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Manual de Tubulares 05 Recomendaciones GeneRales Tenaris conexiones premium 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 premium criterios de aceptación del apriete en conexiones aPi opciones FGl y cB Recomendaciones para la instalación de tuberías con conexiones dopeless® equipos y accesorios Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi Guía para verificación preliminar de casing 139 ReGlas de cálculo PaRa casinG y TuBinG Tabla de contenidos Recomendaciones generales M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES G EN ER A LE S 7 Te na ris Tenaris ofrece en todo el mundo diseño y tec- nología sobresalientes en conexiones premium. Con una gama integral de productos de alto desempeño y el soporte de una extensa red global de servicios de campo y talleres licencia- tarios para el roscado, desarrollamos soluciones para responder a las más exigentes necesidades de exploración y producción. Tenaris La conexiones premium 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 Licenciatarios 8 Conexiones premium CONEXIONES Grupo 1 Blue™ Blue™ Near Flush Blue™ Thermal Liner MS™ 3SB™ HW™ PJD™ ER™ Grupo 2 Wedge Series 500™ MACII™ SLX™ PH6™, PH4™ y CS® Productos de calidad asegurada Las conexiones premium TenarisHydril son fabricadas como parte de un proceso integrado de diseño, producción, tratamiento y termina- ción de tubos. Respondemos rápida y flexiblemente a cambios en las especificaciones solicitadas y otras con- diciones inesperadas a la vez que mantenemos los más altos estándares de Calidad exigidos por la industria. Tenaris tiene una amplia red internacional de talle- res 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 accesorios y rea- lizan reparaciones de productos dañados. Para mayor información sobre nuestros talle- res licenciatarios de roscado, sus aptitudes y capacidades, por favor visite nuestro sitio web: www.tenaris.com. Grupos de conexiones premium Las conexiones premium TenarisHydril se divi- den en tres familias: Serie Blue™, Serie Wedge 500™ y Serie Legacy. Nuestra tecnología Dopeless®, un recubrimiento seco de capas múltiples que reemplaza al compues- to de almacenamiento y grasa de enrosque, se halla disponible para ciertas conexiones. Para una mayor claridad, dentro de este manual, nuestras conexiones premium se han organiza- do de la siguiente manera: SErIES BLuE - WEDGE - LEGACY Nuestras conexiones ofrecen el diseño y la tecnología más avanzados en todo el mundo. __ Grasa de enrosque: _ grasa de introducción _ running compound _ thread compound _ grasa de instalación _ grasa de corrida M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES G EN ER A LE S 9 Te na ris Preparación de las conexiones Para un óptimo desempeño de las conexiones es sumamente importante seguir las recomen- daciones 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. 2. Verifique que esté centrado el Pin cuando está suspendido sobre el Box. Ajuste si es necesario. __ Ver equipamiento / Herramientas de serVicio en la sección de instalación de tuberías. __ Ver encHuFe en la sección de instalación de tuberías. Velocidades de rotación 1. Realizar el enrosque a una velocidad no mayor de 15 RPM. 2. Para el apriete final, pasar a baja velocidad y no exceder las 5 RPM. __ Ver apriete en la sección de instalación de tuberías. Aplicación de torque Siempre emplee los valores de torque recomen- dados por TenarisHydril para sus conexiones. Los valores actualizados pueden encontrarse en el siguiente sitio web: .Hojas de Datos: http://premiumconnectiondata.tenaris.com/ index.php .Tablas de Torque: http://www.tenaris.com/en/Products/ PremiumConnections/TorqueTables.aspx __ nota: para la serie Wedge 500™, en los tamaños 10 Recomendaciones básicas para el manejo e instalación de tuberías 3/4" y mayores, aplique el torque óptimo dos Veces o bien manténgalo durante Varios segundos. 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 ope- raciones de manejo e instalación de los tubos. 2. Además de las recomendaciones incluidas en esta sección, para el caso de aceros inoxi- dables y materiales de alta aleación aplique las Recomendaciones para la instalación de tubería de material al Cromo. __ Ver recomendaciones para la instalación de tubería de material al cromo. Tecnología Dopeless® 1. Las recomendaciones generales para la ins- talación de tuberías son válidas también para la opción Dopeless® de nuestras conexiones, excepto en lo que se refiere a la limpieza, ins- pección visual y aplicación de grasas de instala- ción y pegamento. __ Ver recomendaciones para la instalación de tuberías con conexiones dopeless®. ACTIVIDADES prEVIAS Aplicación de grasa de enrosque. __ Pegamento para roscas: _ thread lock compound _ sellante de roscas Tapón de manejo: _ handling plug _ tapón de maniobra Box: _ caja 10 Inspección visual previa 1. Localice e inspeccione en el lugar de ope- raciones todos los accesorios y herramientas necesarios, tales como: pup joints, crossovers, equipo de flotación, guías de enchufe, tapones de manejo, elevadores, grasa de enrosque, etc. 2. Verifique la intercambiabilidad con el tama- ño, peso y tipo de conexión. __ Ver el catálogo de conexiones premium. 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 acu- mulados. 4. Asegúrese que los mandriles cumplen con los requerimientos dimensionales de API (ver Norma API 5CT) o con requerimientos especia- les (special drift). 5. Pase el mandril desde el Box hacia el Pin. 6. Los 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 investi- gación. Se debe marcar el tubo con la leyenda “NO PASA MANDRIL” para evitar confusio- nes con otros tipos de daño. 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): .Un cepillo nometálico 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 comprimi- do 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. __ Guía de enchufe: _ stabbing guide _ guía de emboque Raíces de la rosca: _ thread roots _ valle de roscas Tamaño (mín.) del mandril de calibrado según norma API CASInG AnD LInErS Menores que 9 5/8” 9 5/8” a 13 3/8” Mayores que 13 3/8” TuBInG 2 7/8” y menores 3 1/2” y mayores 6 12 12 42 42 d - 1/8 d - 5/32 d - 3/16 d - 3/32 d - 1/8 152 305 305 1,067 1,067 d - 3.18 d - 3.97 d - 4.76 d - 2.38 d - 3.18 PRODUCTOS Y TAMAÑOS pulgadas pulgadasmm mm LONGITUD DIÁMETRO d= Diámetro interno nominal del cuerpo del tubo Verifíquense tablas C.31 y E.31 en la última versión de la norma API 5CT M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES G EN ER A LE S 11 Te na ris sí no Inspección 1. Sólo las plantas de Tenaris y Talleres de Reparaciones Autorizados producen conexiones TenarisHydril auténticas. Las roscas genui- nas 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 detec- tar problemas tales como ovalidad, abolladu- ras, áreas golpeadas y óxido. Las áreas de los sellos deben estar libres de cortes longitudina- les o transversales, rayas, picaduras por corro- sión, y óxido. Segregue e identifique adecuadamente todos los tubos con sospecha de daños en las conexiones. La evaluación y reparación posterior de los mis- mos debe ser realizada por un Especialista de Tenaris en Servicios de Campo. Preparación de las conexiones 1. Maneje todos los tubos con los protectores de rosca colocados. 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, contacte a running.assistance@tenaris.com 3. Si la temperatura de servicio supera los 120°C (250°F), se recomienda emplear una grasa de enrosque de grado térmico. 4. Si la temperatura ambiente está bajo cero, se recomienda emplear una grasa de enrosque de grado ártico. La grasa debe mantenerse libre de contaminación por agua y partículas de hielo. También debe protegérsela del frío res- guardándola en una caseta o empleando algún elemento calefactor. __ para instrucciones especíFicas, Ver la sección aplica- 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). 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. 4. No se recomienda la utilización de elevadores para tubería de perforación (drill pipe). ALInEACIÓn Alinee el tubo con el eje del cople. __ Cople: _ coupling _ cupla _ acople Tapón de levante: _ lifting plug / lift plug _ tapón de elevación _ tapón de levantamiento o de izaje Elevador de tubo: _ single joint elevator _ elevador de una sola junta _ elevador sencillo Enchufe: _ stabbing _ emboque 12 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 acopla- das del tipo special clearance, asegúrese que los elevadores estén maquinados al diámetro apropiado y se empleen conjuntamente con un tapón de elevación. 6. Verifique la alineación del bloque viajero o top drive con la boca del pozo. 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 moni- toreo 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 verificar- se las fechas de calibración en las celdas de carga. Manejo 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, 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. 3. Todo mal manejo accidental de los tubos requiere posteriormente una reinspección de las conexiones. 4. Antes 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. 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 reinspec- cione las conexiones si lo considera necesario. 3. Verifique que el Pin suspendido sobre el Box esté centrado, realizando ajustes si es necesario. 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 man- tenga 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 LIMpIEZA Limpie los solventes y/o el agua del fondo del Box. M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES G EN ER A LE S 13 Te na ris 90º torque de la llaVe de apriete 1 2 piso de perforación para asegurarse que el Pin sea enchufado verticalmente, y baje la conexión con cuidado paraevitar 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. Los valores de torque para nuestras conexiones pueden encontrarse en los siguientes sitios web: .Hojas de Datos: http://premiumconnectiondata.tenaris.com/ index.php .Tablas de Torque: http://www.tenaris.com/en/Products/ PremiumConnections/TorqueTables.aspx 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 valo- res de torque. .Para las conexiones Wedge del Grupo 2, uti- lizar el mayor de los dos valores de torque. 1.2. Para el apriete de accesorios: .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. En caso de dudas contacte a running.asssistance@ tenaris.com 2. Para la aplicación del torque final no se recomien- da el uso de llaves manuales (rig tongs o de cadena). __ nota: dada la diVersidad de Formas y tamaños de los accesorios 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 fric- ción de la grasa de enrosque si este es diferente de 1. __ nota: para más detalles sobre parámetros de aprie- te, por FaVor Ver la sección criterio de aceptación del apriete. 4. Durante el apriete, el tubo debe estar en posi- ción 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. 90º celda de carga tan cerca como sea conVeniente tan pequeño como sea conVeniente __ Llave de contrafuerza: _ llave de aguante 14 primera conexión, para asegurar que el torque sea suficiente y que no se pierda en otras varia- bles 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 tor- que 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, conti- núe 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 indi- ca 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 incremen- tado en 15%. .Si la segunda línea dibujada efectivamente se mueve más de ½", vuelva a verificar la alineación, la aplicación de grasa de enros- que y el funcionamiento de la llave de aprie- te, y continúe repitiendo este procedimiento desde el punto 13.2 hasta que la línea dibu- jada 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 tor- que 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. 5. El cable de aguante de la llave de apriete (cable de retenida) debe sujetarse a un poste de seguri- dad, nivelarse y posicionarse en un ángulo de 90º respecto de la llave. La llave debe estar bien hori- zontal 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 contra- fuerza, ya que pueden dañar el cuerpo del tubo. 7. Para tubos de paredes delgadas o con recu- brimiento 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 irre- gular 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 ope- ración, 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 __ Tubos en lingadas: _ stand of pipes _ tubos en paradas _ tubos en parejas M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES G EN ER A LE S 15 Te na ris 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. 17. Cuando emplee tubing como sarta de traba- jo o de prueba, se recomienda apretar manual- mente para la primera o las dos primeras vuel- tas a fin de extender la vida de la conexión. 