Manual de Tubulares

Manual de
Tubulares
Tabla de
contenidos
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
Recomendaciones
generales
Tenaris
Licenciatarios
Manual de TuBulaRes
Tenaris
RecoMendaciones GeneRales
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
Tenaris ofrece en todo el mundo diseño y tecnología 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 licenciatarios para el roscado, desarrollamos soluciones
para responder a las más exigentes necesidades
de exploración y producción.
7
conexiones premium
__
Productos de calidad asegurada
Grasa de enrosque:
_ grasa de introducción
_ running compound
_ thread compound
_ grasa de instalación
_ grasa de corrida
Las conexiones premium TenarisHydril son
fabricadas como parte de un proceso integrado
de diseño, producción, tratamiento y terminación de tubos.
Respondemos rápida y flexiblemente a cambios
en las especificaciones solicitadas y otras condiciones inesperadas a la vez que mantenemos
los más altos estándares de Calidad exigidos
por la industria.
Tenaris tiene una amplia red internacional de talleres licenciatarios para el roscado, que le permiten
estar presente en todas las áreas donde se emplean
los productos TenarisHydril. Estos talleres, que
son certificados y periódicamente auditados por
técnicos de Tenaris, suministran accesorios y realizan reparaciones de productos dañados.
Para mayor información sobre nuestros talleres licenciatarios de roscado, sus aptitudes y
capacidades, por favor visite nuestro sitio web:
www.tenaris.com.
Grupos de conexiones premium
Las conexiones premium TenarisHydril se dividen en tres familias: Serie Blue™, Serie Wedge
500™ y Serie Legacy.
Nuestra tecnología Dopeless®, un recubrimiento
seco de capas múltiples que reemplaza al compuesto de almacenamiento y grasa de enrosque, se halla
disponible para ciertas conexiones.
Para una mayor claridad, dentro de este manual,
nuestras conexiones premium se han organizado de la siguiente manera:
coneXiones
Grupo 1
Grupo 2
Blue™
Wedge series 500™
Blue™ near Flush
Macii™
Blue™ Thermal liner
slX™
Ms™
PH6™, PH4™ y cs®
3sB™
HW™
PJd™
eR™
SErIES
BLuE - WEDGE - LEGACY
nuestras conexiones
ofrecen el diseño y la
tecnología más avanzados
en todo el mundo.
8
Recomendaciones básicas
para el manejo e instalación
de tuberías
Preparación de las conexiones
3/4" y mayores, aplique el torque óptimo dos Veces o
bien manténgalo durante Varios segundos.
Para un óptimo desempeño de las conexiones
es sumamente importante seguir las recomendaciones respecto a la aplicación de la grasa de
enrosque y del pegamento para roscas.
Se recomienda especialmente colocar tapones
de manejo en las conexiones integrales cada vez
que el tubo sea movido hacia o desde el piso del
equipo de perforación/reparación (workover).
alineación
1. Verifique la alineación del bloque viajero o
top drive con la boca del pozo.
cromo
1. Se debe tener cuidado con aceros al cromo
(9% o más). Se debe prestar especial atención
para evitar daños en la conexión durante las operaciones de manejo e instalación de los tubos.
__
Pegamento para roscas:
_ thread lock compound
_ sellante de roscas
Tapón de manejo:
_ handling plug
_ tapón de maniobra
Box:
_ caja
2. Además de las recomendaciones incluidas
en esta sección, para el caso de aceros inoxidables y materiales de alta aleación aplique las
Recomendaciones para la instalación de tubería
de material al Cromo.
__
Ver recomendaciones para la instalación de tubería
2. Verifique
que esté centrado el Pin cuando está
suspendido sobre el Box. Ajuste si es necesario.
__
Ver equipamiento / Herramientas de serVicio en la
de material al cromo.
Tecnología dopeless®
sección de instalación de tuberías.
1. Las
__
Ver encHuFe en la sección de instalación de tuberías.
Velocidades de rotación
1. Realizar el enrosque a una velocidad no mayor
de 15 RPM.
recomendaciones generales para la instalación de tuberías son válidas también para
la opción Dopeless® de nuestras conexiones,
excepto en lo que se refiere a la limpieza, inspección visual y aplicación de grasas de instalación y pegamento.
__
Ver recomendaciones para la instalación de tuberías
con conexiones dopeless®.
ACTIVIDADES prEVIAS
Ver apriete en la sección de instalación de tuberías.
aplicación de grasa de
enrosque.
aplicación de torque
Siempre emplee los valores de torque recomendados por TenarisHydril para sus conexiones.
Los valores actualizados pueden encontrarse
en el siguiente sitio web:
Hojas de Datos:
http://premiumconnectiondata.tenaris.com/
index.php
Tablas de Torque:
http://www.tenaris.com/en/Products/
PremiumConnections/TorqueTables.aspx
.
.
__
Manual de TuBulaRes
__
Tenaris
el apriete final, pasar a baja velocidad y
no exceder las 5 RPM.
RecoMendaciones GeneRales
2. Para
nota: para la serie Wedge 500™, en los tamaños 10
9
__
Guía de enchufe:
_ stabbing guide
_ guía de emboque
Raíces de la rosca:
_ thread roots
_ valle de roscas
inspección visual previa
6. Los
1. Localice e inspeccione en el lugar de operaciones todos los 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 tamaño, peso y tipo de conexión.
__
limpieza
1. Limpie las conexiones empleando alguno de
los siguientes métodos. (El diesel es difícil de
remover de las roscas y no se recomienda como
solvente para la limpieza):
Ver el catálogo de conexiones 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 acumulados.
4. Asegúrese
que los mandriles cumplen con
los requerimientos dimensionales de API (ver
Norma API 5CT) o con requerimientos especiales (special drift).
5. Pase
tubos a los que no les pasa el mandril
deben ser marcados con una banda de pintura
roja a cada lado de la zona donde el mandril se
atasca y apartados para una posterior investigación. Se debe marcar el tubo con la leyenda
“NO PASA MANDRIL” para evitar confusiones con otros tipos de daño.
el mandril desde el Box hacia el Pin.
. cepillo no metálico y un solvente para limpieza.
. Un
Limpieza a vapor, con agua y solvente para
limpieza.
. Un cepillo rotativo de cerdas con agua a presión
y solventes para limpieza.
. Agua a alta presión.
2. Limpie con un trapo o con aire comprimido los solventes y/o agua de las raíces de la
rosca y del fondo del Box. Ante temperaturas
bajo cero, asegúrese que no quede humedad
alguna en la conexión. El hielo puede impedir
el correcto ensamblado de sellos y hombros
durante el apriete.
3. Asegúrese de que las conexiones queden bien
limpias, sin restos de grasa de almacenamiento,
suciedad ni pátina grasosa.
Tamaño (mín.) del mandril de calibrado según norma aPi
PRoducTos y TaMaÑos
lonGiTud
diáMeTRo
pulgadas
mm
pulgadas
mm
CASInG AnD LInErS
Menores que 9 5/8”
6
152
d - 1/8
d - 3.18
9 5/8” a 13 3/8”
12
305
d - 5/32
d - 3.97
Mayores que 13 3/8”
12
305
d - 3/16
d - 4.76
2 7/8” y menores
42
1,067
d - 3/32
d - 2.38
3 1/2” y mayores
42
1,067
d - 1/8
d - 3.18
TuBInG
d= diámetro interno nominal del cuerpo del tubo
Verifíquense tablas c.31 y e.31 en la última versión de la norma aPi 5cT
10
inspección
1. Sólo
las plantas de Tenaris y Talleres de
Reparaciones Autorizados producen conexiones
TenarisHydril auténticas. Las roscas genuinas de los Grupos 1 y 2 pueden identificarse
mediante el estencilado en el cuerpo del tubo.
Adicionalmente, las roscas genuinas del Grupo
2 pueden identificarse por una marca en bajo
relieve en los extremos Pin y Box.
2. Los
tubos deben colocarse de tal manera que
las conexiones puedan rotar 360 grados para
facilitar una completa limpieza e inspección.
3. Inspeccione
todas las conexiones para detectar problemas tales como ovalidad, abolladuras, áreas golpeadas y óxido. Las áreas de los
sellos deben estar libres de cortes longitudinales o transversales, rayas, picaduras por corrosión, y óxido.
Segregue e identifique adecuadamente todos los
tubos con sospecha de daños en las conexiones.
La evaluación y reparación posterior de los mismos debe ser realizada por un Especialista de
Tenaris en Servicios de Campo.
Preparación de las conexiones
Maneje todos los tubos con los protectores de
rosca colocados.
de contaminación por agua y partículas de
hielo. También debe protegérsela del frío resguardándola en una caseta o empleando algún
elemento calefactor.
__
__
para instrucciones especíFicas, Ver la sección aplica-
Tapón de levante:
_ lifting plug / lift plug
_ tapón de elevación
_ tapón de levantamiento
o de izaje
ción de grasa de enrosque y pegamento.
instalación de tuberías
equipo / Herramientas de serVicio
1. Se recomiendan elevadores de tipo cuña para
uniones integrales o conexiones acopladas del
tipo special clearance. Los elevadores no deben
colocarse sobre el área de la conexión o el
recalque (upset).
Cople:
_ coupling
_ cupla
_ acople
Elevador de tubo:
_ single joint elevator
_ elevador de una sola junta
_ elevador sencillo
Enchufe:
_ stabbing
_ emboque
2. Los elevadores de tope son adecuados para las
uniones acopladas.
3. Cuando se emplean elevadores de tope con
uniones integrales o conexiones acopladas del
tipo special clearance, la configuración del
diámetro interno de los elevadores debe poder
pasar por sobre el diámetro exterior del Box o
del cople y hacer tope en el tapón de elevación.
Se recomienda que el elevador tenga un diámetro
interno aproximadamente un 0.5% mayor que el
diámetro exterior del extremo Box o cople.
1.
2. Para las conexiones del Grupo 1 y Grupo 2
se recomienda utilizar grasa de enrosque del
tipo API-Modificado. Para saber si una grasa
de enrosque en particular es apropiada para
una conexión específica, contacte a
[email protected]
ALInEACIÓn
alinee el tubo con el eje
del cople.
4. Si
la temperatura ambiente está bajo cero, se
recomienda emplear una grasa de enrosque de
grado ártico. La grasa debe mantenerse libre
sí
no
Tenaris
Manual de TuBulaRes
3. Si la temperatura de servicio supera los 120°C
(250°F), se recomienda emplear una grasa de
enrosque de grado térmico.
RecoMendaciones GeneRales
4. No se recomienda la utilización de elevadores
para tubería de perforación (drill pipe).
11
5. Se
recomienda utilizar elevadores de un
tubo ya que mejoran la alineación durante el
enchufe y permiten una operación más segura.
Cuando se bajan uniones integrales o acopladas del tipo special clearance, asegúrese que
los elevadores estén maquinados al diámetro
apropiado y se empleen conjuntamente con un
tapón de elevación.
aplique un compuesto apropiado a la rosca y
área de sellos. Coloque protectores de rosca
secos, limpios y en buenas condiciones en todas
las conexiones.
6. Verifique la alineación del bloque viajero o
top drive con la boca del pozo.
4. Antes
7. Para la aplicación
del torque final es necesario
emplear una llave de apriete. Si los insertos de
las mordazas están montados incorrectamente
o mal mantenidos, se pueden ocasionar daños
al cuerpo del tubo. El equipo de medición de
torque debe estar calibrado.
8. Se recomienda utilizar un sistema de monitoreo de torque-vuelta para las conexiones del
Grupo 1. Este tipo de equipo no es indispensable
para el caso de las conexiones del Grupo 2. Si se
empleara un equipo de este tipo, deben verificarse las fechas de calibración en las celdas de carga.
Manejo
3. Todo
mal manejo accidental de los tubos
requiere posteriormente una reinspección de
las conexiones.
de hacer rodar o levantar tubos de
conexiones integrales, instale un tapón de
maniobra en el extremo Box y asegúrese que
los protectores del lado Pin están colocados. Si
un extremo Box no permite la colocación del
tapón de maniobra, el tubo correspondiente
debe ser segregado.
5. Se debe tener especial cuidado en evitar daños
superficiales al manipular tubos de aleaciones
resistentes a la corrosión (CRA) y/o de aceros
para servicio ácido.
enchufe
1. Para evitar daños debidos a malos manejos
accidentales, el protector de rosca del Pin no
debe retirarse hasta que la conexión esté lista
para ser apretada.
1. Maneje todos los tubos con los protectores de
rosca colocados.
2. Si
los tubos han de permanecer en bancales
por un tiempo prolongado antes de la bajada,
2. Mientras
el extremo Pin cuelga del bloque
viajero y el extremo Box está suspendido en
la mesa rotaria, retire el protector del Pin y el
tapón de maniobra del Box. Limpie y reinspeccione las conexiones si lo considera necesario.
3. Verifique que el Pin suspendido sobre el Box
esté centrado, realizando ajustes si es necesario.
LIMpIEZA
limpie los solventes y/o el
agua del fondo del Box.
4. Verifique
que la cantidad y distribución de
grasa de enrosque en las conexiones esté de
acuerdo con los lineamientos de la sección
“Aplicación de grasa de enrosque y pegamento”.
Asegúrese de que la grasa de enrosque se mantenga libre de contaminantes; el exceso de grasa
debe ser eliminado.
5. Se recomienda el empleo de una guía de
enchufe en el extremo Box.
6. Si no se emplea un sistema automatizado para el
apilado de tubos, coloque personal asistente en el
12
piso de perforación para asegurarse que el Pin sea
enchufado verticalmente, y baje la conexión con
cuidado para evitar dañar las conexiones.
7. Si se produce un error durante el enchufe o el
tubo se inclina hacia un costado luego de esta
operación, levante y limpie las conexiones y
luego inspeccione y repare según necesidad. No
intente enroscar el Pin en el Box si se produjo
un error durante el enchufe.
apriete
1.2. Para
el apriete de 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.
__
Llave de contrafuerza:
_ llave de aguante
En caso de dudas contacte a running.asssistance@
tenaris.com
2. Para la aplicación del torque final no se recomienda el uso de llaves manuales (rig tongs o de cadena).
.
1.1. Cuando
combine pesos distintos (p. ej. 5" 15
libras/pie con 5" 18 libras/pie) o distintos grados
(p. ej. L80 con P110) verifique la compatibilidad
de las conexiones y emplee el siguiente criterio
para definir el torque:
Para todo el Grupo 1 y las conexiones con
hombro del Grupo 2 (SLX, MacII, PH6,
PH4 y CS) utilizar el menor de los dos valores de torque.
Para las conexiones Wedge del Grupo 2, utilizar el mayor de los dos valores de torque.
.
.
nota: dada la diVersidad de Formas y tamaños
de los 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 fricción de la grasa de enrosque si este es diferente de 1.
__
nota: para más detalles sobre parámetros de apriete, por FaVor Ver la sección criterio de aceptación
del apriete.
4. Durante el apriete, el tubo debe estar en posición vertical y debe poder girar libremente. Esto
puede requerir aflojar o liberar el elevador.
AprIETE
1. llave de apriete, vista
superior.
2. instalación de la celda
de carga, vista lateral.
torque de la llaVe de apriete
90º
celda de carga
90º
tan cerca como
sea conVeniente
Tenaris
tan pequeño como
sea conVeniente
RecoMendaciones GeneRales
.
__
Manual de TuBulaRes
1. Los valores de torque para nuestras conexiones
pueden encontrarse en los siguientes sitios web:
Hojas de Datos:
http://premiumconnectiondata.tenaris.com/
index.php
Tablas de Torque:
http://www.tenaris.com/en/Products/
PremiumConnections/TorqueTables.aspx
1
2
13
__
Tubos en lingadas:
_ stand of pipes
_ tubos en paradas
_ tubos en parejas
5. El cable de aguante de la llave de apriete (cable
de retenida) debe sujetarse a un poste de seguridad, nivelarse y posicionarse en un ángulo de 90º
respecto de la llave. La llave debe estar bien horizontal y perpendicular al eje longitudinal del tubo.
6. Es conveniente no emplear llaves de contrafuer-
za (back up tong) en los extremos Box. Se sugiere
no emplear llaves manuales como llave de contrafuerza, ya que pueden dañar el cuerpo del tubo.
7. Para tubos de paredes delgadas o con recubrimiento plástico, se deben emplear llaves de
contrafuerza que lo abracen completamente
para reducir la probabilidad de dañar el tubo o
el recubrimiento.
8. La velocidad de rotación no debe exceder las 15
RPM al enroscar el Pin en el Box. Para la etapa
final del apriete, no se deben exceder las 5 RPM
y se debe utilizar el cambio en baja velocidad.
__
nota: para el sellado de roscas, realiZar el apriete
lo antes posible en baJa Velocidad y baJas rpm, y
VeriFicar la posición Final. Ver sección criterio de
aceptación del apriete.
9. Monitoree la velocidad de rotación para
detectar irregularidades. Una velocidad irregular puede indicar una desalineación en la
conexión. Si se detecta esta condición, la unión
debe ser desensamblada e inspeccionada para
verificar posibles daños.
10. Si
el tubo tiende a oscilar mucho durante
el enrosque debido al viento o movimiento del
equipo, reduzca la velocidad de rotación para
evitar daños.
11. Si
a pesar de reducir la velocidad de rotación
persiste una oscilación excesiva, detenga la operación, estabilice el tubo y continúe el enrosque.
12. Aproximadamente una vuelta antes de llegar
a la posición final de apriete debe colocarse la
llave de apriete en baja.
Para las conexiones con opción CB (Corrosion
Barrier) que tienen anillos instalados, utilice la
llave en velocidad baja durante todo el apriete.
13. Para
las conexiones de la Serie Wedge 500™
emplee el siguiente procedimiento al apretar la
14
primera conexión, para asegurar que el torque
sea suficiente y que no se pierda en otras variables del sistema, tales como movimiento del
equipo, falta de alineación o variaciones en la
aplicación del torque:
13.1. Apriete la primera conexión hasta el torque objetivo y afloje la llave.
13.2. Dibuje una línea longitudinal abarcando
Pin y Box y vuelva a aplicar el torque objetivo.
13.3. Si la línea dibujada no se mueve más de
½" tras la segunda aplicación de torque, continúe bajando el resto de la sarta normalmente,
empleando el valor de torque objetivo.
13.4. Si la línea dibujada se mueve más de ½"
tras la segunda aplicación de torque, esto indica que una parte del torque fue absorbida por
otras variables en el sistema. Si esto ocurre, siga
los siguiente pasos.
Incremente el torque objetivo en 15% y
vuelva a aplicar torque.
Dibuje una segunda línea y aplique el nuevo
torque objetivo.
Si la segunda línea dibujada no se mueve
más de ½", continúe bajando el resto de la
sarta normalmente, empleando como nuevo
torque objetivo el valor de torque incrementado en 15%.
Si la segunda línea dibujada efectivamente
se mueve más de ½", vuelva a verificar la
alineación, la aplicación de grasa de enrosque y el funcionamiento de la llave de apriete, y continúe repitiendo este procedimiento
desde el punto 13.2 hasta que la línea dibujada no se mueva más de ½".
Se recomienda repetir este procedimiento
en caso de que la llave de apriete deba ser
reemplazada durante la bajada.
.
.
.
.
14. Realice el apriete de las conexiones hasta el
torque objetivo.
Para conexiones de la Serie Wedge 500™ de
tamaños de 10 3/4" y mayores, aplique el torque objetivo dos veces o bien manténgalo por
varios segundos.
Para conexiones de la Serie Wedge 500™ de
tamaños menores a 10 3/4", aplique el torque
objetivo una sola vez sin mantenerlo.
15. Siempre debe verificarse que se cumplan los
criterios de aceptación del apriete.
