar el engrane de los filetes, es prioritario engrasar adecuadamente tanto el Pin como el Box.

64

Debido a la configuración de este tipo de roscas, las crestas y los valles de los hilos no hacen o, dejan un huelgo que se llena con la grasa de enrosque, y se forma así su único sello.

Manual de Tubulares

Criterios de aceptación del apriete en conexiones API

Conexiones API Buttress LONGITUD a la base del triángulo

triángulo

LONGITUD de rosca total

salida de rosca (runout)

LONGITUD de rosca completa

diámetro exterior del tubo nominal + 1% del diámetro (tolerancia máxima)

cupla PERFIL DE ROSCA BUTTRESS

LA CONEXIÓN franja blanca (1" X 24") triángulo para apriete en campo

La conexión Buttress se ajusta solamente por posición. Apriete mínimo: 1 hilo antes de la base del triángulo.

..

.. ..

Apriete óptimo: hasta la base del triángulo. Apriete máximo: hasta el vértice del triángulo.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

APRETADO CORRECTO DE

MANUAL DE TUBULARES

10º

Tenaris

pin 3º

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DEL APRIETE EN CONEXIONES API

Características generales

65

0,375'' (3/8'') (9,525 mm) TRIáNGULO

h

0,2'' (5,08 mm) TOLERANCIA

ZONA ISIBLE DE APRETADO

El triángulo de referencia puede quedar en el cuerpo del tubo o en los hilos de la rosca, dependiendo del diámetro y espesor del tubo, así como de las tolerancias de fabricación. El triángulo

estampado de 3/8" se localiza en línea con la franja blanca de 1" x 24" en el pin a montar en campo y en línea con la franja blanca de 1" x 4" en el pin montado en planta.

GIRO DE CUPLA DURANTE EL APRETADO

En algunos casos, el apretado del pin puede producir el giro de la cupla. Este giro es isible sólo si la cara inferior de la cupla no

sobrepasa el vértice del triángulo estampado del lado apretado en planta. Si se desea, se puede utilizar una contrallave para sostener la cupla.

ESTIMACIÓN DE LOS VALORES DE TORQUE PARA REFERENCIA

. .. 66

Para estimar los valores de torque se siguen los siguientes pasos: Apretar 15 conexiones hasta la base del triángulo anotando dichos valores de torque. Calcular el promedio. Aplicar el torque obtenido a las conexiones

siguientes, chequeando que la posición de la cara de la cupla esté dentro de la zona isible. Si la cara de la cupla está fuera del rango de tolerancia, repetir nuevamente el procedimiento.

Manual de Tubulares

Opciones FGL y CB

NOTA: TODAS LAS CONSULTAS DEBEN ENVIARSE AL

__

1. Nunca

CB: _ barrera anticorrosiva

introduzca en el pozo un tubo con el revestimiento ERFV (epoxi reforzado con fibra de vidrio) dañado. 2. Todo daño en el revestimiento debe ser reparado, ya sea por la empresa de revestimiento o por personal certificado de un tercero.

GRUPO DE ASISTENCIA A LICENCIATARIOS DE TENARIS ([email protected]).

rios 1. Para

las opciones FGL o CB deben emplearse rios especialmente diseñados. 2. Sólo deberán emplearse los rios roscados por Tenaris o alguno de sus talleres de reparación licenciados.

Calibrado interno 1. Se recomienda el uso de un mandril no metálico o recubierto con plástico o teflón. 2. Asegúrese de que el diámetro externo del mandril cumpla con la especificación del cliente.

Colocación de los anillos selladores

FGL: _ recubrimiento de fibra de vidrio para tubos Cupla: _ coupling _ cople _ acople Brida: _ flange

1. Inspeccione visualmente la conexión para constatar la limpieza de la ranura donde se aloja el anillo sellador. Remueva la grasa o demás contaminantes antes de la colocación del anillo. Seque la ranura antes de instalar el anillo sellador. 2. Para la colocación de anillos selladores CB, comprima el anillo con los dedos, de manera de plegarlo parcialmente dentro del diámetro interno del tubo. Colocar el anillo sellador plegado dentro de la ranura correspondiente y soltarlo. Asentar con firmeza el anillo dentro de la ranura, presionando directamente sobre la cara del anillo en toda su circunferencia (360º).

OPCIONES FGL Y CB

__

Reparación en el campo

1. ANILLO SELLADOR

Pliegue el anillo sellador en forma manual.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

Los presentes lineamientos se aplican únicamente a las conexiones Blue™, MS™ (opciones FGL -Fiber Glass Lining- y CB -Corrosion Barrier-) y Wedge 563™ (opción CB). Las conexiones con opciones FGL y CB no son compatibles con las conexiones estándar, excepto en el caso de PH6™ y CS®.

Asegure la correcta colocación de ambos elementos.

brida COPLE

REVESTIMIENTO ERFV

1

2

EXTREMO PIN

TenarisHydril

Y BRIDA

ANILLO SELLADOR

MANUAL DE TUBULARES

2. ANILLO SELLADOR FGL

67

__

3. Puede emplearse el mango de un martillo o una

Grasa de enrosque: _ running compound _ thread compound _ grasa de corrida _ grasa de instalación _ grasa de introducción

herramienta similar para asentar el anillo sellador (no se acepta el uso de herramientas de metal). 4. Hacer palanca contra el frente del extremo Box para aplicar presión en la cara del anillo sellador.

los tubos al pozo. Los anillos y los tubos deben encontrarse aproximadamente a la misma temperatura antes de su instalación.

Aplicación de grasa de enrosque

5. Para la opción FGL, asegúrese de que el anillo se encuentre correctamente ubicado en el espacio entre la brida y la cupla. Evite la desalineación.

1. Para la opción CB: Aplicar grasa sólo en el extremo Pin. Se recomienda el uso de Molykote (bisulfuro de molibdeno) para cubrir la zona del sello (Parte B). Utilice la grasa de enrosque para cubrir la zona roscada (Parte A).

6. Los anillos selladores colocados en las ranuras correspondientes no deben sobresalir más allá del diámetro interno de la cupla o el revestimiento. Esto debe verificarse empleando un elemento con borde recto colocado en el diámetro interno.

__ NOTA: PARA CUBRIR LA ZONA DEL SELLO PUEDE EMPLEARSE GRASA DE enrosque EN LUGAR DE MOLYKOTE, EN CUYO CASO DEBERÁ APLICARSE UNA PELÍCULA DELGADA Y UNIFORME, QUE CUBRA TODA LA CIRCUNFERENCIA DEL SELLO (360°). EVITE COLOCAR GRASA EN LA PEQUEÑA NARIZ QUE SOBRESALE DE LA PARTE B.

7. Si el anillo sellador sobresale del diámetro inter-

no de la cupla, verifique el tamaño de dicho anillo y las dimensiones de la ranura. Los anillos selladores deben colocarse momentos antes de bajar

1. PIN DE BLUE™ CB

partE a

2. Para opción FGL: Aplicar grasa sólo en el extremo Pin. No aplique grasa a la nariz que sobresale de la conexión.

NO APLIQUE GRASA EN ESTA ZONA

partE b

Detalle del modelo. 2. PIN DE BLUE™ FGL

Detalle del modelo.

1

68

2

Manual de Tubulares

Recomendaciones para la instalación de tuberías con conexiones Dopeless® 2. Limpiar el interior de los tubos para eliminar cualquier material extraño que pudiera llegar a caer en el Box durante el enchufe. Si es posible, sopletear con aire comprimido desde el box hacia el pin.

__

3. Si las conexiones están contaminadas (sucie-

Enchufe:

dad, lodo, petróleo, etc.) limpiarlas con trapos limpios. Si la contaminación es severa, puede utilizarse agua a baja presión y jabón. Posteriormente las conexiones deben secarse con trapos limpios o mediante aire comprimido.

_ stabbing _ emboque

Las siguientes recomendaciones aplican a las conexiones TenarisHydril Dopeless® y complementan lo indicado en la sección “Recomendaciones generales para la instalación de tuberías”.

MUY IMPORTANTE

Limpieza

1. No debe usarse agua a alta presión, cepillos de alambre ni otros métodos mecánicos para realizar la limpieza.

1. Quitar los protectores de rosca del Pin y del Box, y conservarlos en un lugar limpio. Limpiar los protectores con un trapo o un cepillo no metálico y agua. Secarlos con paños limpios o mediante aire comprimido.

Grasa de enrosque: _ running compound _ thread compound _ grasa de corrida _ grasa de instalación

2. No utilizar solventes u otros agentes químicos para la limpiar las conexiones.

CONEXIONES DOPELESS®.

RECOMENDACIONES PARA LA INSTALACIÓN DE TUBERÍAS CON CONEXIONES DOPELESS®

La tecnología Dopeless® es un recubrimiento seco de múltiples capas aplicado en planta luego del roscado mediante un proceso industrial controlado. Este recubrimiento reemplaza el uso de grasa de almacenamiento y grasa de enrosque en campo, brindando a la unión la lubricación necesaria, protección frente a la corrosión y características anti-engrane.

ASPECTO VISUAL

TenarisHydril

MANUAL DE TUBULARES

1. Blue™ / Blue™ Thermal Liner. 2. Blue™ Near Flush. 3. Conexiones cupladas Serie Wedge 500™. 4. Conexiones integrales Serie Wedge 500™.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

CONFIGURACIÓN Y

1

2

3

4 69

__ Tapón de manejo: _ handling plug _ tapón de maniobra Tapones de levante: _ lifting plug / lift plug _ tapón de levantamiento _ tapón de izaje _ tapón de elevación

Inspección visual y reparaciones de campo Sólo personal autorizado y entrenado por Tenaris debe realizar las inspecciones y reparaciones de campo de las conexiones Dopeless®.

Aplicación de grasa de enrosque 1. No se debe aplicar grasa de enrosque cuando se ensamblan dos uniones con recubrimiento Dopeless®. 2. No se debe aplicar grasa de enrosque a los tapones de manejo o levante. Estos tapones son fosfatizados.

Apriete 1. Los valores de torque comúnmente empleados en las conexiones estándar con grasa NO deben emplearse para apretar las conexiones Dopeless®. Contáctese con su Representante local de Ventas Técnicas para obtener la última versión de la Hoja Técnica de Producto Dopeless® donde se encontrarán los correctos valores de torque a usar, o bien solicítela a

[email protected] 2. Para todos los diámetros de la Serie Wedge 500™ Dopeless®, debe aplicarse el torque objetivo una sola vez sin mantenerlo. 3. Antes de proceder a enroscar las uniones, verifique que los sellos de goma de los protectores de rosca Dopeless® no quedaron adheridos en los extremos Pin y Box de las conexiones (ver imágenes en la página siguiente).

Desenrosque 1. Aspectos importantes a tener en cuenta al desenroscar las conexiones Dopeless®:

..Luego del desenrosque de una conexión

Dopeless®, utilizar un paño limpio o aire comprimido para quitar las escamas de recubrimiento que se generan durante el apriete. Luego del desenrosque se podrán observar algunas zonas más brillantes sobre el extremo Pin. Esto no constituye engrane de la conexión. Algunas partes del recubrimiento en el extremo Box se desprenderán luego del apriete. Esto no constituye engrane de la conexión. El comportamiento del recubrimiento Dopeless® luego de las operaciones de apriete y desenrosque descripto en los dos puntos anteriores es totalmente normal. La unión puede ser usada nuevamente sin inconvenientes.

.. .. ..

DESENROSQUE

1. Las escamas de recubrimiento generadas durante el apriete son removidas con un trapo limpio. 2 y 3. Aspecto visual de una conexión TenarisHydril Blue™ Dopeless® luego de tres aprietes y desenrosques.