18. Si 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 colum- na 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 sufi- ciente 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 contactocon la rosca y áreas de sellos si ocurre un desborde. 4. Si se requiere llenar bajando, el tapón de manio- 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 apli- cando golpes de martillo sobre el Box. De ser necesario, golpee sobre la pestaña del tapón. Recuperación de tuberías desenrosque 1. Se recomienda emplear un compensador de peso para evitar daño a las roscas. 2. Utilice la llave de apriete en velocidad baja para desconectar las uniones. 3. No golpee las uniones para facilitar su des- ensamble 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 libe- rar 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 irregu- laridad. 8. Se debe tener cuidado al quitar el Pin del Box. Mantener el Pin centrado en el Box y en rota- ción continua durante el proceso puede evitar enganches y daños a las roscas. llaVe de apriete lado campo lado planta llaVe de contraFuerZa DESEnSAMBLE Posicionamiento de las llaves para el desensamble de conexiones acopladas del Grupo 1. 16 Retiro del tubo del pozo / al- macenaje 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. 3. Coloque un protector limpio y en buen estado al extremo Pin y coloque el tubo sobre la platafor- ma. El protector debe quedar ajustado y derecho. 4. Para evitar un pandeo excesivo, se debe colo- car un soporte intermedio a los tubos colocados en la torre. Fin del trabajo / Almacenamiento 1. Sobre los extremos Pin y Box previamente limpios y secos, se debe aplicar un compuesto de almacenamiento que inhiba la corrosión. 2. Toda conexión usada debe limpiarse para eliminar grasa de enrosque, lodo y fluidos corrosivos. Aplique compuesto de almacena- miento 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 protectores o compuesto de almacenamiento a las conexiones, éstas pueden quedar imposibilitadas de ser reparadas, transFormádose en cHatarra. 3. Las conexiones rechazadas deben marcarse adecuadamente. __ nota: algunas de las actiVidades mencionadas en el presente manual no son realiZadas sino sólo ates- tiguadas por el personal de serVicios de campo de tenaris. para mayores detalles reFerirse al alcance del trabaJo y a los términos y condiciones particu- lares del contrato aplicable, o bien contáctenos a running.asistance@tenaris.com Recomendaciones técnicas 19 Te na ris Manual de Tubulares Identificación de tubos M A N U A L D E TU BU LA RE S ID EN TI FI C A C IÓ N D E TU BO S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S Tenaris diseña y fabrica una amplia gama de productos de alta calidad, adecuados para usar- se en las actividades más exigentes de perfora- ción y terminación de pozos de petróleo y gas. En nuestras plantas industriales totalmente inte- gradas, producimos tubos de acero sin costura desde 1 1/3” hasta 28” de diámetro externo. Asimismo, producimos la mayoría de los grados de acero, incluso cromo 13 y otros grados de alta aleación. __ NOTA: LOS DATOS SOBRE LOS GRADOS DE ACERO SE ENCUENTRAN DISPONIBLES EN WWW.TENARIS.COM Código de colores para grados API (*) Opcional: sin pintar (**) Las cuplas special clearance poseen además una banda negra. __ Cupla: _ coupling _ cople _ acople – – Blanco – Marrón – Verde Marrón Amarillo – Negro Verde brillante Verde brillante Verde brillante Verde brillante Rojo Rojo Rojo Rojo Bordó – – – – – – – – – – Negro Verde brillante Verde brillante Verde brillante Rojo Rojo Rojo Rojo Rojo Bordó – – – Verde brillante Azul – Verde brillante Marrón Marrón – – – – – – – – – Amarillo – GRADOS DE ACERO Cuerpo CuplA (**) CuERpO DEl TuBO Bandas Bandas CÓDIGO DE COlOR 1º1º 2º 2º 3º H40 (*) J55 tubing J55 casing K55 M65 N80 1 N80 Q l80 1 l80 13Cr C90 1 20 Código de colores para grados API (**) Las cuplas special clearance poseen además una banda negra. Amarillo – Amarillo – – – Amarillo Verde Marrón Bordó Plata Plata Marrón Blanco Naranja Naranja Naranja Naranja – – – – – – – – – Bordó Plata Plata Marrón Blanco Naranja Naranja Naranja Naranja Amarillo – Amarillo – – – Amarillo Verde Marrón – – – – – – – – – GRADOS DE ACERO Cuerpo CuplA (**) CuERpO DEl TuBO Bandas Bandas CÓDIGO DE COlOR 1º1º 2º 2º 3º C90 2 T95 1 T95 2 C95 p110 Q125 1 Q125 2 Q125 3 Q125 4 21 Te na ris Manual de Tubulares Identificación de tubos M A N U A L D E TU BU LA RE S ID EN TI FI C A C IÓ N D E TU BO S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S Código de colores para grados API GRADOS DE ACERO Cuerpo CuplA CuERpO DEl TuBO Bandas Bandas CÓDIGO DE COlOR 1º1º 2º 2º 3º Rosa Rosa Rosa Marrón Marrón Marrón Marrón Marrón Marrón Blanco Blanco Blanco Azul Bordó Naranja Azul Bordó Naranja Plata Rosa Azul Azul Naranja Rosa – – Celeste – – Celeste – Amarillo Azul – Celeste Amarillo Azul Bordó Naranja Azul Bordó Naranja Plata Rosa Azul Azul Naranja Rosa Rosa Rosa Celeste Marrón Marrón Celeste Marrón Amarillo Azul Blanco Celeste Amarillo – – Rosa – – Marrón – Marrón Marrón – Blanco Blanco TN 80S TN 90S TN 95S TN 80SS TN 90SS TN 95SS TN 100SS TN 110SS TN 125SS TN 80HC TN 95HC TN 110HC 22 23 Te na ris Manual de Tubulares Identificación de tubos M A N U A L D E TU BU LA RE S ID EN TI FI C A C IÓ N D E TU BO S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S Código de colores para grados propietarios TN 125HC TN 140HC TN 80HS TN 95HS TN 100HS TN 110HS TN 135DW TN 140DW TN 150DW TN 55CS GRADOS DE ACERO Cuerpo CuplA CuERpO DEl TuBO Bandas Bandas CÓDIGO DE COlOR 1º1º2º 2º 3º Blanco Blanco Blanco Naranja Plata Plata Plata Plata Celeste Celeste Celeste Verde Azul Marrón – – Azul Naranja – Rosa Azul Marrón Rojo Rosa Azul Marrón Blanco Naranja Azul Naranja Plata Rosa Azul Marrón Rojo Rosa Azul Blanco – – Plata Celeste Plata Amarillo Marrón Celeste Rojo Verde Blanco – – – – Plata – Plata Celeste – Celeste – Azul – – – – Celeste – Amarillo Marrón – Rojo – p110-IC p110-ICY Q125-IC Q125-ICY 24 Código de colores para grados propietarios (*) Grado de acero para aplicaciones especiales. GRADOS DE ACERO Cuerpo CuplA CuERpO DEl TuBO Bandas Bandas CÓDIGO DE COlOR 1º1º 2º 2º 3º Verde Verde Verde Verde Verde Violeta Violeta Violeta Violeta Violeta – – Celeste Gris Azul Naranja Rosa Rosa Azul Naranja Rosa Azul – – Celeste Gris Azul Naranja Rosa Rosa Azul Naranja Rosa Azul Rosa Amarillo Verde Gris Verde Celeste Amarillo Violeta Violeta Celeste Amarillo Azul Rosa Azul – Verde – Verde Verde – – Violeta Violeta Violeta Amarillo Amarillo – Gris – Celeste Amarillo – – Celeste Amarillo Azul – – TN 70CS TN 75CS TN 80Cr3 TN 95Cr3 TN 110Cr3 TN 55lT TN 80lT TN 95lT TN 110lT TN 125lT TN 35HD (*) TN 45HD (*) 25 Te na ris Manual de Tubulares Identificación de tubos M A N U A L D E TU BU LA RE S ID EN TI FI C A C IÓ N D E TU BO S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S Código de colores para grados propietarios – – Rojo Rojo Gris Gris Gris Marrón claro Marrón claro Verde brillante Verde brillante – – Rosa Azul Rojo Bordó Marrón Naranja Rosa Naranja Rosa Rosa Celeste Rosa Azul Gris Gris Gris Naranja Rosa Naranja Rosa Amarillo Amarillo Rojo Rojo – – – Celeste Amarillo Celeste Amarillo – – – – Rojo Bordó Marrón Marrón claro Marrón claro Verde brillante Verde brillante – – – – – – – Celeste Amarillo Celeste Amarillo GRADOS DE ACERO Cuerpo CuplA CuERpO DEl TuBO Bandas Bandas CÓDIGO DE COlOR 1º1º 2º 2º 3º (*) Grado de acero para aplicaciones especiales. TN 60HD (*) TN 70HD (*) TN 55TH TN 80TH TN 80Cr13 TN 85Cr13 TN 95Cr13 TN 95Cr13M TN 110Cr13M TN 95Cr13S TN 110Cr13S 26 27 Te na ris Manual de Tubulares Identificación de tubos M A N U A L D E TU BU LA RE S ID EN TI FI C A C IÓ N D E TU BO S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S Marcación de tubos con rosca API Marcación de tubos con rosca Premium PUNZONADO .TSD: TenarisSiderca .5CT: Especificación API .4/1: 2004 T1 .53.5: Peso .p: Grado .S: Sin costura PUNZONADO / ESTARCIDO DEL COPLE .TSD: TenarisSiderca .5CT: Especificación API .0117: N° de licencia API .4/1: 2004 T1 .53.5: Peso .p: Grado .uF: Terminación sin roscar con recalque / sin recalque ESTARCIDO DEL TUBO .Fabricante .Especificación de fabricación .Monograma API .Fecha de fabricación .Diámetro externo .Peso .Grado 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 .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 HNXXXX 0765 14,32 Made In Argentina HNXXXX 0765 14,32 Made In Argentina __ NOTA: LA MARCACIÓN DE TUBO REPRESENTADA ES SÓLO UN EJEMPLO. PUEDEN OBSERVARSE ALGUNAS DIFERENCIAS SEGÚN EL LUGAR DE FABRICACIÓN DE LOS PRODUCTOS. UNIDAD DE PRODUCCIÓN ESTARCIDO CON TINTA BLANCA PUNZONADO Siderca Argentina Tamsa México Dalmine Italia Algoma Canadá Silcotub Rumania NKKTubes Japón SPIJ Indonesia Tenaris SD Tenaris TM Tenaris DL Tenaris AT Tenaris SL Tenaris NKKtubes Tenaris SPIJ T SD T TM T DL T AT T SL T NK T ID Código de marcación de acería 29 Te na ris Manual de Tubulares Manejo y cuidado de tubos y conexiones RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S M A N EJ O Y C U ID A D O D E TU BO S Y C O N EX IO N ES M A N U A L D E TU BU LA RE S Los presentes lineamientos se refieren al cuida- do y al manejo de las conexiones y los tubos de Tenaris en el pozo, a fin de garantizar su ópti- mo desempeño. Toda consulta deberá dirigirse al Grupo de Servicios de Campo de Tenaris (running.assistance@tenaris.com). __ CONSULTE EL MANUAL DE RECOMENDACIONES GENERALES PARA LA INSTALACIÓN DE TUBERÍAS DE TENARIS, PRáCTICA RECOMENDADA API RP5 C1. GRUPO DE SERVICIOS DE CAMPO DE TENARIS. Manejo de 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 ade- cuadas, y luego colocarse de a uno en los banca- les mediante eslingas no metálicas; nunca deben usarse ganchos de acero. 2. Si un tubo o una conexión se ha dañado, debe apartarse para su inspección. 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. Almacenamiento de los tubos en locación 1. Para todos los grados de acero, los tubos deben apilarse sobre listones de madera con, al menos, tres filas de separadores de madera, los cuales deben estar alineados en forma equidis- tante a través del largo del tubo entre camadas. De esa manera, se logra evitar el contacto entre los cuerpos de los tubos. 2. Los tubos deben apilarse de modo de evitar que se pandeen durante su almacenamiento. 3. Se recomienda una altura mínima de 46 cm (1.5 pies) entre el suelo y la camada inferior. Medición de los tubos Deben quitarse los protectores y volverse a colocar inmediatamente después de la medición del tubo. Protectores 1. Al quitar los protectores, apilarlos en una super- ficie limpia y seca; no permitir el ingreso de sucie- dad, líquido corrosivo ni agua en el protector. 2. Si los protectores se contaminan con suciedad o líquido, éstos deben limpiarse y secarse completa- mente antes de volver a colocarse en la conexión. Limpieza 1. Se debe eliminar el compuesto de almacena- miento de las conexiones lo más próximo posible al momento de introducir los tubos en el pozo. 2. Para limpiar las conexiones, sólo debe emplearse agua dulce o un solvente de limpieza MANEJO El manejo y cuidado adecuados reducen los daños a los tubos y las conexiones 46 CM 30 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 duran- te 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, qui- tarse 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 pro- tectores 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 conexiones sobrantes deberán limpiarse y luego secarse con aire comprimido. A continuación, deberá aplicarse un compuesto de almacena- miento 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 contac- to 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 ade- cuado antes de colocar los protectores limpios y secos para transportar los tubos a una insta- lación de inspección. 2. Es muy importante realizar una limpieza pro- funda a toda conexión que esté contaminada con fluido de terminación. MEDICIÓN Asegúrese de utilizar la longitud efectiva de cada tubo que se bajará en el pozo LONGITUD EFECTIVA (LE) LONGITUD TOTAL (LT) LE = LT - PLA PÉRDIDA DE LONGITUD POR APRETADO (PLA) - MAKE UP LOSS (MUL) 30 31 Te na ris H yd ril M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S Manual de Tubulares Recomendaciones para la instalación de tuberías de material al cromo RE C O M EN D A C IO N ES P A RA L A IN ST A LA C IÓ N D E TU BE RÍ A S D E M A TE RI A L A L C RO M O Los presentes lineamientos aseguran el máxi- mo 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. Cuando se bajan tubos al cromo, deben seguirse todas las Recomendaciones generales para la instalación de tuberías de TenarisHydril, uti- lizando como complemento los lineamientos incluidos en la presente sección. Debe evitarse la instalación de tubos al cromo ensamblados con accesorios de acero al carbo- no, dado que la velocidad de corrosión de estos últimos podría verse acelerada. Se recomienda utilizar accesorios 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 con- taminación, 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 brillan- te 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 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). 