__
nota: Ver la sección criterios de aceptación de apriete.
se ensamblan tubos en lingadas (tiros
dobles o triples), se recomienda reapretar todas
las uniones antes de bajarlas al pozo.
descenso
1. Los tubos deben ser manejados y bajados con
cuidado. Se debe tener precaución al colocar
cuñas manuales o mecánicas cuando la columna se haya detenido por completo para evitar
deformar el tubo.
2. Asegúrese
que las cuñas del elevador estén
colocadas por debajo de la conexión y a suficiente distancia.
3. Mantenga
el tapón de maniobra en el Box
hasta que la conexión se haya bajado y se hayan
colocado las cuñas en piso. El tapón evitará que
el lodo de perforación entre en contacto con la
rosca y áreas de sellos si ocurre un desborde.
4. Si se requiere llenar bajando, el tapón de manio-
golpee las uniones para facilitar su desensamble ya que esto puede dañar los tubos o
conexiones.
4. Durante
el desenrosque, el tubo debe estar
en posición vertical con la posibilidad de rotar
libremente, lo cual puede requerir aflojar o liberar el elevador.
5. Para
desconectar una conexión acoplada del
Grupo 1, la llave de contrafuerza debe aplicarse
sobre el lado planta del cople, dejando el lado
campo libre para el desenrosque.
Para conexiones acopladas del Grupo 2, la llave
de contrafuerza debe colocarse en el cuerpo del
tubo por debajo del cople.
6. La
velocidad de rotación no debe exceder las
15 RPM.
7. Un torque excesivo durante el desenrosque o
una velocidad de rotación irregular indica una
desalineación que puede causar daños.
En este caso, debe detenerse la rotación hasta
determinar y corregir la causa de esta irregularidad.
8. Se debe tener cuidado al quitar el Pin del Box.
Mantener el Pin centrado en el Box y en rotación continua durante el proceso puede evitar
enganches y daños a las roscas.
bra debe dejarse instalado en el Box para evitar
que la manguera dañe la rosca y el área de sellos.
5. No intente liberar el tapón de maniobra aplicando golpes de martillo sobre el Box. De ser
necesario, golpee sobre la pestaña del tapón.
Recuperación de tuberías
DESEnSAMBLE
llaVe de apriete
lado
campo
desenrosque
1. Se recomienda emplear un compensador de
peso para evitar daño a las roscas.
lado
planta
llaVe de
contraFuerZa
Posicionamiento de las
llaves para el desensamble
de conexiones acopladas
del Grupo 1.
RecoMendaciones GeneRales
18. Si
3. No
Manual de TuBulaRes
17. Cuando emplee tubing como sarta de trabajo o de prueba, se recomienda apretar manualmente para la primera o las dos primeras vueltas a fin de extender la vida de la conexión.
2. Utilice la llave de apriete en velocidad baja
para desconectar las uniones.
Tenaris
16. Si la temperatura está bajo cero, puede ser
necesario aplicar el torque máximo para vencer
la viscosidad de la grasa de enrosque y asegurar
que se alcance un apriete adecuado.
15
Retiro del tubo del pozo / almacenaje en sub-estructura o
plataforma
1. Maneje todos los tubos con los protectores
colocados.
2. Cuando se deban almacenar los tubos por perío-
dos prolongados, redistribuya la grasa de enrosque
existente en la conexión empleando un cepillo.
2. Toda
conexión usada debe limpiarse para
eliminar grasa de enrosque, lodo y fluidos
corrosivos. Aplique compuesto de almacenamiento y coloque protectores de rosca limpios
y en buen estado.
Se recomienda aplicar procedimientos basados
en la práctica recomendada API RP 5C1.
__
nota: las conexiones dañadas también requieren
protección. los daños detectados en la inspección
pueden ser reparables en el campo. de no colocar
3. Coloque un protector limpio y en buen estado
protectores o compuesto de almacenamiento a las
al extremo Pin y coloque el tubo sobre la plataforma. El protector debe quedar ajustado y derecho.
conexiones, éstas pueden quedar imposibilitadas de
4. Para
3. Las conexiones rechazadas deben marcarse
adecuadamente.
__
evitar un pandeo excesivo, se debe colocar un soporte intermedio a los tubos colocados
en la torre.
ser reparadas, transFormádose en cHatarra.
nota: algunas de las actiVidades mencionadas en el
Fin del trabajo / almacenamiento
presente manual no son realiZadas sino sólo atestiguadas por el personal de serVicios de campo de
tenaris. para mayores detalles reFerirse al alcance
1. Sobre
los extremos Pin y Box previamente
limpios y secos, se debe aplicar un compuesto
de almacenamiento que inhiba la corrosión.
16
del trabaJo y a los términos y condiciones particulares del contrato aplicable, o bien contáctenos a
[email protected]
Recomendaciones
técnicas
Manual de Tubulares
identificación de tubos
Asimismo, producimos la mayoría de los grados
de acero, incluso cromo 13 y otros grados de
alta aleación.
Tenaris diseña y fabrica una amplia gama de
productos de alta calidad, adecuados para usarse en las actividades más exigentes de perforación y terminación de pozos de petróleo y gas.
En nuestras plantas industriales totalmente integradas, producimos tubos de acero sin costura
desde 1 1/3” hasta 28” de diámetro externo.
__
nota: los datos sobre los grados de acero se
__
Cupla:
_ coupling
_ cople
_ acople
encuentran disponibles en WWW.tenaris.com
código de colores para grados aPi
CUPLA (**)
2º
1º
2º
3º
H40 (*)
Negro
–
–
Negro
–
–
J55 tubing
Verde brillante
–
–
Verde
brillante
–
–
J55 casing
Verde brillante
Blanco
–
Verde
brillante
–
–
K55
Verde brillante
–
–
Verde
brillante
Verde
brillante
–
M65
Rojo
Marrón
–
Verde
brillante
Azul
–
N80 1
Rojo
–
–
Rojo
–
–
N80 Q
Rojo
Verde
–
Rojo
Verde
brillante
–
L80 1
Rojo
Marrón
–
Rojo
Marrón
–
L80 13Cr
Rojo
Amarillo
–
Rojo
Marrón
Amarillo
C90 1
Bordó
–
–
Bordó
–
–
(*) opcional: sin pintar
(**) las cuplas special clearance poseen además una banda negra.
idenTiFicaciÓn de TuBos
1º
Bandas
RecoMendaciones Técnicas
Bandas
CÓDIGO DE COLOR
Manual de TuBulaRes
Cuerpo
CUERPO DEL TUBO
Tenaris
GRADOS DE
ACERO
19
código de colores para grados aPi
CUPLA (**)
GRADOS DE
ACERO
Cuerpo
CUERPO DEL TUBO
Bandas
Bandas
1º
2º
1º
2º
3º
C90 2
Bordó
Amarillo
–
Bordó
Amarillo
–
T95 1
Plata
–
–
Plata
–
–
T95 2
Plata
Amarillo
–
Plata
Amarillo
–
C95
Marrón
–
–
Marrón
–
–
P110
Blanco
–
–
Blanco
–
–
Q125 1
Naranja
–
–
Naranja
–
–
Q125 2
Naranja
Amarillo
–
Naranja
Amarillo
–
Q125 3
Naranja
Verde
–
Naranja
Verde
–
Q125 4
Naranja
Marrón
–
Naranja
Marrón
–
(**) las cuplas special clearance poseen además una banda negra.
20
CÓDIGO DE COLOR
Manual de Tubulares
identificación de tubos
código de colores para grados aPi
CUPLA
2º
1º
2º
3º
TN 80S
Rosa
Azul
–
Azul
Rosa
–
TN 90S
Rosa
Bordó
–
Bordó
Rosa
–
TN 95S
Rosa
Naranja
Celeste
Naranja
Celeste
Rosa
TN 80SS
Marrón
Azul
–
Azul
Marrón
–
TN 90SS
Marrón
Bordó
–
Bordó
Marrón
–
TN 95SS
Marrón
Naranja
Celeste
Naranja
Celeste
Marrón
TN 100SS
Marrón
Plata
–
Plata
Marrón
–
TN 110SS
Marrón
Rosa
Amarillo
Rosa
Amarillo
Marrón
TN 125SS
Marrón
Azul
Azul
Azul
Azul
Marrón
TN 80HC
Blanco
Azul
–
Azul
Blanco
–
TN 95HC
Blanco
Naranja
Celeste
Naranja
Celeste
Blanco
TN 110HC
Blanco
Rosa
Amarillo
Rosa
Amarillo
Blanco
idenTiFicaciÓn de TuBos
1º
Bandas
RecoMendaciones Técnicas
Bandas
CÓDIGO DE COLOR
Manual de TuBulaRes
Cuerpo
CUERPO DEL TUBO
Tenaris
GRADOS DE
ACERO
21
22
Manual de Tubulares
identificación de tubos
código de colores para grados propietarios
CUPLA
2º
1º
2º
3º
TN 125HC
Blanco
Azul
Azul
Azul
Azul
Blanco
TN 140HC
Blanco
Marrón
–
Marrón
Blanco
–
P110-IC
P110-ICY
Blanco
–
–
Blanco
–
–
Q125-IC
Q125-ICY
Naranja
–
–
Naranja
–
–
TN 80HS
Plata
Azul
–
Azul
Plata
–
TN 95HS
Plata
Naranja
Celeste
Naranja
Celeste
Plata
TN 100HS
Plata
–
–
Plata
Plata
–
TN 110HS
Plata
Rosa
Amarillo
Rosa
Amarillo
Plata
TN 135DW
Celeste
Azul
Marrón
Azul
Marrón
Celeste
TN 140DW
Celeste
Marrón
–
Marrón
Celeste
–
TN 150DW
Celeste
Rojo
Rojo
Rojo
Rojo
Celeste
TN 55CS
Verde
Rosa
–
Rosa
Verde
–
idenTiFicaciÓn de TuBos
1º
Bandas
RecoMendaciones Técnicas
Bandas
CÓDIGO DE COLOR
Manual de TuBulaRes
Cuerpo
CUERPO DEL TUBO
Tenaris
GRADOS DE
ACERO
23
código de colores para grados propietarios
CUPLA
GRADOS DE
ACERO
Cuerpo
CUERPO DEL TUBO
Bandas
1º
24
CÓDIGO DE COLOR
Bandas
2º
1º
2º
3º
TN 70CS
Verde
Celeste
–
Celeste
Verde
–
TN 75CS
Verde
Gris
Gris
Gris
Gris
Verde
TN 80Cr3
Verde
Azul
–
Azul
Verde
–
TN 95Cr3
Verde
Naranja
Celeste
Naranja
Celeste
Verde
TN 110Cr3
Verde
Rosa
Amarillo
Rosa
Amarillo
Verde
TN 55LT
Violeta
Rosa
–
Rosa
Violeta
–
TN 80LT
Violeta
Azul
–
Azul
Violeta
–
TN 95LT
Violeta
Naranja
Celeste
Naranja
Celeste
Violeta
TN 110LT
Violeta
Rosa
Amarillo
Rosa
Amarillo
Violeta
TN 125LT
Violeta
Azul
Azul
Azul
Azul
Violeta
TN 35HD (*)
–
–
–
Rosa
Rosa
Amarillo
TN 45HD (*)
–
–
–
Amarillo
Azul
Amarillo
(*) Grado de acero para aplicaciones especiales.
Manual de Tubulares
identificación de tubos
código de colores para grados propietarios
CUPLA
1º
Bandas
2º
1º
2º
3º
TN 60HD (*)
–
–
–
Rosa
Amarillo
–
TN 70HD (*)
–
–
–
Celeste
Amarillo
–
TN 55TH
Rojo
Rosa
–
Rosa
Rojo
–
TN 80TH
Rojo
Azul
–
Azul
Rojo
–
TN 80Cr13
Gris
Rojo
–
Gris
–
Rojo
TN 85Cr13
Gris
Bordó
–
Gris
–
Bordó
TN 95Cr13
Gris
Marrón
–
Gris
–
Marrón
TN 95Cr13M
Marrón claro
Naranja
Celeste
Naranja
Celeste
Marrón claro
TN 110Cr13M
Marrón claro
Rosa
Amarillo
Rosa
Amarillo
Marrón claro
TN 95Cr13S
Verde brillante
Naranja
Celeste
Naranja
Celeste
Verde brillante
TN 110Cr13S
Verde brillante
Rosa
Amarillo
Rosa
Amarillo
Verde brillante
idenTiFicaciÓn de TuBos
Bandas
CÓDIGO DE COLOR
RecoMendaciones Técnicas
Cuerpo
CUERPO DEL TUBO
Manual de TuBulaRes
GRADOS DE
ACERO
Tenaris
(*) Grado de acero para aplicaciones especiales.
25
26
Manual de Tubulares
identificación de tubos
Marcación de tubos con rosca aPi
HNXXXX 0765 14,32 Made In Argentina
punZonado
.
.
.
.
.
.
TSD: TenarisSiderca
5CT: Especificación API
4/1: 2004 T1
53.5: Peso
P: Grado
S: Sin costura
estarcido del tubo
.
. Fabricante
de fabricación
. Especificación
Monograma API
. Fecha de fabricación
. Diámetro externo
. Peso
. Grado
. Proceso de fabricación (Seamless or Welded)
. Presión de prueba hidráulica
. Tipo de rosca
. Diámetro de mandril si es special drift
. Marca del cliente
. Número de colada
. Número de tubo
. Longitud
Marcación de tubos con rosca Premium
. Fabricante
. Especificación de fabricación
. Monograma API
. Fecha de fabricación
. Diámetro externo
. Peso
. Grado
recalque / sin recalque
. Proceso de fabricación (Seamless or Welded)
. Presión de prueba hidráulica
. Tipo de rosca
. Diámetro de mandril si es special drift
. Marca del cliente / Número de OC
. Número de colada
. Número de tubo
. Longitud
__
nota: la marcación de tubo representada es sólo un eJemplo. pueden obserVarse algunas diFerencias segÚn el lugar de Fabricación de los productos.
código de marcación de acería
unidad de PRoducciÓn
esTaRcido con TinTa Blanca
PunZonado
siderca argentina
Tenaris sd
T sd
Tamsa México
Tenaris TM
T TM
dalmine italia
Tenaris dl
T dl
algoma canadá
Tenaris aT
T aT
silcotub Rumania
Tenaris sl
T sl
nKKTubes Japón
Tenaris nKKtubes
T nK
sPiJ indonesia
Tenaris sPiJ
T id
RecoMendaciones Técnicas
TSD: TenarisSiderca
5CT: Especificación API
0117: N° de licencia API
4/1: 2004 T1
53.5: Peso
P: Grado
UF: Terminación sin roscar con
Manual de TuBulaRes
.
.
.
.
.
.
.
estarcido del tubo
Tenaris
punZonado / estarcido del cople
idenTiFicaciÓn de TuBos
HNXXXX 0765 14,32 Made In Argentina
27
Manual de Tubulares
Manejo y cuidado de tubos
y conexiones
Los presentes lineamientos se refieren al cuidado y al manejo de las conexiones y los tubos de
Tenaris en el pozo, a fin de garantizar su óptimo desempeño. Toda consulta deberá dirigirse
al Grupo de Servicios de Campo de Tenaris
([email protected]).
menos, tres filas de separadores de madera, los
cuales deben estar alineados en forma equidistante a través del largo del tubo entre camadas.
De esa manera, se logra evitar el contacto entre
los cuerpos de los tubos.
__
2. Los tubos deben apilarse de modo de evitar
que se pandeen durante su almacenamiento.
consulte el manual de recomendaciones generales
para la instalación de tuberías de tenaris, práctica
de tenaris.
3. Se recomienda una altura mínima de 46 cm
(1.5 pies) entre el suelo y la camada inferior.
Manejo de tubos
Medición de los tubos
1. Al llegar al pozo, los tubos deben colocarse
cuidadosamente en los bancales. Los tubos al
cromo y las aleaciones resistentes a la corrosión
deben manejarse en paquetes con eslingas adecuadas, y luego colocarse de a uno en los bancales mediante eslingas no metálicas; nunca deben
usarse ganchos de acero.
Deben quitarse los protectores y volverse a colocar
inmediatamente después de la medición del tubo.
tubos sólo deben ser trasladados con sus
correspondientes protectores de rosca colocados
adecuadamente, y tomando todos los recaudos
necesarios para evitar daños al cuerpo del tubo
o a las conexiones.
ManeJo y cuidado de TuBos y coneXiones
3. Los
ficie limpia y seca; no permitir el ingreso de suciedad, líquido corrosivo ni agua en el protector.
2. Si los protectores se contaminan con suciedad o
líquido, éstos deben limpiarse y secarse completamente antes de volver a colocarse en la conexión.
limpieza
almacenamiento de los tubos
en locación
1. Se debe eliminar el compuesto de almacenamiento de las conexiones lo más próximo posible
al momento de introducir los tubos en el pozo.
1. Para todos los grados de acero, los tubos
deben apilarse sobre listones de madera con, al
2. Para limpiar las conexiones, sólo debe
emplearse agua dulce o un solvente de limpieza
RecoMendaciones Técnicas
un tubo o una conexión se ha dañado, debe
apartarse para su inspección.
1. Al quitar los protectores, apilarlos en una super-
MAnEJo
el manejo y cuidado
adecuados reducen
los daños a los tubos
y las conexiones
46 cm
Manual de TuBulaRes
2. Si
Protectores
Tenaris
recomendada api rp5 c1. grupo de serVicios de campo
29
que no deje residuo al mezclarse con agua. No
utilizar diesel ni solventes oleosos.
3. Una vez limpias las conexiones, deben secarse
con aire comprimido; los protectores deben
lavarse, secarse y volver a colocarse.
4. Se
recomienda quitar los protectores y lavar
las conexiones de a una fila de tubos por vez,
antes de izarlos a la plataforma. Esto evita
exponer toda la columna a la intemperie durante períodos prolongados si, por alguna razón, se
produce una demora en la bajada de los tubos.
5. Si por alguna razón deben dejarse expuestas
las conexiones limpias durante más de 12 horas,
debe aplicarse un aceite liviano a la conexión
empleando un rociador o pincel suave, y deben
colocarse los protectores limpios y secos.
6. Luego
pueden subirse a la plataforma las
conexiones con el aceite liviano aplicado, quitarse los protectores y limpiarse el aceite antes
de colocar la grasa de enrosque al inicio de la
operación de instalación de tubos.
deben exponerse las conexiones durante
más de 1 día, debe aplicarse un compuesto de
almacenamiento adecuado, y colocarse los protectores limpios y secos. Luego, sería necesario
quitar el compuesto de almacenamiento antes
de bajar los tubos.
conexiones sobrantes deberán limpiarse y luego
secarse con aire comprimido. A continuación,
deberá aplicarse un compuesto de almacenamiento adecuado en toda la zona de rosca y
sello de la conexión.
2. La cantidad de compuesto de almacenamiento
aplicado a la conexión debe ser suficiente como
para proteger toda la zona de rosca y sello.
3. Debe evitarse por todos los medios el contacto 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
7. Si
Tubos excedentes
1. Tan
pronto como sea posible tras finalizada
la operación de instalación de tubos, todas las
MEDICIÓn
asegúrese de utilizar
la longitud efectiva
de cada tubo que se
bajará en el pozo
1. Las
conexiones de los tubos recuperados
del interior del pozo deben limpiarse bien con
agua dulce a presión. Luego, deben secarse y
cubrirse por completo con un compuesto adecuado antes de colocar los protectores limpios
y secos para transportar los tubos a una instalación de inspección.
2. Es muy importante realizar una limpieza profunda a toda conexión que esté contaminada
con fluido de terminación.
longitud total (lt)
longitud eFectiVa (le)
le = lt - pla
30
pérdida de longitud por
apretado (pla) - maKe up loss (mul)
Manual de Tubulares
Recomendaciones para
la instalación de tuberías
de material al cromo
limpios.