70

2

1

3

Manual de Tubulares

Recomendaciones para la instalación de tuberías con conexiones Dopeless®

Fin del trabajo / Almacenamiento 1. Todas

las conexiones usadas deben limpiarse para eliminar cualquier resto de contaminantes y material extraño de la superficie. 2. No

se debe aplicar grasa de almacenamiento, aceites, lubricantes, ni ningún otro tipo de compuesto anticorrosivo a las conexiones Dopeless®. El recubrimiento Dopeless® ya tiene propiedades anticorrosivas. 3. Antes

de almacenar los tubos se deben instalar sobre las conexiones protectores de rosca Dopeless® limpios, secos y en buenas condiciones.

4. Durante el período de almacenamiento se deben realizar inspecciones periódicas de acuerdo a las recomendaciones de Tenaris.

Pegamento para roscas: _ thread lock compound _ sellante de roscas Cople: _ coupling _ acople _ cupla

1. Eliminar completamente el recubrimiento Dopeless® de las roscas del Pin dejando el

recubrimiento Dopeless® intacto en la zona de sello y nariz. Utilizar alguno de los siguientes métodos:

RECOMENDACIONES PARA LA INSTALACIÓN DE TUBERÍAS CON CONEXIONES DOPELESS®

..

Para lograr una adecuada adhesión del pegamento en conexiones Dopeless® se deben seguir las siguientes recomendaciones:

__

..Cepillo de alambre o una herramienta rotativa con disco de alambre. ..Agua caliente a alta presión y posterior secado de la conexión. 2. Para

conexiones Dopeless® con cople:

..Si se está en una base operativa, yard o taller de reparación, se recomienda emplear un cople estándar, sin el recubrimiento Dopeless®. Si la unión a pegar ya vino de fábrica con un cople con recubrimiento Dopeless®, éste se deberá desenroscar y remplazar por un cople estándar. Si se está en el equipo/taladro y no es posible reemplazar el cople Dopeless® por uno estándar, puede emplearse el mismo cople Dopeless® pero debe ser lavado a fondo con agua caliente a presión previo a la aplicación del pegamento.

..

PROTECTORES DE ROSCA DOPELESS®

Los protectores para extremos Pin y Box Dopeless® tienen un sistema de anillos de goma para evitar el ingreso de agua a la conexión. Estos protectores no deben ser reemplazados por protectores estándar.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

..

Aplicación de pegamento para roscas

MANUAL DE TUBULARES

las conexiones con un trapo o aire comprimido y realizar la inspección visual de la rosca, los sellos y hombros en los extremos Pin y Box. Se debe prestar especial atención a la presencia de daños o desprendimiento del recubrimiento Dopeless®. Sólo después de haber limpiado la conexión es posible realizar una verdadera inspección visual.

TenarisHydril

2. Limpiar

71

3. Para conexiones Dopeless® integrales, lavar minuciosamente los extremos Box con agua caliente a presión. 4. Lavar

y secar los extremos Pin y Box antes de la aplicación del pegamento. 5. Aplicar

el pegamento como se describe en la sección “Aplicación de grasa de enrosque y pegamento”. 6. Realizar el apriete aplicando los valores de torque correspondientes a la versión estándar (no Dopeless®) de la conexión. Referirse a la sección “Criterios de aceptación del apriete” por detalles acerca de la aplicación de correcciones por factor de fricción. En el caso en que las roscas a pegar sean compatibles (misma geometría) pero de diferentes grado de acero o espesor (o peso métrico); usar siempre el menor valor de torque de la conexión NO Dopeless®. Para conexiones de la Serie Wedge 500™, se debe aplicar el torque objetivo dos veces o mantenerlo por varios segundos.

.. ..

Apriete de una conexión Dopeless® con una conexión estándar Si sólo uno de los extremos de la unión tiene recubrimiento Dopeless® (por ejemplo, cuando se aprietan rios), proceder como se indica a continuación:

2. Verificar que las conexiones estén limpias y libres de contaminantes. 3. Aplicar grasa de enrosque de acuerdo a las siguientes recomendaciones: 3.1. Extremo Pin: Aplicar una capa muy delgada de grasa de enrosque a la rosca, sellos y nariz del Pin. 3.2. Cople/Extremo Box: Conexiones de la Serie Wedge 500™: No aplicar grasa de enrosque. Otras conexiones: Aplicar una capa muy delgada de grasa de enrosque a los sellos y hombros solamente. No llenar con grasa la ranura para acumulación de grasa (dope pocket) de las conexiones TenarisHydril Blue ™ o TenarisHydril Blue™ Dopeless®.

.. .. ..

4. Si la Hoja Técnica del Producto Dopeless® no

brinda indicaciones específicas para esta situación, realizar el apriete aplicando los valores de torque de la versión estándar (no Dopeless®) de la conexión. Referirse a la sección “Criterios de aceptación del apriete” por detalles acerca de la aplicación de correcciones por factor de fricción. En el caso en que las roscas a ensamblar sean compatibles (misma geometría) pero de diferentes grado de acero o espesor (o peso métrico); usar siempre el menor valor de torque de la conexión NO Dopeless®. Para conexiones de la Serie Wedge 500™, se debe aplicar el torque objetivo dos veces o mantenerlo por varios segundos. __

.. ..

NOTA: Estas recomendaciones son aplicables para todos los grados de acero y para cualquier combi-

1. Verificar

a enroscar.

72

la compatibilidad de las conexiones

nación Pin-Box, siempre que uno de los extremos sea Dopeless® y el otro estándar.

Manual de Tubulares

Equipos y rios

Elevadores y cuñas Se pueden utilizar elevadores de mordaza o de tope para columnas de casing o tubing. Los insertos de las cuñas o elevadores de mordaza deben estar limpios y afilados. Se recurrirá a elevadores tipo cuña con mordazas más largas que las habituales cuando se trate de columnas pesadas y/o largas. Si se utilizan elevadores de tope, la superficie de apoyo deberá inspeccionarse cuidadosamente verificando que esté lisa y suave, perpendicular a la línea de tracción. Una superficie de apoyo irregular puede dañar la cupla y producir una falla prematura de la conexión. Deberán examinarse las mordazas de los elevadores y cuñas para verificar que el o con los tubos sea uniforme. Todo o que no sea uniforme puede producir abolladuras o marcas en el tubo. Cuando se utilicen materiales destinados a servicio crítico, se recomienda el uso de equipo especial, insertos de alta densidad o recubiertos.

Llaves de correa Cuando se procede a enroscar un tubo de aleación resistente a la corrosión (CRA), se deben utilizar llaves de correa después del acople hasta que el pin llegue a la posición de ajuste manual o, al menos, hasta que se tenga la seguridad de un buen acoplamiento de las roscas. Antes de comenzar la tarea, todas las correas deben examinarse para garantizar su limpieza y que sean adecuadas al diámetro correspondiente. Las correas sucias deben ser reemplazadas.

Compensador de peso Para tubos pesados o materiales CRA, se recomienda el uso del compensador de peso, de manera de reducir las cargas de compresión sobre las roscas durante el acople/enrosque. Se debe prestar especial atención al requisito de ajustar este componente al valor de tensión adecuado antes de acoplar la primera conexión. También puede utilizarse el compensador durante el desenrosque para mantener constante la tensión en la junta que se está desenroscando. Esto permitirá reducir a un mínimo las posibilidades de engrane durante el proceso de desenrosque.

EQUIPOS RIOS

2

Tenaris

1

MANUAL DE TUBULARES

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

1. Elevador de tope 2. Elevador de cuña

EQUIPOS Y RIOS

Antes de proceder a la bajada de los tubos, deben controlarse todas las herramientas y equipos necesarios para la bajada al pozo con el fin de verificar que se encuentren en óptimas condiciones para realizar el trabajo.

73

Guía de alineado

Guía de emboque

La guía de alineado sirve como dispositivo de alineamiento y estabilización del tubo que se enrosca en la mesa rotary. El dispositivo se monta en el piso del equipo debajo de la plataforma de acople y a una distancia adecuada que permite colocar la pieza más corta. La guía se usa para ayudar a estabilizar y alinear el tubo antes del acople y durante el enrosque. Una vez alineado el tubo, cerrar los rodillos de la guía y proceder al enrosque.

La guía de emboque se usa para guiar el ensamble del Pin en el Box y minimizar los daños que puedan producirse en la conexión cuando la junta se acopla incorrectamente. La guía de emboque debe inspeccionarse antes de proceder a la bajada al pozo, para que los insertos de elastómetro se encuentren correctamente ajustados y en buenas condiciones.

La guía de alineado puede usarse durante el desenrosque para mantener el tubo en posición vertical y para reducir las posibilidades de cruzamiento de filetes. La instalación de la guía debe incluir dispositivos de seguridad para proteger el personal ubicado en la plataforma del equipo en caso de que se produzcan daños accidentales en la guía, provocados por el aparejo. __ NOTA: CUANDO SE BAJAN COLUMNAS MUY PESADAS, LAS VIGAS DE LA MESA ROTARY SE CURVAN SIGNIFICATIVAMENTE, POR LO QUE LA MESA SE INCLINA. EN CONSECUENCIA, LA GUÍA DEBERÁ AJUSTARSE AL EJE PROYECTADO DEL TUBO. EN CASO DE NO DISPONER DE GUÍA DE ALINEADO SE RECOMIENDA COLOCAR UN OPERARIO EN LA PLATAFORMA DE

Tapón de elevación Los tapones de elevación se deberán usar cuando se introduce casing o tubing con conexiones integrales o tipo flush, o bien cuando se realiza ensayo de presión interna de la columna durante la instalación (en este caso se trata de un tapón cerrado o “ciego”). Antes de la bajada a pozo, los tapones de elevación deben inspeccionarse para asegurar que correspondan al tipo de rosca adecuada y sean compatibles con el Box. Asimismo, es necesario verificar los tapones de elevación para asegurar que no haya daños importantes que puedan averiar los filetes de la rosca del tubo.

ENGANCHE PARA GUIAR EL TUBO DURANTE EL ENROSQUE.

Existen dos tipos de tapones de elevación: aquellos que se utilizan para manejar uno o dos tubos desde el bancal hacia la boca de pozo; o bien aquellos que permiten maniobrar con todo el peso de la columna en el pozo. Entre ellos hay diferencias que hacen a la capacidad de carga de cada uno. EQUIPOS RIOS

1. Guía de emboque 2. Tapón de elevación

1

74

2

Manual de Tubulares

Equipos y rios

Grampas de seguridad Se requiere utilizar la grampa de seguridad cuando se bajan las primeras uniones de casing o tubing. Cuando se extrae una columna, se debe colocar la grampa de seguridad a las últimas juntas. Si se aplica menos carga que la mínima necesaria en las mordazas puede ocurrir que no sujeten suficientemente la columna. Para uniones integrales o flush se recomienda el uso de la grampa de seguridad durante toda la operación.

EQUIPO RIO

Tenaris

MANUAL DE TUBULARES

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

EQUIPOS Y RIOS

Grampa de seguridad

75

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API conexiones de casing y tubing, así como el torque óptimo para cada una de ellas.

Las tablas que figuran a continuación brindan información sobre productos tubulares con conexiones API.

También se incluyen referencias sobre el alargamiento de la columna en tracción, así como sobre su volumen y desplazamiento, para tanto tubing como casing.