6. Volver a colocar los protectores de rosca limpios. 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 contacto 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 obte- ner 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. __ Enchufe: _ stabbing _ emboque Grasa de enrosque: _ running compound _ thread compound _ grasa de corrida _ grasa de instalación _ grasa de introducción 32 6.1. En las etapas iniciales, controlar el apriete y la velocidad de rotación para detectar posibles irregu- laridades, haciendo los ajustes que sean necesarios. 6.2. Prestar atención a cualquier indicio ins- tantáneo 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. 2. Se recomienda especialmente utilizar la llave de apriete a baja velocidad sólo para aflojar las conexiones. Luego continuar extrayendo la conexión a mano, mediante una llave de correa. 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™ neAr FlusH, blue™ tHerMAl liner, Ms™, 3sb™, HW™, pJd™, er™. el GrupO 2 AbArcA lA serie WedGe 500™, MAcii™, slX™, pH4™, pH6™ Y cs®. __ Guía de enchufe: _ stabbing guide _ guía de emboque 33 Te na ris H yd ril M A N U A LD E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S Manual de Tubulares Aplicación de grasa y compuestos para roscas A PL IC A C IÓ N D E G RA SA Y C O M PU ES TO S PA RA R O SC A S 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 cla- ramente 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. 6. En las ilustraciones siguientes, se representa la grasa de enrosque con color negro y el pega- mento de roscas, con gris. 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®. PIN (MACHO) BOX (HEMBRA) SELLO METAL - METAL FORMA DE ROSCA HOMBRO DE TORQUE PERFIL DE LA CONEXIÓN Características principales Las recomendaciones contenidas en el presen- te 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 tube- rías de material al cromo”. 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. 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 tempe- ratura exterior, puede calentarse a un máximo de 30° C y mezclarse. No debe utilizarse nunca aceite ni solvente para diluir la grasa. 2. Mantener el recipiente de grasa de enrosque tapado a fin de evitar la contaminación con polvo, agua u otros contaminantes. 3. Utilizar 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. __ Grasa de enrosque: _ running compound _ thread compound _ grasa de corrida _ grasa de instalación _ grasa de introducción Pegamento de roscas: _ thread lock compound _ sellante de roscas 34 35 Te na ris H yd ril Manual de Tubulares M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S A PL IC A C IÓ N D E G RA SA Y C O M PU ES TO S PA RA R O SC A S Blue™ Aplicación de grasa de enrosque 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 acumula- ción de grasa (dope pocket). 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. 36 Pegamento PIN Aplicar pegamento sólo en los primeros dos tercios de la zona ros- cada, 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 acumula- ción de grasa (dope pocket). 37 Te na ris H yd ril Manual de Tubulares M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S A PL IC A C IÓ N D E G RA SA Y C O M PU ES TO S PA RA R O SC A S Blue™ Thermal Liner Aplicación de grasa de enrosque 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. 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 CONEXIÓN TENARISHYDRIL ER™ 38 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°. Pegamento 39 Te na ris H yd ril Manual de Tubulares M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S A PL IC A C IÓ N D E G RA SA Y C O M PU ES TO S PA RA R O SC A S Blue™ Near Flush Aplicación de grasa de enrosque PIN Aplicar grasa de enrosque en la rosca, sellos y nariz del Pin. BOX Aplicar grasa de enrosque en los sellos interno y externo. 40 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. Pegamento 41 Te na ris H yd ril Manual de Tubulares M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S A PL IC A C IÓ N D E G RA SA Y C O M PU ES TO S PA RA R O SC A S Wedge 533™ Aplicación de grasa de enrosque 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. BOX No se debe aplicar grasa. __ NOTA: SIGA LOS MISMOS LINEAMIENTOS DE APLICACIÓN DE GRASA DE ENROSQUE Y PEGAMENTO PARA TODAS LAS CONEXIONES WEDGE SERIE 500 (YA SEA CON O SIN SELLO METAL - METAL). 42 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. Pegamento 43 Te na ris H yd ril Manual de Tubulares M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S A PL IC A C IÓ N D E G RA SA Y C O M PU ES TO S PA RA R O SC A S MS™ Aplicación de grasa de enrosque 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. 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. __ NOTA: LOS MISMOS LINEAMIENTOS DE APLICACIÓN DE GRASA DE ENROSQUE Y PEGAMENTO DEBEN EMPLEARSE PARA LAS CONEXIONES TENARISHYDRIL 3SB™ Y TENARISHYDRIL HW™. 44 BOX Aplicar grasa de enrosque al sello interno del Box, en los 360°. 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°. Pegamento 45 Te na ris H yd ril Manual de Tubulares M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S A PL IC A C IÓ N D E G RA SA Y C O M PU ES TO S PA RA R O SC A S PJD™ Aplicación de grasa de enrosque 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. BOX Aplicar una capa uniforme de grasa de enrosque, cubriendo toda la zona roscada, el sello y el hombro de torque. 46 47 Te na ris H yd ril Manual de Tubulares M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S A PL IC A C IÓ N D E G RA SA Y C O M PU ES TO S PA RA R O SC A S SLX™ Aplicación de grasa de enrosque 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. BOX No se debe aplicar grasa. 48 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. Pegamento 49 Te na ris H yd ril Manual de Tubulares M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S A PL IC A C IÓ N D E G RA SA Y C O M PU ES TO S PA RA R O SC A S MACII™ Aplicación de grasa de enrosque 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. BOX No se debe aplicar grasa. 50 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. Pegamento 51 Te na ris H yd ril Manual de Tubulares M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S A PL IC A C IÓ N D E G RA SA Y C O M PU ES TO S PA RA R O SC A S CS® Aplicación de grasa de enrosque 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 PH4™ Y PH6™. BOX No se debe aplicar grasa. 53 Te na ris H yd ril M A N U A L D E TU BU LA RE S C RI TE RI O S D E A C EP TA C IÓ N D EL A PR IE TE E N C O N EX IO N ES P RE M IU M Manual de Tubulares Criterios de aceptación del apriete en conexiones premium RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S 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 contacto local de servicios de campo (running.assistance@tenaris.com). Grupos de conexiones premium Las conexiones premium de TenarisHydril se dividen en tres tipos: Serie Blue™, Serie Wedge 500™ y Serie Legacy. Para una mayor claridad, organizamos nuestras conexiones premium de la siguiente manera: CONEXIONES Grupo 1 Blue™ Blue™ Near Flush Blue™ Thermal Liner MS™ 3SB™ HW™ PJD™ ER™ Grupo 2 Wedge Series 500™ MACII™ SLX™ PH4™, PH6™ y CS® Se recomienda especialmente el empleo de un sistema de monitoreo de torque – vueltas para las conexiones del Grupo 1. El uso de un sistema de monitoreo de torque – vueltas no es necesario para las conexiones del Grupo 2. Si se emplea un equipo de torque – vueltas, verifi- que las fechas de calibración en las celdas de carga. 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. Conexiones del Grupo 1 Equipo de apriete recomendado RECOMENDACIONES PARA LA MEDICIÓN DE VUELTAS 1. Emplear un dispositivo transductor de vueltas convenientemente calibrado. 2. Realizar una prueba para corroborar que una vuelta del dispositivo transductor indique una vuelta en el gráfico. 3. Emplear un transductor de vueltas capaz de producir preferentemente 1000 pulsos por vuelta, para obtener una lectura precisa. MEDICIÓN DE TIEMPO La medición del tiempo es útil, pero no necesa- ria para el monitoreo del apriete de conexiones TenarisHydril. RECOMENDACIONES PARA LA VÁLVULA DE DESCARGA 1. Verificar el tiempo de apertura de la válvula de descarga antes del primer apriete. 2. Probar la válvula de descarga aplicando el sis- tema 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. __ Grasa de enrosque: _ running compound _ thread compound _ grasa de corrida _ grasa de instalación _ grasa de introducción 54 .Valor de calibración de la celda de carga .Sensibilidad de la válvula de descarga .Sensibilidad del transductor de vueltas __ (1) EL VALOR INICIAL RECOMENDADO PARA EL TORQUE DE REFERENCIA ES 5% DEL TORQUE ÓPTIMO. DURANTE LA INSTALACIÓN DE TUBOS, PUEDE AJUSTARSE EL TORQUE DE REFERENCIA PARA QUE SE MUESTREN AL MENOS 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 CONEXIONES DOPELESS®, SÍRVASE CONSULTAR AL GRUPO DE 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: 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. SISTEMA DE MONITOREO DE TORQUE Se recomienda un sistema de medición directa de torque mediante celda de carga calibrada. Configurar la computadora con los siguientes datos: .Torque de referencia (1) .Torque de hombro mínimo .Torque de hombro máximo .Torque de apriete mínimo (2) .Torque de apriete óptimo (2,3) .Torque de apriete máximo __ Pegamento para roscas: _ thread lock compound _ sellante de roscas Blue™ / Blue™ Thermal Liner Blue™ Near Flush (2) 3SB™ (1) HW™ (1) MS™ (1) MS XT/XC™ (1) PJD™ ER™ (1) 15 10 5 5 10 10 15 15 85 85 80 80 75 75 75 75 TORQUE DE HOMBRO % de torque óptimo % de torque óptimo TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO (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 seobtenga un delta torque superior al 5%. Delta torque = (torque final – torque de hombro)*100/torque óptimo. 55 Te na ris H yd ril M A N U A L D E TU BU LA RE S Manual de Tubulares Criterios de aceptación del apriete en conexiones premium C RI TE RI O S D E A C EP TA C IÓ N D EL A PR IE TE E N C O N EX IO N ES P RE M IU M RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S pErFIL DE GrÁFICo TÍpICo La forma del gráfico debe indicar al menos lo siguiente: .El valor de torque de hombro se encuentra dentro del rango de torque de hombro especificado. .La determinación automática del torque de hombro de cada gráfico debe indicar un valor parecido al determinado en forma visual. TO R Q U E VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO Valor de delta vueltas Región de tope con hombro Vueltas totales Región de interferencia de rosca y sello Valor de delta torque Valor de torque de hombro TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE APRIETE MÍMINO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DEL GRÁFICO DE TORQUE VS. VUELTAS CONEXIONES DEL GRUPO 1 CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE GRAFICOS TORQUE VS. VUELTAS TO R Q U E Torque de hombro OK TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE REFERENCIA TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO CurVA ACEpTABLE Este resultado se alcanza si se siguen los lineamientos recomendados para la aplicación de grasa de enrosque y pegamento. Conexiones del Grupo 1 Interpretación de gráficos Los gráficos de apriete que figuran en toda esta sec- ción 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 compor- tamiento de las uniones que se bajaron previa- mente en el pozo. Todo gráfico que muestre anomalías debe ser investigado (es decir, desenroscar e inspeccionar la conexión). 56 VUELTAS TO R Q U E Torque de hombro OK TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE REFERENCIA TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO CurVA ACEpTABLE CoN LEVES oSCILACIoNES Se permiten leves oscilaciones en el tramo de interferencia de rosca. TO R Q U E Efecto joroba VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA 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 TO R Q U E Torque de hombro TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE REFERENCIA TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO CurVA ACEpTABLE Este resultado se alcanza si se siguen los lineamientos recomendados para la aplicación de grasa de enrosque y pegamento. 