Cuando se bajan tubos al cromo, deben seguirse
todas las Recomendaciones generales para la
instalación de tuberías de TenarisHydril, utilizando como complemento los lineamientos
incluidos en la presente sección.
Debe evitarse la instalación de tubos al cromo
ensamblados con accesorios de acero al carbono, 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 contaminación, residuos ni partículas extrañas.
4. En el caso de TSH Blue™ en grados CRA
(aleación resistente a la corrosión, Cr>13%),
se recomienda aplicar una capa delgada de
disulfuro de molibdeno en los sellos y las roscas
del Pin, y dejar secar según la recomendación
del fabricante. En el caso de las conexiones del
Grupo 2, aplicar una capa delgada y uniforme
de disulfuro de molibdeno en toda zona brillante del sello metálico del Pin.
5. Para las conexiones del Grupo 1, aplicar la
grasa de enrosque como se describe en la sección
"Aplicación de grasa de enrosque y pegamento".
Para las conexiones del Grupo 2, aplicar con un
instalación de tuberías
1. Verificar la alineación del bloque viajero con
la boca del pozo. Si la desalineación es excesiva,
debe efectuarse un ajuste. La mayoría de los
problemas de apriete de conexiones al cromo
(a saber, engrane y alto torque de hombro) son
ocasionados por una alineación deficiente.
2. Se recomienda especialmente el uso de un
compensador de peso para facilitar el apriete
a mano.
3. Se
recomienda el uso de una bandeja para izar
tubos con una cesta móvil revestida con caucho
u otro material blando. El 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 obtener una capa delgada y uniforme tanto en el Pin
como en el Box. Deben rociarse levemente las
zonas brillantes de las conexiones del Grupo 2
con disulfuro de molibdeno.
5. Se recomienda especialmente apretar las
conexiones a mano mediante una llave de
correa y tirando en forma pareja. La llave de
apriete recién debe colocarse luego de que la
conexión haya sido apretada a mano, a fin de
aplicar el torque de apriete final. No sacudir
la conexión.
6. Cuando se emplee una llave de apriete total-
mente automática, los primeros hilos de rosca
deben ensamblarse a bajas rpm (10 rpm máximo,
se recomienda 5 rpm) para evitar el engrane.
Grasa de enrosque:
_ running compound
_ thread compound
_ grasa de corrida
_ grasa de instalación
_ grasa de introducción
RecoMendaciones PaRa la insTalaciÓn de TuBeRÍas de MaTeRial al cRoMo
a colocar los protectores de rosca
Enchufe:
_ stabbing
_ emboque
RecoMendaciones Técnicas
6. Volver
__
Manual de TuBulaRes
cepillo de cerdas una capa delgada y uniforme
de grasa de enrosque (el perfil de la rosca debe
quedar bien visible) tanto en el Pin como en el
Box, (preparación en playa o bancal).
TenarisHydril
Los presentes lineamientos aseguran el máximo desempeño en la instalación de tubos al
cromo y aleaciones resistentes a la corrosión,
que poseen una mayor tendencia al engrane de
las roscas que los tubos estándar de aceros al
carbono.
31
__
6.1. En las etapas iniciales, controlar el apriete y la
Guía de enchufe:
_ stabbing guide
_ guía de emboque
velocidad de rotación para detectar posibles irregularidades, haciendo los ajustes que sean necesarios.
6.2. Prestar atención a cualquier indicio instantáneo de alto torque, que puede indicar
una posible desalineación. Debe detenerse la
rotación, verificarse la alineación y reiniciarse
la rotación. Si se detecta desalineación, debe
corregirse antes de continuar la rotación.
recuperación de tuberías
1. Se
recomienda especialmente el empleo de
un compensador de peso a fin de evitar daños
a las roscas.
3. Se
recomienda aplicar una guía de enchufe.
4. Debe tenerse mucho cuidado al extraer el Pin
del Box. Levantar la conexión en forma lenta y
pareja a fin de evitar golpes.
5. Limpiar, secar e inspeccionar la conexión del
extremo Pin.
6. Aplicar grasa de enrosque o compuesto de
almacenamiento, y colocar los protectores
secos, limpios en el Pin.
__
nota:
las conexiones del grupo 1 son blue™, blue™
32
2. Se recomienda especialmente utilizar la llave
near FlusH, blue™ tHermal liner, ms™, 3sb™, HW™,
de apriete a baja velocidad sólo para aflojar
las conexiones. Luego continuar extrayendo la
conexión a mano, mediante una llave de correa.
pJd™, er™.
el grupo 2 abarca la serie Wedge 500™, macii™,
slx™, pH4™, pH6™ y cs®.
Manual de Tubulares
aplicación de grasa y
compuestos para roscas
Las recomendaciones contenidas en el presente documento son aplicables a las conexiones
del Grupo 1 en todos los grados de acero, y a
las conexiones del Grupo 2 para los grados de
acero al carbono. Para las conexiones del Grupo
2 de material al cromo consulte la sección
“Recomendaciones para la instalación de tuberías de material al cromo”.
4. Debe aplicarse una película continua de
grasa de enrosque que cubra las distintas zonas
detalladas en el presente documento para cada
conexión. La forma de la rosca debe quedar claramente visible.
5. Para conexiones Wedge Serie 500: si los tubos
vienen con la grasa de enrosque ya aplicada,
deben limpiarse por completo los extremos Box,
y quitarse el exceso de grasa de los extremos
Pin. Esto es esencial para el desempeño de las
conexiones.
Siga atentamente los pasos para la aplicación
de grasa de enrosque y pegamento de roscas, a
fin de garantizar un desempeño satisfactorio de
la conexión.
Pegamento de roscas:
_ thread lock compound
_ sellante de roscas
aPlicaciÓn de GRasa y coMPuesTos PaRa Roscas
7. Para algunas conexiones Wedge y Legacy no
ilustradas en el presente documento, considere
lo siguiente:
. Para ER™, véase la aplicación para BTL™.
. Para Wedge Serie 500™,
véase la aplicación para Wedge 533™.
. Para 3SB™ y HW™,
véase la aplicación para MS™.
. Para PH4™, PH6™,
véase la aplicación para CS®.
cepillos de cerda suave, nuevos y
limpios; no deben utilizarse nunca cepillos
metálicos ni espátulas para aplicar la grasa de
enrosque. Emplear un cepillo de cerdas para el
extremo Box y uno común para el extremo Pin.
RecoMendaciones Técnicas
3. Utilizar
box (Hembra)
pErFIL DE LA ConEXIÓn
características principales
pin (macHo)
Forma de rosca
Hombro de torque
Manual de TuBulaRes
sello metal - metal
TenarisHydril
2. Mantener el recipiente de grasa de enrosque
tapado a fin de evitar la contaminación con
polvo, agua u otros contaminantes.
Grasa de enrosque:
_ running compound
_ thread compound
_ grasa de corrida
_ grasa de instalación
_ grasa de introducción
6. En las ilustraciones siguientes, se representa
la grasa de enrosque con color negro y el pegamento de roscas, con gris.
1. Debe quitarse por completo el compuesto de
almacenamiento de la conexión antes de aplicar
grasa de enrosque y/o el pegamento de roscas.
Mantener la grasa de enrosque bien mezclada, y
homogeneizarla bien antes de usarla. Si la grasa
está demasiado espesa debido a la baja temperatura exterior, puede calentarse a un máximo
de 30° C y mezclarse. No debe utilizarse nunca
aceite ni solvente para diluir la grasa.
__
33
34
Manual de Tubulares
Blue™
aplicación de grasa de enrosque
Manual de TuBulaRes
TenarisHydril
BoX
aplicar una capa delgada y
uniforme de grasa de enrosque,
cubriendo toda la zona de la
rosca, la superficie del sello y
el hombro de torque.
utilizar aproximadamente la mitad
de la cantidad de grasa aplicada
en el Pin.
no llenar la ranura para acumulación de grasa (dope pocket).
RecoMendaciones Técnicas
aPlicaciÓn de GRasa y coMPuesTos PaRa Roscas
Pin
aplicar una capa uniforme
de grasa de enrosque sobre
toda la zona de la rosca,
y cubriendo la superficie
del sello y la nariz del Pin.
35
Pegamento
Pin
aplicar pegamento sólo en los
primeros dos tercios de la zona roscada, cerca del extremo del tubo,
excluyendo la zona del sello.
debe aplicarse una capa uniforme,
en los 360°.
BoX
aplicar grasa de enrosque al sello
interno del Box, en los 360°.
no llenar la ranura para acumulación de grasa (dope pocket).
36
Manual de Tubulares
Blue™ Thermal liner
aplicación de grasa de enrosque
Manual de TuBulaRes
BoX
aplicar una capa uniforme de
grasa de enrosque, cubriendo toda
la zona roscada y el hombro de
torque. utilizar aproximadamente
la mitad de la cantidad de grasa
aplicada en en el Pin.
RecoMendaciones Técnicas
aPlicaciÓn de GRasa y coMPuesTos PaRa Roscas
Pin
aplicar una capa delgada
y uniforme de grasa de
enrosque, cubriendo toda la zona
de la rosca y la nariz del Pin.
nota: los mismos lineamientos de
aplicación de grasa de enrosque y
pegamento deben aplicarse para la
TenarisHydril
__
conexión tenarisHydril er™
37
Pegamento
Pin
aplicar pegamento sólo en los
primeros dos tercios de la zona
roscada cerca del extremo del tubo.
debe aplicarse una capa uniforme
en los 360°.
38
Manual de Tubulares
Blue™ near Flush
aplicación de grasa de enrosque
RecoMendaciones Técnicas
Manual de TuBulaRes
TenarisHydril
BoX
aplicar grasa de enrosque
en los sellos interno y externo.
aPlicaciÓn de GRasa y coMPuesTos PaRa Roscas
Pin
aplicar grasa de enrosque
en la rosca, sellos y nariz
del Pin.
39
Pegamento
Pin
aplicar pegamento en la primera
mitad de cada tramo roscado, cerca
del extremo del Pin.
aplicar grasa de enrosque en el
sello externo.
BoX
aplicar una capa delgada y
uniforme de grasa de enrosque al
sello interno, localizado en la parte
trasera del Box.
40
Manual de Tubulares
Wedge 533™
aplicación de grasa de enrosque
__
Manual de TuBulaRes
BoX
no se debe aplicar grasa.
RecoMendaciones Técnicas
aPlicaciÓn de GRasa y coMPuesTos PaRa Roscas
Pin
aplicar una capa delgada y
uniforme de grasa de enrosque
(la forma de la rosca debe quedar
visible), en toda la zona roscada
y área del sello.
de aplicación de grasa de enrosque
y pegamento para todas las
conexiones Wedge serie 500 (ya sea
TenarisHydril
nota: siga los mismos lineamientos
con o sin sello metal - metal).
41
Pegamento
Pin
aplicar pegamento sólo
en la mitad superior de la rosca
del Pin, aproximadamente 3 a 4
hilos de rosca.
BoX
aplicar grasa de enrosque
en la zona del sello y los últimos
hilos de la parte trasera del Box.
42
Manual de Tubulares
Ms™
aplicación de grasa de enrosque
__
Manual de TuBulaRes
BoX
aplicar una capa uniforme
de grasa de enrosque sobre toda
la zona roscada, el sello
y el hombro de torque.
emplear aproximadamente
la mitad de la cantidad
de grasa aplicada en el Pin.
RecoMendaciones Técnicas
aPlicaciÓn de GRasa y coMPuesTos PaRa Roscas
Pin
aplicar una capa delgada
y uniforme de grasa de
enrosque, cubriendo toda
la zona de la rosca, la superficie
del sello y la nariz del Pin.
aplicación de grasa de enrosque y
pegamento deben emplearse para las
conexiones tenarisHydril 3sb™
TenarisHydril
nota: los mismos lineamientos de
y tenarisHydril HW™.
43
Pegamento
Pin
aplicar pegamento sólo en los
primeros dos tercios de la zona
roscada cerca del extremo del tubo,
excluyendo la zona del sello. debe
aplicarse una capa uniforme
en los 360°.
BoX
aplicar grasa de enrosque al sello
interno del Box, en los 360°.
44
Manual de Tubulares
PJd™
aplicación de grasa de enrosque
Manual de TuBulaRes
TenarisHydril
BoX
aplicar una capa uniforme de
grasa de enrosque, cubriendo
toda la zona roscada, el sello
y el hombro de torque.
RecoMendaciones Técnicas
aPlicaciÓn de GRasa y coMPuesTos PaRa Roscas
Pin
aplicar una capa delgada y
uniforme de grasa de enrosque,
cubriendo toda la zona de la
rosca, la superficie del sello
y la nariz del Pin.
45
46
Manual de Tubulares
slX™
aplicación de grasa de enrosque
Manual de TuBulaRes
TenarisHydril
BoX
no se debe aplicar grasa.
RecoMendaciones Técnicas
aPlicaciÓn de GRasa y coMPuesTos PaRa Roscas
Pin
aplicar una capa delgada
y uniforme de grasa de enrosque
(la forma de la rosca debe quedar
visible) en toda la zona roscada
y el sello.
47
Pegamento
Pin
aplicar pegamento sólo
a la rosca del escalón grande
del Pin.
BoX
aplicar grasa de enrosque a
la rosca del escalón pequeño
del Box y al sello.
48
Manual de Tubulares
Macii™
aplicación de grasa de enrosque
RecoMendaciones Técnicas
Manual de TuBulaRes
TenarisHydril
BoX
no se debe aplicar grasa.
aPlicaciÓn de GRasa y coMPuesTos PaRa Roscas
Pin
aplicar una capa delgada y
uniforme de grasa de enrosque
(la forma de la rosca debe quedar
visible) en toda la zona roscada
y en el sello.
49
Pegamento
Pin
aplicar pegamento sólo a la rosca
del escalón grande del Pin.
aplicar grasa de enrosque
en la zona del sello externo.
BoX
aplicar grasa de enrosque
a la rosca del escalón pequeño
del Box y al sello.
50
Manual de Tubulares
cs®
aplicación de grasa de enrosque
Manual de TuBulaRes
BoX
no se debe aplicar grasa.
RecoMendaciones Técnicas
aPlicaciÓn de GRasa y coMPuesTos PaRa Roscas
Pin
aplicar una capa delgada y
uniforme de grasa de enrosque
(la forma de la rosca debe quedar
visible) en toda la zona roscada,
la nariz del Pin y el sello.
nota: se deben emplear los mismos
lineamientos de aplicación de grasa
de enrosque para las conexiones
TenarisHydril
__
tenarisHydril pH4™ y pH6™.
51
Manual de Tubulares
criterios de aceptación del
apriete en conexiones premium
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
([email protected]).
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:
__
Grasa de enrosque:
_ running compound
_ thread compound
_ grasa de corrida
_ grasa de instalación
_ grasa de introducción
Grupo 2
Blue™
Wedge series 500™
Blue™ near Flush
Macii™
Blue™ Thermal liner
slX™
Ms™
PH4™, PH6™ y cs®
3sB™
HW™
PJd™
eR™
Se recomienda especialmente el empleo de un
sistema de monitoreo de torque – vueltas para
las conexiones del Grupo 1.
2. Realizar una prueba para corroborar que una
vuelta del dispositivo transductor indique una
vuelta en el gráfico.
El uso de un sistema de monitoreo de torque –
vueltas no es necesario para las conexiones del
Grupo 2.
3. Emplear un transductor de vueltas capaz de
producir preferentemente 1000 pulsos por vuelta,
para obtener una lectura precisa.
Si se emplea un equipo de torque – vueltas, verifique las fechas de calibración en las celdas de carga.
medición de tiempo
recomendaciones para la medición de Vueltas
1. Emplear un dispositivo transductor de vueltas
convenientemente calibrado.
descarga
1. Verificar el tiempo de apertura de la válvula
de descarga antes del primer apriete.
2. Probar la válvula de descarga aplicando el sistema de torque - vueltas al cuerpo del tubo.
3. Repare o cambie la válvula de descarga si el
torque de apriete real no coincide con el torque
de apriete óptimo.
Manual de TuBulaRes
conexiones del Grupo 1
equipo de apriete recomendado
recomendaciones para la VálVula de
TenarisHydril
A menos que se indique de manera específica,
los valores de torque publicados en las Hojas de
Datos de TenarisHydril corresponden al apriete
con grasa de enrosque con un factor de fricción
de 1. El empleo de otras grasas puede dar lugar
a valores de torque mayores o menores.
La medición del tiempo es útil, pero no necesaria para el monitoreo del apriete de conexiones
TenarisHydril.
RecoMendaciones Técnicas
Grupo 1
cRiTeRios de acePTaciÓn del aPRieTe en coneXiones PReMiuM
coneXiones
53
. Valor de calibración de la celda de carga
. Sensibilidad de la válvula de descarga
. Sensibilidad del transductor de vueltas
corrección por Factor de Fricción
Para todas las conexiones del Grupo 1, deben
ajustarse los valores de torque multiplicando
por el factor de fricción correspondiente. Esto
es válido tanto para la grasa de enrosque como
para el pegamento para roscas.
__
(1) el Valor inicial recomendado para el torque de
reFerencia es 5% del torque óptimo.
durante la instalación de tubos, puede aJustarse el
sistema de monitoreo de torque
torque de reFerencia para que se muestren al menos
Se recomienda un sistema de medición directa
de torque mediante celda de carga calibrada.
Configurar la computadora con los siguientes
datos:
las Últimas dos Vueltas.
(2) consultar los Valores en las HoJas de datos de
las conexiones: WWW.tenaris.com/tenarisHydril
para los Valores de torque correspondientes a
. Torque de referencia
. Torque de hombro mínimo
. Torque de hombro máximo
. Torque de apriete mínimo
. Torque de apriete óptimo
. Torque de apriete máximo
conexiones dopeless®, sírVase consultar al grupo de
(1)
serVicios de campo de tenaris.
(3) torque óptimo es equiValente a torque obJetiVo.
Los parámetros de torque de hombro están
dados como un porcentaje del torque óptimo,
tal como se indica a continuación:
(2)
(2,3)
ToRQue de HoMBRo
ToRQue de HoMBRo MÍniMo
ToRQue de HoMBRo MáXiMo
% de torque óptimo
% de torque óptimo
Blue™ / Blue™ Thermal liner
15
85
Blue™ near Flush (2)
10
85
3sB™ (1)
5
80
HW™ (1)
5
80
Ms™ (1)
10
75
Ms XT/Xc™ (1)
10
75
PJd™
15
75
eR™ (1)
15
75
(1) Para la opción special clearance, los valores de torque son diferentes de los empleados en conexiones comunes.
Sírvase consultar la Hoja de Datos de conexiones o contáctese con la oicina de Tenaris.
(2) Para valores de torque de hombro por encima del límite máximo y hasta 90% del torque óptimo, puede aceptarse el apriete en tanto se obtenga
un delta torque superior al 5%.
Delta torque = (torque inal – torque de hombro)*100/torque óptimo.
54
__
Pegamento para roscas:
_ thread lock compound
_ sellante de roscas
Manual de Tubulares
criterios de aceptación del apriete en conexiones premium
conexiones del Grupo 1
Interpretación de gráicos
Los gráficos de apriete que figuran en toda esta sección son esquemáticos. Pueden observarse algunas
variaciones en los gráficos de apriete reales.
Para una correcta interpretación de los gráficos
de apriete, es importante considerar el comportamiento de las uniones que se bajaron previamente en el pozo.
TORQUE
características principales del gráFico de torque Vs. Vueltas
Región de tope con hombro
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
pErFIL DE GrÁFICo TÍpICo
Valor de delta
vueltas
la forma del gráfico debe indicar
al menos lo siguiente:
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
.