Estas tablas cubren datos tales como las dimensiones de los tubos, el diámetro externo de

ESPESOR

ÁREA

ALARGAMIENTO ESPECÍFICO CADA 1000 LB

pulg

lb/pie

pulg

pulg

pulg2

pulg/1000 pie

2 3/8 2 7/8 2 7/8 4 4 1/2

4.00 4.60 4.70 5.10 5.30 5.80 5.95 6.40 6.50 7.80 7.90 8.60 8.70 9.60 7.70 9.20 9.30 10.20 10.30 12.70 9.50 10.90 11.00 13.00 13.20 14.85 9.50 10.50 11.60 12.60 12.75 13.50 15.20 15.50

2.041 1.995 1.995 1.939 1.939 1.867 1.867 2.441 2.441 2.323 2.323 2.259 2.259 2.195 3.068 2.992 2.992 2.922 2.922 2.750 3.548 3.476 3.476 3.340 3.340 3.115 4.090 4.052 4.000 3.958 3.958 3.920 3.920 3.826

0.167 0.190 0.190 0.218 0.218 0.254 0.254 0.217 0.217 0.276 0.276 0.308 0.308 0.340 0.216 0.254 0.254 0.289 0.289 0.375 0.226 0.262 0.262 0.330 0.330 0.443 0.205 0.224 0.250 0.271 0.271 0.290 0.290 0.337

1.1584 1.3042 1.3042 1.4773 1.4773 1.6925 1.6925 1.8120 1.8120 2.2535 2.2535 2.4839 2.4839 2.7077 2.2285 2.5902 2.5902 2.9153 2.9153 3.6816 2.6795 3.0767 3.0767 3.8048 3.8048 4.9455 2.7661 3.0091 3.3379 3.6004 3.6004 3.8356 3.8356 4.4074

0.345 0.307 0.307 0.271 0.271 0.236 0.236 0.221 0.221 0.177 0.177 0.161 0.161 0.148 0.179 0.154 0.154 0.137 0.137 0.109 0.149 0.130 0.130 0.105 0.105 0.081 0.145 0.133 0.120 0.111 0.111 0.104 0.104 0.091

Ecuación:

DL = L x DF ExA

DL : alargamiento (pulg) L : longitud de la columna de casing o tubing (pulg) DF : esfuerzo axial aplicado (lb)

VOLUMEN

DESPLAZAMIENTO

cm/1000 m

l/m

l/m

2.88 2.56 2.56 2.26 2.26 1.97 1.97 1.84 1.84 1.48 1.48 1.34 1.34 1.23 1.50 1.29 1.29 1.14 1.14 0.91 1.24 1.08 1.08 0.88 0.88 0.67 1.21 1.11 1.00 0.93 0.93 0.87 0.87 0.76

2.111 2.017 2.017 1.905 1.905 1.766 1.766 3.019 3.019 2.734 2.734 2.586 2.586 2.441 4.769 4.536 4.536 4.326 4.326 3.832 6.379 6.122 6.122 5.653 5.653 4.917 8.476 8.319 8.107 7.938 7.938 7.786 7.786 7.417

2.881 2.881 2.891 2.881 2.891 2.881 2.891 4.227 4.238 4.227 4.238 4.227 4.238 4.238 6.272 6.272 6.297 6.272 6.297 6.272 8.192 8.224 8.224 8.224 8.224 8.224 10.354 10.354 10.354 10.354 10.408 10.354 10.354 10.354

E : módulo de elasticidad (30 x 106 psi) A : área transversal (pulg2)

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

DIÁMETRO INTERNO

MANUAL DE TUBULARES

PESO

Tenaris

DIÁMETRO

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

Tubing Alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento

77

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

ESPESOR

ÁREA

ALARGAMIENTO ESPECÍFICO CADA 1000 LB

pulg

lb/pie

pulg

pulg

pulg2

pulg/1000 pie

cm/1000 m

4 1/2 5 5 1/2 6 5/8 7 7 5/8 7 3/4

9.50 10.50 11.60 12.60 13.50 15.10 16.90 11.50 13.00 15.00 18.00 21.40 23.20 24.10 14.00 15.50 17.00 20.00 23.00 26.00 26.80 29.70 32.00 20.00 24.00 28.00 32.00 35.00 36.70 17.00 20.00 23.00 26.00 29.00 32.00 35.00 38.00 41.00 42.70 24.00 26.40 29.70 33.70 39.00 42.80 45.30 47.10 51.20 46.10

4.090 4.052 4.000 3.958 3.920 3.826 3.740 4.560 4.494 4.408 4.276 4.126 4.044 4.000 5.012 4.950 4.892 4.778 4.670 4.548 4.500 4.376 4.276 6.049 5.921 5.791 5.675 5.575 5.501 6.538 6.456 6.366 6.276 6.184 6.094 6.004 5.920 5.820 5.750 7.025 6.969 6.875 6.765 6.625 6.501 6.435 6.375 6.251 6.560

0.205 0.224 0.250 0.271 0.290 0.337 0.380 0.220 0.253 0.296 0.362 0.437 0.478 0.500 0.244 0.275 0.304 0.361 0.415 0.476 0.500 0.562 0.612 0.288 0.352 0.417 0.475 0.525 0.562 0.231 0.272 0.317 0.362 0.408 0.453 0.498 0.540 0.590 0.625 0.300 0.328 0.375 0.430 0.500 0.562 0.595 0.625 0.687 0.595

2.7661 3.0091 3.3379 3.6004 3.8356 4.4074 4.9185 3.3037 3.7730 4.3743 5.2746 6.2644 6.7906 7.0686 4.0290 4.5141 4.9624 5.8282 6.6296 7.5129 7.8540 8.7184 9.3979 5.7336 6.9369 8.1327 9.1774 10.0609 10.7047 4.9123 5.7492 6.6555 7.5491 8.4494 9.3173 10.1725 10.9591 11.8812 12.5173 6.9036 7.5191 8.5412 9.7196 11.1919 12.4702 13.1408 13.7445 14.9741 13.3745

0.145 0.133 0.120 0.111 0.104 0.091 0.081 0.121 0.106 0.091 0.076 0.064 0.059 0.057 0.099 0.089 0.081 0.069 0.060 0.053 0.051 0.046 0.043 0.070 0.058 0.049 0.044 0.040 0.037 0.081 0.070 0.060 0.053 0.047 0.043 0.039 0.036 0.034 0.032 0.058 0.053 0.047 0.041 0.036 0.032 0.030 0.029 0.027 0.030

1.21 1.11 1.00 0.93 0.87 0.76 0.68 1.01 0.88 0.76 0.63 0.53 0.49 0.47 0.83 0.74 0.67 0.57 0.50 0.44 0.42 0.38 0.35 0.58 0.48 0.41 0.36 0.33 0.31 0.68 0.58 0.50 0.44 0.39 0.36 0.33 0.30 0.28 0.27 0.48 0.44 0.39 0.34 0.30 0.27 0.25 0.24 0.22 0.25

VOLUMEN

DESPLAZAMIENTO

l/m

l/m

8.476 8.319 8.107 7.938 7.786 7.417 7.088 10.536 10.233 9.846 9.265 8.626 8.287 8.107 12.729 12.416 12.126 11.568 11.051 10.481 10.261 9.703 9.265 18.541 17.764 16.993 16.319 15.749 15.333 21.659 21.119 20.535 19.958 19.377 18.817 18.266 17.758 17.163 16.753 25.006 24.609 23.950 23.190 22.240 21.415 20.982 20.593 19.800 21.805

10.401 10.401 10.401 10.401 10.401 10.401 10.401 12.804 12.804 12.804 12.804 12.804 12.804 12.804 15.474 15.474 15.474 15.474 15.474 15.474 15.474 15.474 15.474 22.499 22.499 22.499 22.499 22.499 22.499 25.068 25.068 25.068 25.068 25.068 25.068 25.068 25.068 25.068 25.068 29.823 29.823 29.823 29.823 29.823 29.823 29.823 29.823 29.823 30.803

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

DIÁMETRO INTERNO

MANUAL DE TUBULARES

PESO

Tenaris

DIÁMETRO

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

Casing Alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento

79

Casing Alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento DIÁMETRO

PESO

DIÁMETRO INTERNO

ESPESOR

ÁREA

ALARGAMIENTO ESPECÍFICO CADA 1000 LB

pulg

lb/pie

pulg

pulg

pulg2

pulg/1000 pie

24.00 28.00 32.00 36.00 40.00 44.00 49.00 52.00 54.00 32.30 36.00 40.00 43.50 47.00 53.50 58.40 64.90 62.80 68.80 70.40 72.10 32.75 40.50 45.50 51.00 55.50 60.70 65.70 71.10 73.20 75.90 42.00 47.00 54.00 60.00 65.00 71.00 75.00 71.80 48.00 54.50 61.00 68.00 72.00 77.00 85.00 86.00 80.40 88.20

8.097 8.017 7.921 7.825 7.725 7.625 7.511 7.435 7.375 9.001 8.921 8.835 8.755 8.681 8.535 8.435 8.281 8.625 8.475 8.461 8.425 10.192 10.050 9.950 9.850 9.760 9.660 9.560 9.450 9.406 9.350 11.084 11.000 10.880 10.772 10.682 10.586 10.514 10.711 12.715 12.615 12.515 12.415 12.347 12.275 12.159 12.125 12.348 12.375

0.264 0.304 0.352 0.400 0.450 0.500 0.557 0.595 0.625 0.312 0.352 0.395 0.435 0.472 0.545 0.595 0.672 0.625 0.700 0.707 0.725 0.279 0.350 0.400 0.450 0.495 0.545 0.595 0.650 0.672 0.700 0.333 0.375 0.435 0.489 0.534 0.582 0.618 0.582 0.330 0.380 0.430 0.480 0.514 0.550 0.608 0.625 0.576 0.625

6.9344 7.9469 9.1486 10.3358 11.5571 12.7627 14.1179 15.0100 15.7080 9.1284 10.2545 11.4538 12.5590 13.5723 15.5465 16.8793 18.9011 18.1623 20.1769 20.3631 20.8405 9.1779 11.4354 13.0062 14.5613 15.9474 17.4727 18.9822 20.6245 21.2762 22.1011 11.9439 13.4008 15.4630 17.2996 18.8161 20.4196 21.6128 20.6482 13.5241 15.5135 17.4872 19.4452 20.7677 22.1600 24.3861 25.0345 23.3867 25.5254

0.058 0.050 0.044 0.039 0.035 0.031 0.028 0.027 0.025 0.044 0.039 0.035 0.032 0.029 0.026 0.024 0.021 0.022 0.020 0.020 0.019 0.044 0.035 0.031 0.027 0.025 0.023 0.021 0.019 0.019 0.018 0.033 0.030 0.026 0.023 0.021 0.020 0.019 0.019 0.030 0.026 0.023 0.021 0.019 0.018 0.016 0.016 0.017 0.016

8 5/8 9 5/8 9 7/8 10 3/4 11 3/4 11 7/8 13 3/8 13 1/2 13 5/8 80

VOLUMEN

DESPLAZAMIENTO

cm/1000 m

l/m

l/m

0.48 0.42 0.36 0.32 0.29 0.26 0.24 0.22 0.21 0.37 0.33 0.29 0.27 0.25 0.21 0.20 0.18 0.18 0.17 0.16 0.16 0.36 0.29 0.26 0.23 0.21 0.19 0.18 0.16 0.16 0.15 0.28 0.25 0.22 0.19 0.18 0.16 0.15 0.16 0.25 0.21 0.19 0.17 0.16 0.15 0.14 0.13 0.14 0.13

33.220 32.567 31.792 31.026 30.238 29.460 28.586 28.010 27.560 41.052 40.326 39.552 38.839 38.185 36.912 36.052 34.747 37.694 36.395 36.274 35.966 52.635 51.179 50.165 49.162 48.268 47.284 46.310 45.250 44.830 44.298 62.251 61.311 59.981 58.796 57.818 56.783 56.013 58.132 81.920 80.636 79.363 78.100 77.247 76.348 74.912 74.494 77.259 77.597

38.172 38.172 38.172 38.172 38.172 38.172 38.172 38.172 38.172 47.472 47.472 47.472 47.472 47.472 47.472 47.472 47.472 49.928 50.018 50.018 50.018 59.145 59.145 59.145 59.145 59.145 59.145 59.145 59.145 59.145 59.145 70.599 70.599 70.599 70.599 70.599 70.599 70.599 67.761 91.372 91.372 91.372 91.372 91.372 91.372 91.372 91.372 92.975 94.065

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

ESPESOR

ÁREA

ALARGAMIENTO ESPECÍFICO CADA 1000 LB

pulg

lb/pie

pulg

pulg

pulg2

pulg/1000 pie

cm/1000 m

82.50 94.80 99.30 110.00 111.00 65.00 75.00 84.00 94.50 109.00 87.50 94.50 96.50 109.00 115.00 126.00 136.00 139.00 94.00 106.50 118.50 133.00 147.00 169.00 133.00 140.00 162.00 165.00