57 Te na ris H yd ril M A N U A L D E TU BU LA RE S Manual de Tubulares Criterios de aceptación del apriete en conexiones premium C RI TE RI O S D E A C EP TA C IÓ N D EL A PR IE TE E N C O N EX IO N ES P RE M IU M RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S CONEXIONES DEL GRUPO 1 CRITERIOS DE RECHAZO DE GRÁFICOS TORQUE VS. VUELTAS TO R Q U E VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA Torque de hombro TO R Q U E VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA Torque de hombro TO R Q U E VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA 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 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 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. 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. CURVA NO ACEPTABLE 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 58 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 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. TO R Q U E VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA TO R Q U E VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA Torque de hombro elevado TO R Q U E VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA Torque de hombro elevado CurVA No ACEpTABLE CoN JoroBA QuE EXCEDEEL 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 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. 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. 59 Te na ris H yd ril M A N U A L D E TU BU LA RE S Manual de Tubulares Criterios de aceptación del apriete en conexiones premium C RI TE RI O S D E A C EP TA C IÓ N D EL A PR IE TE E N C O N EX IO N ES P RE M IU M RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TO R Q U E VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA TO R Q U E VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA TO R Q U E VUELTAS TORQUE DE APRIETE MÁXIMO TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO TORQUE DE APRIETE MÍNIMO TORQUE DE REFERENCIA Deslizamiento de insertos en cuerpo del tubo 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. CurVA No ACEpTABLE CoN INTErFErENCIA ANorMAL DE roSCA 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 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. CurVA No ACEpTABLE CoN DESLIZAMIENTo EXCESIVo DE LAS MorDAZAS 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 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. 60 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 secun- daria, se aplica la siguiente guía: 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. Para el pegamento, siga las siguientes recomendaciones: .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. 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. .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. SERIE WEDGE 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. 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. .Cuando la separación no es visible, significa que la conexión está gastada, deben marcarse Pin y Box, y volver a roscarse. 61 Te na ris H yd ril M A N U A L D E TU BU LA RE S Manual de Tubulares Criterios de aceptación del apriete en conexiones premium C RI TE RI O S D E A C EP TA C IÓ N D EL A PR IE TE E N C O N EX IO N ES P RE M IU M RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S MACII™ Esta conexión debe tener el sello externo en contacto después del apriete. pH4™, pH6™ AND CS® Estas conexiones se aprietan hasta el sello externo, sin separación visible. SERIE LEGACY SLX™ Esta conexión no debe tener filetes del Pin visibles después del apriete. 63 Te na ris Manual de Tubulares Criterios de aceptación del apriete en conexiones API M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S C RI TE RI O S D E A C EP TA C IÓ N D EL A PR IE TE E N C O N EX IO N ES A PI 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- Conexiones API 8rd ridad, organizamos nuestras conexiones API de la siguiente manera. PERFIL GENERAL DE LA CONEXIÓN 8RD Características generales CONEXIONESAPI 8RD CASING (4 ½” a 20”) 8 hilos por pulgada LC casing rosca redonda cupla larga STC casing rosca redonda cupla corta TUBING (1.050” a 4 ½”) 8 y 10 hilos por pulgada EU tubing rosca redonda con recalque externo NU tubing rosca redonda sin recalque externo API BUTTRESS CASING (4 ½” a 20”) 5 hilos por pulgada BC casing rosca Buttress cuplada 3/8'' 3/4'' de conicidad por pie sobre el diámetro 12'' valle del pin cresta del box cresta del pin valle del box fla n co d e em bo q u e fla n co d e em bo q u e fl a n co d e ca rg a (p in ) fl a n co d e ca rg a (b o x) (paso) box (cupla) a lt u r a d el h il o (p r o fu n d id a d ) pin (tubo) eje de tubo fr en te d el b o x fr en te d el p in pitch 90º 30º 30º 64 ZONA ADMISIBLE DE APRETADO 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. 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 cono- cido 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. HUELGO ENTRE CRESTA Y 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. HUELGO ENTRE CRESTA Y VALLE DE ROSCA TO R Q U E MÁXIMO MÍNIMO ÓPTIMO 2 HILOS EXPUESTOS APRIETE ÓPTIMO 2 HILOS DENTRO Debido a la configuración de este tipo de roscas, las crestas y los valles de los hilos no hacen contacto, dejan un huelgo que se llena con la grasa de enrosque, y se forma así su único sello. Método de apretado y valores de torque: API 5C1 “Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing” 65 Te na ris Manual de Tubulares Criterios de aceptación del apriete en conexiones API C RI TE RI O S D E A C EP TA C IÓ N D EL A PR IE TE E N C O N EX IO N ES A PI M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S PERFIL DE ROSCA BUTTRESS Características generales Conexiones API Buttress longitud de rosca completa diámetro exterior del tubo nominal + 1% del diámetro (tolerancia máxima) longitud de rosca total salida de rosca (runout) longitud a la base del triángulo TRIáNGULO APRETADO CORRECTO DE LA CONEXIÓN 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. cupla franja blanca (1" x 24") triángulo para apriete en campo pin 3º 10º 66 sobrepasa el vértice del triángulo estampado del lado apretado en planta. Si se desea, se puede utilizar una contrallave para sostener la cupla. GIRO DE CUPLA DURANTE EL APRETADO En algunos casos, el apretado del pin puede producir el giro de la cupla. Este giro es admisible sólo si la cara inferior de la cupla no ZONA ADMISIBLE 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. siguientes, chequeando que la posición de la cara de la cupla esté dentro de la zona admisible. Si la cara de la cupla está fuera del rango de tolerancia, repetir nuevamente el procedimiento. ESTIMACIÓN DE LOS VALORES DE TORQUE PARA REFERENCIA 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 0,375'' (3/8'') (9,525 mm) TRIáNGULO 0,2'' (5,08 mm) TOLERANCIA h 67 Te na ris H yd ril M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S O PC IO N ES F G L Y C B Manual de Tubulares Opciones FGL y CB 1. ANILLO SELLADOR Pliegue el anillo sellador en forma manual. 2. ANILLO SELLADOR FGL Y BRIDA Asegure la correcta colocación de ambos elementos. 1 2 Los presentes lineamientos se aplican única- mente 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 com- patibles con las conexiones estándar, excepto en el caso de PH6™ y CS®. __ NOTA: TODAS LAS CONSULTAS DEBEN ENVIARSE AL GRUPO DE ASISTENCIA A LICENCIATARIOS DE TENARIS (LICEN- SEES@OILFIELD.TENARIS.COM). Accesorios 1. Para las opciones FGL o CB deben emplearse accesorios especialmente diseñados. 2. Sólo deberán emplearse los accesorios rosca- dos por Tenaris o alguno de sus talleres de repa- ración licenciados. Calibrado interno 1. Se recomienda el uso de un mandril no metá- lico o recubierto con plástico o teflón. 2. Asegúrese de que el diámetro externo del man- dril cumpla con la especificación del cliente. Reparación en el campo 1. Nunca 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 repa- rado, ya sea por la empresa de revestimiento o por personal certificado de un tercero. Colocación de los anillos selladores 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 ple- gado dentro de la ranura correspondiente y sol- tarlo. Asentar con firmeza el anillo dentro de la ranura, presionando directamente sobre la cara del anilloen toda su circunferencia (360º). COPLE EXTREMO PINREVESTIMIENTO ERFV brida ANILLO SELLADOR __ CB: _ barrera anticorrosiva FGL: _ recubrimiento de fibra de vidrio para tubos Cupla: _ coupling _ cople _ acople Brida: _ flange 68 3. Puede emplearse el mango de un martillo o una 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. 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. 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. 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 sella- dores deben colocarse momentos antes de bajar los tubos al pozo. Los anillos y los tubos deben encontrarse aproximadamente a la misma tempe- ratura antes de su instalación. Aplicación de grasa de enrosque 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). __ 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 UNI- FORME, qUE CUBRA TODA LA CIRCUNFERENCIA DEL SELLO (360°). EVITE COLOCAR GRASA EN LA PEqUEÑA NARIZ qUE SOBRESALE DE LA PARTE B. 2. Para opción FGL: Aplicar grasa sólo en el extremo Pin. No aplique grasa a la nariz que sobresale de la conexión. 1. PIN DE BLUE™ CB Detalle del modelo. 2. PIN DE BLUE™ FGL Detalle del modelo. NO APLIqUE GRASA EN ESTA ZONA PARTE BPARTE A __ Grasa de enrosque: _ running compound _ thread compound _ grasa de corrida _ grasa de instalación _ grasa de introducción 1 2 69 Te na ris H yd ril M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S Manual de Tubulares Recomendaciones para la instalación de tuberías con conexiones Dopeless® RE C O M EN D A C IO N ES P A RA L A IN ST A LA C IÓ N D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES D O PE LE SS ® La tecnología Dopeless® es un recubrimiento seco de múltiples capas aplicado en planta luego del roscado mediante un proceso indus- trial 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. Las siguientes recomendaciones aplican a las conexiones TenarisHydril Dopeless® y complementan lo indicado en la sección “Recomendaciones generales para la instalación de tuberías”. 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. 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- dad, lodo, petróleo, etc.) limpiarlas con tra- pos 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. MUY IMPORTANTE 1. No debe usarse agua a alta presión, cepillos de alambre ni otros métodos mecánicos para realizar la limpieza. 2. No utilizar solventes u otros agentes químicos para la limpiar las conexiones. CONEXIONES DOPELESS®. CONFIGURACIÓN Y ASPECTO VISUAL 1. Blue™ / Blue™ Thermal Liner. 2. Blue™ Near Flush. 3. Conexiones cupladas Serie Wedge 500™. 4. Conexiones integrales Serie Wedge 500™. 1 2 3 4 __ Grasa de enrosque: _ running compound _ thread compound _ grasa de corrida _ grasa de instalación Enchufe: _ stabbing _ emboque 70 Inspección visual y reparaciones de campo Sólo personal autorizado y entrenado por Tenaris debe realizar las inspecciones y repara- ciones 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 emplea- dos 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 últi- ma versión de la Hoja Técnica de Producto Dopeless® donde se encontrarán los correctos valores de torque a usar, o bien solicítela a running.assistance@tenaris.com 2. Para todos los diámetros de la Serie Wedge 500™ Dopeless®, debe aplicarse el torque obje- tivo una sola vez sin mantenerlo. 3. Antes de proceder a enroscar las uniones, verifique que los sellos de goma de los protecto- res 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 com- primido para quitar las escamas de recubri- miento que se generan durante el apriete. .Luego del desenrosque se podrán observar algu- nas 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 ante- riores 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. 1 3 2 __ Tapón de manejo: _ handling plug _ tapón de maniobra Tapones de levante: _ lifting plug / lift plug _ tapón de levantamiento _ tapón de izaje _ tapón de elevación 71 Te na ris H yd ril M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S RE C O M EN D A C IO N ES P A RA L A IN ST A LA C IÓ N D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES D O PE LE SS ® Manual de Tubulares Recomendaciones para la instalación de tuberías con conexiones Dopeless® 2. Limpiar 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. Fin deltrabajo / 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 almacenamien- to, 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 ins- talar 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 acuer- do a las recomendaciones de Tenaris. __ Pegamento para roscas: _ thread lock compound _ sellante de roscas Cople: _ coupling _ acople _ cupla Aplicación de pegamento para roscas Para lograr una adecuada adhesión del pega- mento en conexiones Dopeless® se deben seguir las siguientes recomendaciones: 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: .