TORQUE DE APRIETE MÍMINO
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
Región de interferencia de rosca y sello
Valor de delta
torque
el valor de torque de hombro se
encuentra dentro del rango de
torque de hombro especificado.
Valor de torque de hombro
Vueltas totales
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
TORQUE DE REFERENCIA
.
la determinación automática
del torque de hombro de cada
gráfico debe indicar un valor
parecido al determinado en
forma visual.
cRiTeRios de acePTaciÓn del aPRieTe en coneXiones PReMiuM
Todo gráfico que muestre anomalías debe ser
investigado (es decir, desenroscar e inspeccionar
la conexión).
criterios de aceptación de graFicos torque Vs. Vueltas
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
Torque de hombro OK
CurVA ACEpTABLE
este resultado se alcanza si
se siguen los lineamientos
recomendados para la aplicación
de grasa de enrosque y
pegamento.
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
TORQUE DE REFERENCIA
VUELTAS
TenarisHydril
TORQUE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
Manual de TuBulaRes
conexiones del grupo 1
RecoMendaciones Técnicas
VUELTAS
55
CurVA ACEpTABLE
TORQUE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
este resultado se alcanza si
se siguen los lineamientos
recomendados para la
aplicación de grasa de
enrosque y pegamento.
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
Torque de hombro
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
TORQUE DE REFERENCIA
VUELTAS
CurVA ACEpTABLE Con LEVES
TORQUE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
oSCILACIonES
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
se permiten leves
oscilaciones en el tramo de
interferencia de rosca.
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
Torque de hombro OK
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
TORQUE DE REFERENCIA
VUELTAS
TORQUE
Con JOROBA SIn EXCEDEr
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
EL TorQuE DE HoMBro MÁXIMo
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
Efecto joroba
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
TORQUE DE REFERENCIA
VUELTAS
56
CurVA ACEpTABLE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
..
..
.
.
causas posibles
exceso de grasa de enrosque
suciedad entre filetes
Grasa de enrosque decantada
Grasa de enrosque no
homogeneizada
Grasa de enrosque con
fricción elevada
Grasa de enrosque
contaminada
Recomendaciones
en este caso, se recomienda
desenroscar las primeras dos
conexiones para verificar que
el efecto joroba haya sido
producido por un exceso de
grasa de enrosque, y de esa
manera asegurar que no se haya
producido daño.
__
Joroba:
_ hump effect
Manual de Tubulares
criterios de aceptación del apriete en conexiones premium
conexiones del grupo 1
TORQUE
criterios de recHaZo de gráFicos torque Vs. Vueltas
CurVA no ACEpTABLE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
Con TorQuE FInAL ELEVADo
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
Torque de hombro
..
..
.
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
.
..
.
efectos posibles
Pérdidas
Mala energización
desenrosque
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
TORQUE DE REFERENCIA
CurVA no ACEpTABLE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
Con TorQuE FInAL BAJo
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
Torque de hombro
..
..
.
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
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.
.
Recomendaciones
desenroscar, limpiar y realizar
inspección visual (pasar mandril,
de ser posible)
si los resultados de la inspección
son aceptables, volver a aplicar
grasa de enrosque y apretar
nuevamente.
TORQUE DE REFERENCIA
cRiTeRios de acePTaciÓn del aPRieTe en coneXiones PReMiuM
TORQUE
VUELTAS
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
TORQUE DE REFERENCIA
VUELTAS
..
..
..
.
causas posibles
sobretorque
Grado incorrecto de extremo Pin
y/o Box
Problema en celda de carga
Problema en válvula de descarga
error del operador de llave
Grasa de enrosque con baja
fricción
Grasa de enrosque
contaminada
.
..
..
efectos posibles
no pasa el mandril después
del apriete
deformación plástica del Pin
deformación plástica del Box
en opción special clearance
no pasan las herramientas
la conexión podría fallar en:
Tracción
compresión
colapso
estallido
.
Recomendaciones
descartar Pin y Box
..
..
RecoMendaciones Técnicas
Con ConEXIÓn DEForMADA
Manual de TuBulaRes
CurVA no ACEpTABLE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
TenarisHydril
TORQUE
VUELTAS
57
TORQUE
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
TORQUE DE REFERENCIA
efectos posibles
daño en rosca
daño en sello
daño en hombro
Pérdidas
.
Recomendaciones
desenroscar las primeras dos
conexiones cuando aparece este
efecto y verificar si se debe a un
exceso en la cantidad de grasa de
enrosque aplicada. en ese caso,
reducir la cantidad en el siguiente
apriete, aplicando la misma
distribución, tal como se indica
en los lineamientos para grasa
de enrosque.
.
efectos posibles
Pérdida debido a precarga de la
conexión
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
.
.
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.
CurVA no ACEpTABLE Con
..
.
efectos posibles
desenrosque
Tensión localizada elevada
Con JoroBA QuE EXCEDE
EL TorQuE DE HoMBro MÁXIMo
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
.
..
.
CurVA no ACEpTABLE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
..
..
.
.
causas posibles
exceso de grasa de enrosque
suciedad entre filetes
Grasa de enrosque decantada
Grasa de enrosque no
homogeneizada
Grasa de enrosque con
fricción elevada
Grasa de enrosque
contaminada
VUELTAS
CurVA no ACEpTABLE
TORQUE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
Con TorQuE DE HoMBro
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
ELEVADo
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
Torque de hombro elevado
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
.
..
.
..
TORQUE DE REFERENCIA
VUELTAS
TORQUE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
Torque de hombro elevado
TORQUE DE REFERENCIA
VUELTAS
58
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
.
Recomendaciones
desenroscar, limpiar y realizar
inspección visual (pasar mandril,
de ser posible).
si los resultados de la inspección
son aceptables, volver a aplicar
grasa de enrosque, disminuyendo
la cantidad y respetando la
distribución recomendada, y
apretar nuevamente.
Manual de Tubulares
criterios de aceptación del apriete en conexiones premium
CurVA no ACEpTABLE Con
TORQUE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
HoMBro DE TorQuE InDEFInIDo
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
TORQUE DE REFERENCIA
.
..
..
.
..
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.
..
..
.
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.
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
TORQUE DE HOMBRO MÍNIMO
TORQUE DE REFERENCIA
.
..
..
..
.
.
TORQUE
VUELTAS
causas posibles
Filetes cruzados
Golpes o filetes cortados
Filetes engranados
Filetes con rebaba
Filetes con bordes filosos
Grasa de enrosque contaminada
Giro de la cuña o cuña
automática durante el apriete
los insertos de la llave de aguante
se deslizan durante el apriete
interferencia mecánica de tubos
durante rotación
CurVA no ACEpTABLE
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
Con DESLIZAMIEnTo EXCESIVo
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
DE LAS MorDAZAS
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
TORQUE DE HOMBRO MÁXIMO
Deslizamiento de insertos en cuerpo del tubo
TORQUE DE
HOMBRO MÍNIMO
TORQUE
DE REFERENCIA
VUELTAS
.
.
.
.
..
causas posibles
insertos de mordazas con agarre
insuficiente
insertos de llave sucios o
desgastados
insertos de cuñas sucios o
desgastados
insertos de cuña automática
sucios o desgastados
Movimiento de la cuña automática
Peso insuficiente de la sarta para
un agarre adecuado de las cuñas
.
.
.
.
.
efecto posible
daño en el cuerpo del tubo
Recomendaciones
desenroscar, limpiar y realizar
inspección visual (pasar mandril,
de ser posible).
si los resultados de la inspección
son aceptables, volver a aplicar
grasa de enrosque y apretar
nuevamente.
Puede aceptarse un deslizamiento
menor de las mordazas.
RecoMendaciones Técnicas
TORQUE DE APRIETE ÓPTIMO
TORQUE DE APRIETE MÍNIMO
Manual de TuBulaRes
TORQUE
InTErFErEnCIA AnorMAL DE roSCA
TenarisHydril
CurVA no ACEpTABLE Con
TORQUE DE APRIETE MÁXIMO
cRiTeRios de acePTaciÓn del aPRieTe en coneXiones PReMiuM
VUELTAS
59
conexiones del Grupo 2
El principal criterio de aceptación del apriete
para las conexiones del Grupo 2 es alcanzar el
torque objetivo. Como una ayuda visual secundaria, se aplica la siguiente guía:
serie Wedge
CorrECCIÓn DEL FACTor
.
DE FrICCIÓn
cuando se emplea grasa de
enrosque, se recomienda no
aplicar correcciones por factor
de fricción, independientemente
de las recomendaciones del
fabricante de la grasa. se deben
utilizar los valores de torque de la
Hoja de datos.
.
serie Wedge 500: el torque
aplicado debe ser un 15-20%
superior al torque objetivo,
independientemente de las
recomendaciones efectuadas por
los fabricantes de pegamento.
no debe excederse 1.75 veces el
torque mínimo.
TsH slX y TsH Macii emplean
el valor de torque máximo de la
Hoja de datos.
Para el pegamento, siga las
siguientes recomendaciones:
VArIAnTES 521, 561, 563, 551 Y 553
estas conexiones poseen una
banda de apriete estarcida
alrededor de la circunferencia
del diámetro externo del Pin. el
frente de la cupla debe quedar
dentro del rango de la banda.
.
.
.
si el frente de la cupla sobrepasa
los límites máximos de la banda,
marcar el Pin y la cupla, y apartar
ambos.
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.
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.
VArIAnTES 511, 513 Y 523
estas conexiones no poseen banda de apriete en el Pin. luego de un
apriete adecuado los filetes del Pin no deben quedar a la vista.
60
Manual de Tubulares
criterios de aceptación del apriete en conexiones premium
serie legacy
MACII™
SLX™
TenarisHydril
Manual de TuBulaRes
estas conexiones se aprietan
hasta el sello externo, sin
separación visible.
RecoMendaciones Técnicas
pH4™, pH6™ AnD CS®
cRiTeRios de acePTaciÓn del aPRieTe en coneXiones PReMiuM
esta conexión debe tener el
sello externo en contacto
después del apriete.
esta conexión no debe tener filetes del Pin visibles después del apriete.
61
Manual de Tubulares
criterios de aceptación del
apriete en conexiones aPi
Los lineamientos que figuran a continuación
indican los criterios recomendados de torque
durante el apriete de conexiones API en el pozo.
Grupo de conexiones aPi
Las conexiones API de Tenaris se pueden dividir
en dos tipos: 8rd y Buttress. Para una mayor cla-
ridad, organizamos nuestras conexiones API de
la siguiente manera.
coneXiones
ApI 8rD
ApI BuTTrESS
CASInG (4 ½” a 20”) 8 hilos por pulgada
CASInG (4 ½” a 20”) 5 hilos por pulgada
lc casing rosca redonda cupla larga
Bc casing rosca Buttress cuplada
eu tubing rosca redonda con recalque externo
nu tubing rosca redonda sin recalque externo
conexiones aPi 8rd
pErFIL GEnErAL DE LA
ConEXIÓn 8rD
(paso)
cresta
del box
30º
Valle
del pin
90º
30º
pin (tubo)
eJe de tubo
Frente del pin
cresta del pin
(proFundidad)
Valle del box
altura
del Hilo
pitcH
e
e
qu
qu
bo
bo
em
em
de
o
de
o
nc
nc
Fla
Fla
Frente del box
Fla
n
(b o c o
Fla
de
x)
ca
(pi nco
rg
n)
de
a
ca
rg
a
características generales
box (cupla)
RecoMendaciones Técnicas
TuBInG (1.050” a 4 ½”) 8 y 10 hilos por pulgada
cRiTeRios de acePTaciÓn del aPRieTe en coneXiones aPi
sTc casing rosca redonda cupla corta
Tenaris
12''
Manual de TuBulaRes
3/4'' de conicidad por pie sobre el diámetro
3/8''
63
apretado con torque óptimo
Para lograr un apriete adecuado durante el
enrosque, se debe aplicar el Torque Óptimo.
Al llegar a ese valor, es importante verificar
que la cara de la cupla coincida con el punto
donde termina la rosca del Pin (punto conocido como “desvanecimiento de la rosca” o
“vanish point”), con una tolerancia de dos
hilos aproximadamente.
apretado con torque máximo
En caso de que al aplicar el valor de Torque
Óptimo quedaran más de 2 hilos expuestos
fuera de la cupla, se debe aplicar hasta el
Torque Máximo (25% adicional al Torque
Óptimo) para llegar a la posición aceptable.
Si al aplicar el valor de Torque Máximo aún
se observen más de 2 hilos fuera de la cupla, el
tramo deberá ser eliminado y separado para su
posterior revisión.
apretado con torque mínimo
Si el punto de desvanecimiento de la rosca llega
a la cara de la cupla con un valor de torque
inferior al Torque Óptimo, este valor no deberá
ser menor al Torque Mínimo (75% del Torque
Óptimo). Si éste fuera el caso, es recomendable
introducir hasta un máximo de 2 hilos dentro
de la cupla para alcanzar al menos el Torque
Mínimo y obtener así un apriete aceptable. En
caso de que al introducir hasta 2 hilos dentro
de la cupla no se alcance el Torque Mínimo, el
tramo deberá ser eliminado y separado para su
posterior revisión.
TORQUE
ZonA ADMISIBLE DE
AprETADo
MÁXIMO
ÓPTIMO
MÍNIMO
2 HILOS
EXPUESTOS
APRIETE
ÓPTIMO
el Torque Óptimo marca
el valor adecuado durante
el enrosque.
el Torque Máximo
representa un 25%
adicional al Torque
Óptimo. el Torque Mínimo
representa un 75% del
Torque Óptimo.
2 HILOS
DENTRO
Método de apretado y valores de torque: aPi 5c1 “Recommended
Practice for Care and Use of Casing and Tubing”
HuELGo EnTrE CrESTA Y
HUELGO ENTRE CRESTA Y VALLE DE ROSCA
VALLE DE roSCA
durante el enrosque estas
conexiones tienen una
gran interferencia entre
sus flancos y generan
alta fricción. Por eso,
para evitar el engrane de
los filetes, es prioritario
engrasar adecuadamente
tanto el Pin como el Box.
64
debido a la configuración
de este tipo de roscas, las
crestas y los valles de los
hilos no hacen contacto,
dejan un huelgo que
se llena con la grasa de
enrosque, y se forma así
su único sello.
Manual de Tubulares
criterios de aceptación del apriete en conexiones aPi
conexiones aPi Buttress
longitud a la base del triángulo
TrIÁnGuLo
longitud de rosca total
salida de rosca (RUNOUT)
longitud de rosca completa
diámetro exterior del tubo nominal + 1% del diámetro
(tolerancia máxima)
cupla
pErFIL DE roSCA BuTTrESS
LA ConEXIÓn
FranJa blanca
(1" x 24")
triángulo para
apriete en campo
.
la conexión Buttress se
ajusta solamente por
posición.
apriete mínimo: 1 hilo
antes de la base del
triángulo.
.
.
apriete óptimo: hasta la
base del triángulo.
apriete máximo: hasta el
vértice del triángulo.
RecoMendaciones Técnicas
AprETADo CorrECTo DE
Manual de TuBulaRes
10º
Tenaris
pin
3º
cRiTeRios de acePTaciÓn del aPRieTe en coneXiones aPi
características generales
65
0,375'' (3/8'')
(9,525 mm)
TrIÁnGuLo
h
0,2'' (5,08 mm)
ToLErAnCIA
ZonA 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.
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
sobrepasa el vértice del
triángulo estampado del
lado apretado en planta.
si se desea, se puede
utilizar una contrallave
para sostener la cupla.
ESTIMACIÓn DE LoS
VALorES DE TorQuE pArA
rEFErEnCIA
.
..
66
Para estimar los valores
de torque se siguen los
siguientes pasos:
apretar 15 conexiones
hasta la base del triángulo
anotando dichos valores
de torque.
calcular el promedio.
aplicar el torque
obtenido a las conexiones
siguientes, chequeando
que la posición de la cara
de la cupla esté dentro
de la zona admisible. si la
cara de la cupla está fuera
del rango de tolerancia,
repetir nuevamente el
procedimiento.
Manual de Tubulares
opciones FGl y cB
nota: todas las consultas deben enViarse al
__
1. Nunca
CB:
_ barrera anticorrosiva
introduzca en el pozo un tubo con el
revestimiento ERFV (epoxi reforzado con fibra
de vidrio) dañado.
2. Todo daño en el revestimiento debe ser reparado, ya sea por la empresa de revestimiento o
por personal certificado de un tercero.
grupo de asistencia a licenciatarios de tenaris ([email protected]).
accesorios
1. Para
las opciones FGL o CB deben emplearse
accesorios especialmente diseñados.
2. Sólo deberán emplearse los accesorios roscados por Tenaris o alguno de sus talleres de reparación licenciados.
calibrado interno
1. Se recomienda el uso de un mandril no metálico o recubierto con plástico o teflón.
2. Asegúrese de que el diámetro externo del mandril cumpla con la especificación del cliente.
colocación de los anillos
selladores
FGL:
_ recubrimiento de fibra de
vidrio para tubos
Cupla:
_ coupling
_ cople
_ acople
Brida:
_ flange
1. Inspeccione visualmente la conexión para
constatar la limpieza de la ranura donde se
aloja el anillo sellador. Remueva la grasa o
demás contaminantes antes de la colocación del
anillo. Seque la ranura antes de instalar el anillo
sellador.
2. Para la colocación de anillos selladores CB,
comprima el anillo con los dedos, de manera
de plegarlo parcialmente dentro del diámetro
interno del tubo. Colocar el anillo sellador plegado dentro de la ranura correspondiente y soltarlo. Asentar con firmeza el anillo dentro de la
ranura, presionando directamente sobre la cara
del anillo en toda su circunferencia (360º).
oPciones FGl y cB
__
Reparación en el campo
1. AnILLo SELLADor
Pliegue el anillo sellador
en forma manual.
RecoMendaciones Técnicas
Los presentes lineamientos se aplican únicamente a las conexiones Blue™, MS™ (opciones
FGL -Fiber Glass Lining- y CB -Corrosion
Barrier-) y Wedge 563™ (opción CB). Las
conexiones con opciones FGL y CB no son compatibles con las conexiones estándar, excepto en
el caso de PH6™ y CS®.
asegure la correcta
colocación de ambos
elementos.
BRIDA
cople
reVestimiento erFV
1
2
extremo pin
TenarisHydril
Y BrIDA
anillo
sellador
Manual de TuBulaRes
2. AnILLo SELLADor FGL
67
__
3. Puede emplearse el mango de un martillo o una
Grasa de enrosque:
_ running compound
_ thread compound
_ grasa de corrida
_ grasa de instalación
_ grasa de introducción
herramienta similar para asentar el anillo sellador
(no se acepta el uso de herramientas de metal).
4. Hacer palanca contra el frente del extremo
Box para aplicar presión en la cara del anillo
sellador.
los tubos al pozo. Los anillos y los tubos deben
encontrarse aproximadamente a la misma temperatura antes de su instalación.
aplicación de grasa de
enrosque
5. Para la opción FGL, asegúrese de que el
anillo se encuentre correctamente ubicado en
el espacio entre la brida y la cupla. Evite la
desalineación.
1. Para la opción CB: Aplicar grasa sólo en el
extremo Pin. Se recomienda el uso de Molykote
(bisulfuro de molibdeno) para cubrir la zona del
sello (Parte B). Utilice la grasa de enrosque para
cubrir la zona roscada (Parte A).
6. Los anillos selladores colocados en las
ranuras correspondientes no deben sobresalir
más allá del diámetro interno de la cupla o el
revestimiento. Esto debe verificarse empleando
un elemento con borde recto colocado en el
diámetro interno.
__
nota: para cubrir la Zona del sello puede emplearse
grasa de enrosque en lugar de molyKote, en cuyo
caso deberá aplicarse una película delgada y uniForme, que cubra toda la circunFerencia del sello
(360°). eVite colocar grasa en la pequeña nariZ que
sobresale de la parte b.