12.876 12.688 12.624 12.456 12.442 15.250 15.124 15.010 14.876 14.688 17.755 17.689 17.655 17.499 17.437 17.353 17.239 17.185 19.124 19.000 18.874 18.730 18.582 18.376 23.500 23.438 23.250 23.230

0.562 0.656 0.688 0.772 0.779 0.375 0.438 0.495 0.562 0.656 0.435 0.468 0.485 0.563 0.594 0.636 0.693 0.720 0.438 0.500 0.563 0.635 0.709 0.812 0.500 0.531 0.625 0.635

23.7258 27.5004 28.7727 32.0820 32.3557 18.4078 21.4136 24.1116 27.2569 31.6222 24.8583 26.6956 27.6394 31.9465 33.6477 35.9429 39.0401 40.5001 26.9176 30.6305 34.3785 38.6314 42.9685 48.9480 37.6991 39.9847 46.8784 47.6085

0.017 0.015 0.014 0.012 0.012 0.022 0.019 0.017 0.015 0.013 0.016 0.015 0.014 0.013 0.012 0.011 0.010 0.010 0.015 0.013 0.012 0.010 0.009 0.008 0.011 0.010 0.009 0.008

0.14 0.12 0.12 0.10 0.10 0.18 0.16 0.14 0.12 0.11 0.13 0.12 0.12 0.10 0.10 0.09 0.09 0.08 0.12 0.11 0.10 0.09 0.08 0.07 0.09 0.08 0.07 0.07

14 16 18 5/8 20 24 1/2

VOLUMEN

DESPLAZAMIENTO

l/m

l/m

84.008 81.572 80.751 78.617 78.440 117.841 115.902 114.161 112.132 109.316 159.734 158.549 157.940 155.161 154.064 152.583 150.585 149.643 185.316 182.921 180.503 177.759 174.961 171.103 279.829 278.354 273.907 273.436

99.965 99.965 99.965 99.965 99.965 130.389 130.389 130.457 130.457 130.457 176.853 176.853 176.853 176.963 176.963 176.963 176.963 176.963 203.518 203.602 203.602 203.602 203.602 203.602 305.375 305.375 305.375 305.375

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

DIÁMETRO INTERNO

MANUAL DE TUBULARES

PESO

Tenaris

DIÁMETRO

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

Casing Alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento

81

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

ESPESOR

DIÁMETRO INTERNO

DIÁMETRO DRIFT

lb/pie

pulg

mm

pulg

mm

pulg

mm

4.00 4.60 4.70 5.10 5.30 5.80 5.95 6.40 6.50 7.80 7.90 8.60 8.70 9.60 7.70 9.20 9.30 10.20 10.30 12.70 12.95 15.80 9.50 10.90 11.00 13.00 13.20 13.40 14.85 9.50 10.50 11.60 12.60 12.75 13.50 15.10 15.20 15.50

0.167 0.190 0.190 0.218 0.218 0.254 0.254 0.217 0.217 0.276 0.276 0.308 0.308 0.340 0.216 0.254 0.254 0.289 0.289 0.375 0.375 0.476 0.226 0.262 0.262 0.330 0.330 0.330 0.380 0.205 0.224 0.250 0.271 0.271 0.290 0.337 0.337 0.337

4.24 4.83 4.83 5.54 5.54 6.45 6.45 5.51 5.51 7.01 7.01 7.82 7.82 8.64 5.49 6.45 6.45 7.34 7.34 9.53 9.53 12.09 5.74 6.65 6.65 8.38 8.38 8.38 9.65 5.21 5.69 6.35 6.88 6.88 7.37 8.56 8.56 8.56

2.041 1.995 1.995 1.939 1.939 1.867 1.867 2.441 2.441 2.323 2.323 2.259 2.259 2.195 3.068 2.992 2.992 2.922 2.922 2.750 2.750 2.548 3.548 3.476 3.476 3.340 3.340 3.340 3.240 4.090 4.052 4.000 3.958 3.958 3.920 3.826 3.826 3.826

51.84 50.67 50.67 49.25 49.25 47.42 47.42 62.00 62.00 59.00 59.00 57.38 57.38 55.75 77.93 76.00 76.00 74.22 74.22 69.85 69.85 64.72 90.12 88.29 88.29 84.84 84.84 84.84 82.30 103.89 102.92 101.60 100.53 100.53 99.57 97.18 97.18 97.18

1.947 1.901 1.901 1.845 1.845 1.773 1.773 2.347 2.347 2.229 2.229 2.165 2.165 2.101 2.943 2.867 2.867 2.797 2.797 2.625 2.625 2.423 3.423 3.351 3.351 3.215 3.215 3.215 3.115 3.965 3.927 3.875 3.833 3.833 3.795 3.701 3.701 3.701

49.45 48.29 48.29 46.86 46.86 45.03 45.03 59.61 59.61 56.62 56.62 54.99 54.99 53.37 74.75 72.82 72.82 71.04 71.04 66.68 66.68 61.54 86.94 85.12 85.12 81.66 81.66 81.66 79.12 100.71 99.75 98.43 97.36 97.36 96.39 94.01 94.01 94.01

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

2 3/8 60.3 2 7/8 73.0 3 1/2 88.9 4 101.6 4 1/2 114.3

PESO

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

mm

MANUAL DE TUBULARES

DIÁMETRO EXTERNO pulg

API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN

Tenaris

Dimensiones de tubing

83

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

Dimensiones de casing

DIÁMETRO DRIFT Estándar

pulg

mm

4 1/2 114.3 127.0 5 5 1/2 139.7 6 5/8 168.3

lb/pie

pulg

mm

pulg

mm

9.50 10.50 11.60 13.50 15.10 16.90 19.20 21.60 24.60 26.50 11.50 13.00 15.00 18.00 21.40 23.20 24.10 27.00 29.20 31.60 14.00 15.50 17.00 20.00 23.00 26.00 26.80 29.70 32.00 32.60 35.30 38.00 40.50 43.10 20.00 24.00 28.00 32.00 35.00 36.70 40.20 43.70 47.10 50.40

0.205 0.224 0.250 0.290 0.337 0.380 0.430 0.500 0.560 0.640 0.220 0.253 0.296 0.362 0.437 0.478 0.500 0.560 0.625 0.687 0.244 0.275 0.304 0.361 0.415 0.476 0.500 0.562 0.612 0.625 0.687 0.750 0.812 0.875 0.288 0.352 0.417 0.475 0.525 0.562 0.625 0.687 0.750 0.812

5.21 5.69 6.35 7.37 8.56 9.65 10.92 12.70 14.22 16.26 5.59 6.43 7.52 9.20 11.10 12.14 12.70 14.22 15.88 17.45 6.20 6.99 7.72 9.17 10.54 12.09 12.70 14.28 15.55 15.88 17.45 19.05 20.63 22.23 7.32 8.94 10.59 12.07 13.34 14.28 15.88 17.45 19.05 20.63

4.090 4.052 4.000 3.920 3.826 3.740 3.640 3.500 3.380 3.220 4.560 4.494 4.408 4.276 4.126 4.044 4.000 3.880 3.750 3.626 5.012 4.950 4.892 4.778 4.670 4.548 4.500 4.376 4.276 4.250 4.126 4.000 3.876 3.750 6.049 5.921 5.791 5.675 5.575 5.501 5.375 5.251 5.125 5.001

103.89 102.92 101.60 99.57 97.18 95.00 92.46 88.90 85.85 81.79 115.82 114.15 111.96 108.61 104.80 102.72 101.60 98.55 95.25 92.10 127.30 125.73 124.26 121.36 118.62 115.52 114.30 111.15 108.61 107.95 104.80 101.60 98.45 95.25 153.64 150.39 147.09 144.15 141.61 139.73 136.53 133.38 130.18 127.03

pulg

– 3.927 3.875 3.795 3.701 3.615 3.515 3.375 3.255 3.095 4.435 4.369 4.283 4.151 4.001 3.919 3.875 3.755 3.625 3.501 4.887 4.825 4.767 4.653 4.545 4.423 4.375 4.251 4.151 4.125 4.001 3.875 3.751 3.625 5.924 5.796 5.666 5.550 5.450 5.376 5.250 5.126 5.000 4.876

XC mm

– 99.75 98.43 96.39 94.01 91.82 89.28 85.73 82.68 78.61 112.65 110.97 108.79 105.44 101.63 99.54 98.43 95.38 92.08 88.92 124.13 122.56 121.08 118.19 115.44 112.34 111.13 107.98 105.44 104.78 101.63 98.43 95.28 92.08 150.47 147.22 143.92 140.97 138.43 136.55 133.35 130.20 127.00 123.85

pulg

– – – – – – – – – – – – 4.151 4.151 – – – – – – – 4.653 4.653 4.653 4.545 – – – – – – – – – – 5.730 5.666 5.550 – – – – – –

Alternativo mm

– – – – – – – – – – – – 105.44 105.44 – – – – – – – 118.19 118.19 118.19 115.44 – – – – – – – – – – 145.54 143.92 140.97 – – – – – –

pulg

– – – – 3.750 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

mm

– – – – 95.25 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

DIÁMETRO INTERNO

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

ESPESOR

MANUAL DE TUBULARES

PESO

Tenaris

DIÁMETRO EXTERNO

API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN

85

Dimensiones de casing DIÁMETRO EXTERNO

PESO

API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN ESPESOR

DIÁMETRO INTERNO

DIÁMETRO DRIFT Estándar

pulg

mm

7 177.8 7 5/8 193.7 7 3/4 196.9 8 5/8 219.1

86

lb/pie

pulg

mm

pulg

mm

17.00 20.00 23.00 26.00 29.00 32.00 35.00 38.00 41.00 42.70 46.40 50.10 53.60 57.10 24.00 26.40 29.70 33.70 39.00 42.80 45.30 47.10 51.20 53.00 55.30 59.00 59.20 46.10 24.00 28.00 32.00 36.00 40.00 44.00 49.00 52.00 54.00

0.231 0.272 0.317 0.362 0.408 0.453 0.498 0.540 0.590 0.625 0.687 0.750 0.812 0.875 0.300 0.328 0.375 0.430 0.500 0.562 0.595 0.625 0.687 0.712 0.750 0.811 0.812 0.595 0.264 0.304 0.352 0.400 0.450 0.500 0.557 0.595 0.625

5.87 6.91 8.05 9.20 10.36 11.51 12.65 13.72 14.99 15.88 17.45 19.05 20.63 22.23 7.62 8.33 9.53 10.92 12.70 14.28 15.11 15.88 17.45 18.09 19.05 20.60 20.63 15.11 6.71 7.72 8.94 10.16 11.43 12.70 14.15 15.11 15.88

6.538 6.456 6.366 6.276 6.184 6.094 6.004 5.920 5.820 5.750 5.626 5.500 5.376 5.250 7.025 6.969 6.875 6.765 6.625 6.501 6.435 6.375 6.251 6.201 6.125 6.003 6.001 6.560 8.097 8.017 7.921 7.825 7.725 7.625 7.511 7.435 7.375

166.07 163.98 161.70 159.41 157.07 154.79 152.50 150.37 147.83 146.05 142.90 139.70 136.55 133.35 178.44 177.01 174.63 171.83 168.28 165.13 163.45 161.93 158.78 157.51 155.58 152.48 152.43 166.62 205.66 203.63 201.19 198.76 196.22 193.68 190.78 188.85 187.33

pulg

6.413 6.331 6.241 6.151 6.059 5.969 5.879 5.795 5.695 5.625 5.501 5.375 5.251 5.125 6.900 6.844 6.750 6.640 6.500 6.376 6.310 6.250 6.126 6.076 6.000 5.878 5.876 6.435 7.972 7.892 7.796 7.700 7.600 7.500 7.386 7.310 7.250