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 están- dar, 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. 72 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 correc- ciones por factor de fricción. .En el caso en que las roscas a pegar sean com- patibles (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 man- tenerlo 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 accesorios), proceder como se indica a continuación: 1. Verificar la compatibilidad de las conexiones a enroscar. 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 situa- ción, 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 diferen- tes 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 man- tenerlo por varios segundos. __ NOTA: EsTAs rEcOmENdAciONEs sON AplicAblEs pArA TOdOs lOs grAdOs dE AcErO y pArA cuAlquiEr cOmbi- NAcióN piN-bOx, siEmprE quE uNO dE lOs ExTrEmOs sEA dOpElEss® y El OTrO EsTáNdAr. 73 Te na ris Manual de Tubulares Equipos y accesorios M A N U A L D E TU BU LA RE S EQ U IP O S Y A C C ES O RI O S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S 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. 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 inspeccio- narse 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 con- tacto con los tubos sea uniforme. Todo contacto que no sea uniforme puede producir abolladu- ras 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 alea- ción 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 exa- minarse 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 reco- mienda 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 constan- te la tensión en la junta que se está desenros- cando. Esto permitirá reducir a un mínimo las posibilidades de engrane durante el proceso de desenrosque. EQUIPOS ACCESORIOS 1. Elevador de tope 2. Elevador de cuña 1 2 74 Guía de alineado 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 plata- forma 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 guíade alineado puede usarse durante el des- enrosque para mantener el tubo en posición ver- tical y para reducir las posibilidades de cruza- miento 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 RECO- MIENDA COLOCAR UN OPERARIO EN LA PLATAFORMA DE ENGANCHE PARA GUIAR EL TUBO DURANTE EL ENROSQUE. Guía de emboque La guía de emboque se usa para guiar el ensam- ble 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 ajusta- dos y en buenas condiciones. Tapón de elevación Los tapones de elevación se deberán usar cuan- do 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 ele- vación 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. 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 capa- cidad de carga de cada uno. 21 EQUIPOS ACCESORIOS 1. Guía de emboque 2. Tapón de elevación 75 Te na ris Manual de Tubulares Equipos y accesorios M A N U A L D E TU BU LA RE S EQ U IP O S Y A C C ES O RI O S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S Grampas de seguridad Se requiere utilizar la grampa de seguridad cuan- do 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 unio- nes integrales o flush se recomienda el uso de la grampa de seguridad durante toda la operación. EQUIPO ACCESORIO Grampa de seguridad Manual de Tubulares Tablas para el uso de tuberías con conexiones API Las tablas que figuran a continuación brindan información sobre productos tubulares con conexiones API. Estas tablas cubren datos tales como las dimen- siones de los tubos, el diámetro externo de conexiones de casing y tubing, así como el tor- que óptimo para cada una de ellas. También se incluyen referencias sobre el alar- gamiento de la columna en tracción, así como sobre su volumen y desplazamiento, para tanto tubing como casing. 77 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI pulg lb/pie DIÁMETRO PESO pulg pulg DIÁMETRO INTERNO ESPESOR pulg2 pulg/1000 pie cm/1000 m l/m l/m ÁREA VOLUMEN DESPLAZAMIENTOALARGAMIENTO ESPECÍFICO CADA 1000 LB 2 3/8 4.00 2.041 0.167 1.1584 0.345 2.88 2.111 2.881 4.60 1.995 0.190 1.3042 0.307 2.56 2.017 2.881 4.70 1.995 0.190 1.3042 0.307 2.56 2.017 2.891 5.10 1.939 0.218 1.4773 0.271 2.26 1.905 2.881 5.30 1.939 0.218 1.4773 0.271 2.26 1.905 2.891 5.80 1.867 0.254 1.6925 0.236 1.97 1.766 2.881 5.95 1.867 0.254 1.6925 0.236 1.97 1.766 2.891 2 7/8 6.40 2.441 0.217 1.8120 0.221 1.84 3.019 4.227 6.50 2.441 0.217 1.8120 0.221 1.84 3.019 4.238 7.80 2.323 0.276 2.2535 0.177 1.48 2.734 4.227 7.90 2.323 0.276 2.2535 0.177 1.48 2.734 4.238 8.60 2.259 0.308 2.4839 0.161 1.34 2.586 4.227 8.70 2.259 0.308 2.4839 0.161 1.34 2.586 4.238 9.60 2.195 0.340 2.7077 0.148 1.23 2.441 4.238 2 7/8 7.70 3.068 0.216 2.2285 0.179 1.50 4.769 6.272 9.20 2.992 0.254 2.5902 0.154 1.29 4.536 6.272 9.30 2.992 0.254 2.5902 0.154 1.29 4.536 6.297 10.20 2.922 0.289 2.9153 0.137 1.14 4.326 6.272 10.30 2.922 0.289 2.9153 0.137 1.14 4.326 6.297 12.70 2.750 0.375 3.6816 0.109 0.91 3.832 6.272 4 9.50 3.548 0.226 2.6795 0.149 1.24 6.379 8.192 10.90 3.476 0.262 3.0767 0.130 1.08 6.122 8.224 11.00 3.476 0.262 3.0767 0.130 1.08 6.122 8.224 13.00 3.340 0.330 3.8048 0.105 0.88 5.653 8.224 13.20 3.340 0.330 3.8048 0.105 0.88 5.653 8.224 14.85 3.115 0.443 4.9455 0.081 0.67 4.917 8.224 4 1/2 9.50 4.090 0.205 2.7661 0.145 1.21 8.476 10.354 10.50 4.052 0.224 3.0091 0.133 1.11 8.319 10.354 11.60 4.000 0.250 3.3379 0.120 1.00 8.107 10.354 12.60 3.958 0.271 3.6004 0.111 0.93 7.938 10.354 12.75 3.958 0.271 3.6004 0.111 0.93 7.938 10.408 13.50 3.920 0.290 3.8356 0.104 0.87 7.786 10.354 15.20 3.920 0.290 3.8356 0.104 0.87 7.786 10.354 15.50 3.826 0.337 4.4074 0.091 0.76 7.417 10.354 DL = L x DF DL : alargamiento (pulg) E x A L : longitud de la columna de casing o tubing (pulg) DF : esfuerzo axial aplicado (lb) Ecuación: E : módulo de elasticidad (30 x 106 psi) A : área transversal (pulg2) Tubing Alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento Manual de Tubulares Tablas para el uso de tuberías con conexiones API pulg lb/pie DIÁMETRO PESO pulg pulg DIÁMETRO INTERNO ESPESOR pulg2 pulg/1000 pie cm/1000 m l/m l/m ÁREA VOLUMEN DESPLAZAMIENTOALARGAMIENTO ESPECÍFICO CADA 1000 LB 79 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI Casing Alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento 4 1/2 9.50 4.090 0.205 2.7661 0.145 1.21 8.476 10.401 10.50 4.052 0.224 3.0091 0.133 1.11 8.319 10.401 11.60 4.000 0.250 3.3379 0.120 1.00 8.107 10.401 12.60 3.958 0.271 3.6004 0.111 0.93 7.938 10.401 13.50 3.920 0.290 3.8356 0.104 0.87 7.786 10.401 15.10 3.826 0.337 4.4074 0.091 0.76 7.417 10.401 16.90 3.740 0.380 4.9185 0.081 0.68 7.088 10.401 5 11.50 4.560 0.220 3.3037 0.121 1.01 10.536 12.804 13.00 4.494 0.253 3.7730 0.106 0.88 10.233 12.804 15.00 4.408 0.296 4.3743 0.091 0.76 9.846 12.804 18.00 4.276 0.362 5.2746 0.076 0.63 9.265 12.804 21.40 4.126 0.437 6.2644 0.064 0.53 8.626 12.804 23.20 4.044 0.478 6.7906 0.059 0.49 8.287 12.804 24.10 4.000 0.500 7.0686 0.057 0.47 8.107 12.804 5 1/2 14.00 5.012 0.244 4.0290 0.099 0.83 12.729 15.474 15.50 4.950 0.275 4.5141 0.089 0.74 12.416 15.474 17.00 4.892 0.304 4.9624 0.081 0.67 12.126 15.474 20.00 4.778 0.361 5.8282 0.069 0.57 11.568 15.474 23.00 4.670 0.415 6.6296 0.060 0.50 11.051 15.474 26.00 4.548 0.476 7.5129 0.053 0.44 10.481 15.47426.80 4.500 0.500 7.8540 0.051 0.42 10.261 15.474 29.70 4.376 0.562 8.7184 0.046 0.38 9.703 15.474 32.00 4.276 0.612 9.3979 0.043 0.35 9.265 15.474 6 5/8 20.00 6.049 0.288 5.7336 0.070 0.58 18.541 22.499 24.00 5.921 0.352 6.9369 0.058 0.48 17.764 22.499 28.00 5.791 0.417 8.1327 0.049 0.41 16.993 22.499 32.00 5.675 0.475 9.1774 0.044 0.36 16.319 22.499 35.00 5.575 0.525 10.0609 0.040 0.33 15.749 22.499 36.70 5.501 0.562 10.7047 0.037 0.31 15.333 22.499 7 17.00 6.538 0.231 4.9123 0.081 0.68 21.659 25.068 20.00 6.456 0.272 5.7492 0.070 0.58 21.119 25.068 23.00 6.366 0.317 6.6555 0.060 0.50 20.535 25.068 26.00 6.276 0.362 7.5491 0.053 0.44 19.958 25.068 29.00 6.184 0.408 8.4494 0.047 0.39 19.377 25.068 32.00 6.094 0.453 9.3173 0.043 0.36 18.817 25.068 35.00 6.004 0.498 10.1725 0.039 0.33 18.266 25.068 38.00 5.920 0.540 10.9591 0.036 0.30 17.758 25.068 41.00 5.820 0.590 11.8812 0.034 0.28 17.163 25.068 42.70 5.750 0.625 12.5173 0.032 0.27 16.753 25.068 7 5/8 24.00 7.025 0.300 6.9036 0.058 0.48 25.006 29.823 26.40 6.969 0.328 7.5191 0.053 0.44 24.609 29.823 29.70 6.875 0.375 8.5412 0.047 0.39 23.950 29.823 33.70 6.765 0.430 9.7196 0.041 0.34 23.190 29.823 39.00 6.625 0.500 11.1919 0.036 0.30 22.240 29.823 42.80 6.501 0.562 12.4702 0.032 0.27 21.415 29.823 45.30 6.435 0.595 13.1408 0.030 0.25 20.982 29.823 47.10 6.375 0.625 13.7445 0.029 0.24 20.593 29.823 51.20 6.251 0.687 14.9741 0.027 0.22 19.800 29.823 7 3/4 46.10 6.560 0.595 13.3745 0.030 0.25 21.805 30.803 pulg lb/pie DIÁMETRO PESO pulg pulg DIÁMETRO INTERNO ESPESOR pulg2 pulg/1000 pie cm/1000 m l/m l/m ÁREA VOLUMEN DESPLAZAMIENTOALARGAMIENTO ESPECÍFICO CADA 1000 LB 80 Casing Alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento 8 5/8 24.00 8.097 0.264 6.9344 0.058 0.48 33.220 38.172 28.00 8.017 0.304 7.9469 0.050 0.42 32.567 38.172 32.00 7.921 0.352 9.1486 0.044 0.36 31.792 38.172 36.00 7.825 0.400 10.3358 0.039 0.32 31.026 38.172 40.00 7.725 0.450 11.5571 0.035 0.29 30.238 38.172 44.00 7.625 0.500 12.7627 0.031 0.26 29.460 38.172 49.00 7.511 0.557 14.1179 0.028 0.24 28.586 38.172 52.00 7.435 0.595 15.0100 0.027 0.22 28.010 38.172 54.00 7.375 0.625 15.7080 0.025 0.21 27.560 38.172 9 5/8 32.30 9.001 0.312 9.1284 0.044 0.37 41.052 47.472 36.00 8.921 0.352 10.2545 0.039 0.33 40.326 47.472 40.00 8.835 0.395 11.4538 0.035 0.29 39.552 47.472 43.50 8.755 0.435 12.5590 0.032 0.27 38.839 47.472 47.00 8.681 0.472 13.5723 0.029 0.25 38.185 47.472 53.50 8.535 0.545 15.5465 0.026 0.21 36.912 47.472 58.40 8.435 0.595 16.8793 0.024 0.20 36.052 47.472 64.90 8.281 0.672 18.9011 0.021 0.18 34.747 47.472 9 7/8 62.80 8.625 0.625 18.1623 0.022 0.18 37.694 49.928 68.80 8.475 0.700 20.1769 0.020 0.17 36.395 50.018 70.40 8.461 0.707 20.3631 0.020 0.16 36.274 50.018 72.10 8.425 0.725 20.8405 0.019 0.16 35.966 50.018 10 3/4 32.75 10.192 0.279 9.1779 0.044 0.36 52.635 59.145 40.50 10.050 0.350 11.4354 0.035 0.29 51.179 59.145 45.50 9.950 0.400 13.0062 0.031 0.26 50.165 59.145 51.00 9.850 0.450 14.5613 0.027 0.23 49.162 59.145 55.50 9.760 0.495 15.9474 0.025 0.21 48.268 59.145 60.70 9.660 0.545 17.4727 0.023 0.19 47.284 59.145 65.70 9.560 0.595 18.9822 0.021 0.18 46.310 59.145 71.10 9.450 0.650 20.6245 0.019 0.16 45.250 59.145 73.20 9.406 0.672 21.2762 0.019 0.16 44.830 59.145 75.90 9.350 0.700 22.1011 0.018 0.15 44.298 59.145 11 3/4 42.00 11.084 0.333 11.9439 0.033 0.28 62.251 70.599 47.00 11.000 0.375 13.4008 0.030 0.25 61.311 70.599 54.00 10.880 0.435 15.4630 0.026 0.22 59.981 70.599 60.00 10.772 0.489 17.2996 0.023 0.19 58.796 70.599 65.00 10.682 0.534 18.8161 0.021 0.18 57.818 70.599 71.00 10.586 0.582 20.4196 0.020 0.16 56.783 70.599 75.00 10.514 0.618 21.6128 0.019 0.15 56.013 70.599 11 7/8 71.80 10.711 0.582 20.6482 0.019 0.16 58.132 67.761 13 3/8 48.00 12.715 0.330 13.5241 0.030 0.25 81.920 91.372 54.50 12.615 0.380 15.5135 0.026 0.21 80.636 91.372 61.00 12.515 0.430 17.4872 0.023 0.19 79.363 91.372 68.00 12.415 0.480 19.4452 0.021 0.17 78.100 91.372 72.00 12.347 0.514 20.7677 0.019 0.16 77.247 91.372 77.00 12.275 0.550 22.1600 0.018 0.15 76.348 91.372 85.00 12.159 0.608 24.3861 0.016 0.14 74.912 91.372 86.00 12.125 0.625 25.0345 0.016 0.13 74.494 91.372 13 1/2 80.40 12.348 0.576 23.3867 0.017 0.14 77.259 92.975 13 5/8 88.20 12.375 0.625 25.5254 0.016 0.13 77.597 94.065 Manual de Tubulares Tablas para el uso de tuberías con conexiones API pulg lb/pie DIÁMETRO PESO pulg pulg DIÁMETRO INTERNO ESPESOR pulg2 pulg/1000 pie cm/1000 m l/m l/m ÁREA VOLUMEN DESPLAZAMIENTOALARGAMIENTO ESPECÍFICO CADA 1000 LB 81 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI Casing Alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamientoCasing Alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento 14 82.50 12.876 0.562 23.7258 0.017 0.14 84.008 99.965 94.80 12.688 0.656 27.5004 0.015 0.12 81.572 99.965 99.30 12.624 0.688 28.7727 0.014 0.12 80.751 99.965 110.00 12.456 0.772 32.0820 0.012 0.10 78.617 99.965 111.00 12.442 0.779 32.3557 0.012 0.10 78.440 99.965 16 65.00 15.250 0.375 18.4078 0.022 0.18 117.841 130.389 75.00 15.124 0.438 21.4136 0.019 0.16 115.902 130.389 84.00 15.010 0.495 24.1116 0.017 0.14 114.161 130.457 94.50 14.876 0.562 27.2569 0.015 0.12 112.132 130.457 109.00 14.688 0.656 31.6222 0.013 0.11 109.316 130.457 18 5/8 87.50 17.755 0.435 24.8583 0.016 0.13 159.734 176.853 94.50 17.689 0.468 26.6956 0.015 0.12 158.549 176.853 96.50 17.655 0.485 27.6394 0.014 0.12 157.940 176.853 109.00 17.499 0.563 31.9465 0.013 0.10 155.161 176.963 115.00 17.437 0.594 33.6477 0.012 0.10 154.064 176.963 126.00 17.353 0.636 35.9429 0.011 0.09 152.583 176.963 136.00 17.239 0.693 39.0401 0.010 0.09 150.585 