7. Si el anillo sellador sobresale del diámetro inter-
no de la cupla, verifique el tamaño de dicho anillo
y las dimensiones de la ranura. Los anillos selladores deben colocarse momentos antes de bajar
1. pIn DE BLuE™ CB
parte a
2. Para opción FGL: Aplicar grasa sólo en el
extremo Pin. No aplique grasa a la nariz que
sobresale de la conexión.
no
aplique
grasa
en esta
Zona
parte b
detalle del modelo.
2. pIn DE BLuE™ FGL
detalle del modelo.
1
68
2
Manual de Tubulares
Recomendaciones para
la instalación de tuberías
con conexiones dopeless®
2. Limpiar el interior de los tubos para eliminar
cualquier material extraño que pudiera llegar a
caer en el Box durante el enchufe. Si es posible,
sopletear con aire comprimido desde el box
hacia el pin.
__
3. Si las conexiones están contaminadas (sucie-
Enchufe:
dad, lodo, petróleo, etc.) limpiarlas con trapos limpios. Si la contaminación es severa,
puede utilizarse agua a baja presión y jabón.
Posteriormente las conexiones deben secarse con
trapos limpios o mediante aire comprimido.
_ stabbing
_ emboque
Las siguientes recomendaciones aplican a
las conexiones TenarisHydril Dopeless®
y complementan lo indicado en la sección
“Recomendaciones generales para la instalación
de tuberías”.
muy importante
limpieza
1. No debe usarse agua a alta presión, cepillos
de alambre ni otros métodos mecánicos para
realizar la limpieza.
1. Quitar los protectores de rosca del Pin y del
Box, y conservarlos en un lugar limpio. Limpiar
los protectores con un trapo o un cepillo no
metálico y agua. Secarlos con paños limpios o
mediante aire comprimido.
Grasa de enrosque:
_ running compound
_ thread compound
_ grasa de corrida
_ grasa de instalación
2. No utilizar solventes u otros agentes químicos
para la limpiar las conexiones.
ConEXIonES DopELESS®.
RecoMendaciones PaRa la insTalaciÓn de TuBeRÍas con coneXiones doPeless®
La tecnología Dopeless® es un recubrimiento
seco de múltiples capas aplicado en planta
luego del roscado mediante un proceso industrial controlado. Este recubrimiento reemplaza
el uso de grasa de almacenamiento y grasa de
enrosque en campo, brindando a la unión la
lubricación necesaria, protección frente a la
corrosión y características anti-engrane.
ASpECTo VISuAL
TenarisHydril
Manual de TuBulaRes
1. Blue™ / Blue™
Thermal liner.
2. Blue™ near Flush.
3. conexiones cupladas
serie Wedge 500™.
4. conexiones integrales
serie Wedge 500™.
RecoMendaciones Técnicas
ConFIGurACIÓn Y
1
2
3
4
69
__
Tapón de manejo:
_ handling plug
_ tapón de maniobra
Tapones de levante:
_ lifting plug / lift plug
_ tapón de levantamiento
_ tapón de izaje
_ tapón de elevación
[email protected]
2. Para todos los diámetros de la Serie Wedge
500™ Dopeless®, debe aplicarse el torque objetivo una sola vez sin mantenerlo.
inspección visual
y reparaciones de campo
Sólo personal autorizado y entrenado por
Tenaris debe realizar las inspecciones y reparaciones de campo de las conexiones Dopeless®.
3. Antes de proceder a enroscar las uniones,
verifique que los sellos de goma de los protectores de rosca Dopeless® no quedaron adheridos
en los extremos Pin y Box de las conexiones (ver
imágenes en la página siguiente).
aplicación de grasa de
enrosque
desenrosque
1. No se debe aplicar grasa de enrosque cuando
se ensamblan dos uniones con recubrimiento
Dopeless®.
2. No se debe aplicar grasa de enrosque a los
tapones de manejo o levante. Estos tapones son
fosfatizados.
apriete
1. Los valores de torque comúnmente empleados en las conexiones estándar con grasa NO
deben emplearse para apretar las conexiones
Dopeless®. Contáctese con su Representante
local de Ventas Técnicas para obtener la última versión de la Hoja Técnica de Producto
Dopeless® donde se encontrarán los correctos
valores de torque a usar, o bien solicítela a
1. Aspectos importantes a tener en cuenta al
desenroscar las conexiones Dopeless®:
. Luego del desenrosque de una conexión
.
.
.
Dopeless®, utilizar un paño limpio o aire comprimido para quitar las escamas de recubrimiento que se generan durante el apriete.
Luego del desenrosque se podrán observar algunas zonas más brillantes sobre el extremo Pin.
Esto no constituye engrane de la conexión.
Algunas partes del recubrimiento en el extremo
Box se desprenderán luego del apriete. Esto no
constituye engrane de la conexión.
El comportamiento del recubrimiento
Dopeless® luego de las operaciones de apriete y
desenrosque descripto en los dos puntos anteriores es totalmente normal. La unión puede ser
usada nuevamente sin inconvenientes.
DESEnroSQuE
1. las escamas de
recubrimiento generadas
durante el apriete son
removidas con un trapo
limpio.
2 y 3. aspecto visual
de una conexión
TenarisHydril Blue™
dopeless® luego de tres
aprietes y desenrosques.
70
2
1
3
Manual de Tubulares
Recomendaciones para la instalación
de tuberías con conexiones dopeless®
aplicación de pegamento
para roscas
2. Limpiar
las conexiones usadas deben limpiarse
para eliminar cualquier resto de contaminantes
y material extraño de la superficie.
se debe aplicar grasa de almacenamiento, aceites, lubricantes, ni ningún otro tipo
de compuesto anticorrosivo a las conexiones
Dopeless®. El recubrimiento Dopeless® ya tiene
propiedades anticorrosivas.
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. No
de almacenar los tubos se deben instalar sobre las conexiones protectores de rosca
Dopeless® limpios, secos y en buenas condiciones.
2. Para
conexiones Dopeless® con cople:
. Si se está en una base operativa, yard o taller
3. Antes
4. Durante el período de almacenamiento se
deben realizar inspecciones periódicas de acuerdo a las recomendaciones de Tenaris.
RecoMendaciones PaRa la insTalaciÓn de TuBeRÍas con coneXiones doPeless®
1. Todas
Cople:
_ coupling
_ acople
_ cupla
.
de reparación, se recomienda emplear un cople
estándar, sin el recubrimiento Dopeless®. Si la
unión a pegar ya vino de fábrica con un cople
con recubrimiento Dopeless®, éste se deberá
desenroscar y remplazar por un cople estándar.
Si se está en el equipo/taladro y no es posible
reemplazar el cople Dopeless® por uno estándar, puede emplearse el mismo cople Dopeless®
pero debe ser lavado a fondo con agua caliente a
presión previo a la aplicación del pegamento.
proTECTorES
DE roSCA DopELESS®
los protectores para
extremos Pin y Box
dopeless® tienen un sistema
de anillos de goma para
evitar el ingreso de agua a la
conexión. estos protectores
no deben ser reemplazados
por protectores estándar.
RecoMendaciones Técnicas
Fin del trabajo / almacenamiento
Pegamento para roscas:
_ thread lock compound
_ sellante de roscas
Manual de TuBulaRes
.
Para lograr una adecuada adhesión del pegamento en conexiones Dopeless® se deben seguir
las siguientes recomendaciones:
__
TenarisHydril
.
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.
71
3. Para conexiones Dopeless® integrales, lavar
minuciosamente los extremos Box con agua
caliente a presión.
y secar los extremos Pin y Box antes de
la aplicación del pegamento.
2. Verificar que las conexiones estén limpias y
libres de contaminantes.
4. Lavar
el pegamento como se describe en
la sección “Aplicación de grasa de enrosque y
pegamento”.
.
5. Aplicar
.
.
6. Realizar el apriete aplicando los valores de
torque correspondientes a la versión estándar
(no Dopeless®) de la conexión. Referirse a la
sección “Criterios de aceptación del apriete”
por detalles acerca de la aplicación de correcciones por factor de fricción.
En el caso en que las roscas a pegar sean compatibles (misma geometría) pero de diferentes
grado de acero o espesor (o peso métrico); usar
siempre el menor valor de torque de la conexión
NO Dopeless®.
Para conexiones de la Serie Wedge 500™, se
debe aplicar el torque objetivo dos veces o mantenerlo por varios segundos.
apriete de una conexión
dopeless® con una conexión
estándar
Si sólo uno de los extremos de la unión tiene
recubrimiento Dopeless® (por ejemplo, cuando
se aprietan accesorios), proceder como se indica
a continuación:
.
.
3. Aplicar grasa de enrosque de acuerdo a las
siguientes recomendaciones:
3.1. Extremo Pin:
Aplicar una capa muy delgada de grasa de
enrosque a la rosca, sellos y nariz del Pin.
3.2. Cople/Extremo Box:
Conexiones de la Serie Wedge 500™: No aplicar
grasa de enrosque.
Otras conexiones: Aplicar una capa muy
delgada de grasa de enrosque a los sellos y
hombros solamente. No llenar con grasa la
ranura para acumulación de grasa (dope pocket)
de las conexiones TenarisHydril Blue ™ o
TenarisHydril Blue™ Dopeless®.
4. Si la Hoja Técnica del Producto Dopeless® no
.
.
brinda indicaciones específicas para esta situación, realizar el apriete aplicando los valores de
torque de la versión estándar (no Dopeless®) de
la conexión. Referirse a la sección “Criterios de
aceptación del apriete” por detalles acerca de la
aplicación de correcciones por factor de fricción.
En el caso en que las roscas a ensamblar sean
compatibles (misma geometría) pero de diferentes grado de acero o espesor (o peso métrico);
usar siempre el menor valor de torque de la
conexión NO Dopeless®.
Para conexiones de la Serie Wedge 500™, se
debe aplicar el torque objetivo dos veces o mantenerlo por varios segundos.
__
nota: estas recomendaciones son aplicables para
todos los grados de acero y para cualquier combi-
1. Verificar
a enroscar.
72
la compatibilidad de las conexiones
nación pin-box, siempre que uno de los extremos sea
dopeless® y el otro estándar.
Manual de Tubulares
equipos y accesorios
elevadores y cuñas
Se pueden utilizar elevadores de mordaza o de
tope para columnas de casing o tubing. Los
insertos de las cuñas o elevadores de mordaza
deben estar limpios y afilados. Se recurrirá a
elevadores tipo cuña con mordazas más largas
que las habituales cuando se trate de columnas
pesadas y/o largas. Si se utilizan elevadores de
tope, la superficie de apoyo deberá inspeccionarse cuidadosamente verificando que esté lisa
y suave, perpendicular a la línea de tracción.
Una superficie de apoyo irregular puede dañar
la cupla y producir una falla prematura de la
conexión. Deberán examinarse las mordazas de
los elevadores y cuñas para verificar que el contacto con los tubos sea uniforme. Todo contacto
que no sea uniforme puede producir abolladuras o marcas en el tubo.
Cuando se utilicen materiales destinados a
servicio crítico, se recomienda el uso de equipo
especial, insertos de alta densidad o recubiertos.
llaves de correa
Cuando se procede a enroscar un tubo de aleación resistente a la corrosión (CRA), se deben
utilizar llaves de correa después del acople hasta
que el pin llegue a la posición de ajuste manual
o, al menos, hasta que se tenga la seguridad de
un buen acoplamiento de las roscas. Antes de
comenzar la tarea, todas las correas deben examinarse para garantizar su limpieza y que sean
adecuadas al diámetro correspondiente. Las
correas sucias deben ser reemplazadas.
compensador de peso
Para tubos pesados o materiales CRA, se recomienda el uso del compensador de peso, de
manera de reducir las cargas de compresión
sobre las roscas durante el acople/enrosque.
Se debe prestar especial atención al requisito
de ajustar este componente al valor de tensión
adecuado antes de acoplar la primera conexión.
También puede utilizarse el compensador
durante el desenrosque para mantener constante la tensión en la junta que se está desenroscando. Esto permitirá reducir a un mínimo las
posibilidades de engrane durante el proceso de
desenrosque.
EQuIpoS ACCESorIoS
2
Tenaris
1
Manual de TuBulaRes
RecoMendaciones Técnicas
1. elevador de tope
2. elevador de cuña
eQuiPos y accesoRios
Antes de proceder a la bajada de los tubos,
deben controlarse todas las herramientas y
equipos necesarios para la bajada al pozo con
el fin de verificar que se encuentren en óptimas
condiciones para realizar el trabajo.
73
Guía de alineado
Guía de emboque
La guía de alineado sirve como dispositivo
de alineamiento y estabilización del tubo que
se enrosca en la mesa rotary. El dispositivo se
monta en el piso del equipo debajo de la plataforma de acople y a una distancia adecuada que
permite colocar la pieza más corta. La guía se
usa para ayudar a estabilizar y alinear el tubo
antes del acople y durante el enrosque. Una vez
alineado el tubo, cerrar los rodillos de la guía y
proceder al enrosque.
La guía de emboque se usa para guiar el ensamble del Pin en el Box y minimizar los daños
que puedan producirse en la conexión cuando
la junta se acopla incorrectamente. La guía de
emboque debe inspeccionarse antes de proceder
a la bajada al pozo, para que los insertos de
elastómetro se encuentren correctamente ajustados y en buenas condiciones.
La guía de alineado puede usarse durante el desenrosque para mantener el tubo en posición vertical y para reducir las posibilidades de cruzamiento de filetes. La instalación de la guía debe
incluir dispositivos de seguridad para proteger
el personal ubicado en la plataforma del equipo
en caso de que se produzcan daños accidentales
en la guía, provocados por el aparejo.
__
nota:
cuando se baJan columnas muy pesadas, las Vigas
de la mesa rotary se curVan signiFicatiVamente, por
lo que la mesa se inclina. en consecuencia, la guía
deberá aJustarse al eJe proyectado del tubo.
en caso de no disponer de guía de alineado se recomienda colocar un operario en la plataForma de
Tapón de elevación
Los tapones de elevación se deberán usar cuando se introduce casing o tubing con conexiones
integrales o tipo flush, o bien cuando se realiza
ensayo de presión interna de la columna durante
la instalación (en este caso se trata de un tapón
cerrado o “ciego”).
Antes de la bajada a pozo, los tapones de elevación deben inspeccionarse para asegurar que
correspondan al tipo de rosca adecuada y sean
compatibles con el Box.
Asimismo, es necesario verificar los tapones
de elevación para asegurar que no haya daños
importantes que puedan averiar los filetes de la
rosca del tubo.
engancHe para guiar el tubo durante el enrosque.
Existen dos tipos de tapones de elevación:
aquellos que se utilizan para manejar uno o
dos tubos desde el bancal hacia la boca de
pozo; o bien aquellos que permiten maniobrar
con todo el peso de la columna en el pozo.
Entre ellos hay diferencias que hacen a la capacidad de carga de cada uno.
EQuIpoS ACCESorIoS
1. Guía de emboque
2. Tapón de elevación
1
74
2
Manual de Tubulares
equipos y accesorios
Grampas de seguridad
Se requiere utilizar la grampa de seguridad cuando se bajan las primeras uniones de casing o
tubing. Cuando se extrae una columna, se debe
colocar la grampa de seguridad a las últimas
juntas. Si se aplica menos carga que la mínima
necesaria en las mordazas puede ocurrir que no
sujeten suficientemente la columna. Para uniones integrales o flush se recomienda el uso de la
grampa de seguridad durante toda la operación.
EQuIpo ACCESorIo
Tenaris
Manual de TuBulaRes
RecoMendaciones Técnicas
eQuiPos y accesoRios
Grampa de seguridad
75
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías
con conexiones aPi
conexiones de casing y tubing, así como el torque óptimo para cada una de ellas.
Las tablas que figuran a continuación brindan
información sobre productos tubulares con
conexiones API.
También se incluyen referencias sobre el alargamiento de la columna en tracción, así como
sobre su volumen y desplazamiento, para tanto
tubing como casing.