XC mm

162.89 160.81 158.52 156.24 153.90 151.61 149.33 147.19 144.65 142.88 139.73 136.53 133.38 130.18 175.26 173.84 171.45 168.66 165.10 161.95 160.27 158.75 155.60 154.33 152.40 149.30 149.25 163.45 202.49 200.46 198.02 195.58 193.04 190.50 187.60 185.67 184.15

pulg

– – 6.151 6.151 6.059 5.969 5.879 5.795 – – – – – – – 6.750 6.750 6.640 6.500 – – – – – – – – – – – 7.700 7.700 7.600 7.500 7.386 – –

Alternativo mm

– – 156.24 156.24 153.90 151.61 149.33 147.19 – – – – – – – 171.45 171.45 168.66 165.10 – – – – – – – – – – – 195.58 195.58 193.04 190.50 187.60 – –

pulg

mm

– – 6.250 – – 6.000 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 7.875 – 7.625 – – – –

– – 158.75 – – 152.40 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 200.03 – 193.68 – – – –

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

Dimensiones de casing

DIÁMETRO DRIFT Estándar

pulg

mm

9 5/8 244.5 9 7/8 250.8 10 3/4 273.1 11 3/4 298.5 11 7/8 301.6 13 3/8 339.7

lb/pie

pulg

32.30 36.00 40.00 43.50 47.00 53.50 58.40 59.40 61.10 64.90 70.30 71.80 75.60 80.80 86.00 62.80 32.75 40.50 45.50 51.00 55.50 60.70 65.70 71.10 73.20 75.90 79.20 80.90 85.30 42.00 47.00 54.00 60.00 65.00 71.00 75.00 79.00 71.80 48.00 54.50 61.00 68.00 72.00 77.00 80.70 86.00 92.00 98.00

0.312 0.352 0.395 0.435 0.472 0.545 0.595 0.609 0.625 0.672 0.734 0.750 0.797 0.859 0.922 0.625 0.279 0.350 0.400 0.450 0.495 0.545 0.595 0.650 0.672 0.700 0.734 0.750 0.797 0.333 0.375 0.435 0.489 0.534 0.582 0.618 0.656 0.582 0.330 0.380 0.430 0.480 0.514 0.550 0.580 0.625 0.670 0.719

XC

mm

pulg

mm

pulg

mm

7.93 8.94 10.03 11.05 11.99 13.84 15.11 15.47 15.88 17.07 18.64 19.05 20.24 21.82 23.42 15.88 7.09 8.89 10.16 11.43 12.57 13.84 15.11 16.51 17.07 17.78 18.64 19.05 20.24 8.46 9.53 11.05 12.42 13.56 14.79 15.70 16.66 14.78 8.38 9.65 10.92 12.19 13.06 13.97 14.73 15.88 17.02 18.26

9.001 8.921 8.835 8.755 8.681 8.535 8.435 8.407 8.375 8.281 8.157 8.125 8.031 7.907 7.781 8.625 10.192 10.050 9.950 9.850 9.760 9.660 9.560 9.450 9.406 9.350 9.282 9.250 9.156 11.084 11.000 10.880 10.772 10.682 10.586 10.514 10.438 10.711 12.715 12.615 12.515 12.415 12.347 12.275 12.215 12.125 12.035 11.937

228.63 226.59 224.41 222.38 220.50 216.79 214.25 213.54 212.73 210.34 207.19 206.38 203.99 200.84 197.64 219.08 258.88 255.27 252.73 250.19 247.90 245.36 242.82 240.03 238.91 237.49 235.76 234.95 232.56 281.53 279.40 276.35 273.61 271.32 268.88 267.06 265.13 272.06 322.96 320.42 317.88 315.34 313.61 311.79 310.26 307.98 305.69 303.20

8.845 8.765 8.679 8.599 8.525 8.379 8.279 8.251 8.219 8.125 8.001 7.969 7.875 7.751 7.625 8.469 10.036 9.894 9.794 9.694 9.604 9.504 9.404 9.294 9.250 9.194 9.126 9.094 9.000 10.928 10.844 10.724 10.616 10.526 10.430 10.358 10.282 10.555 12.559 12.459 12.359 12.259 12.191 12.119 12.059 11.969 11.879 11.781

224.66 222.63 220.45 218.41 216.54 212.83 210.29 209.58 208.76 206.38 203.23 202.41 200.03 196.88 193.68 215.11 254.91 251.31 248.77 246.23 243.94 241.40 238.86 236.07 234.95 233.53 231.80 230.99 228.60 277.57 275.44 272.39 269.65 267.36 264.92 263.09 261.16 268.10 319.00 316.46 313.92 311.38 309.65 307.82 306.30 304.01 301.73 299.24

pulg

– – 8.599 8.599 8.525 8.379 – – – – – – – – – – – – 9.794 9.694 9.604 9.504 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

Alternativo mm

pulg

mm

– – 218.41 218.41 216.54 212.83 – – – – – – – – – – – – 248.77 246.23 243.94 241.40 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

– – 8.750 8.625 – 8.500 8.375 – – – – – – – – 8.500 – – 9.875 – 9.625 – 9.504 – – – – – – 11.000 – – 10.625 10.625 – – – – – – – – 12.250 – – 12.000 – –

– – 222.25 219.08 – 215.90 212.72 – – – – – – – – 215.90 – – 250.83 – 244.48 – 241.40 – – – – – – 279.40 – – 269.88 269.88 – – – – – – – – 311.15 – – 304.80 – –

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

DIÁMETRO INTERNO

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

ESPESOR

MANUAL DE TUBULARES

PESO

Tenaris

DIÁMETRO EXTERNO

API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN

87

Dimensiones de casing DIÁMETRO EXTERNO

PESO

API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN ESPESOR

DIÁMETRO INTERNO

DIÁMETRO DRIFT Estándar

pulg

mm

13 1/2 342.9 13 5/8 346.1 14 355.6 16 406.4 18 5/8 473.1 20 508.0 24 1/2 622.3

88

lb/pie

80.40 88.20 82.50 94.80 99.30 110.00 65.00 75.00 84.00 94.50 109.00 118.00 128.00 87.50 94.50 96.50 109.00 114.00 115.00 126.00 136.00 139.00 94.00 106.50 118.50 133.00 147.00 169.00 133.00 140.00 162.00 165.00

pulg

0.576 0.625 0.562 0.656 0.688 0.772 0.375 0.438 0.495 0.562 0.656 0.715 0.781 0.435 0.468 0.485 0.563 0.579 0.594 0.636 0.693 0.720 0.438 0.500 0.563 0.635 0.709 0.812 0.500 0.531 0.625 0.635

XC

mm

pulg

mm

pulg

mm

14.63 15.88 14.28 16.66 17.48 19.61 9.53 11.13 12.57 14.28 16.66 18.16 19.84 11.05 11.88 12.32 14.30 14.71 15.09 16.15 17.60 18.29 11.13 12.70 14.30 16.13 18.01 20.63 12.70 13.49 15.88 16.13

12.348 12.375 12.876 12.688 12.624 12.456 15.250 15.124 15.010 14.876 14.688 14.570 14.438 17.755 17.689 17.655 17.499 17.467 17.437 17.353 17.239 17.185 19.124 19.000 18.874 18.730 18.582 18.376 23.500 23.438 23.250 23.230

313.64 314.33 327.05 322.28 320.65 316.38 387.35 384.15 381.25 377.85 373.08 370.08 366.73 450.98 449.30 448.44 444.47 443.66 442.90 440.77 437.87 436.50 485.75 482.60 479.40 475.74 471.98 466.75 596.90 595.33 590.55 590.04

12.161 12.219 12.689 12.501 12.437 12.269 15.062 14.936 14.822 14.689 14.500 14.383 14.251 17.567 17.502 17.468 17.311 17.279 17.250 17.166 17.052 16.998 18.936 18.812 18.687 18.542 18.394 18.188 23.313 23.251 23.063 23.043

308.89 310.36 322.30 317.53 315.90 311.63 382.57 379.37 376.48 373.10 368.30 365.33 361.98 446.20 444.55 443.69 439.70 438.89 438.15 436.02 433.12 431.75 480.97 477.82 474.65 470.97 467.21 461.98 592.15 590.58 585.80 585.29

pulg

Alternativo mm

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

pulg

12.250 12.250 – – – – – – – 14.750 – – – – 17.500 – – – – – – – – – – – – – – – – –

mm

311.15 311.15 – – – – – – – 374.65 – – – – 444.50 – – – – – – – – – – – – – – – – –

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

Diámetro externo de conexiones de tubing

pulg

PESO lb/pie

DIÁMETRO EXTERNO NU

EU

EUSC

pulg

pulg

pulg

– – – – 3.063 2.910 – – 3.063 2.910 – – 3.668 3.460 – – 3.668 3.460 – – 3.668 3.460 – – – – 4.500 4.180 – – – – 4.500 4.180 – – 5.000 – – – 5.563 –

NU EU EUSC

= = =

Sin Recalque (API). Con Recalque Externo (API). Recalque Externo con Diámetro Externo Reducido (API).

Tenaris

MANUAL DE TUBULARES

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

2 3/8 4.00 2.875 4.60 2.875 4.70 – 5.80 2.875 5.95 – 2 7/8 6.40 3.500 6.50 – 7.80 3.500 7.90 – 8.60 3.500 8.70 – 3 1/2 7.70 4.250 9.20 4.250 9.30 – 10.20 4.250 12.70 4.250 12.95 – 4 9.50 4.750 11.00 – 4 1/2 12.60 5.200 12.75 –

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

DIÁMETRO EXTERNO

API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN

89

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

STC

LC

BC

BCSC

XC

XCSC

lb/pie

pulg

pulg

pulg

pulg

pulg

pulg

4 1/2 9.50 5.000 – – – – – 10.50 5.000 – – – – – 11.60 5.000 5.000 5.000 4.875 – – 13.50 – 5.000 5.000 4.875 – – 15.10 – 5.000 5.000 4.875 – – 5 11.50 5.563 – – – – – 13.00 5.563 5.563 5.563 5.375 – – 15.00 5.563 5.563 5.563 5.375 5.360 – 18.00 – 5.563 5.563 5.375 5.360 – 21.40 – 5.563 5.563 5.375 – – 23.20 – 5.563 5.563 5.375 – – 24.10 – 5.563 5.563 5.375 – – 5 1/2 14.00 6.050 – – – – – 15.50 6.050 6.050 6.050 5.875 5.860 5.780 17.00 6.050 6.050 6.050 5.875 5.860 5.780 20.00 – 6.050 6.050 5.875 5.860 5.780 23.00 – 6.050 6.050 5.875 5.860 5.780 26.00 – 6.050 6.050 – – – 6 5/8 20.00 7.390 7.390 7.390 7.000 – – 24.00 7.390 7.390 7.390 7.000 7.000 6.930 28.00 – 7.390 7.390 7.000 7.000 6.930 32.00 – 7.390 7.390 7.000 7.000 6.930 7 17.00 7.656 – – – – – 20.00 7.656 – – – – – 23.00 7.656 7.656 7.656 7.375 7.390 7.310 26.00 7.656 7.656 7.656 7.375 7.390 7.310 29.00 7.656 7.656 7.656 7.375 7.390 7.310 32.00 – 7.656 7.656 7.375 7.390 7.310 35.00 – 7.656 7.656 7.375 7.390 7.310 38.00 – 7.656 7.656 7.375 7.390 7.310 41.00 – 7.656 7.656 7.375 – – 42.70 – 7.656 7.656 7.375 – – 7 5/8 24.00 8.500 – – – – – 26.40 8.500 8.500 8.500 8.125 8.010 7.920 29.70 – 8.500 8.500 8.125 8.010 7.920 33.70 – 8.500 8.500 8.125 8.010 7.920 39.00 – 8.500 8.500 8.125 8.010 7.920 42.80 – 8.500 8.500 8.125 – – 45.30 – 8.500 8.500 8.125 – – 47.10 – 8.500 8.500 8.125 – –

STC LC BC BCSC XC XCSC

= = = = = =

Cupla Corta (API). Cupla Larga (API). Buttress con Cupla (API). Buttress con Cupla con Diámetro Externo Reducido (API). Extreme Line (API). Extreme Line con Diámetro Externo Reducido (API).