176.963 139.00 17.185 0.720 40.5001 0.010 0.08 149.643 176.963 20 94.00 19.124 0.438 26.9176 0.015 0.12 185.316 203.518 106.50 19.000 0.500 30.6305 0.013 0.11 182.921 203.602 118.50 18.874 0.563 34.3785 0.012 0.10 180.503 203.602 133.00 18.730 0.635 38.6314 0.010 0.09 177.759 203.602 147.00 18.582 0.709 42.9685 0.009 0.08 174.961 203.602 169.00 18.376 0.812 48.9480 0.008 0.07 171.103 203.602 24 1/2 133.00 23.500 0.500 37.6991 0.011 0.09 279.829 305.375 140.00 23.438 0.531 39.9847 0.010 0.08 278.354 305.375 162.00 23.250 0.625 46.8784 0.009 0.07 273.907 305.375 165.00 23.230 0.635 47.6085 0.008 0.07 273.436 305.375 Manual de Tubulares PESODIÁMETRO EXTERNO ESPESOR pulg mm lb/pie pulg mm pulg mm pulg mm DIÁMETRO DRIFTDIÁMETRO INTERNO Tablas para el uso de tuberías con conexiones API 83 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI Dimensiones de tubing API 5CT 8a EDICIÓN/ISO11960 3a EDICIÓN 2 3/8 60.3 4.00 0.167 4.24 2.041 51.84 1.947 49.45 4.60 0.190 4.83 1.995 50.67 1.901 48.29 4.70 0.190 4.83 1.995 50.67 1.901 48.29 5.10 0.218 5.54 1.939 49.25 1.845 46.86 5.30 0.218 5.54 1.939 49.25 1.845 46.86 5.80 0.254 6.45 1.867 47.42 1.773 45.03 5.95 0.254 6.45 1.867 47.42 1.773 45.03 2 7/8 73.0 6.40 0.217 5.51 2.441 62.00 2.347 59.61 6.50 0.217 5.51 2.441 62.00 2.347 59.61 7.80 0.276 7.01 2.323 59.00 2.229 56.62 7.90 0.276 7.01 2.323 59.00 2.229 56.62 8.60 0.308 7.82 2.259 57.38 2.165 54.99 8.70 0.308 7.82 2.259 57.38 2.165 54.99 9.60 0.340 8.64 2.195 55.75 2.101 53.37 3 1/2 88.9 7.70 0.216 5.49 3.068 77.93 2.943 74.75 9.20 0.254 6.45 2.992 76.00 2.867 72.82 9.30 0.254 6.45 2.992 76.00 2.867 72.82 10.20 0.289 7.34 2.922 74.22 2.797 71.04 10.30 0.289 7.34 2.922 74.22 2.797 71.04 12.70 0.375 9.53 2.750 69.85 2.625 66.68 12.95 0.375 9.53 2.750 69.85 2.625 66.68 15.80 0.476 12.09 2.548 64.72 2.423 61.54 4 101.6 9.50 0.226 5.74 3.548 90.12 3.423 86.94 10.90 0.262 6.65 3.476 88.29 3.351 85.12 11.00 0.262 6.65 3.476 88.29 3.351 85.12 13.00 0.330 8.38 3.340 84.84 3.215 81.66 13.20 0.330 8.38 3.340 84.84 3.215 81.66 13.40 0.330 8.38 3.340 84.84 3.215 81.66 14.85 0.380 9.65 3.240 82.30 3.115 79.12 4 1/2 114.3 9.50 0.205 5.21 4.090 103.89 3.965 100.71 10.50 0.224 5.69 4.052 102.92 3.927 99.75 11.60 0.250 6.35 4.000 101.60 3.875 98.43 12.60 0.271 6.88 3.958 100.53 3.833 97.36 12.75 0.271 6.88 3.958 100.53 3.833 97.36 13.50 0.290 7.37 3.920 99.57 3.795 96.39 15.10 0.337 8.56 3.826 97.18 3.701 94.01 15.20 0.337 8.56 3.826 97.18 3.701 94.01 15.50 0.337 8.56 3.826 97.18 3.701 94.01 Manual de Tubulares Tablas para el uso de tuberías con conexiones API pulg mm lb/pie pulg pulg pulg Estándar XC Alternativo pulg pulgmm mm mm mm mm PESODIÁMETRO EXTERNO ESPESOR DIÁMETRO DRIFTDIÁMETRO INTERNO 85 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI Dimensiones de casing API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN 4 1/2 114.3 9.50 0.205 5.21 4.090 103.89 – – – – – – 10.50 0.224 5.69 4.052 102.92 3.927 99.75 – – – – 11.60 0.250 6.35 4.000 101.60 3.875 98.43 – – – – 13.50 0.290 7.37 3.920 99.57 3.795 96.39 – – – – 15.10 0.337 8.56 3.826 97.18 3.701 94.01 – – 3.750 95.25 16.90 0.380 9.65 3.740 95.00 3.615 91.82 – – – – 19.20 0.430 10.92 3.640 92.46 3.515 89.28 – – – – 21.60 0.500 12.70 3.500 88.90 3.375 85.73 – – – – 24.60 0.560 14.22 3.380 85.85 3.255 82.68 – – – – 26.50 0.640 16.26 3.220 81.79 3.095 78.61 – – – – 5 127.0 11.50 0.220 5.59 4.560 115.82 4.435 112.65 – – – – 13.00 0.253 6.43 4.494 114.15 4.369 110.97 – – – – 15.00 0.296 7.52 4.408 111.96 4.283 108.79 4.151 105.44 – – 18.00 0.362 9.20 4.276 108.61 4.151 105.44 4.151 105.44 – – 21.40 0.437 11.10 4.126 104.80 4.001 101.63 – – – – 23.20 0.478 12.14 4.044 102.72 3.919 99.54 – – – – 24.10 0.500 12.70 4.000 101.60 3.875 98.43 – – – – 27.00 0.560 14.22 3.880 98.55 3.755 95.38 – – – – 29.20 0.625 15.88 3.750 95.25 3.625 92.08 – – – – 31.60 0.687 17.45 3.626 92.10 3.501 88.92 – – – – 5 1/2 139.7 14.00 0.244 6.20 5.012 127.30 4.887 124.13 – – – – 15.50 0.275 6.99 4.950 125.73 4.825 122.56 4.653 118.19 – – 17.00 0.304 7.72 4.892 124.26 4.767 121.08 4.653 118.19 – – 20.00 0.361 9.17 4.778 121.36 4.653 118.19 4.653 118.19 – – 23.00 0.415 10.54 4.670 118.62 4.545 115.44 4.545 115.44 – – 26.00 0.476 12.09 4.548 115.52 4.423 112.34 – – – – 26.80 0.500 12.70 4.500 114.30 4.375 111.13 – – – – 29.70 0.562 14.28 4.376 111.15 4.251 107.98 – – – – 32.00 0.612 15.55 4.276 108.61 4.151 105.44 – – – – 32.60 0.625 15.88 4.250 107.95 4.125 104.78 – – – – 35.30 0.687 17.45 4.126 104.80 4.001 101.63 – – – – 38.00 0.750 19.05 4.000 101.60 3.875 98.43 – – – – 40.50 0.812 20.63 3.876 98.45 3.751 95.28 – – – – 43.10 0.875 22.23 3.750 95.25 3.625 92.08 – – – – 6 5/8 168.3 20.00 0.288 7.32 6.049 153.64 5.924 150.47 – – – – 24.00 0.352 8.94 5.921 150.39 5.796 147.22 5.730 145.54 – – 28.00 0.417 10.59 5.791 147.09 5.666 143.92 5.666 143.92 – – 32.00 0.475 12.07 5.675 144.15 5.550 140.97 5.550 140.97 – – 35.00 0.525 13.34 5.575 141.61 5.450 138.43 – – – – 36.70 0.562 14.28 5.501 139.73 5.376 136.55 – – – – 40.20 0.625 15.88 5.375 136.53 5.250 133.35 – – – – 43.70 0.687 17.45 5.251 133.38 5.126 130.20 – – – – 47.10 0.750 19.05 5.125 130.18 5.000 127.00 – – – – 50.40 0.812 20.63 5.001 127.03 4.876 123.85 – – – – pulg mm lb/pie pulg pulg pulg Estándar XC Alternativo pulg pulgmm mm mm mm mm PESODIÁMETRO EXTERNO ESPESOR DIÁMETRO DRIFTDIÁMETRO INTERNO 86 7 177.8 17.00 0.231 5.87 6.538 166.07 6.413 162.89 – – – – 20.00 0.272 6.91 6.456 163.98 6.331 160.81 – – – – 23.00 0.317 8.05 6.366 161.70 6.241 158.52 6.151 156.24 6.250 158.75 26.00 0.362 9.20 6.276 159.41 6.151 156.24 6.151 156.24 – – 29.00 0.408 10.36 6.184 157.07 6.059 153.90 6.059 153.90 – – 32.00 0.453 11.51 6.094 154.79 5.969 151.61 5.969 151.61 6.000 152.40 35.00 0.498 12.65 6.004 152.50 5.879 149.33 5.879 149.33 – – 38.00 0.540 13.72 5.920 150.37 5.795 147.19 5.795 147.19 – – 41.00 0.590 14.99 5.820 147.83 5.695 144.65 – – – – 42.70 0.625 15.88 5.750 146.05 5.625 142.88 – – – – 46.40 0.687 17.45 5.626 142.90 5.501 139.73 – – – – 50.10 0.750 19.05 5.500 139.70 5.375 136.53 – – – – 53.60 0.812 20.63 5.376 136.55 5.251 133.38 – – – – 57.10 0.875 22.23 5.250 133.35 5.125 130.18 – – – – 7 5/8 193.7 24.00 0.300 7.62 7.025 178.44 6.900 175.26 – – – – 26.40 0.328 8.33 6.969 177.01 6.844 173.84 6.750 171.45 – – 29.70 0.375 9.53 6.875 174.63 6.750 171.45 6.750 171.45 – – 33.70 0.430 10.92 6.765 171.83 6.640 168.66 6.640 168.66 – – 39.00 0.500 12.70 6.625 168.28 6.500 165.10 6.500 165.10 – – 42.80 0.562 14.28 6.501 165.13 6.376 161.95 – – – – 45.30 0.595 15.11 6.435 163.45 6.310 160.27 – – – – 47.10 0.625 15.88 6.375 161.93 6.250 158.75 – – – – 51.20 0.687 17.45 6.251 158.78 6.126 155.60 – – – – 53.00 0.712 18.09 6.201 157.51 6.076 154.33 – – – – 55.30 0.750 19.05 6.125 155.58 6.000 152.40 – – – – 59.00 0.811 20.60 6.003 152.48 5.878 149.30 – – – – 59.20 0.812 20.63 6.001 152.43 5.876 149.25 – – – – 7 3/4 196.9 46.10 0.595 15.11 6.560 166.62 6.435 163.45 – – – – 8 5/8 219.1 24.00 0.264 6.71 8.097 205.66 7.972 202.49 – – – – 28.00 0.304 7.72 8.017 203.63 7.892 200.46 – – – – 32.00 0.352 8.94 7.921 201.19 7.796 198.02 7.700 195.58 7.875 200.03 36.00 0.400 10.16 7.825 198.76 7.700 195.58 7.700 195.58 – – 40.00 0.450 11.43 7.725 196.22 7.600 193.04 7.600 193.04 7.625 193.68 44.00 0.500 12.70 7.625 193.68 7.500 190.50 7.500 190.50 – – 49.00 0.557 14.15 7.511 190.78 7.386 187.60 7.386 187.60 – – 52.00 0.595 15.11 7.435 188.85 7.310 185.67 – – – – 54.00 0.625 15.88 7.375 187.33 7.250 184.15 – – – – Dimensiones de casing API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓNManual de Tubulares Tablas para el uso de tuberías con conexiones API pulg mm lb/pie pulg pulg pulg Estándar XC Alternativo pulg pulgmm mm mm mm mm PESODIÁMETRO EXTERNO ESPESOR DIÁMETRO DRIFTDIÁMETRO INTERNO 87 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI 9 5/8 244.5 32.30 0.312 7.93 9.001 228.63 8.845 224.66 – – – – 36.00 0.352 8.94 8.921 226.59 8.765 222.63 – – – – 40.00 0.395 10.03 8.835 224.41 8.679 220.45 8.599 218.41 8.750 222.25 43.50 0.435 11.05 8.755 222.38 8.599 218.41 8.599 218.41 8.625 219.08 47.00 0.472 11.99 8.681 220.50 8.525 216.54 8.525 216.54 – – 53.50 0.545 13.84 8.535 216.79 8.379 212.83 8.379 212.83 8.500 215.90 58.40 0.595 15.11 8.435 214.25 8.279 210.29 – – 8.375 212.72 59.40 0.609 15.47 8.407 213.54 8.251 209.58 – – – – 61.10 0.625 15.88 8.375 212.73 8.219 208.76 – – – – 64.90 0.672 17.07 8.281 210.34 8.125 206.38 – – – – 70.30 0.734 18.64 8.157 207.19 8.001 203.23 – – – – 71.80 0.750 19.05 8.125 206.38 7.969 202.41 – – – – 75.60 0.797 20.24 8.031 203.99 7.875 200.03 – – – – 80.80 0.859 21.82 7.907 200.84 7.751 196.88 – – – – 86.00 0.922 23.42 7.781 197.64 7.625 193.68 – – – – 9 7/8 250.8 62.80 0.625 15.88 8.625 219.08 8.469 215.11 – – 8.500 215.90 10 3/4 273.1 32.75 0.279 7.09 10.192 258.88 10.036 254.91 – – – – 40.50 0.350 8.89 10.050 255.27 9.894 251.31 – – – – 45.50 0.400 10.16 9.950 252.73 9.794 248.77 9.794 248.77 9.875 250.83 51.00 0.450 11.43 9.850 250.19 9.694 246.23 9.694 246.23 – – 55.50 0.495 12.57 9.760 247.90 9.604 243.94 9.604 243.94 9.625 244.48 60.70 0.545 13.84 9.660 245.36 9.504 241.40 9.504 241.40 – – 65.70 0.595 15.11 9.560 242.82 9.404 238.86 – – 9.504 241.40 71.10 0.650 16.51 9.450 240.03 9.294 236.07 – – – – 73.20 0.672 17.07 9.406 238.91 9.250 234.95 – – – – 75.90 0.700 17.78 9.350 237.49 9.194 233.53 – – – – 79.20 0.734 18.64 9.282 235.76 9.126 231.80 – – – – 80.90 0.750 19.05 9.250 234.95 9.094 230.99 – – – – 85.30 0.797 20.24 9.156 232.56 9.000 228.60 – – – – 11 3/4 298.5 42.00 0.333 8.46 11.084 281.53 10.928 277.57 – – 11.000 279.40 47.00 0.375 9.53 11.000 279.40 10.844 275.44 – – – – 54.00 0.435 11.05 10.880 276.35 10.724 272.39 – – – – 60.00 0.489 12.42 10.772 273.61 10.616 269.65 – – 10.625 269.88 65.00 0.534 13.56 10.682 271.32 10.526 267.36 – – 10.625 269.88 71.00 0.582 14.79 10.586 268.88 10.430 264.92 – – – – 75.00 0.618 15.70 10.514 267.06 10.358 263.09 – – – – 79.00 0.656 16.66 10.438 265.13 10.282 261.16 – – – – 11 7/8 301.6 71.80 0.582 14.78 10.711 272.06 10.555 268.10 – – – – 13 3/8 339.7 48.00 0.330 8.38 12.715 322.96 12.559 319.00 – – – – 54.50 0.380 9.65 12.615 320.42 12.459 316.46 – – – – 61.00 0.430 10.92 12.515 317.88 12.359 313.92 – – – – 68.00 0.480 12.19 12.415 315.34 12.259 311.38 – – – – 72.00 0.514 13.06 12.347 313.61 12.191 309.65 – – 12.250 311.15 77.00 0.550 13.97 12.275 311.79 12.119 307.82 – – – – 80.70 0.580 14.73 12.215 310.26 12.059 306.30 – – – – 86.00 0.625 15.88 12.125 307.98 11.969 304.01 – – 12.000 304.80 92.00 0.670 17.02 12.035 305.69 11.879 301.73 – – – – 98.00 0.719 18.26 11.937 303.20 11.781 299.24 – – – – Dimensiones de casing API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN pulg mm lb/pie pulg pulg pulg Estándar XC Alternativo pulg pulgmm mm mm mm mm PESODIÁMETRO EXTERNO ESPESOR DIÁMETRO DRIFTDIÁMETRO INTERNO 88 13 1/2 342.9 80.40 0.576 14.63 12.348 313.64 12.161 308.89 – – 12.250 311.15 13 5/8 346.1 88.20 0.625 15.88 12.375 314.33 12.219 310.36 – – 12.250 311.15 14 355.6 82.50 0.562 14.28 12.876 327.05 12.689 322.30 – – – – 94.80 0.656 16.66 12.688 322.28 12.501 317.53 – – – – 99.30 0.688 17.48 12.624 320.65 12.437 315.90 – – – – 110.00 0.772 19.61 12.456 316.38 12.269 311.63 – – – – 16 406.4 65.00 0.375 9.53 15.250 387.35 15.062 382.57 – – – – 75.00 0.438 11.13 15.124 384.15 14.936 379.37 – – – – 84.00 0.495 12.57 15.010 381.25 14.822 376.48 – – – – 94.50 0.562 14.28 14.876 377.85 14.689 373.10 – – 14.750 374.65 109.00 0.656 16.66 14.688 373.08 14.500 368.30 – – – – 118.00 0.715 18.16 14.570 370.08 14.383 365.33 – – – – 128.00 0.781 19.84 14.438 366.73 14.251 361.98 – – – – 18 5/8 473.1 87.50 0.435 11.05 17.755 450.98 17.567 446.20 – – – – 94.50 0.468 11.88 17.689 449.30 17.502 444.55 – – 17.500 444.50 96.50 0.485 12.32 17.655 448.44 17.468 443.69 – – – – 109.00 0.563 14.30 17.499 444.47 17.311 439.70 – – – – 114.00 0.579 14.71 17.467 443.66 17.279 438.89 – – – – 115.00 0.594 15.09 17.437 442.90 17.250 438.15 – – – – 126.00 0.636 16.15 17.353 440.77 17.166 436.02 – – – – 136.00 0.693 17.60 17.239 437.87 17.052 433.12 – – – – 139.00 0.720 18.29 17.185 436.50 16.998 431.75 – – – – 20 508.0 94.00 0.438 11.13 19.124 485.75 18.936 480.97 – – – – 106.50 0.500 12.70 19.000 482.60 18.812 477.82 – – – – 118.50 0.563 14.30 18.874 479.40 18.687 474.65 – – – – 133.00 0.635 16.13 18.730 475.74 18.542 470.97 – – – – 147.00 0.709 18.01 18.582 471.98 18.394 467.21 – – – – 169.00 0.812 20.63 18.376 466.75 18.188 461.98 – – – – 24 1/2 622.3 133.00 0.500 12.70 23.500 596.90 23.313 592.15 – – – – 140.00 0.531 13.49 23.438 595.33 23.251 590.58 – – – – 162.00 0.625 15.88 23.250 590.55 23.063 585.80 – – – – 165.00 0.635 16.13 23.230 590.04 23.043 585.29 – – – – Dimensiones de casing API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN Manual de Tubulares pulg lb/pie pulg NU EU EUSC pulg pulg PESODIÁMETRO EXTERNO DIÁMETRO EXTERNO Tablas para el uso de tuberías con conexiones API 89 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI Diámetro externo de conexiones de tubing API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN NU = Sin Recalque (API). EU = Con Recalque Externo (API). EUSC = Recalque Externo con Diámetro Externo Reducido (API). 