Estas tablas cubren datos tales como las dimensiones de los tubos, el diámetro externo de
ESPESOR
ÁREA
ALARGAMIENTO ESPECÍFICO
CADA 1000 LB
pulg
lb/pie
pulg
pulg
pulg2
pulg/1000 pie
2 3/8
4.00
4.60
4.70
5.10
5.30
5.80
5.95
6.40
6.50
7.80
7.90
8.60
8.70
9.60
7.70
9.20
9.30
10.20
10.30
12.70
9.50
10.90
11.00
13.00
13.20
14.85
9.50
10.50
11.60
12.60
12.75
13.50
15.20
15.50
2.041
1.995
1.995
1.939
1.939
1.867
1.867
2.441
2.441
2.323
2.323
2.259
2.259
2.195
3.068
2.992
2.992
2.922
2.922
2.750
3.548
3.476
3.476
3.340
3.340
3.115
4.090
4.052
4.000
3.958
3.958
3.920
3.920
3.826
0.167
0.190
0.190
0.218
0.218
0.254
0.254
0.217
0.217
0.276
0.276
0.308
0.308
0.340
0.216
0.254
0.254
0.289
0.289
0.375
0.226
0.262
0.262
0.330
0.330
0.443
0.205
0.224
0.250
0.271
0.271
0.290
0.290
0.337
1.1584
1.3042
1.3042
1.4773
1.4773
1.6925
1.6925
1.8120
1.8120
2.2535
2.2535
2.4839
2.4839
2.7077
2.2285
2.5902
2.5902
2.9153
2.9153
3.6816
2.6795
3.0767
3.0767
3.8048
3.8048
4.9455
2.7661
3.0091
3.3379
3.6004
3.6004
3.8356
3.8356
4.4074
0.345
0.307
0.307
0.271
0.271
0.236
0.236
0.221
0.221
0.177
0.177
0.161
0.161
0.148
0.179
0.154
0.154
0.137
0.137
0.109
0.149
0.130
0.130
0.105
0.105
0.081
0.145
0.133
0.120
0.111
0.111
0.104
0.104
0.091
2 7/8
2 7/8
4
4 1/2
Ecuación:
dl
=
l x dF
exa
dl
l
dF
: alargamiento (pulg)
: longitud de la columna de casing o tubing (pulg)
: esfuerzo axial aplicado (lb)
e
a
VOLUMEN
DESPLAZAMIENTO
cm/1000 m
l/m
l/m
2.88
2.56
2.56
2.26
2.26
1.97
1.97
1.84
1.84
1.48
1.48
1.34
1.34
1.23
1.50
1.29
1.29
1.14
1.14
0.91
1.24
1.08
1.08
0.88
0.88
0.67
1.21
1.11
1.00
0.93
0.93
0.87
0.87
0.76
2.111
2.017
2.017
1.905
1.905
1.766
1.766
3.019
3.019
2.734
2.734
2.586
2.586
2.441
4.769
4.536
4.536
4.326
4.326
3.832
6.379
6.122
6.122
5.653
5.653
4.917
8.476
8.319
8.107
7.938
7.938
7.786
7.786
7.417
2.881
2.881
2.891
2.881
2.891
2.881
2.891
4.227
4.238
4.227
4.238
4.227
4.238
4.238
6.272
6.272
6.297
6.272
6.297
6.272
8.192
8.224
8.224
8.224
8.224
8.224
10.354
10.354
10.354
10.354
10.408
10.354
10.354
10.354
: módulo de elasticidad (30 x 106 psi)
: área transversal (pulg2)
RecoMendaciones Técnicas
DIÁMETRO
INTERNO
Manual de TuBulaRes
PESO
Tenaris
DIÁMETRO
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
Tubing alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento
77
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
ESPESOR
ÁREA
ALARGAMIENTO ESPECÍFICO
CADA 1000 LB
pulg
lb/pie
pulg
pulg
pulg2
pulg/1000 pie
4 1/2
9.50
10.50
11.60
12.60
13.50
15.10
16.90
11.50
13.00
15.00
18.00
21.40
23.20
24.10
14.00
15.50
17.00
20.00
23.00
26.00
26.80
29.70
32.00
20.00
24.00
28.00
32.00
35.00
36.70
17.00
20.00
23.00
26.00
29.00
32.00
35.00
38.00
41.00
42.70
24.00
26.40
29.70
33.70
39.00
42.80
45.30
47.10
51.20
46.10
4.090
4.052
4.000
3.958
3.920
3.826
3.740
4.560
4.494
4.408
4.276
4.126
4.044
4.000
5.012
4.950
4.892
4.778
4.670
4.548
4.500
4.376
4.276
6.049
5.921
5.791
5.675
5.575
5.501
6.538
6.456
6.366
6.276
6.184
6.094
6.004
5.920
5.820
5.750
7.025
6.969
6.875
6.765
6.625
6.501
6.435
6.375
6.251
6.560
0.205
0.224
0.250
0.271
0.290
0.337
0.380
0.220
0.253
0.296
0.362
0.437
0.478
0.500
0.244
0.275
0.304
0.361
0.415
0.476
0.500
0.562
0.612
0.288
0.352
0.417
0.475
0.525
0.562
0.231
0.272
0.317
0.362
0.408
0.453
0.498
0.540
0.590
0.625
0.300
0.328
0.375
0.430
0.500
0.562
0.595
0.625
0.687
0.595
2.7661
3.0091
3.3379
3.6004
3.8356
4.4074
4.9185
3.3037
3.7730
4.3743
5.2746
6.2644
6.7906
7.0686
4.0290
4.5141
4.9624
5.8282
6.6296
7.5129
7.8540
8.7184
9.3979
5.7336
6.9369
8.1327
9.1774
10.0609
10.7047
4.9123
5.7492
6.6555
7.5491
8.4494
9.3173
10.1725
10.9591
11.8812
12.5173
6.9036
7.5191
8.5412
9.7196
11.1919
12.4702
13.1408
13.7445
14.9741
13.3745
0.145
0.133
0.120
0.111
0.104
0.091
0.081
0.121
0.106
0.091
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0.058
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0.040
0.037
0.081
0.070
0.060
0.053
0.047
0.043
0.039
0.036
0.034
0.032
0.058
0.053
0.047
0.041
0.036
0.032
0.030
0.029
0.027
0.030
5
5 1/2
6 5/8
7
7 5/8
7 3/4
VOLUMEN
DESPLAZAMIENTO
cm/1000 m
l/m
l/m
1.21
1.11
1.00
0.93
0.87
0.76
0.68
1.01
0.88
0.76
0.63
0.53
0.49
0.47
0.83
0.74
0.67
0.57
0.50
0.44
0.42
0.38
0.35
0.58
0.48
0.41
0.36
0.33
0.31
0.68
0.58
0.50
0.44
0.39
0.36
0.33
0.30
0.28
0.27
0.48
0.44
0.39
0.34
0.30
0.27
0.25
0.24
0.22
0.25
8.476
8.319
8.107
7.938
7.786
7.417
7.088
10.536
10.233
9.846
9.265
8.626
8.287
8.107
12.729
12.416
12.126
11.568
11.051
10.481
10.261
9.703
9.265
18.541
17.764
16.993
16.319
15.749
15.333
21.659
21.119
20.535
19.958
19.377
18.817
18.266
17.758
17.163
16.753
25.006
24.609
23.950
23.190
22.240
21.415
20.982
20.593
19.800
21.805
10.401
10.401
10.401
10.401
10.401
10.401
10.401
12.804
12.804
12.804
12.804
12.804
12.804
12.804
15.474
15.474
15.474
15.474
15.474
15.474
15.474
15.474
15.474
22.499
22.499
22.499
22.499
22.499
22.499
25.068
25.068
25.068
25.068
25.068
25.068
25.068
25.068
25.068
25.068
29.823
29.823
29.823
29.823
29.823
29.823
29.823
29.823
29.823
30.803
RecoMendaciones Técnicas
DIÁMETRO
INTERNO
Manual de TuBulaRes
PESO
Tenaris
DIÁMETRO
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
casing alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento
79
casing alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento
DIÁMETRO
PESO
DIÁMETRO
INTERNO
ESPESOR
ÁREA
ALARGAMIENTO ESPECÍFICO
CADA 1000 LB
pulg
lb/pie
pulg
pulg
pulg2
pulg/1000 pie
8 5/8
24.00
28.00
32.00
36.00
40.00
44.00
49.00
52.00
54.00
32.30
36.00
40.00
43.50
47.00
53.50
58.40
64.90
62.80
68.80
70.40
72.10
32.75
40.50
45.50
51.00
55.50
60.70
65.70
71.10
73.20
75.90
42.00
47.00
54.00
60.00
65.00
71.00
75.00
71.80
48.00
54.50
61.00
68.00
72.00
77.00
85.00
86.00
80.40
88.20
8.097
8.017
7.921
7.825
7.725
7.625
7.511
7.435
7.375
9.001
8.921
8.835
8.755
8.681
8.535
8.435
8.281
8.625
8.475
8.461
8.425
10.192
10.050
9.950
9.850
9.760
9.660
9.560
9.450
9.406
9.350
11.084
11.000
10.880
10.772
10.682
10.586
10.514
10.711
12.715
12.615
12.515
12.415
12.347
12.275
12.159
12.125
12.348
12.375
0.264
0.304
0.352
0.400
0.450
0.500
0.557
0.595
0.625
0.312
0.352
0.395
0.435
0.472
0.545
0.595
0.672
0.625
0.700
0.707
0.725
0.279
0.350
0.400
0.450
0.495
0.545
0.595
0.650
0.672
0.700
0.333
0.375
0.435
0.489
0.534
0.582
0.618
0.582
0.330
0.380
0.430
0.480
0.514
0.550
0.608
0.625
0.576
0.625
6.9344
7.9469
9.1486
10.3358
11.5571
12.7627
14.1179
15.0100
15.7080
9.1284
10.2545
11.4538
12.5590
13.5723
15.5465
16.8793
18.9011
18.1623
20.1769
20.3631
20.8405
9.1779
11.4354
13.0062
14.5613
15.9474
17.4727
18.9822
20.6245
21.2762
22.1011
11.9439
13.4008
15.4630
17.2996
18.8161
20.4196
21.6128
20.6482
13.5241
15.5135
17.4872
19.4452
20.7677
22.1600
24.3861
25.0345
23.3867
25.5254
0.058
0.050
0.044
0.039
0.035
0.031
0.028
0.027
0.025
0.044
0.039
0.035
0.032
0.029
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0.024
0.021
0.022
0.020
0.020
0.019
0.044
0.035
0.031
0.027
0.025
0.023
0.021
0.019
0.019
0.018
0.033
0.030
0.026
0.023
0.021
0.020
0.019
0.019
0.030
0.026
0.023
0.021
0.019
0.018
0.016
0.016
0.017
0.016
9 5/8
9 7/8
10 3/4
11 3/4
11 7/8
13 3/8
13 1/2
13 5/8
80
VOLUMEN
DESPLAZAMIENTO
cm/1000 m
l/m
l/m
0.48
0.42
0.36
0.32
0.29
0.26
0.24
0.22
0.21
0.37
0.33
0.29
0.27
0.25
0.21
0.20
0.18
0.18
0.17
0.16
0.16
0.36
0.29
0.26
0.23
0.21
0.19
0.18
0.16
0.16
0.15
0.28
0.25
0.22
0.19
0.18
0.16
0.15
0.16
0.25
0.21
0.19
0.17
0.16
0.15
0.14
0.13
0.14
0.13
33.220
32.567
31.792
31.026
30.238
29.460
28.586
28.010
27.560
41.052
40.326
39.552
38.839
38.185
36.912
36.052
34.747
37.694
36.395
36.274
35.966
52.635
51.179
50.165
49.162
48.268
47.284
46.310
45.250
44.830
44.298
62.251
61.311
59.981
58.796
57.818
56.783
56.013
58.132
81.920
80.636
79.363
78.100
77.247
76.348
74.912
74.494
77.259
77.597
38.172
38.172
38.172
38.172
38.172
38.172
38.172
38.172
38.172
47.472
47.472
47.472
47.472
47.472
47.472
47.472
47.472
49.928
50.018
50.018
50.018
59.145
59.145
59.145
59.145
59.145
59.145
59.145
59.145
59.145
59.145
70.599
70.599
70.599
70.599
70.599
70.599
70.599
67.761
91.372
91.372
91.372
91.372
91.372
91.372
91.372
91.372
92.975
94.065
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
ESPESOR
ÁREA
ALARGAMIENTO ESPECÍFICO
CADA 1000 LB
pulg
lb/pie
pulg
pulg
pulg2
pulg/1000 pie
cm/1000 m
82.50
94.80
99.30
110.00
111.00
65.00
75.00
84.00
94.50
109.00
87.50
94.50
96.50
109.00
115.00
126.00
136.00
139.00
94.00
106.50
118.50
133.00
147.00
169.00
133.00
140.00
162.00
165.00
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12.624
12.456
12.442
15.250
15.124
15.010
14.876
14.688
17.755
17.689
17.655
17.499
17.437
17.353
17.239
17.185
19.124
19.000
18.874
18.730
18.582
18.376
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23.438
23.250
23.230
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0.812
0.500
0.531
0.625
0.635
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27.5004
28.7727
32.0820
32.3557
18.4078
21.4136
24.1116
27.2569
31.6222
24.8583
26.6956
27.6394
31.9465
33.6477
35.9429
39.0401
40.5001
26.9176
30.6305
34.3785
38.6314
42.9685
48.9480
37.6991
39.9847
46.8784
47.6085
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0.010
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0.008
0.011
0.010
0.009
0.008
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0.12
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0.12
0.11
0.13
0.12
0.12
0.10
0.10
0.09
0.09
0.08
0.12
0.11
0.10
0.09
0.08
0.07
0.09
0.08
0.07
0.07
14
16
18 5/8
20
24 1/2
VOLUMEN
DESPLAZAMIENTO
l/m
l/m
84.008
81.572
80.751
78.617
78.440
117.841
115.902
114.161
112.132
109.316
159.734
158.549
157.940
155.161
154.064
152.583
150.585
149.643
185.316
182.921
180.503
177.759
174.961
171.103
279.829
278.354
273.907
273.436
99.965
99.965
99.965
99.965
99.965
130.389
130.389
130.457
130.457
130.457
176.853
176.853
176.853
176.963
176.963
176.963
176.963
176.963
203.518
203.602
203.602
203.602
203.602
203.602
305.375
305.375
305.375
305.375
RecoMendaciones Técnicas
DIÁMETRO
INTERNO
Manual de TuBulaRes
PESO
Tenaris
DIÁMETRO
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
casing alargamiento de la columna en tracción, volumen y desplazamiento
81
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
DIÁMETRO INTERNO
DIÁMETRO DRIFT
lb/pie
pulg
mm
pulg
mm
pulg
mm
2 3/8
60.3
2 7/8
73.0
3 1/2
88.9
4.00
4.60
4.70
5.10
5.30
5.80
5.95
6.40
6.50
7.80
7.90
8.60
8.70
9.60
7.70
9.20
9.30
10.20
10.30
12.70
12.95
15.80
9.50
10.90
11.00
13.00
13.20
13.40
14.85
9.50
10.50
11.60
12.60
12.75
13.50
15.10
15.20
15.50
0.167
0.190
0.190
0.218
0.218
0.254
0.254
0.217
0.217
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0.276
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0.308
0.340
0.216
0.254
0.254
0.289
0.289
0.375
0.375
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0.262
0.262
0.330
0.330
0.330
0.380
0.205
0.224
0.250
0.271
0.271
0.290
0.337
0.337
0.337
4.24
4.83
4.83
5.54
5.54
6.45
6.45
5.51
5.51
7.01
7.01
7.82
7.82
8.64
5.49
6.45
6.45
7.34
7.34
9.53
9.53
12.09
5.74
6.65
6.65
8.38
8.38
8.38
9.65
5.21
5.69
6.35
6.88
6.88
7.37
8.56
8.56
8.56
2.041
1.995
1.995
1.939
1.939
1.867
1.867
2.441
2.441
2.323
2.323
2.259
2.259
2.195
3.068
2.992
2.992
2.922
2.922
2.750
2.750
2.548
3.548
3.476
3.476
3.340
3.340
3.340
3.240
4.090
4.052
4.000
3.958
3.958
3.920
3.826
3.826
3.826
51.84
50.67
50.67
49.25
49.25
47.42
47.42
62.00
62.00
59.00
59.00
57.38
57.38
55.75
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76.00
76.00
74.22
74.22
69.85
69.85
64.72
90.12
88.29
88.29
84.84
84.84
84.84
82.30
103.89
102.92
101.60
100.53
100.53
99.57
97.18
97.18
97.18
1.947
1.901
1.901
1.845
1.845
1.773
1.773
2.347
2.347
2.229
2.229
2.165
2.165
2.101
2.943
2.867
2.867
2.797
2.797
2.625
2.625
2.423
3.423
3.351
3.351
3.215
3.215
3.215
3.115
3.965
3.927
3.875
3.833
3.833
3.795
3.701
3.701
3.701
49.45
48.29
48.29
46.86
46.86
45.03
45.03
59.61
59.61
56.62
56.62
54.99
54.99
53.37
74.75
72.82
72.82
71.04
71.04
66.68
66.68
61.54
86.94
85.12
85.12
81.66
81.66
81.66
79.12
100.71
99.75
98.43
97.36
97.36
96.39
94.01
94.01
94.01
4
101.6
4 1/2
114.3
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
ESPESOR
mm
RecoMendaciones Técnicas
PESO
pulg
Manual de TuBulaRes
DIÁMETRO EXTERNO
aPi 5cT 8a ediciÓn/iso 11960 3a ediciÓn
Tenaris
dimensiones de tubing
83
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
dimensiones de casing
DIÁMETRO DRIFT
Estándar
pulg
mm
lb/pie
pulg
mm
pulg
mm
pulg
4 1/2
114.3
5
127.0
5 1/2
139.7
6 5/8
168.3
9.50
10.50
11.60
13.50
15.10
16.90
19.20
21.60
24.60
26.50
11.50
13.00
15.00
18.00
21.40
23.20
24.10
27.00
29.20
31.60
14.00
15.50
17.00
20.00
23.00
26.00
26.80
29.70
32.00
32.60
35.30
38.00
40.50
43.10
20.00
24.00
28.00
32.00
35.00
36.70
40.20
43.70
47.10
50.40
0.205
0.224
0.250
0.290
0.337
0.380
0.430
0.500
0.560
0.640
0.220
0.253
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0.500
0.560
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0.687
0.244
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0.361
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0.500
0.562
0.612
0.625
0.687
0.750
0.812
0.875
0.288
0.352
0.417
0.475
0.525
0.562
0.625
0.687
0.750
0.812
5.21
5.69
6.35
7.37
8.56
9.65
10.92
12.70
14.22
16.26
5.59
6.43
7.52
9.20
11.10
12.14
12.70
14.22
15.88
17.45
6.20
6.99
7.72
9.17
10.54
12.09
12.70
14.28
15.55
15.88
17.45
19.05
20.63
22.23
7.32
8.94
10.59
12.07
13.34
14.28
15.88
17.45
19.05
20.63
4.090
4.052
4.000
3.920
3.826
3.740
3.640
3.500
3.380
3.220
4.560
4.494
4.408
4.276
4.126
4.044
4.000
3.880
3.750
3.626
5.012
4.950
4.892
4.778
4.670
4.548
4.500
4.376
4.276
4.250
4.126
4.000
3.876
3.750
6.049
5.921
5.791
5.675
5.575
5.501
5.375
5.251
5.125
5.001
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99.57
97.18
95.00
92.46
88.90
85.85
81.79
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114.15
111.96
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102.72
101.60
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92.10
127.30
125.73
124.26
121.36
118.62
115.52
114.30
111.15
108.61
107.95
104.80
101.60
98.45
95.25
153.64
150.39
147.09
144.15
141.61
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136.53
133.38
130.18
127.03
–
3.927
3.875
3.795
3.701
3.615
3.515
3.375
3.255
3.095
4.435
4.369
4.283
4.151
4.001
3.919
3.875
3.755
3.625
3.501
4.887
4.825
4.767
4.653
4.545
4.423
4.375
4.251
4.151
4.125
4.001
3.875
3.751
3.625
5.924
5.796
5.666
5.550
5.450
5.376
5.250
5.126
5.000
4.876
XC
mm
–
99.75
98.43
96.39
94.01
91.82
89.28
85.73
82.68
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110.97
108.79
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101.63
99.54
98.43
95.38
92.08
88.92
124.13
122.56
121.08
118.19
115.44
112.34
111.13
107.98
105.44
104.78
101.63
98.43
95.28
92.08
150.47
147.22
143.92
140.97
138.43
136.55
133.35
130.20
127.00
123.85
pulg
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
4.151
4.151
–
–
–
–
–
–
–
4.653
4.653
4.653
4.545
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
5.730
5.666
5.550
–
–
–
–
–
–
Alternativo
mm
pulg
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
105.44
105.44
–
–
–
–
–
–
–
118.19
118.19
118.19
115.44
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
145.54
143.92
140.97
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
3.750
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
mm
–
–
–
–
95.25
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
DIÁMETRO INTERNO
RecoMendaciones Técnicas
ESPESOR
Manual de TuBulaRes
PESO
Tenaris
DIÁMETRO EXTERNO
aPi 5cT 8a ediciÓn/iso 11960 3a ediciÓn
85
dimensiones de casing
DIÁMETRO EXTERNO
PESO
aPi 5cT 8a ediciÓn/iso 11960 3a ediciÓn
ESPESOR
DIÁMETRO INTERNO
DIÁMETRO DRIFT
Estándar
pulg
86
mm
lb/pie
pulg
mm
pulg
mm
pulg
7
177.8
7 5/8
193.7
7 3/4
8 5/8
196.9
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20.00
23.00
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32.00
35.00
38.00
41.00
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50.10
53.60
57.10
24.00
26.40
29.70
33.70
39.00
42.80
45.30
47.10
51.20
53.00
55.30
59.00
59.20
46.10
24.00
28.00
32.00
36.00
40.00
44.00
49.00
52.00
54.00
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0.500
0.562
0.595
0.625
0.687
0.712
0.750
0.811
0.812
0.595
0.264
0.304
0.352
0.400
0.450
0.500
0.557
0.595
0.625
5.87
6.91
8.05
9.20
10.36
11.51
12.65
13.72
14.99
15.88
17.45
19.05
20.63
22.23
7.62
8.33
9.53
10.92
12.70
14.28
15.11
15.88
17.45
18.09
19.05
20.60
20.63
15.11
6.71
7.72
8.94
10.16
11.43
12.70
14.15
15.11
15.88
6.538
6.456
6.366
6.276
6.184
6.094
6.004
5.920
5.820
5.750
5.626
5.500
5.376
5.250
7.025
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6.875
6.765
6.625
6.501
6.435
6.375
6.251
6.201
6.125
6.003
6.001
6.560
8.097
8.017
7.921
7.825
7.725
7.625
7.511
7.435
7.375
166.07
163.98
161.70
159.41
157.07
154.79
152.50
150.37
147.83
146.05
142.90
139.70
136.55
133.35
178.44
177.01
174.63
171.83
168.28
165.13
163.45
161.93
158.78
157.51
155.58
152.48
152.43
166.62
205.66
203.63
201.19
198.76
196.22
193.68
190.78
188.85
187.33
6.413
6.331
6.241
6.151
6.059
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195.58
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–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
200.03
–
193.68
–
–
–
–
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
dimensiones de casing
DIÁMETRO DRIFT
Estándar
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XC
mm
lb/pie
pulg
mm
pulg
mm
pulg
mm
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–
–
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–
–
–
–
–
–
–
–
–
Alternativo
mm
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218.41
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–
–
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–
–
–
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–
–
–
–
–
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–
–
–
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–
–
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pulg
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–
–
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–
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10.625
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–
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mm
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–
244.48
–
241.40
–
–
–
–
–
–
279.40
–
–
269.88
269.88
–
–
–
–
–
–
–
–
311.15
–
–
304.80
–
–
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
DIÁMETRO INTERNO
RecoMendaciones Técnicas
ESPESOR
Manual de TuBulaRes
PESO
Tenaris
DIÁMETRO EXTERNO
aPi 5cT 8a ediciÓn/iso 11960 3a ediciÓn
87
dimensiones de casing
DIÁMETRO EXTERNO
PESO
aPi 5cT 8a ediciÓn/iso 11960 3a ediciÓn
ESPESOR
DIÁMETRO INTERNO
DIÁMETRO DRIFT
Estándar
88
pulg
mm
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14
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346.1
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lb/pie
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mm
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474.65
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pulg
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Alternativo
mm
pulg
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
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–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
12.250
12.250
–
–
–
–
–
–
–
14.750
–
–
–
–
17.500
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
mm
311.15
311.15
–
–
–
–
–
–
–
374.65
–
–
–
–
444.50
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
diámetro externo de conexiones de tubing
PESO
DIÁMETRO EXTERNO
EU
EUSC
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lb/pie
pulg
pulg
pulg
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7.90
8.60
8.70
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9.30
10.20
12.70
12.95
9.50
11.00
12.60
12.75
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2.875
–
2.875
–
3.500
–
3.500
–
3.500
–
4.250
4.250
–
4.250
4.250
–
4.750
–
5.200
–
–
–
3.063
–
3.063
–
3.668
–
3.668
–
3.668
–
–
4.500
–
–
4.500
–
5.000
–
5.563
–
–
2.910
–
2.910
–
3.460
–
3.460
–
3.460
–
–
4.180
–
–
4.180
–
–
–
–
2 7/8
3 1/2
4
nu
eu
eusc
=
=
=
sin Recalque (aPi).
con Recalque externo (aPi).