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

PESO

pulg

MANUAL DE TUBULARES

DIÁMETRO

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN

Tenaris

Diámetro externo de conexiones de casing

91

Diámetro externo de conexiones de casing

API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN

DIÁMETRO

PESO

STC

LC

BC

BCSC

XC

XCSC

pulg

lb/pie

pulg

pulg

pulg

pulg

pulg

pulg

8 5/8 24.00 9.625 – – – – – 28.00 9.625 – – – – – 32.00 9.625 9.625 9.625 9.125 9.120 9.030 36.00 9.625 9.625 9.625 9.125 9.120 9.030 40.00 – 9.625 9.625 9.125 9.120 9.030 44.00 – 9.625 9.625 9.125 9.120 9.030 49.00 – 9.625 9.625 9.125 9.120 9.030 9 5/8 32.30 10.625 – – – – – 36.00 10.625 10.625 10.625 10.125 – – 40.00 10.625 10.625 10.625 10.125 10.100 10.020 43.50 – 10.625 10.625 10.125 10.100 10.020 47.00 – 10.625 10.625 10.125 10.100 10.020 53.50 – 10.625 10.625 10.125 10.100 10.020 10 3/4 32.75 11.750 – – – – – 40.50 11.750 – 11.750 11.250 – – 45.50 11.750 – 11.750 11.250 11.460 – 51.00 11.750 – 11.750 11.250 11.460 – 55.50 11.750 – 11.750 11.250 11.460 – 60.70 11.750 – 11.750 11.250 11.460 – 65.70 11.750 – 11.750 11.250 – – 11 3/4 42.00 12.750 – – – – – 47.00 12.750 – 12.750 – – – 54.00 12.750 – 12.750 – – – 60.00 12.750 – 12.750 – – – 65.00 12.750 – 12.750 – – – 13 3/8 48.00 14.375 – – – – – 54.50 14.375 – 14.375 – – – 61.00 14.375 – 14.375 – – – 68.00 14.375 – 14.375 – – – 72.00 14.375 – 14.375 – – – 16 65.00 17.000 – – – – – 75.00 17.000 – 17.000 – – – 84.00 17.000 – 17.000 – – – 18 5/8 87.50 20.000 – 20.000 – – – 20 94.00 21.000 21.000 21.000 – – – 106.50 21.000 21.000 21.000 – – – 133.00 21.000 21.000 21.000 – – –

STC LC BC BCSC XC XCSC

92

= = = = = =

Cupla Corta (API). Cupla Larga (API). Buttress con Cupla (API). Buttress con Cupla con Diámetro Externo Reducido (API). Extreme Line (API). Extreme Line con Diámetro Externo Reducido (API).

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

TORQUE ÓPTIMO NU

EU

EUSC

lb.pie

lb.pie

lb.pie

2 3/8 4.00 H-40 470 J-55 610 N-80 840 C-90 910 4.60 H-40 560 J-55 730 L-80 990 N-80 1020 90-95 1080 P-110 1340 4.70 H-40 – J-55 – L-80 – N-80 – C-90 – P-110 – 5.80 N-80 1420 C-90 1550 P-110 1930 5.95 L-80 – N-80 – C-90 – P-110 – 2 7/8 6.40 H-40 900 J-55 1050 L-80 1430 N-80 1470 C-90 1570 P-110 1940 6.50 H-40 – J-55 – L-80 – N-80 – C-90 – P-110 – 7.80 L-80 1910 N-80 1960 C-90 2090 7.90 L-80 – N-80 – C-90 – P-110 – 8.60 L-80 2160 N-80 2210 C-90 2370 P-110 2920 8.70 L-80 – N-80 – C-90 – P-110 –

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 990 990 1290 1290 1760 1760 1800 1800 1920 1920 2380 2380 – – – – – – 2190 2190 2240 2240 2390 2390 2960 2960 – – – – – – – – – – – – 1250 1250 1650 1650 2250 2250 2300 2300 2460 2460 3050 3050 – – – – – – 2710 2710 2770 2770 2970 2970 3670 3670 – – – – – – – – 2950 2950 3020 3020 3230 3230 3990 3990

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

lb/pie

GRADO

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

pulg

PESO

MANUAL DE TUBULARES

DIÁMETRO

API 5C1 18a EDICIÓN

Tenaris

Torque óptimo de conexiones de tubing

93

Torque óptimo de conexiones de tubing DIÁMETRO pulg

PESO

94

GRADO

lb/pie

3 1/2 7.70 9.20 9.30 10.20 12.70 12.95 4 9.50 11.00 4 1/2 12.60 12.75

API 5C1 18a EDICIÓN

H-40 J-55 L-80 N-80 C-90 H-40 J-55 L-80 N-80 C-90 P-110 H-40 J-55 L-80 N-80 C-90 P-110 H-40 J-55 L-80 N-80 C-90 L-80 N-80 C-90 L-80 N-80 C-90 P-110 H-40 J-55 L-80 N-80 C-90 H-40 J-55 L-80 N-80 C-90 H-40 J-55 L-80 N-80 C-90 H-40 J-55 L-80 N-80 C-90

TORQUE ÓPTIMO NU

EU

EUSC

lb.pie

lb.pie

lb.pie

920 1210 1660 1700 1820 1120 1480 2030 2070 2220 2745 – – – – – – 1310 1720 2360 2410 2590 3140 3210 3440 – – – – 940 1240 1710 1740 1870 – – – – – 1320 1740 2400 2440 2630 – – – – –

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 1730 1730 2280 2280 3130 3130 3200 3200 3430 3430 4240 4240 – – – – – – – – – – – – – – – – 4200 4200 4290 4290 4610 4610 5690 5690 – – – – – – – – – – 1940 1940 2560 2560 3530 3530 3600 3600 3870 3870 – – – – – – – – – – 2160 2160 2860 2860 3940 3940 4020 4020 4330 4330

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

lb/pie

4 1/2 9.50 10.50 11.60 13.50 15.10 5 11.50 13.00 15.00 18.00 21.40

H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 N-80 C-90 C-95 P-110 N-80 C-90 C-95 P-110 P-110 Q-125 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125

TORQUE ÓPTIMO STC

LC

XC

lb.pie

lb.pie

lb.pie

770 1010 1120 1320 1460 1540 1700 – – – – – – – – – – 1330 1470 1690 1860 2070 2280 – – – – – – – – – – – – – – – – –

– – – – – 1620 1800 2280 2450 2580 3020 2760 2970 3130 3660 4400 4910 – – 1820 2010 2230 2460 3140 3080 3380 3560 4170 4000 3930 4310 4550 5310 5930 4950 4860 5340 5620 6580 7340

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 2700 2700 3200 3200 3200 3700 3700 3200 3200 3200 3700 3700 4200 – – – – – –

Notas referentes a las Tablas de Torque: 1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos. Conexiones API: Torque Mínimo = -25% del Torque Óptimo Torque Máximo = +25% del Torque Óptimo 2. Apretado de conexiones API de acuerdo a recomendaciones de API 5C1, “Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing”. 3. Los valores de torque indicados son para Thread Compound según API Bulletin 5A3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread Compounds, multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de Corrección) correspondiente. 4. Debido a que existen muchos factores que tienen influencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

GRADO

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

pulg

PESO

MANUAL DE TUBULARES

DIÁMETRO

API 5C1 18a EDICIÓN

Tenaris

Torque óptimo de conexiones de casing

95

Torque óptimo de conexiones de casing DIÁMETRO pulg

PESO

API 5C1 18a EDICIÓN

GRADO

lb/pie

TORQUE ÓPTIMO STC

LC

XC

lb.pie

lb.pie

lb.pie

5 23.20 C-90 – Q-125 – 24.10 N-80 – L-80 – C-90 – C-95 – P-110 – Q-125 – 5 1/2 14.00 H-40 1300 J-55 1720 K-55 1890 15.50 J-55 2020 K-55 2220 17.00 J-55 2290 K-55 2520 N-80 – L-80 – C-90 – C-95 – P-110 – 20.00 N-80 – L-80 – C-90 – C-95 – P-110 – 23.00 N-80 – L-80 – C-90 – C-95 – P-110 – Q-125 – 6 5/8 20.00 H-40 1840 J-55 2450 K-55 2670

5880 – 8090 – 5720 – 5610 – 6170 – 6500 – 7600 – 8490 – – – – – – – 2170 2700 2390 2700 2470 2700 2720 2700 3480 3200 3410 3200 3750 3200 3960 3700 4620 3700 4280 3200 4200 3200 4620 3200 4870 3700 5690 3700 5020 3200 4930 3200 5430 3200 5720 3700 6680 3700 7470 4200 – – 2660 – 2900 –

Notas referentes a las Tablas de Torque: 1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos. Conexiones API: Torque Mínimo = -25% del Torque Óptimo Torque Máximo = +25% del Torque Óptimo 2. Apretado de conexiones API de acuerdo a recomendaciones de API 5C1, “Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing”. 3. Los valores de torque indicados son para Thread Compound según API Bulletin 5A3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread Compounds, multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de Corrección) correspondiente. 4. Debido a que existen muchos factores que tienen influencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.

96

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

lb/pie

6 5/8 24.00 28.00 32.00 7 17.00 20.00 23.00 26.00 29.00

J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125 H-40 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110

TORQUE ÓPTIMO STC

LC

XC

lb.pie

lb.pie

lb.pie

3140 3420 – – – – – – – – – – – – – – – – 1220 1760 2340 2540 2840 3090 – – – – 3340 3640 – – – – – – – – – –

3400 3720 4810 4730 5210 5490 6410 5860 5760 6350 6690 7810 6780 6660 7340 7740 9040 10110

3200 3200 3700 3700 3700 4200 4200 3700 3700 3700 4200 4200 3700 3700 3700 4200 4200 4700

– – – 3130 3410 4420 4350 4790 5050 3670 4010 5190 5110 5630 5930 6930 5970 5870 6480 6830 7970

– – – 3200 3200 3700 3700 3700 4200 3200 3200 3700 3700 3700 4200 4200 3700 3700 3700 4200 4200

Notas referentes a las Tablas de Torque: 1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos. Conexiones API: Torque Mínimo = -25% del Torque Óptimo Torque Máximo = +25% del Torque Óptimo 2. Apretado de conexiones API de acuerdo a recomendaciones de API 5C1, “Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing”. 3. Los valores de torque indicados son para Thread Compound según API Bulletin 5A3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread Compounds, multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de Corrección) correspondiente. 4. Debido a que existen muchos factores que tienen influencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

GRADO

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

pulg

PESO

MANUAL DE TUBULARES

DIÁMETRO

API 5C1 18a EDICIÓN

Tenaris

Torque óptimo de conexiones de casing

97

Torque óptimo de conexiones de casing DIÁMETRO

PESO

API 5C1 18a EDICIÓN

GRADO

TORQUE ÓPTIMO STC

LC

XC

lb/pie

lb.pie

lb.pie

lb.pie

7 32.00 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 35.00 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125 38.00 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125 7 5/8 24.00 H-40 26.40 J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 29.70 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 33.70 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110

– – – – – – – – – – – – – – – – – 2120 3150 3420 – – – – – – – – – – – – – – –

6720 6610 7290 7680 8970 7460 7340 8090 8530 9960 11150 8140 8010 8830 9310 10870 12160 – 3460 3770 4900 4820 5320 5600 – 5750 5670 6250 6590 7690 6740 6640 7330 7720 9010

3700 3700 3700 4200 4200 3700 3700 3700 4200 4200 4700 3700 3700 3700 4200 4200 4700 – 3700 3700 4200 4200 4200 4700 3700 4200 4200 4200 4700 4700 4200 4200 4200 4700 4700

pulg

Notas referentes a las Tablas de Torque: 1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos. Conexiones API: Torque Mínimo = -25% del Torque Óptimo Torque Máximo = +25% del Torque Óptimo 2. Apretado de conexiones API de acuerdo a recomendaciones de API 5C1, “Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing”. 3. Los valores de torque indicados son para Thread Compound según API Bulletin 5A3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread Compounds, multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de Corrección) correspondiente. 4. Debido a que existen muchos factores que tienen influencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.