2 3/8 4.00 2.875 – – 4.60 2.875 – – 4.70 – 3.063 2.910 5.80 2.875 – – 5.95 – 3.063 2.910 2 7/8 6.40 3.500 – – 6.50 – 3.668 3.460 7.80 3.500 – – 7.90 – 3.668 3.460 8.60 3.500 – – 8.70 – 3.668 3.460 3 1/2 7.70 4.250 – – 9.20 4.250 – – 9.30 – 4.500 4.180 10.20 4.250 – – 12.70 4.250 – – 12.95 – 4.500 4.180 4 9.50 4.750 – – 11.00 – 5.000 – 4 1/2 12.60 5.200 – – 12.75 – 5.563 – Manual de Tubulares Tablas para el uso de tuberías con conexiones API PESODIÁMETRO STC pulg lb/pie pulg pulg pulg pulg pulg pulg BC BCSC XC XCSCLC 91 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI Diámetro externo de conexiones de casing API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN STC = Cupla Corta (API). LC = Cupla Larga (API). BC = Buttress con Cupla (API). BCSC = Buttress con Cupla con DiámetroExterno Reducido (API). XC = Extreme Line (API). XCSC = Extreme Line con Diámetro Externo Reducido (API). 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 – – Diámetro externo de conexiones de casing API 5CT 8a EDICIÓN/ISO 11960 3a EDICIÓN PESODIÁMETRO STC pulg lb/pie pulg pulg pulg pulg pulg pulg BC BCSC XC XCSCLC 92 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 = Cupla Corta (API). LC = Cupla Larga (API). BC = Buttress con Cupla (API). BCSC = Buttress con Cupla con Diámetro Externo Reducido (API). XC = Extreme Line (API). XCSC = Extreme Line con Diámetro Externo Reducido (API). Manual de Tubulares Tablas para el uso de tuberías con conexiones API pulg lb/pie lb.pie NU EU EUSC lb.pie lb.pie PESO GRADODIÁMETRO TORQUE ÓPTIMO 93 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI Torque óptimo de conexiones de tubing API 5C1 18a EDICIÓN 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 – 990 990 J-55 – 1290 1290 L-80 – 1760 1760 N-80 – 1800 1800 C-90 – 1920 1920 P-110 – 2380 2380 5.80 N-80 1420 – – C-90 1550 – – P-110 1930 – – 5.95 L-80 – 2190 2190 N-80 – 2240 2240 C-90 – 2390 2390 P-110 – 2960 2960 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 – 1250 1250 J-55 – 1650 1650 L-80 – 2250 2250 N-80 – 2300 2300 C-90 – 2460 2460 P-110 – 3050 3050 7.80 L-80 1910 – – N-80 1960 – – C-90 2090 – – 7.90 L-80 – 2710 2710 N-80 – 2770 2770 C-90 – 2970 2970 P-110 – 3670 3670 8.60 L-80 2160 – – N-80 2210 – – C-90 2370 – – P-110 2920 – – 8.70 L-80 – 2950 2950 N-80 – 3020 3020 C-90 – 3230 3230 P-110 – 3990 3990 pulg lb/pie lb.pie NU EU EUSC lb.pie lb.pie PESO GRADODIÁMETRO TORQUE ÓPTIMO 94 Torque óptimo de conexiones de tubing API 5C1 18a EDICIÓN 3 1/2 7.70 H-40 920 – – J-55 1210 – – L-80 1660 – – N-80 1700 – – C-90 1820 – – 9.20 H-40 1120 – – J-55 1480 – – L-80 2030 – – N-80 2070 – – C-90 2220 – – P-110 2745 – – 9.30 H-40 – 1730 1730 J-55 – 2280 2280 L-80 – 3130 3130 N-80 – 3200 3200 C-90 – 3430 3430 P-110 – 4240 4240 10.20 H-40 1310 – – J-55 1720 – – L-80 2360 – – N-80 2410 – – C-90 2590 – – 12.70 L-80 3140 – – N-80 3210 – – C-90 3440 – – 12.95 L-80 – 4200 4200 N-80 – 4290 4290 C-90 – 4610 4610 P-110 – 5690 5690 4 9.50 H-40 940 – – J-55 1240 – – L-80 1710 – – N-80 1740 – – C-90 1870 – – 11.00 H-40 – 1940 1940 J-55 – 2560 2560 L-80 – 3530 3530 N-80 – 3600 3600 C-90 – 3870 3870 4 1/2 12.60 H-40 1320 – – J-55 1740 – – L-80 2400 – – N-80 2440 – – C-90 2630 – – 12.75 H-40 – 2160 2160 J-55 – 2860 2860 L-80 – 3940 3940 N-80 – 4020 4020 C-90 – 4330 4330 Manual de Tubulares pulg lb/pie lb.pie STC LC XC lb.pie lb.pie PESO GRADODIÁMETRO TORQUE ÓPTIMO Tablas para el uso de tuberías con conexiones API 95 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI 4 1/2 9.50 H-40 770 – – J-55 1010 – – K-55 1120 – – 10.50 J-55 1320 – – K-55 1460 – – 11.60 J-55 1540 1620 – K-55 1700 1800 – N-80 – 2280 – C-90 – 2450 – C-95 – 2580 – P-110 – 3020 – 13.50 N-80 – 2760 – C-90 – 2970 – C-95 – 3130 – P-110 – 3660 – 15.10 P-110 – 4400 – Q-125 – 4910 – 5 11.50 J-55 1330 – – K-55 1470 – – 13.00 J-55 1690 1820 – K-55 1860 2010 – 15.00 J-55 2070 2230 2700 K-55 2280 2460 2700 N-80 – 3140 3200 L-80 – 3080 3200 C-90 – 3380 3200 C-95 – 3560 3700 P-110 – 4170 3700 18.00 N-80 – 4000 3200 L-80 – 3930 3200 C-90 – 4310 3200 C-95 – 4550 3700 P-110 – 5310 3700 Q-125 – 5930 4200 21.40 N-80 – 4950 – L-80 – 4860 – C-90 – 5340 – C-95 – 5620 – P-110 – 6580 – Q-125 – 7340 – 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. Torque óptimo de conexiones de casing API 5C1 18a EDICIÓN pulg lb/pie lb.pie STC LC XC lb.pie lb.pie PESO GRADODIÁMETRO TORQUE ÓPTIMO 96 Torque óptimo de conexiones de casing API 5C1 18a EDICIÓN 5 23.20 C-90 – 5880 – Q-125 – 8090 – 24.10 N-80 – 5720 – L-80 – 5610 – C-90 – 6170 – C-95 – 6500 – P-110 – 7600 – Q-125 – 8490 – 5 1/2 14.00 H-40 1300 – – J-55 1720 – – K-55 1890 – – 15.50 J-55 2020 2170 2700 K-55 2220 2390 2700 17.00 J-55 2290 2470 2700 K-55 2520 2720 2700 N-80 – 3480 3200 L-80 – 3410 3200 C-90 – 3750 3200 C-95 – 3960 3700 P-110 – 4620 3700 20.00 N-80 – 4280 3200 L-80 – 4200 3200 C-90 – 4620 3200 C-95 – 4870 3700 P-110 – 5690 3700 23.00 N-80 – 5020 3200 L-80 – 4930 3200 C-90 – 5430 3200 C-95 – 5720 3700 P-110 – 6680 3700 Q-125 – 7470 4200 6 5/8 20.00 H-40 1840 – – J-55 2450 2660 – K-55 2670 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. Manual de Tubulares Tablas para el uso de tuberías con conexiones API pulg lb/pie lb.pie STC LC XC lb.pie lb.pie PESO GRADODIÁMETRO TORQUE ÓPTIMO 97 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI Torque óptimo de conexiones de casing API 5C1 18a EDICIÓN 6 5/8 24.00 J-55 3140 3400 3200 K-55 3420 3720 3200 N-80 – 4810 3700 L-80 – 4730 3700 C-90 – 5210 3700 C-95 – 5490 4200 P-110 – 6410 4200 28.00 N-80 – 5860 3700 L-80 – 5760 3700 C-90 – 6350 3700 C-95 – 6690 4200 P-110 – 7810 4200 32.00 N-80 – 6780 3700 L-80 – 6660 3700 C-90 – 7340 3700 C-95 – 7740 4200 P-110 – 9040 4200 Q-125 – 10110 4700 7 17.00 H-40 1220 20.00 H-40 1760 – – J-55 2340 – – K-55 2540 – – 23.00 J-55 2840 3130 3200 K-55 3090 3410 3200 N-80 – 4420 3700 L-80 – 4350 3700 C-90 – 4790 3700 C-95 – 5050 4200 26.00 J-55 3340 3670 3200 K-55 3640 4010 3200 N-80 – 5190 3700 L-80 – 5110 3700 C-90 – 5630 3700 C-95 – 5930 4200 P-110 – 6930 4200 29.00 N-80 – 5970 3700 L-80 – 5870 3700 C-90 – 6480 3700 C-95 – 6830 4200 P-110 – 7970 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. pulg lb/pie lb.pie STC LC XC lb.pie lb.pie PESO GRADODIÁMETRO TORQUE ÓPTIMO 98 Torque óptimo de conexiones de casing API 5C1 18a EDICIÓN 7 32.00 N-80 – 6720 3700 L-80 – 6610 3700 C-90 – 7290 3700 C-95 – 7680 4200 P-110 – 8970 4200 35.00 N-80 – 7460 3700 L-80 – 7340 3700 C-90 – 8090 3700 C-95 – 8530 4200 P-110 – 9960 4200 Q-125 – 11150 4700 38.00 N-80 – 8140 3700 L-80 – 8010 3700 C-90 – 8830 3700 C-95 – 9310 4200 P-110 – 10870 4200 Q-125 – 12160 4700 7 5/8 24.00 H-40 2120 – – 26.40 J-55 3150 3460 3700 K-55 3420 3770 3700 N-80 – 4900 4200 L-80 – 4820 4200 C-90 – 5320 4200 C-95 – 5600 4700 29.70 K-55 – – 3700 N-80 – 5750 4200 L-80 – 5670 4200 C-90 – 6250 4200 C-95 – 6590 4700 P-110 – 7690 4700 33.70 N-80 – 6740 4200 L-80 – 6640 4200 C-90 – 7330 4200 C-95 – 7720 4700 P-110 – 9010 4700 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. Manual de Tubulares Tablas para el uso de tuberías con conexiones API pulg lb/pie lb.pie STC LC XC lb.pie lb.pie PESO GRADODIÁMETRO TORQUE ÓPTIMO 99 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI Torque óptimo de conexiones de casing API 5C1 18a EDICIÓN 7 5/8 39.00 N-80 – 7980 4200 L-80 – 7860 4200 C-90 – 8670 4200 C-95 – 9140 4700 P-110 – 10660 4700 Q-125 – 11940 5200 42.80 N-80 – 9060 – L-80 – 8910 – C-90 – 9840 – C-95 – 10370 – P-110 – 12100 – Q-125 – 13550 – 45.30 C-90 – 10450 – Q-125 – 14390 – 47.10 N-80 – 10130 – L-80 – 9970 – C-90 – 11000 – C-95 – 11590 – P-110 – 13530 – Q-125 – 15150 – 8 5/8 24.00 J-55 2440 – – 28.00 H-40 2330 – – 32.00 H-40 2790 – – J-55 3720 4170 4200 K-55 4020 4520 4200 36.00 J-55 4340 4860 4200 K-55 4680 5260 4200 N-80 – 6880 4700 L-80 – 6780 4700 C-90 – 7490 4700 C-95 – 7890 5200 40.00 N-80 – 7880 4700 L-80 – 7760 4700 C-90 – 8580 4700 C-95 – 9040 5200 P-110 – 10550 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 sonpara 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. pulg lb/pie lb.pie STC LC XC lb.pie lb.pie PESO GRADODIÁMETRO TORQUE ÓPTIMO 100 Torque óptimo de conexiones de casing API 5C1 18a EDICIÓN 8 5/8 44.00 N-80 – 8870 4700 L-80 – 8740 4700 C-90 – 9650 4700 C-95 – 10170 5200 P-110 – 11860 5200 49.00 N-80 – 9970 4700 L-80 – 9830 4700 C-90 – 10850 4700 C-95 – 11440 5200 P-110 – 13350 5200 Q-125 – 14960 5700 9 5/8 32.30 H-40 2540 – – 36.00 H-40 2940 – – J-55 3940 4530 – K-55 4230 4890 – 40.00 J-55 4520 5200 4700 K-55 4860 5610 4700 N-80 – 7370 5200 L-80 – 7270 5200 C-90 – 8040 5200 C-95 – 8470 6200 43.50 N-80 – 8250 5200 L-80 – 8130 5200 C-90 – 8990 5200 C-95 – 9480 6200 P-110 – 11050 6200 47.00 N-80 – 9050 5200 L-80 – 8930 5200 C-90 – 9870 5200 C-95 – 10400 6200 P-110 – 12130 6200 Q-125 – 13600 6700 53.50 N-80 – 10620 5200 L-80 – 10470 5200 C-90 – 11570 5200 C-95 – 12200 6200 P-110 – 14220 6200 Q-125 – 15950 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. Manual de Tubulares Tablas para el uso de tuberías con conexiones API pulg lb/pie lb.pie STC LC XC lb.pie lb.pie PESO GRADODIÁMETRO TORQUE ÓPTIMO 101 Te na ris M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S TA BL A S PA RA E L U SO D E TU BE RÍ A S C O N C O N EX IO N ES A PI Torque óptimo de conexiones de casing API 5C1 18a EDICIÓN 10 3/4 32.75 H-40 2050 – – 40.50 H-40 3140 – – J-55 4200 – – K-55 4500 – – 45.50 J-55 4930 – – K-55 5280 – – 51.00 J-55 5650 – – K-55 6060 – – N-80 8040 – – L-80 7940 – – C-90 8790 – – C-95 9270 – – P-110 10710 – – 55.50 N-80 8950 – – L-80 8840 – – C-90 9790 – – C-95 10320 – – P-110 12020 – – 60.70 P-110 13370 – – Q-125 15020 – – P-110 14710 – – Q-125 16520 – – 11 3/4 42.00 H-40 3070 – – J-55 4770 – – K-55 5090 – – 54.00 J-55 5680 – – K-55 6060 – – 60.00 J-55 6490 – – K-55 6930 – – N-80 9240 – – L-80 9130 – – C-90 10110 – – C-95 10660 – – P-110 12420 – – Q-125 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. pulg lb/pie lb.pie STC LC XC lb.pie lb.pie PESO GRADODIÁMETRO TORQUE ÓPTIMO 102 Torque óptimo de conexiones de casing API 5C1 18a EDICIÓN 13 3/8 48.00 H-40 3220 – – 54.50 J-55 5140 – – K-55 5470 – – 61.00 J-55 5950 – – K-55 6330 – – 68.00 J-55 6750 – – K-55 7180 – – N-80 9630 – – L-80 9520 – – C-90 10570 – – C-95 11140 – – P-110 12970 – – 72.00 N-80 10400 – – L-80 10290 – – C-90 11420 – – C-95 12040 – – P-110 14010 – – Q-125 15760 – – 16 65.00 H-40 4390 – – 75.00 J-55 7100 – – K-55 7520 – – 84.00 J-55 8170 – – K-55 8650 – – 18 5/8 87.50 H-40 5590 – – J-55 7540 – – K-55 7940 – – 20 94.00 H-40 5810 – – J-55 7830 9070 – K-55 8230 9550 – 106.50 J-55 9130 10560 – K-55 9590 11130 – 133.00 J-55 11920 13790 – K-55 12520 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. M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 103 Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing Te na ris Tipos de tuberías y funciones TUBERÍA GUÍA O DE SUPERFICIE 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". TUBERÍA InTERmEDIA 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. De acuerdo a la profundidad y tipo de pozo, se pueden necesitar varias tuberías intermedias. TUBERÍA DE PRODUCCIón La tubería de producción se utiliza para aislar zonas productivas y contener presiones de for- mación. 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 cementa- ción, 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". 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, normalmentecementada en toda su longitud. Consideraciones generales Los gráficos que se adjuntan brindan referen- cias 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. Estos gráficos cubren únicamente el diseño de tuberías de superficie y producción (casing de producción) tomando en cuenta solamente gra- dos de acero y uniones de la norma API 5CT y utilizando parámetros de resistencia calculados de acuerdo con la norma API 5C3. 