Recalque externo con diámetro externo Reducido (aPi).
Tenaris
Manual de TuBulaRes
RecoMendaciones Técnicas
4 1/2
NU
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
DIÁMETRO EXTERNO
aPi 5cT 8a ediciÓn/iso 11960 3a ediciÓn
89
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
STC
LC
BC
BCSC
XC
XCSC
lb/pie
pulg
pulg
pulg
pulg
pulg
pulg
4 1/2
9.50
10.50
11.60
13.50
15.10
11.50
13.00
15.00
18.00
21.40
23.20
24.10
14.00
15.50
17.00
20.00
23.00
26.00
20.00
24.00
28.00
32.00
17.00
20.00
23.00
26.00
29.00
32.00
35.00
38.00
41.00
42.70
24.00
26.40
29.70
33.70
39.00
42.80
45.30
47.10
5.000
5.000
5.000
–
–
5.563
5.563
5.563
–
–
–
–
6.050
6.050
6.050
–
–
–
7.390
7.390
–
–
7.656
7.656
7.656
7.656
7.656
–
–
–
–
–
8.500
8.500
–
–
–
–
–
–
–
–
5.000
5.000
5.000
–
5.563
5.563
5.563
5.563
5.563
5.563
–
6.050
6.050
6.050
6.050
6.050
7.390
7.390
7.390
7.390
–
–
7.656
7.656
7.656
7.656
7.656
7.656
7.656
7.656
–
8.500
8.500
8.500
8.500
8.500
8.500
8.500
–
–
5.000
5.000
5.000
–
5.563
5.563
5.563
5.563
5.563
5.563
–
6.050
6.050
6.050
6.050
6.050
7.390
7.390
7.390
7.390
–
–
7.656
7.656
7.656
7.656
7.656
7.656
7.656
7.656
–
8.500
8.500
8.500
8.500
8.500
8.500
8.500
–
–
4.875
4.875
4.875
–
5.375
5.375
5.375
5.375
5.375
5.375
–
5.875
5.875
5.875
5.875
–
7.000
7.000
7.000
7.000
–
–
7.375
7.375
7.375
7.375
7.375
7.375
7.375
7.375
–
8.125
8.125
8.125
8.125
8.125
8.125
8.125
–
–
–
–
–
–
–
5.360
5.360
–
–
–
–
5.860
5.860
5.860
5.860
–
–
7.000
7.000
7.000
–
–
7.390
7.390
7.390
7.390
7.390
7.390
–
–
–
8.010
8.010
8.010
8.010
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
5.780
5.780
5.780
5.780
–
–
6.930
6.930
6.930
–
–
7.310
7.310
7.310
7.310
7.310
7.310
–
–
–
7.920
7.920
7.920
7.920
–
–
–
5
5 1/2
6 5/8
7
7 5/8
sTc
lc
Bc
Bcsc
Xc
Xcsc
=
=
=
=
=
=
cupla corta (aPi).
cupla larga (aPi).
Buttress con cupla (aPi).
Buttress con cupla con diámetro externo Reducido (aPi).
extreme line (aPi).
extreme line con diámetro externo Reducido (aPi).
RecoMendaciones Técnicas
PESO
pulg
Manual de TuBulaRes
DIÁMETRO
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
aPi 5cT 8a ediciÓn/iso 11960 3a ediciÓn
Tenaris
diámetro externo de conexiones de casing
91
diámetro externo de conexiones de casing
DIÁMETRO
PESO
STC
LC
BC
BCSC
XC
XCSC
pulg
lb/pie
pulg
pulg
pulg
pulg
pulg
pulg
8 5/8
24.00
28.00
32.00
36.00
40.00
44.00
49.00
32.30
36.00
40.00
43.50
47.00
53.50
32.75
40.50
45.50
51.00
55.50
60.70
65.70
42.00
47.00
54.00
60.00
65.00
48.00
54.50
61.00
68.00
72.00
65.00
75.00
84.00
87.50
94.00
106.50
133.00
9.625
9.625
9.625
9.625
–
–
–
10.625
10.625
10.625
–
–
–
11.750
11.750
11.750
11.750
11.750
11.750
11.750
12.750
12.750
12.750
12.750
12.750
14.375
14.375
14.375
14.375
14.375
17.000
17.000
17.000
20.000
21.000
21.000
21.000
–
–
9.625
9.625
9.625
9.625
9.625
–
10.625
10.625
10.625
10.625
10.625
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
21.000
21.000
21.000
–
–
9.625
9.625
9.625
9.625
9.625
–
10.625
10.625
10.625
10.625
10.625
–
11.750
11.750
11.750
11.750
11.750
11.750
–
12.750
12.750
12.750
12.750
–
14.375
14.375
14.375
14.375
–
17.000
17.000
20.000
21.000
21.000
21.000
9 5/8
10 3/4
11 3/4
13 3/8
16
18 5/8
20
sTc
lc
Bc
Bcsc
Xc
Xcsc
92
aPi 5cT 8a ediciÓn/iso 11960 3a ediciÓn
=
=
=
=
=
=
cupla corta (aPi).
cupla larga (aPi).
Buttress con cupla (aPi).
Buttress con cupla con diámetro externo Reducido (aPi).
extreme line (aPi).
extreme line con diámetro externo Reducido (aPi).
–
–
9.125
9.125
9.125
9.125
9.125
–
10.125
10.125
10.125
10.125
10.125
–
11.250
11.250
11.250
11.250
11.250
11.250
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
9.120
9.120
9.120
9.120
9.120
–
–
10.100
10.100
10.100
10.100
–
–
11.460
11.460
11.460
11.460
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
9.030
9.030
9.030
9.030
9.030
–
–
10.020
10.020
10.020
10.020
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
lb/pie
2 3/8
4.00
4.60
4.70
5.80
5.95
2 7/8
6.40
6.50
7.80
7.90
8.60
8.70
H-40
J-55
N-80
C-90
H-40
J-55
L-80
N-80
90-95
P-110
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
P-110
N-80
C-90
P-110
L-80
N-80
C-90
P-110
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
P-110
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
P-110
L-80
N-80
C-90
L-80
N-80
C-90
P-110
L-80
N-80
C-90
P-110
L-80
N-80
C-90
P-110
TORQUE ÓPTIMO
NU
EU
EUSC
lb.pie
lb.pie
lb.pie
470
610
840
910
560
730
990
1020
1080
1340
–
–
–
–
–
–
1420
1550
1930
–
–
–
–
900
1050
1430
1470
1570
1940
–
–
–
–
–
–
1910
1960
2090
–
–
–
–
2160
2210
2370
2920
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
990
1290
1760
1800
1920
2380
–
–
–
2190
2240
2390
2960
–
–
–
–
–
–
1250
1650
2250
2300
2460
3050
–
–
–
2710
2770
2970
3670
–
–
–
–
2950
3020
3230
3990
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
990
1290
1760
1800
1920
2380
–
–
–
2190
2240
2390
2960
–
–
–
–
–
–
1250
1650
2250
2300
2460
3050
–
–
–
2710
2770
2970
3670
–
–
–
–
2950
3020
3230
3990
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
pulg
GRADO
RecoMendaciones Técnicas
PESO
Manual de TuBulaRes
DIÁMETRO
aPi 5c1 18a ediciÓn
Tenaris
Torque óptimo de conexiones de tubing
93
Torque óptimo de conexiones de tubing
DIÁMETRO
PESO
pulg
lb/pie
3 1/2
7.70
9.20
9.30
10.20
12.70
12.95
4
9.50
11.00
4 1/2
12.60
12.75
94
aPi 5c1 18a ediciÓn
GRADO
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
P-110
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
P-110
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
L-80
N-80
C-90
L-80
N-80
C-90
P-110
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
H-40
J-55
L-80
N-80
C-90
TORQUE ÓPTIMO
NU
EU
EUSC
lb.pie
lb.pie
lb.pie
920
1210
1660
1700
1820
1120
1480
2030
2070
2220
2745
–
–
–
–
–
–
1310
1720
2360
2410
2590
3140
3210
3440
–
–
–
–
940
1240
1710
1740
1870
–
–
–
–
–
1320
1740
2400
2440
2630
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1730
2280
3130
3200
3430
4240
–
–
–
–
–
–
–
–
4200
4290
4610
5690
–
–
–
–
–
1940
2560
3530
3600
3870
–
–
–
–
–
2160
2860
3940
4020
4330
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1730
2280
3130
3200
3430
4240
–
–
–
–
–
–
–
–
4200
4290
4610
5690
–
–
–
–
–
1940
2560
3530
3600
3870
–
–
–
–
–
2160
2860
3940
4020
4330
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
lb/pie
4 1/2
9.50
10.50
11.60
13.50
15.10
5
11.50
13.00
15.00
18.00
21.40
H-40
J-55
K-55
J-55
K-55
J-55
K-55
N-80
C-90
C-95
P-110
N-80
C-90
C-95
P-110
P-110
Q-125
J-55
K-55
J-55
K-55
J-55
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
TORQUE ÓPTIMO
STC
LC
XC
lb.pie
lb.pie
lb.pie
770
1010
1120
1320
1460
1540
1700
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1330
1470
1690
1860
2070
2280
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1620
1800
2280
2450
2580
3020
2760
2970
3130
3660
4400
4910
–
–
1820
2010
2230
2460
3140
3080
3380
3560
4170
4000
3930
4310
4550
5310
5930
4950
4860
5340
5620
6580
7340
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2700
2700
3200
3200
3200
3700
3700
3200
3200
3200
3700
3700
4200
–
–
–
–
–
–
notas referentes a las Tablas de Torque:
1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos.
conexiones aPi:
Torque Mínimo
=
-25% del Torque Óptimo
Torque Máximo
=
+25% del Torque Óptimo
2. apretado de conexiones aPi de acuerdo a recomendaciones de aPi 5c1, “Recommended Practice for care and use of Casing and Tubing”.
3. los valores de torque indicados son para Thread compound según aPi Bulletin 5a3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread compounds,
multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de corrección) correspondiente.
4. Debido a que existen muchos factores que tienen inluencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
pulg
GRADO
RecoMendaciones Técnicas
PESO
Manual de TuBulaRes
DIÁMETRO
aPi 5c1 18a ediciÓn
Tenaris
Torque óptimo de conexiones de casing
95
Torque óptimo de conexiones de casing
DIÁMETRO
pulg
5
PESO
24.10
5 1/2
14.00
15.50
17.00
20.00
23.00
6 5/8
GRADO
lb/pie
23.20
20.00
aPi 5c1 18a ediciÓn
C-90
Q-125
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
H-40
J-55
K-55
J-55
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J-55
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
H-40
J-55
K-55
TORQUE ÓPTIMO
STC
LC
XC
lb.pie
lb.pie
lb.pie
–
–
–
–
–
–
–
–
1300
1720
1890
2020
2220
2290
2520
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1840
2450
2670
5880
8090
5720
5610
6170
6500
7600
8490
–
–
–
2170
2390
2470
2720
3480
3410
3750
3960
4620
4280
4200
4620
4870
5690
5020
4930
5430
5720
6680
7470
–
2660
2900
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2700
2700
2700
2700
3200
3200
3200
3700
3700
3200
3200
3200
3700
3700
3200
3200
3200
3700
3700
4200
–
–
–
notas referentes a las Tablas de Torque:
1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos.
conexiones aPi:
Torque Mínimo
=
-25% del Torque Óptimo
Torque Máximo
=
+25% del Torque Óptimo
2. apretado de conexiones aPi de acuerdo a recomendaciones de aPi 5c1, “Recommended Practice for care and use of Casing and Tubing”.
3. los valores de torque indicados son para Thread compound según aPi Bulletin 5a3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread compounds,
multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de corrección) correspondiente.
4. Debido a que existen muchos factores que tienen inluencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.
96
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
lb/pie
6 5/8
24.00
28.00
32.00
7
17.00
20.00
23.00
26.00
29.00
J-55
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
H-40
H-40
J-55
K-55
J-55
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
J-55
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
TORQUE ÓPTIMO
STC
LC
XC
lb.pie
lb.pie
lb.pie
3140
3420
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1220
1760
2340
2540
2840
3090
–
–
–
–
3340
3640
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
3400
3720
4810
4730
5210
5490
6410
5860
5760
6350
6690
7810
6780
6660
7340
7740
9040
10110
3200
3200
3700
3700
3700
4200
4200
3700
3700
3700
4200
4200
3700
3700
3700
4200
4200
4700
–
–
–
3130
3410
4420
4350
4790
5050
3670
4010
5190
5110
5630
5930
6930
5970
5870
6480
6830
7970
–
–
–
3200
3200
3700
3700
3700
4200
3200
3200
3700
3700
3700
4200
4200
3700
3700
3700
4200
4200
notas referentes a las Tablas de Torque:
1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos.
conexiones aPi:
Torque Mínimo
=
-25% del Torque Óptimo
Torque Máximo
=
+25% del Torque Óptimo
2. apretado de conexiones aPi de acuerdo a recomendaciones de aPi 5c1, “Recommended Practice for care and use of Casing and Tubing”.
3. los valores de torque indicados son para Thread compound según aPi Bulletin 5a3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread compounds,
multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de corrección) correspondiente.
4. Debido a que existen muchos factores que tienen inluencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
pulg
GRADO
RecoMendaciones Técnicas
PESO
Manual de TuBulaRes
DIÁMETRO
aPi 5c1 18a ediciÓn
Tenaris
Torque óptimo de conexiones de casing
97
Torque óptimo de conexiones de casing
DIÁMETRO
pulg
7
PESO
35.00
38.00
7 5/8
GRADO
lb/pie
32.00
24.00
26.40
29.70
33.70
aPi 5c1 18a ediciÓn
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
H-40
J-55
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
TORQUE ÓPTIMO
STC
LC
XC
lb.pie
lb.pie
lb.pie
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2120
3150
3420
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
6720
6610
7290
7680
8970
7460
7340
8090
8530
9960
11150
8140
8010
8830
9310
10870
12160
–
3460
3770
4900
4820
5320
5600
–
5750
5670
6250
6590
7690
6740
6640
7330
7720
9010
3700
3700
3700
4200
4200
3700
3700
3700
4200
4200
4700
3700
3700
3700
4200
4200
4700
–
3700
3700
4200
4200
4200
4700
3700
4200
4200
4200
4700
4700
4200
4200
4200
4700
4700
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 inluencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.
98
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
lb/pie
7 5/8
39.00
42.80
45.30
47.10
8 5/8
24.00
28.00
32.00
36.00
40.00
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
C-90
Q-125
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
J-55
H-40
H-40
J-55
K-55
J-55
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
TORQUE ÓPTIMO
STC
LC
XC
lb.pie
lb.pie
lb.pie
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2440
2330
2790
3720
4020
4340
4680
–
–
–
–
–
–
–
–
–
7980
7860
8670
9140
10660
11940
9060
8910
9840
10370
12100
13550
10450
14390
10130
9970
11000
11590
13530
15150
–
–
–
4170
4520
4860
5260
6880
6780
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7890
7880
7760
8580
9040
10550
4200
4200
4200
4700
4700
5200
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
4200
4200
4200
4200
4700
4700
4700
5200
4700
4700
4700
5200
5200
notas referentes a las Tablas de Torque:
1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos.
conexiones aPi:
Torque Mínimo
=
-25% del Torque Óptimo
Torque Máximo
=
+25% del Torque Óptimo
2. apretado de conexiones aPi de acuerdo a recomendaciones de aPi 5c1, “Recommended Practice for care and use of Casing and Tubing”.
3. los valores de torque indicados son para Thread compound según aPi Bulletin 5a3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread compounds,
multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de corrección) correspondiente.
4. Debido a que existen muchos factores que tienen inluencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
pulg
GRADO
RecoMendaciones Técnicas
PESO
Manual de TuBulaRes
DIÁMETRO
aPi 5c1 18a ediciÓn
Tenaris
Torque óptimo de conexiones de casing
99
Torque óptimo de conexiones de casing
DIÁMETRO
PESO
pulg
lb/pie
8 5/8
44.00
49.00
9 5/8
32.30
36.00
40.00
43.50
47.00
53.50
aPi 5c1 18a ediciÓn
GRADO
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
H-40
H-40
J-55
K-55
J-55
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N-80
L-80
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C-95
N-80
L-80
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C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
TORQUE ÓPTIMO
STC
LC
XC
lb.pie
lb.pie
lb.pie
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2540
2940
3940
4230
4520
4860
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
8870
8740
9650
10170
11860
9970
9830
10850
11440
13350
14960
–
–
4530
4890
5200
5610
7370
7270
8040
8470
8250
8130
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11050
9050
8930
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10400
12130
13600
10620
10470
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12200
14220
15950
4700
4700
4700
5200
5200
4700
4700
4700
5200
5200
5700
–
–
–
–
4700
4700
5200
5200
5200
6200
5200
5200
5200
6200
6200
5200
5200
5200
6200
6200
6700
5200
5200
5200
6200
6200
6700
notas referentes a las Tablas de Torque:
1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos.
conexiones aPi:
Torque Mínimo
=
-25% del Torque Óptimo
Torque Máximo
=
+25% del Torque Óptimo
2. apretado de conexiones aPi de acuerdo a recomendaciones de aPi 5c1, “Recommended Practice for care and use of Casing and Tubing”.
3. los valores de torque indicados son para Thread compound según aPi Bulletin 5a3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread compounds,
multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de corrección) correspondiente.