98

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

lb/pie

7 5/8 39.00 42.80 45.30 47.10 8 5/8 24.00 28.00 32.00 36.00 40.00

N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125 C-90 Q-125 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125 J-55 H-40 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110

TORQUE ÓPTIMO STC

LC

XC

lb.pie

lb.pie

lb.pie

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 2440 2330 2790 3720 4020 4340 4680 – – – – – – – – –

7980 7860 8670 9140 10660 11940 9060 8910 9840 10370 12100 13550 10450 14390 10130 9970 11000 11590 13530 15150 – – – 4170 4520 4860 5260 6880 6780 7490 7890 7880 7760 8580 9040 10550

4200 4200 4200 4700 4700 5200 – – – – – – – – – – – – – – – – – 4200 4200 4200 4200 4700 4700 4700 5200 4700 4700 4700 5200 5200

Notas referentes a las Tablas de Torque: 1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos. Conexiones API: Torque Mínimo = -25% del Torque Óptimo Torque Máximo = +25% del Torque Óptimo 2. Apretado de conexiones API de acuerdo a recomendaciones de API 5C1, “Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing”. 3. Los valores de torque indicados son para Thread Compound según API Bulletin 5A3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread Compounds, multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de Corrección) correspondiente. 4. Debido a que existen muchos factores que tienen influencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

GRADO

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

pulg

PESO

MANUAL DE TUBULARES

DIÁMETRO

API 5C1 18a EDICIÓN

Tenaris

Torque óptimo de conexiones de casing

99

Torque óptimo de conexiones de casing DIÁMETRO pulg

PESO

GRADO

lb/pie

8 5/8 44.00 49.00 9 5/8 32.30 36.00 40.00 43.50 47.00 53.50

API 5C1 18a EDICIÓN

N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125 H-40 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125

TORQUE ÓPTIMO STC

LC

XC

lb.pie

lb.pie

lb.pie

– – – – – – – – – – – 2540 2940 3940 4230 4520 4860 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

8870 8740 9650 10170 11860 9970 9830 10850 11440 13350 14960 – – 4530 4890 5200 5610 7370 7270 8040 8470 8250 8130 8990 9480 11050 9050 8930 9870 10400 12130 13600 10620 10470 11570 12200 14220 15950

4700 4700 4700 5200 5200 4700 4700 4700 5200 5200 5700 – – – – 4700 4700 5200 5200 5200 6200 5200 5200 5200 6200 6200 5200 5200 5200 6200 6200 6700 5200 5200 5200 6200 6200 6700

Notas referentes a las Tablas de Torque: 1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos. Conexiones API: Torque Mínimo = -25% del Torque Óptimo Torque Máximo = +25% del Torque Óptimo 2. Apretado de conexiones API de acuerdo a recomendaciones de API 5C1, “Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing”. 3. Los valores de torque indicados son para Thread Compound según API Bulletin 5A3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread Compounds, multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de Corrección) correspondiente. 4. Debido a que existen muchos factores que tienen influencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.

100

Manual de Tubulares

Tablas para el uso de tuberías con conexiones API

lb/pie

10 3/4 32.75 40.50 45.50 51.00 55.50 60.70 11 3/4 42.00 54.00 60.00

H-40 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 P-110 Q-125 P-110 Q-125 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125

TORQUE ÓPTIMO STC

LC

XC

lb.pie

lb.pie

lb.pie

2050 3140 4200 4500 4930 5280 5650 6060 8040 7940 8790 9270 10710 8950 8840 9790 10320 12020 13370 15020 14710 16520 3070 4770 5090 5680 6060 6490 6930 9240 9130 10110 10660 12420 13950

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

Notas referentes a las Tablas de Torque: 1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos. Conexiones API: Torque Mínimo = -25% del Torque Óptimo Torque Máximo = +25% del Torque Óptimo 2. Apretado de conexiones API de acuerdo a recomendaciones de API 5C1, “Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing”. 3. Los valores de torque indicados son para Thread Compound según API Bulletin 5A3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread Compounds, multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de Corrección) correspondiente. 4. Debido a que existen muchos factores que tienen influencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

TABLAS PARA EL USO DE TUBERÍAS CON CONEXIONES API

GRADO

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

pulg

PESO

MANUAL DE TUBULARES

DIÁMETRO

API 5C1 18a EDICIÓN

Tenaris

Torque óptimo de conexiones de casing

101

Torque óptimo de conexiones de casing DIÁMETRO pulg

PESO

GRADO

lb/pie

13 3/8 48.00 54.50 61.00 68.00 72.00 16 65.00 75.00 84.00 18 5/8 87.50 20 94.00 106.50 133.00

API 5C1 18a EDICIÓN

H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 N-80 L-80 C-90 C-95 P-110 Q-125 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 H-40 J-55 K-55 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55

TORQUE ÓPTIMO STC

LC

XC

lb.pie

lb.pie

lb.pie

3220 5140 5470 5950 6330 6750 7180 9630 9520 10570 11140 12970 10400 10290 11420 12040 14010 15760 4390 7100 7520 8170 8650 5590 7540 7940 5810 7830 8230 9130 9590 11920 12520

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 9070 9550 10560 11130 13790 14530

Notas referentes a las Tablas de Torque: 1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos. Conexiones API: Torque Mínimo = -25% del Torque Óptimo Torque Máximo = +25% del Torque Óptimo 2. Apretado de conexiones API de acuerdo a recomendaciones de API 5C1, “Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing”. 3. Los valores de torque indicados son para Thread Compound según API Bulletin 5A3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread Compounds, multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de Corrección) correspondiente. 4. Debido a que existen muchos factores que tienen influencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.

102

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing Consideraciones generales

Tipos de tuberías y funciones

Los gráficos que se adjuntan brindan referencias rápidas para obtener la verificación de un programa de tuberías, bajo hipótesis de cargas convencionales y de acuerdo con factores de diseño universalmente difundidos y aceptados.

TUBERÍA GUÍA O DE SUPERFICIE

pozo dado por un diseño capaz de soportar las cargas que puedan aparecer durante su vida útil. Diseñar columnas para optimizar los costos durante el tiempo de operación del pozo. Aportar flexibilidad al diseño para afrontar posibles cambios en los planes de perforación, tales como profundizaciones o desviaciones.

.. ..

Al ser muy dificultoso cubrir todas las posibilidades que se conjugan en un diseño, sugerimos tomar este manual como referencia. El Servicio de Asistencia Técnica queda a entera disposición de los s para la realización de diseños que, debido a la complejidad del pozo, requieran un análisis más exhaustivo. ([email protected])

Tubería de Producción

La tubería de producción se utiliza para aislar zonas productivas y contener presiones de formación. Tiene que estar diseñada para soportar presiones de inyección provistas, por ejemplo, por una estimulación por fractura, producción asistida por Gas Lift, e incluso para cementación, que en este tipo de tuberías suele ser muy crítica. En caso de falla del tubing, es la cámara de contención de los fluidos de reservorio. Las tuberías consideradas en estos gráficos son de 5 1/2 " y 7".

Guía para verificación preliminar de casing

..Asegurar una adecuada integridad mecánica del

De acuerdo a la profundidad y tipo de pozo, se pueden necesitar varias tuberías intermedias.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

Estos gráficos han sido concebidos teniendo en cuenta aspectos fundamentales en la performance de un pozo, tales como:

La tubería intermedia suministra aislación en zonas inestables del pozo, en zonas de pérdidas de circulación, de bajas presiones y en capas productoras. Las presiones que tiene que soportar pueden ser considerables. El tope de cemento tiene que aislar cada una de las capas productoras para evitar futuras contaminaciones.

Liner

El liner es una tubería que no se extiende hasta la cabeza del pozo, sino que se cuelga de otra tubería que la precede. La tubería colgada permite reducir costos y mejorar la hidráulica en perforaciones más profundas. Los liners pueden funcionar como tubería intermedia o de producción, normalmente cementada en toda su longitud.

MANUAL DE TUBULARES

Dado que los casos planteados no implican uso de grados de acero ni conexiones propietarias de Tenaris, todos los parámetros de resistencia de las tuberías se han calculado de acuerdo con las especificaciones de API 5C3.

Tubería Intermedia

Tenaris

Estos gráficos cubren únicamente el diseño de tuberías de superficie y producción (casing de producción) tomando en cuenta solamente grados de acero y uniones de la norma API 5CT y utilizando parámetros de resistencia calculados de acuerdo con la norma API 5C3.

La tubería guía es la primera sección en una columna. Provee sostén a formaciones poco consolidadas, aísla zonas acuíferas y brinda protección contra escapes de gas o surgencias. Esta cañería se cementa hasta la superficie. En las cartas presentes, el diámetro considerado para este tipo de tubería es de 9 5/8".

103

Diseño

Información requerida

Un diseño de casing es exitoso cuando ofrece resistencia mecánica y a los ambientes circundantes (corrosión), asegurando una funcionalidad suficiente para realizar maniobras de terminación, profundizaciones, producción y workover durante la vida útil del pozo a un costo optimizado. En estos gráficos no se considera ambiente corrosivo.

Casing de Producción y Tubería de Superficie

Condiciones asumidas

..Cantidad despreciable tanto de CO2 como de H2S ..Pozo ficticio ..Pozo vertical ..La tubería de superficie y los liners se consideran cementados en su totalidad. ..Tope de cemento de la tubería de producción

Casing de Producción y Tubería de Superficie

considerado en la mitad de la columna (se asume cubierto todo el intervalo productivo) Gradiente normal de temperatura Gradiente de fractura calculado por la fórmula de Zamora Densidad de cemento variando desde 12,5 ppg hasta 16,2 ppg Todas conexiones API

.. .. .. ..

104

Las anteriores condiciones no son más que las que representan a un pozo promedio de baja complejidad. Pero a la hora de contar con pozos más problemáticos, para realizar dichos diseños, el Servicio de Asistencia Técnica de Tenaris solicitará al cliente una serie de datos adicionales que podrá depender de la ubicación de la cuenca, del yacimiento, tipo de pozo, etc. Entre los más importantes se cuentan:

..Densidad y tipo de lodo de perforación ..Trayectoria del pozo ..Presión poral de formación ..Presión de fractura estimada ..Perfil de temperatura ..Localización de zonas permeables ..Zonas de posibles pérdidas de circulación ..Altura de cemento ..Presencia de H2S y/o CO2, domos salinos, etc. ..Datos históricos del yacimiento ..Datos de fracturas hidráulicas en caso de realizarse

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Factores de diseño Son cinco los factores de diseño empleados en la confección de los gráficos: Estallido, Colapso, Tracción, Compresión y Von Mises.

Tracción*

FDt =

Compresión*

FDc =

Von Mises

FDVME =

Resistencia al colapso del tubo Presión de colapso equivalente Resistencia de la unión a la tracción Máxima carga estática de tracción Resistencia de la unión a la compresión Máxima carga estática de compresión Mínima tensión API de fluencia Tensión equivalente Von Mises

= 1.150

= 1.125

= 1.750

= 1.300

= 1.250**

(*) En ambos casos la resistencia de la unión se reemplazará por la del cuerpo del tubo si ésta fuera menor. (**) En pozos críticos por presencia de agentes corrosivos, el factor de diseño de VON MISES puede ser 1.350 o superior.

__ Nota: Todos los factores de diseño son Valores Mínimos Considerados. Podrán ser cambiados a criterio del diseñador/ operador.

Condiciones de servicio Las condiciones de servicio de un pozo son aquellas que involucran todas las actividades que se realizan durante la perforación, terminación y etapa productiva del pozo.