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. Estos gráficos han sido concebidos teniendo en cuenta aspectos fundamentales en la perfor- mance de un pozo, tales como: .Asegurar una adecuada integridad mecánica del 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 posibili- dades que se conjugan en un diseño, sugerimos tomar este manual como referencia. El Servicio de Asistencia Técnica queda a entera dispo- sición de los usuarios para la realización de diseños que, debido a la complejidad del pozo, requieran un análisis más exhaustivo. (running.assistance@tenaris.com) 104 Información requerida CASInG DE PRODUCCIón y TUBERÍA DE SUPERFICIE 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 proble- máticos, 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 yaci- miento, tipo de pozo, etc. Entre los más impor- tantes 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 Diseño Un diseño de casing es exitoso cuando ofrece resistencia mecánica y a los ambientes circun- dantes (corrosión), asegurando una funcio- nalidad 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 consi- dera ambiente corrosivo. Condiciones asumidas CASInG DE PRODUCCIón y TUBERÍA DE SUPERFICIE .Cantidad despreciable tanto de CO2 como de H2S .Pozo ficticio .Pozo vertical .La tubería de superficie y los liners se conside- ran cementados en su totalidad. .Tope de cemento de la tubería de producción 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 M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 105 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing Condiciones de servicio Las condiciones de servicio de un pozo son aquellas que involucran todas las actividades que se realizan durante la perforación, termina- ción y etapa productiva del pozo. __ nOTA: TODOS LOS FACTORES DE DISEñO SOn VALORES mÍnI- mOS COnSIDERADOS. PODRán SER CAmBIADOS A CRITERIO DEL DISEñADOR/ OPERADOR. (*) 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. factores de diseño Son cinco los factores de diseño empleados en la confección de los gráficos: Estallido, Colapso, Tracción, Compresión y Von Mises. ESTALLIDO COLAPSO TRACCIón* COmPRESIón* VOn mISES Mínima presión de fluencia interna Máxima presión diferencial interna 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 = 1.150FDE = = 1.125FDCLL = = 1.750FDt = = 1.300FDC = = 1.250**FDVME = 106 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 corres- pondiente del “gradiente de fractura seguro de la formación”. Este “gra- diente seguro” es igual al 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. TUBERÍAS DE SUPERFICIE Casos de cargas considerados: sección. El mismo lodo también se utiliza como columna hidrostática interna del casing. El caso base contempla el estado de la tubería una vez que el cemento se ha desplazado en su totalidad. En estas circunstancias iniciales, al estar la tubería cementada en su totali- dad, no se aplica ninguna fuerza de "colgado" a la tubería misma. CASO BASE En este caso base, las tuberías se asumen cementadas de acuerdo con el siguiente esquema: Las tuberías utilizadas como casing de superficie son cementadas en su totalidad. El perfil de presión externa se genera con el gra- diente dado por el lodo y el cemento, ubicando (si correspondiera) en la parte superior del anillo de cemento el lodo utili- zado para perforar dicha M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 107 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing 1/3 REEMPLAZADO POR GAS Como en el caso de 1/3 evacuado, múltiples casos de carga se pueden gene- rar al reemplazar 1/3 del lodo de perforación por gas. La tubería pasa de estar sometida al colapso a estar sometida a presión interna. 1/3 EVACUADA El casing es internamente evacuado desde la super- ficie hasta completar 1/3 de la máxima profundidad del pozo. Debajo de esa profundidad se encuentra el peso del lodo para la próxima tubería. La presión externa es la originada por el peso del lodo con el que la cañería fue bajada. El perfil de la temperatura creado en este caso de carga es el estático. 108 CASO BASE En este caso base, las tuberías se asumen cementadas de acuerdo con el siguiente esquema: Las tuberías utilizadas como casing de produc- ción son cementadas parcialmente, hasta cubrir la totalidad de la zona productiva. El perfil de presión externa se genera con el gradien- te dado por el lodo y el cemento, ubicando en la parte superior del anillo de cemento el lodo utili- Tuberías de Producción Casos de cargas considerados: SURGENCIAEste 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 tempera- tura circulante. Al igual que la condición de 1/3 reemplazado por gas, múltiples casos de surgencia pueden ser generados. Un sistema experto calcula las posi- bles 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. zado para perforar dicha sección. El mismo lodo también se utiliza como columna hidrostática interna del casing. El caso base contempla el estado de la tubería una vez que el cemento se ha desplazado en su totalidad. En estas circunstancias ini- ciales, se aplican las cargas axiales al momento de la instalación de la tubería (con o sin fuerza de colga- do), según corresponda. M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 109 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PÉRDIDA DE TUBING EN SUPERFICIE (TEMPERATURA ESTÁTICA) El interior del casing soporta la presión del reservorio más la colum- na 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. TOTALMENTE EVACUADO 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 encuen- tra en el espacio anular, incluso en el tramo cementado, consideran- do (como situación más desfavorable posible) que éste no está correctamen- te adherido a las paredes del casing. Se utiliza un perfil de tem- peratura estático. 110 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 está- tico, la diferencia es que 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. M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 111 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing Modo de uso de los gráficos En cada uno de estos gráficos se representan las distintas combinaciones posibles entre diáme- tros y densidad de lodos. En cada uno de los gráficos aparece un diáme- tro con las distintas densidades de lodos, que varían entre 8,6 y 11 ppg. El interesado solamente debe conocer la profun- didad del pozo que desea entubar y la densidad máxima del lodo de perforación. La profundidad está expresada en metros y está dispuesto en sen- tido vertical descendente. Una vez que encontró el valor de interés tiene que desplazarse horizon- talmente hasta cortar la primera columna, que mostrará, para los metros deseados, los tipos de aceros y conexiones más económicas para satisfa- cer las hipótesis de carga y los factores de diseño. PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 22 00 PROFUNDIDAD A LA QUE DESEO ENTUBAR EL POZO 14,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC 15,5 lb/pie K-55 STC 20,0 lb/pie N-80 LC 15,5 lb/pie K-55 LC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie K-55 LC COLUMNA REQUERIDA CON SUS TIPOS DE ACERO Y CONEXIONES Ejemplo de uso 112 17,0 lb/pie K-55 STC14,0 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 LC 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 8,6 ppG (1030 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 113 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 LC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 8,8 ppG (1054 GR/L) 114 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 24002500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 LC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 9 ppG (1080 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 115 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 LC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 9,2 ppG (1100 GR/L) 116 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 LC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 9,4 ppG (1126 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 117 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC 15,5 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 LC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie K-55 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 9,6 ppG (1150 GR/L) 118 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC 15,5 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 LC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie K-55 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 9,8 ppG (1174 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 119 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC 15,5 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 LC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie K-55 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 10,0 ppG (1200 GR/L) 120 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC 15,5 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 LC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie K-55 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 10,2 ppG (1222 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 121 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10001100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 LC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 10,4 ppG (1246 GR/L) 122 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 10,6 ppG (1270 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 123 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 10,8 ppG (1294 GR/L) 124 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 14,0 lb/pie K-55 STC 15,5 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie K-55 STC 17,0 lb/pie N-80 LC 20,0 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 5 1/2" 11,0 ppG (1318 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 125 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie K-55 LC 23 lb/pie K-55 LC 26 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 7" 8,6 ppG (1030 GR/L) 126 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 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 Gráfico de selección de tuberías 7" 8,8 ppG (1054 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 127 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie N-80 LC 23 lb/pie N-80 LC 23 lb/pie K-55 LC 26 lb/pie K-55 STC Gráfico de selección de tuberías 7" 9 ppG (1078 GR/L) 128 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 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 Gráfico de selección de tuberías 7" 9,2 ppG (1100 GR/L) M AN U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 129 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie K-55 LC 26 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie N-80 LC 26 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 7" 9,4 ppG (1126 GR/L) 130 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie K-55 STC 20 lb/pie N-80 LC 26 lb/pie K-55 LC 23 lb/pie K-55 LC 26 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie N-80 LC 23 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 7" 9,6 ppG (1150 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 131 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie K-55 LC 23 lb/pie K-55 LC 26 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie N-80 LC 23 lb/pie N-80 LC 29 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 7" 9,8 ppG (1174 GR/L) 132 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie K-55 LC 23 lb/pie K-55 LC 26 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie N-80 LC 23 lb/pie N-80 LC 29 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 7" 10,0 ppG (1200 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 133 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie K-55 LC 23 lb/pie K-55 LC 26 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie N-80 LC 23 lb/pie N-80 LC 29 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 7" 10,2 ppG (1222 GR/L) 134 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie K-55 LC 23 lb/pie K-55 LC 26 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie N-80 LC 23 lb/pie N-80 LC 29 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 7" 10,4 ppG (1246 GR/L) M A N U A L D E TU BU LA RE S RE C O M EN D A C IO N ES T ÉC N IC A S G U íA p A RA v ER If IC A C Ió N p RE LI M IN A R D E C A SI N G 135 Te na ris Manual de Tubulares Guía para verificación preliminar de casing PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 LONGITUD ENTUBADA (m) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 22002300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 20 lb/pie K-55 STC 23 lb/pie K-55 STC 26 lb/pie K-55 LC 26 lb/pie N-80 LC 26 lb/pie K-55 STC 29 lb/pie N-80 LC Gráfico de selección de tuberías 7" 10,6 ppG (1270 GR/L) 136 PR O FU N DI DA D DE L PO ZO (m ) 10 00 11 00 13 00 14 00 17 00 16 00 15 00 12 00 18 00 19 00 21 00 22 00 25 00 24 00 23 00 26 00 27 00 30 00 29 00 28 00 20 00 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 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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 contactar a un representante de Tenaris o visitar nuestra página de internet www.tenaris.com para información más detallada. ©Tenaris 2011. Todos los derechos reservados.
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