4. Debido a que existen muchos factores que tienen inluencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.
100
Manual de Tubulares
Tablas para el uso de tuberías con conexiones aPi
lb/pie
32.75
40.50
45.50
51.00
55.50
60.70
11 3/4
42.00
54.00
60.00
H-40
H-40
J-55
K-55
J-55
K-55
J-55
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
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C-95
P-110
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Q-125
P-110
Q-125
H-40
J-55
K-55
J-55
K-55
J-55
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
TORQUE ÓPTIMO
STC
LC
XC
lb.pie
lb.pie
lb.pie
2050
3140
4200
4500
4930
5280
5650
6060
8040
7940
8790
9270
10710
8950
8840
9790
10320
12020
13370
15020
14710
16520
3070
4770
5090
5680
6060
6490
6930
9240
9130
10110
10660
12420
13950
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
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–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
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 inluencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.
TaBlas PaRa el uso de TuBeRÍas con coneXiones aPi
10 3/4
GRADO
RecoMendaciones Técnicas
pulg
PESO
Manual de TuBulaRes
DIÁMETRO
aPi 5c1 18a ediciÓn
Tenaris
Torque óptimo de conexiones de casing
101
Torque óptimo de conexiones de casing
DIÁMETRO
pulg
13 3/8
PESO
61.00
68.00
72.00
16
GRADO
lb/pie
48.00
54.50
65.00
75.00
84.00
18 5/8
87.50
20
94.00
106.50
133.00
aPi 5c1 18a ediciÓn
H-40
J-55
K-55
J-55
K-55
J-55
K-55
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
N-80
L-80
C-90
C-95
P-110
Q-125
H-40
J-55
K-55
J-55
K-55
H-40
J-55
K-55
H-40
J-55
K-55
J-55
K-55
J-55
K-55
TORQUE ÓPTIMO
STC
LC
XC
lb.pie
lb.pie
lb.pie
3220
5140
5470
5950
6330
6750
7180
9630
9520
10570
11140
12970
10400
10290
11420
12040
14010
15760
4390
7100
7520
8170
8650
5590
7540
7940
5810
7830
8230
9130
9590
11920
12520
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
9070
9550
10560
11130
13790
14530
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
notas referentes a las Tablas de Torque:
1. Todos los valores de torque dados corresponden al Torque Óptimo y son indicativos.
conexiones aPi:
Torque Mínimo
=
-25% del Torque Óptimo
Torque Máximo
=
+25% del Torque Óptimo
2. apretado de conexiones aPi de acuerdo a recomendaciones de aPi 5c1, “Recommended Practice for care and use of Casing and Tubing”.
3. los valores de torque indicados son para Thread compound según aPi Bulletin 5a3 (Factor de Torque, F.T.=1). Para otros tipos de Thread compounds,
multiplique los torques por el Factor de Torque (también llamado Factor de corrección) correspondiente.
4. Debido a que existen muchos factores que tienen inluencia en el torque, recomendamos en todos los casos, consultar con el Servicio Técnico de Tenaris.
102
Manual de Tubulares
Guía para verificación
preliminar de casing
consideraciones generales
Tipos de tuberías y funciones
Los gráficos que se adjuntan brindan referencias rápidas para obtener la verificación de un
programa de tuberías, bajo hipótesis de cargas
convencionales y de acuerdo con factores de
diseño universalmente difundidos y aceptados.
tubería guía o de superFicie
.
.
pozo dado por un diseño capaz de soportar las
cargas que puedan aparecer durante su vida útil.
Diseñar columnas para optimizar los costos
durante el tiempo de operación del pozo.
Aportar flexibilidad al diseño para afrontar
posibles cambios en los planes de perforación,
tales como profundizaciones o desviaciones.
Al ser muy dificultoso cubrir todas las posibilidades que se conjugan en un diseño, sugerimos
tomar este manual como referencia. El Servicio
de Asistencia Técnica queda a entera disposición de los usuarios para la realización de
diseños que, debido a la complejidad del pozo,
requieran un análisis más exhaustivo.
([email protected])
tubería de producción
La tubería de producción se utiliza para aislar
zonas productivas y contener presiones de formación. Tiene que estar diseñada para soportar
presiones de inyección provistas, por ejemplo,
por una estimulación por fractura, producción
asistida por Gas Lift, e incluso para cementación, que en este tipo de tuberías suele ser muy
crítica. En caso de falla del tubing, es la cámara
de contención de los fluidos de reservorio.
Las tuberías consideradas en estos gráficos son
de 5 1/2 " y 7".
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
. Asegurar una adecuada integridad mecánica del
De acuerdo a la profundidad y tipo de pozo, se
pueden necesitar varias tuberías intermedias.
RecoMendaciones Técnicas
Estos gráficos han sido concebidos teniendo
en cuenta aspectos fundamentales en la performance de un pozo, tales como:
La tubería intermedia suministra aislación en
zonas inestables del pozo, en zonas de pérdidas
de circulación, de bajas presiones y en capas
productoras. Las presiones que tiene que
soportar pueden ser considerables. El tope de
cemento tiene que aislar cada una de las capas
productoras para evitar futuras
contaminaciones.
liner
El liner es una tubería que no se extiende hasta
la cabeza del pozo, sino que se cuelga de otra
tubería que la precede. La tubería colgada
permite reducir costos y mejorar la hidráulica
en perforaciones más profundas. Los liners
pueden funcionar como tubería intermedia o de
producción, normalmente cementada en toda
su longitud.
Manual de TuBulaRes
Dado que los casos planteados no implican uso
de grados de acero ni conexiones propietarias
de Tenaris, todos los parámetros de resistencia
de las tuberías se han calculado de acuerdo con
las especificaciones de API 5C3.
tubería intermedia
Tenaris
Estos gráficos cubren únicamente el diseño de
tuberías de superficie y producción (casing de
producción) tomando en cuenta solamente grados de acero y uniones de la norma API 5CT y
utilizando parámetros de resistencia calculados
de acuerdo con la norma API 5C3.
La tubería guía es la primera sección en una
columna. Provee sostén a formaciones poco
consolidadas, aísla zonas acuíferas y brinda
protección contra escapes de gas o surgencias.
Esta cañería se cementa hasta la superficie. En
las cartas presentes, el diámetro considerado
para este tipo de tubería es de 9 5/8".
103
diseño
información requerida
Un diseño de casing es exitoso cuando ofrece
resistencia mecánica y a los ambientes circundantes (corrosión), asegurando una funcionalidad suficiente para realizar maniobras de
terminación, profundizaciones, producción
y workover durante la vida útil del pozo a un
costo optimizado. En estos gráficos no se considera ambiente corrosivo.
casing de producción y tubería de superFicie
condiciones asumidas
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 consideran cementados en su totalidad.
. Tope de cemento de la tubería de producción
.
.
.
.
104
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
Las anteriores condiciones no son más que las
que representan a un pozo promedio de baja
complejidad.
Pero a la hora de contar con pozos más problemáticos, para realizar dichos diseños, el Servicio
de Asistencia Técnica de Tenaris solicitará al
cliente una serie de datos adicionales que podrá
depender de la ubicación de la cuenca, del yacimiento, tipo de pozo, etc. Entre los más importantes se cuentan:
. Densidad y tipo de lodo de perforación
. Trayectoria del pozo
. Presión poral de formación
. Presión de fractura estimada
. Perfil de temperatura
. Localización de zonas permeables
. Zonas de posibles pérdidas de circulación
. Altura de cemento
. Presencia de H2S y/o CO2, domos salinos, etc.
. Datos históricos del yacimiento
. Datos de fracturas hidráulicas en caso
de realizarse
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Factores de diseño
Son cinco los factores de diseño empleados en la
confección de los gráficos: Estallido, Colapso,
Tracción, Compresión y Von Mises.
Von mises
FDC =
FDVME =
Resistencia al colapso del tubo
= 1.125
Presión de colapso equivalente
Resistencia de la unión a la tracción
= 1.750
Máxima carga estática de tracción
Resistencia de la unión a la compresión
= 1.300
Máxima carga estática de compresión
Mínima tensión aPi de fluencia
= 1.250**
Tensión equivalente Von Mises
(*) en ambos casos la resistencia de la unión se reemplazará por la del cuerpo del tubo si ésta fuera menor.
(**) en pozos críticos por presencia de agentes corrosivos, el factor de diseño de Von Mises puede ser 1.350 o superior.
__
nota: todos los Factores de diseño son Valores mínimos considerados. podrán ser cambiados a criterio
del diseñador/ operador.
condiciones de servicio
Las condiciones de servicio de un pozo son
aquellas que involucran todas las actividades
que se realizan durante la perforación, terminación y etapa productiva del pozo.
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
compresión*
FDT =
= 1.150
Máxima presión diferencial interna
RecoMendaciones Técnicas
tracción*
FDCLL =
Mínima presión de fluencia interna
Manual de TuBulaRes
colapso
FDE =
Tenaris
estallido
105
tuberías de superFicie
Casos de cargas considerados:
CASo BASE
en este caso base, las
tuberías se asumen
cementadas de acuerdo
con el siguiente esquema:
sección. el mismo lodo
también se utiliza como
columna hidrostática
interna del casing.
las tuberías utilizadas
como casing de superficie
son cementadas en su
totalidad.
el caso base contempla
el estado de la tubería
una vez que el cemento
se ha desplazado en su
totalidad.
el perfil de presión externa
se genera con el gradiente dado por el lodo
y el cemento, ubicando
(si correspondiera) en la
parte superior del anillo
de cemento el lodo utilizado para perforar dicha
en estas circunstancias
iniciales, al estar la tubería
cementada en su totalidad, no se aplica ninguna
fuerza de "colgado" a la
tubería misma.
TEST DE prESIÓn
Para el caso de Test de
Presión se asume que el
casing está lleno de lodo
y es sometido a presión
interna en superficie para
lograr en el zapato una
presión igual a la correspondiente del “gradiente
de fractura seguro de la
formación”. este “gradiente seguro” es igual al
106
gradiente de fractura de
la formación más 0,2 ppg
para pozos de desarrollo
ó 0,5 ppg para el caso de
pozos exploratorios.
el perfil de presión poral se
usa como presión externa
para el caso de test de
presión.
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
1/3 EVACuADA
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
RecoMendaciones Técnicas
como en el caso de 1/3
evacuado, múltiples casos
de carga se pueden generar al reemplazar 1/3 del
lodo de perforación por
gas. la tubería pasa de
estar sometida al colapso
a estar sometida a presión
interna.
el perfil de la temperatura
creado en este caso de
carga es el estático.
Manual de TuBulaRes
1/3 rEEMpLAZADo por GAS
la presión externa es la
originada por el peso del
lodo con el que la cañería
fue bajada.
Tenaris
el casing es internamente
evacuado desde la superficie hasta completar 1/3
de la máxima profundidad
del pozo. debajo de esa
profundidad se encuentra
el peso del lodo para la
próxima tubería.
107
SurGEnCIA
este caso es generado a
partir de una surgencia
de 50 o 100 bbl de gas
de diferente densidad
dependiendo del tipo
de pozo. Para el caso de
los exploratorios, 2 ppg,
y para el caso de los de
desarrollo, 1 ppg sobre la
densidad del lodo.
el perfil de temperatura
de la surgencia se genera
basándose en la temperatura circulante.
al igual que la condición
de 1/3 reemplazado por
gas, múltiples casos de
surgencia pueden ser
generados. un sistema
experto calcula las posibles fracturas basándose
en el “gradiente seguro
de fractura”.
la altura de la columna
de gas dependerá del
diámetro del pozo, de
los portamechas y de las
barras de sondeo.
tuberías de producción
Casos de cargas considerados:
CASo BASE
en este caso base, las
tuberías se asumen
cementadas de acuerdo
con el siguiente esquema:
108
zado para perforar dicha
sección. el mismo lodo
también se utiliza como
columna hidrostática
interna del casing.
las tuberías utilizadas
como casing de producción son cementadas
parcialmente, hasta cubrir
la totalidad de la zona
productiva.
el caso base contempla
el estado de la tubería
una vez que el cemento
se ha desplazado en su
totalidad.
el perfil de presión externa
se genera con el gradiente dado por el lodo y el
cemento, ubicando en la
parte superior del anillo
de cemento el lodo utili-
en estas circunstancias iniciales, se aplican las cargas
axiales al momento de la
instalación de la tubería
(con o sin fuerza de colgado), según corresponda.
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
ToTALMEnTE EVACuADo
cementado, considerando (como situación más
desfavorable posible) que
éste no está correctamente adherido a las paredes
del casing.
ESTÁTICA)
el interior del casing
soporta la presión del
reservorio más la columna de fluido existente
entre el tope del packer y
superficie, siendo un caso
severo desde el punto de
vista de la tracción y la
presión interna.
la presión natural poral es
la que se usa como perfil
de presión externa.
el mismo caso de carga
por pérdida de tubing en
superficie se usa tanto
para casing liner como
para tieback.
RecoMendaciones Técnicas
SupErFICIE (TEMpErATurA
Manual de TuBulaRes
pÉrDIDA DE TuBInG En
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
se utiliza un perfil de temperatura estático.
Tenaris
si el casing de producción
es totalmente evacuado
interiormente, se produce
un severo caso desde el
punto de vista del colapso.
al bajar la columna, el
peso del lodo se encuentra en el espacio anular,
incluso en el tramo
109
pÉrDIDA DE TuBInG En
SupErFICIE (TEMpErATurA
DInÁMICA)
la condición dinámica
simula los esfuerzos que
soporta la tubería durante
una producción constante
del pozo.
este caso es idéntico al de
pérdida en tubing estático, la diferencia es que
110
en el dinámico es el flujo
(caliente) el que determina
las presiones tanto por
directa como por anular
y las cargas a las que será
sometida la tubería.
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Modo de uso de los gráicos
El interesado solamente debe conocer la profundidad del pozo que desea entubar y la densidad
máxima del lodo de perforación. La profundidad
está expresada en metros y está dispuesto en sentido vertical descendente. Una vez que encontró
el valor de interés tiene que desplazarse horizontalmente hasta cortar la primera columna, que
mostrará, para los metros deseados, los tipos de
aceros y conexiones más económicas para satisfacer las hipótesis de carga y los factores de diseño.
En cada uno de estos gráficos se representan las
distintas combinaciones posibles entre diámetros y densidad de lodos.
En cada uno de los gráficos aparece un diámetro con las distintas densidades de lodos, que
varían entre 8,6 y 11 ppg.
ejemplo de uso
14,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie N-80 LC
20,0 lb/pie N-80 LC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie K-55 LC
0
3000
2900
2800
2700
2600
2500
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2400
2500
2200
2300
COLUMNA REQUERIDA CON SUS
TIPOS DE ACERO Y CONEXIONES
2400
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de TuBulaRes
2300
2100
PROFUNDIDAD A LA QUE
DESEO ENTUBAR EL POZO
Tenaris
2200
RecoMendaciones Técnicas
100
200
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
0
100
2100
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
111
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 8,6 PPG (1030 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
112
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 8,8 PPG (1054 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie N-80 LC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
113
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 9 PPG (1080 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie N-80 LC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
114
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 9,2 PPG (1100 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie N-80 LC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
115
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 9,4 PPG (1126 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie N-80 LC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
116
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 9,6 PPG (1150 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie N-80 LC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
117
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 9,8 PPG (1174 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie N-80 LC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
118
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 10,0 PPG (1200 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie N-80 LC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
119
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 10,2 PPG (1222 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie N-80 LC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
120
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 10,4 PPG (1246 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie K-55 STC
15,5 lb/pie K-55 LC
17,0 lb/pie N-80 LC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
121
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 10,6 PPG (1270 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie N-80 LC
17,0 lb/pie K-55 STC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
122
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 10,8 PPG (1294 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie N-80 LC
17,0 lb/pie K-55 STC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
123
Gráfico de selección de tuberías
5 1/2" 11,0 PPG (1318 GR/l)
15,5 lb/pie K-55 STC
14,0 lb/pie K-55 STC
17,0 lb/pie N-80 LC
17,0 lb/pie K-55 STC
20,0 lb/pie N-80 LC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
124
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
7" 8,6 PPG (1030 GR/l)
23 lb/pie K-55 STC
20 lb/pie K-55 STC
23 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie N-80 LC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
125
Gráfico de selección de tuberías
7" 8,8 PPG (1054 GR/l)
23 lb/pie K-55 STC
20 lb/pie K-55 STC
23 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie N-80 LC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
126
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
7" 9 PPG (1078 GR/l)
23 lb/pie K-55 STC
20 lb/pie K-55 STC
23 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie N-80 LC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
127
Gráfico de selección de tuberías
7" 9,2 PPG (1100 GR/l)
23 lb/pie K-55 STC
20 lb/pie K-55 STC
23 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie N-80 LC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
128
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
7" 9,4 PPG (1126 GR/l)
23 lb/pie K-55 STC
20 lb/pie K-55 STC
23 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie N-80 LC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
129
Gráfico de selección de tuberías
7" 9,6 PPG (1150 GR/l)
20 lb/pie K-55 STC
23 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie K-55 LC
20 lb/pie N-80 LC
26 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
130
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
7" 9,8 PPG (1174 GR/l)
20 lb/pie K-55 STC
23 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie N-80 LC
29 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
131
Gráfico de selección de tuberías
7" 10,0 PPG (1200 GR/l)
20 lb/pie K-55 STC
23 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie N-80 LC
29 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
132
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
7" 10,2 PPG (1222 GR/l)
20 lb/pie K-55 STC
23 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie N-80 LC
29 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
133
Gráfico de selección de tuberías
7" 10,4 PPG (1246 GR/l)
20 lb/pie K-55 STC
23 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie N-80 LC
29 lb/pie N-80 LC
23 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
134
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
7" 10,6 PPG (1270 GR/l)
23 lb/pie K-55 STC
20 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie N-80 LC
26 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
29 lb/pie N-80 LC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
135
Gráfico de selección de tuberías
7" 10,8 PPG (1294 GR/l)
23 lb/pie K-55 STC
20 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie N-80 LC
26 lb/pie K-55 LC
26 lb/pie K-55 STC
29 lb/pie N-80 LC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
136
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
Manual de Tubulares
Guía para verificación preliminar de casing
Gráfico de selección de tuberías
7" 11 PPG (1318 GR/l)
23 lb/pie K-55 STC
20 lb/pie K-55 STC
26 lb/pie N-80 LC
26 lb/pie K-55 LC
23 lb/pie N-80 LC
29 lb/pie N-80 LC
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1000
1000
1100
1100
1200
1200
1300
1300
1400
1400
1500
1500
1600
1600
1700
1700
1800
1800
1900
1900
2000
2000
2100
2100
2200
2200
2300
2300
2400
2400
2500
2500
2600
2600
2700
2700
2800
2800
2900
2900
3000
3000
GuÍa PaRa VeRiFicaciÓn PReliMinaR de casinG
200
300
RecoMendaciones Técnicas
100
200
Manual de TuBulaRes
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
3000
0
100
Tenaris
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
0
1100
1000
LONGITUD ENTUBADA (m)
137
Gráfico de selección de tuberías de superficie
9.625" desde 8,4 a 11 PPG (1030 - 1318 GR/l)
32.3 lb/pie H-40 STC
PROFUNDIDAD DEL POZO (m)
138
600
580
560
540
520
500
480
460
440
420
400
380
360
340
320
300
280
260
240
220
200
LONGITUD ENTUBADA (m)
0
0
20
20
40
40
60
60
80
80
100
100
120
120
140
140
160
160
180
180
200
200
220
220
240
240
260
260
280
280
300
300
320
320
340
340
360
360
380
380
400
400
420
420
440
440
460
460
480
480
500
500
520
520
540
540
560
560
580
580
600
600
Reglas de cálculo
para casing y tubing
para obtener información adicional, por
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tsH / rm / recomendaciones generales para la introducción de tuberías - septiembre 2011
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