Guía para verificación preliminar de casing

FDCLL =

Máxima presión diferencial interna

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

Colapso

Mínima presión de fluencia interna

MANUAL DE TUBULARES

FDE =

Tenaris

Estallido

105

Tuberías de Superficie

Casos de cargas considerados:

CASO BASE

En este caso base, las tuberías se asumen cementadas de acuerdo con el siguiente esquema:

sección. El mismo lodo también se utiliza como columna hidrostática interna del casing.

Las tuberías utilizadas como casing de superficie son cementadas en su totalidad.

El caso base contempla el estado de la tubería una vez que el cemento se ha desplazado en su totalidad.

El perfil de presión externa se genera con el gradiente dado por el lodo y el cemento, ubicando (si correspondiera) en la parte superior del anillo de cemento el lodo utilizado para perforar dicha

En estas circunstancias iniciales, al estar la tubería cementada en su totalidad, no se aplica ninguna fuerza de "colgado" a la tubería misma.

TEST DE PRESIÓN

Para el caso de Test de Presión se asume que el casing está lleno de lodo y es sometido a presión interna en superficie para lograr en el zapato una presión igual a la correspondiente del “gradiente de fractura seguro de la formación”. Este “gradiente seguro” es igual al

106

gradiente de fractura de la formación más 0,2 ppg para pozos de desarrollo ó 0,5 ppg para el caso de pozos exploratorios. El perfil de presión poral se usa como presión externa para el caso de test de presión.

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

1/3 EVACUADA

Guía para verificación preliminar de casing RECOMENDACIONES TÉCNICAS

Como en el caso de 1/3 evacuado, múltiples casos de carga se pueden generar al reemplazar 1/3 del lodo de perforación por gas. La tubería pasa de estar sometida al colapso a estar sometida a presión interna.

El perfil de la temperatura creado en este caso de carga es el estático.

MANUAL DE TUBULARES

1/3 REEMPLAZADO POR GAS

La presión externa es la originada por el peso del lodo con el que la cañería fue bajada.

Tenaris

El casing es internamente evacuado desde la superficie hasta completar 1/3 de la máxima profundidad del pozo. Debajo de esa profundidad se encuentra el peso del lodo para la próxima tubería.

107

SURGENCIA

Este caso es generado a partir de una surgencia de 50 o 100 bbl de gas de diferente densidad dependiendo del tipo de pozo. Para el caso de los exploratorios, 2 ppg, y para el caso de los de desarrollo, 1 ppg sobre la densidad del lodo. El perfil de temperatura de la surgencia se genera basándose en la temperatura circulante.

Al igual que la condición de 1/3 reemplazado por gas, múltiples casos de surgencia pueden ser generados. Un sistema experto calcula las posibles fracturas basándose en el “gradiente seguro de fractura”. La altura de la columna de gas dependerá del diámetro del pozo, de los portamechas y de las barras de sondeo.

Tuberías de Producción

Casos de cargas considerados:

CASO BASE

En este caso base, las tuberías se asumen cementadas de acuerdo con el siguiente esquema:

108

zado para perforar dicha sección. El mismo lodo también se utiliza como columna hidrostática interna del casing.

Las tuberías utilizadas como casing de producción son cementadas parcialmente, hasta cubrir la totalidad de la zona productiva.

El caso base contempla el estado de la tubería una vez que el cemento se ha desplazado en su totalidad.

El perfil de presión externa se genera con el gradiente dado por el lodo y el cemento, ubicando en la parte superior del anillo de cemento el lodo utili-

En estas circunstancias iniciales, se aplican las cargas axiales al momento de la instalación de la tubería (con o sin fuerza de colgado), según corresponda.

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

TOTALMENTE EVACUADO

cementado, considerando (como situación más desfavorable posible) que éste no está correctamente adherido a las paredes del casing.

ESTÁTICA)

El interior del casing soporta la presión del reservorio más la columna de fluido existente entre el tope del packer y superficie, siendo un caso severo desde el punto de vista de la tracción y la presión interna.

La presión natural poral es la que se usa como perfil de presión externa. El mismo caso de carga por pérdida de tubing en superficie se usa tanto para casing liner como para tieback.

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

SUPERFICIE (TEMPERATURA

MANUAL DE TUBULARES

PÉRDIDA DE TUBING EN

Guía para verificación preliminar de casing

Se utiliza un perfil de temperatura estático.

Tenaris

Si el casing de producción es totalmente evacuado interiormente, se produce un severo caso desde el punto de vista del colapso. Al bajar la columna, el peso del lodo se encuentra en el espacio anular, incluso en el tramo

109

PÉRDIDA DE TUBING EN SUPERFICIE (TEMPERATURA DINÁMICA)

La condición dinámica simula los esfuerzos que soporta la tubería durante una producción constante del pozo. Este caso es idéntico al de pérdida en tubing estático, la diferencia es que

110

en el dinámico es el flujo (caliente) el que determina las presiones tanto por directa como por anular y las cargas a las que será sometida la tubería.

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Modo de uso de los gráficos

El interesado solamente debe conocer la profundidad del pozo que desea entubar y la densidad máxima del lodo de perforación. La profundidad está expresada en metros y está dispuesto en sentido vertical descendente. Una vez que encontró el valor de interés tiene que desplazarse horizontalmente hasta cortar la primera columna, que mostrará, para los metros deseados, los tipos de aceros y conexiones más económicas para satisfacer las hipótesis de carga y los factores de diseño.

En cada uno de estos gráficos se representan las distintas combinaciones posibles entre diámetros y densidad de lodos. En cada uno de los gráficos aparece un diámetro con las distintas densidades de lodos, que varían entre 8,6 y 11 ppg.

Ejemplo de uso 14,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie N-80 LC

20,0 lb/pie N-80 LC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie K-55 LC

0

3000

2900

2800

2700

2600

2500

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2400 2500

2200 2300 COLUMNA REQUERIDA CON SUS TIPOS DE ACERO Y CONEXIONES

2400 2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

MANUAL DE TUBULARES

2300

2100 PROFUNDIDAD A LA QUE DESEO ENTUBAR EL POZO

Tenaris

2200

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

Guía para verificación preliminar de casing

0

100

2100

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

111

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 8,6 PPG (1030 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

112

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 8,8 PPG (1054 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie N-80 LC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

113

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 9 PPG (1080 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie N-80 LC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

114

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 9,2 PPG (1100 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie N-80 LC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

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1900

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2100

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2200

2300

2300

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2400

2500

2500

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2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

115

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 9,4 PPG (1126 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie N-80 LC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

116

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 9,6 PPG (1150 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie N-80 LC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

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1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

117

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 9,8 PPG (1174 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie N-80 LC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

118

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

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600

700

700

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800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 10,0 PPG (1200 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie N-80 LC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

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1000

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1100

1100

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1300

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1900

2000

2000

2100

2100

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2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

119

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 10,2 PPG (1222 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie N-80 LC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

120

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 10,4 PPG (1246 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie K-55 STC

15,5 lb/pie K-55 LC

17,0 lb/pie N-80 LC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

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1600

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1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

121

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 10,6 PPG (1270 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie N-80 LC

17,0 lb/pie K-55 STC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

122

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

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1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

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600

700

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800

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1000

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1100

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1200

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1600

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1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 10,8 PPG (1294 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie N-80 LC

17,0 lb/pie K-55 STC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

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1000

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1100

1200

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1400

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1700

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1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

123

Gráfico de selección de tuberías

5 1/2" 11,0 PPG (1318 GR/L)

15,5 lb/pie K-55 STC

14,0 lb/pie K-55 STC

17,0 lb/pie N-80 LC

17,0 lb/pie K-55 STC

20,0 lb/pie N-80 LC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

124

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

7" 8,6 PPG (1030 GR/L)

23 lb/pie K-55 STC

20 lb/pie K-55 STC

23 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie N-80 LC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

125

Gráfico de selección de tuberías

7" 8,8 PPG (1054 GR/L)

23 lb/pie K-55 STC

20 lb/pie K-55 STC

23 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie N-80 LC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

126

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

7" 9 PPG (1078 GR/L)

23 lb/pie K-55 STC

20 lb/pie K-55 STC

23 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie N-80 LC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

127

Gráfico de selección de tuberías

7" 9,2 PPG (1100 GR/L)

23 lb/pie K-55 STC

20 lb/pie K-55 STC

23 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie N-80 LC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

128

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

7" 9,4 PPG (1126 GR/L)

23 lb/pie K-55 STC

20 lb/pie K-55 STC

23 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie N-80 LC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

129

Gráfico de selección de tuberías

7" 9,6 PPG (1150 GR/L)

20 lb/pie K-55 STC

23 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie K-55 LC

20 lb/pie N-80 LC

26 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

130

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

7" 9,8 PPG (1174 GR/L)

20 lb/pie K-55 STC

23 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie N-80 LC

29 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

131

Gráfico de selección de tuberías

7" 10,0 PPG (1200 GR/L)

20 lb/pie K-55 STC

23 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie N-80 LC

29 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

132

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

7" 10,2 PPG (1222 GR/L)

20 lb/pie K-55 STC

23 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie N-80 LC

29 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

133

Gráfico de selección de tuberías

7" 10,4 PPG (1246 GR/L)

20 lb/pie K-55 STC

23 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie N-80 LC

29 lb/pie N-80 LC

23 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

134

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

7" 10,6 PPG (1270 GR/L)

23 lb/pie K-55 STC

20 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie N-80 LC

26 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

29 lb/pie N-80 LC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

135

Gráfico de selección de tuberías

7" 10,8 PPG (1294 GR/L)

23 lb/pie K-55 STC

20 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie N-80 LC

26 lb/pie K-55 LC

26 lb/pie K-55 STC

29 lb/pie N-80 LC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

136

3000

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

0

100

100

200

200

300

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Manual de Tubulares

Guía para verificación preliminar de casing

Gráfico de selección de tuberías

7" 11 PPG (1318 GR/L)

23 lb/pie K-55 STC

20 lb/pie K-55 STC

26 lb/pie N-80 LC

26 lb/pie K-55 LC

23 lb/pie N-80 LC

29 lb/pie N-80 LC

300

400

400

500

500

600

600

700

700

800

800

900

900

1000

1000

1100

1100

1200

1200

1300

1300

1400

1400

1500

1500

1600

1600

1700

1700

1800

1800

1900

1900

2000

2000

2100

2100

2200

2200

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2700

2700

2800

2800

2900

2900

3000

3000

Guía para verificación preliminar de casing

200

300

RECOMENDACIONES TÉCNICAS

100

200

MANUAL DE TUBULARES

2900

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

1700

1600

1500

1400

1300

1200

3000 0

100

Tenaris

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

0

1100

1000

LONGITUD ENTUBADA (m)

137

Gráfico de selección de tuberías de superficie

9.625" DESDE 8,4 A 11 PPG (1030 - 1318 GR/L)

32.3 lb/pie H-40 STC

PROFUNDIDAD DEL POZO (m)

138

600

580

560

540

520

500

480

460

440

420

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Reglas de cálculo para casing y tubing

Para obtener información adicional, por favor visite: www.tenaris.com

TSH / RM / Recomendaciones Generales para la Introducción de Tuberías - Septiembre 2011 Tenaris ha elaborado el presente folleto sólo para fines de información general. Si bien se ha hecho todo esfuerzo posible para asegurar la exactitud de la información contenida en esta publicación, Tenaris no asume ninguna responsabilidad ni obligación por cualquier pérdida, daño o lesión resultante del uso de la información y los datos aquí contenidos. Los productos y servicios de Tenaris están únicamente sujetos a los Términos y Condiciones estándar de la Compañía o, en su defecto, a los términos emergentes de los respectivos contratos de venta, servicios o licencia, según corresponda. La información incluida en esta publicación está sujeta a modificaciones sin previo aviso. Favor ar a un representante de Tenaris o visitar nuestra página de internet www.tenaris.com para información más detallada. ©Tenaris 2011. Todos los derechos reservados.