Efecto temperatura aceros esfuerzo cedencia

Efecto de la temperatura en el
comportamiento de los aceros en el
esfuerzo a la cedencia
Heberto Ramos Rodríguez (PEP)
David M. Hernández Morales (TAMSA)
Villahermosa, Tab., enero de 2001
Temperatura (°C)
80,000
130,000
180,000
50 100 150 200 250 300 350 400
N-80
TRC-95
TAC-110
TAC-140
Esfuerzoalacedencia(psi)

Heberto Ramos Rodríguez David M. Hernández Morales
Efecto de la temperatura en el comportamiento de los aceros en el esfuerzo a la cedencia
2
© 2001, Heberto Ramos Rodríguez (Pemex Exploración y Producción)
© 2001, David Hernández Morales (Tubos de Acero de México, S. A.)
Reservados todos los derechos. Queda rigurosamente prohibida, sin la autorización por escrito de los
autores, la reproducción total o parcial de esta obra por cualquier medio o procedimiento, incluidos la
reprografía y el tratamiento informático, así como la distribución de ejemplares mediante alquiler o
préstamo públicos.
Portada: Equipos de perforación de diferentes épocas y gráfica del comportamiento de cuatro aceros por
el incremento de la temperatura
Fotografía, diseño de portada y corrección de estilo: Margarito Palacios Maldonado
Primera edición, enero del 2001
Impreso en Villahermosa, Tabasco, México

3
Agradecimientos
Este trabajo no hubiera podido realizarse sin las facilidades que nos dio el Ing. Carlos A.
Morales Gil, subdirector de la Región Sur, de Pemex Exploración y Producción, para realizar
visitas técnicas e investigaciones de campo.
Nuestro agradecimiento a la Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos y sus
gerencias regionales, por la información proporcionada para ilustrar algunos casos que se citan
en este trabajo.
Agradecemos al Ing. Vincenzo Crapansano, vicepresidente de la compañía Tubos de Acero
de México, S. A. el apoyo brindado a los autores para realizar este trabajo.
Un reconocimiento especial para la Dirección de Calidad y su personal operativo de TAMSA,
por el apoyo y las facilidades que nos dieron para realizar en su laboratorio diversas pruebas de
temperatura sobre tubos de diferentes grados de acero.
Gracias al Lic. Margarito Palacios Maldonado, por su contribución en materia de redacción y
estilo, así como en la fotografía, el diseño y composición de esta monografía.

4
CONTENIDO
Introducción..................................................................................................................... 5
1. Revisión de la literatura ............................................................................................... 6
1.1. Estudios previos.................................................................................................... 6
1.2. Proyectos internacionales de desarrollo tecnológico ............................................ 7
2. Importancia de la temperatura en el comportamiento del acero.................................. 9
3. Variación del esfuerzo a la cedencia y la ruptura del acero....................................... 11
3.1. Ley de Hooke...................................................................................................... 11
4. Diseño experimental para estudiar el efecto de la temperatura en el acero.............. 15
4.1. Desarrollo conceptual del experimento............................................................... 15
4.2. Características del equipo................................................................................... 22
4.3. Selección de los aceros ...................................................................................... 23
4.4. Procedimiento de pruebas .................................................................................. 24
5. Discusión de resultados............................................................................................. 27
5.1. Para el grado de acero N-80............................................................................... 27
5.2. Para el grado de acero TRC-95 .......................................................................... 28
5.3. Para el grado de acero TAC-110 ........................................................................ 30
5.4. Para el grado de acero TAC-140 ........................................................................ 31
Conclusiones y recomendaciones................................................................................. 33
Referencias bibliográficas.............................................................................................. 34
Anexo 1: Gráficas de mediciones.................................................................................. 35
Anexo 2: Gráficas de pruebas ..........................................¡Error! Marcador no definido.

5
Introducción
Cuando se hacen los diseños de las tuberías de revestimiento y de producción, uno de
los parámetros más tomados en cuenta es el de esfuerzo a la cedencia del material, ya
que este influye de manera significativa en la resistencia que presentará esta tubería a
fenómenos como tensión, compresión, presión interna, colapso, etc. El esfuerzo a la
cedencia es una de las variables directas en las ecuaciones de resistencia de los
materiales.
El esfuerzo a la cedencia es usado en los diseños de tuberías de revestimiento y de
producción en un valor nominal dado por la norma API 5CT, según las características
de cada grado de acero, o por la norma propietaria del fabricante. Este valor puede ser
conocido físicamente mediante pruebas de laboratorio, las cuales suelen realizarse a
condiciones ambientales. Sin embargo, es obvio que el ambiente donde trabajan estos
aceros, específicamente en la industria petrolera y geotérmica, son muy diferentes a las
ambientales donde se realizan las mediciones referidas.
Es importante señalar que se han registrado temperaturas superiores a los 200 °C en
pozos petroleros, y de 350°C en pozos geotérmicos. Por lo anterior, los autores vieron
como una buena área de oportunidad estudiar el comportamiento de los aceros en el
esfuerzo a la cedencia incluyendo como una de las variables la temperatura, dado que
ésta influye en la reducción de sus propiedades mecánicas. Desde luego, este es un
elemento que debe tener presente el diseñador de pozos durante los cálculos
ingenieriles, los cuales deben contemplar variaciones de temperatura a lo largo de la
vida productiva del pozo.
Iniciamos con una breve revisión de la literatura técnica referida a la temperatura y su
influencia en el comportamiento de los materiales en el esfuerzo a la cedencia. En
seguida, se define la importancia del estudio para mejorar las prácticas de diseño de
tuberías en las industrias petrolera y geotérmica, y se procede a describir el desarrollo
conceptual del experimento, las características del equipo utilizado, la selección de los
aceros, el procedimiento de prueba, y la medición y evaluación de las pruebas.
Finalmente se discuten los resultados, se hacen algunas inferencias para concluir el
estudio y presentar las recomendaciones pertinentes a los diseñadores.

6
1. Revisión de la literatura
1.1. Estudios previos
La influencia de la temperatura sobre el comportamiento de los aceros en el esfuerzo a
la cedencia es escasamente reconocida por la mayoría de los estudios de mecánica de
materiales. La norma API 5CT, que define la fabricación de aceros para tuberías usadas
en la industria petrolera, se orienta a la presentación de los elementos químicos, con el
fin de que se cumpla con los requerimientos de fluencia y resistencia. Con relación a las
pruebas de laboratorio, esta norma las considera bajo condiciones ambientales: 20 °C y
760 mmHg. En el estudio de Rabia Hussain, en su libro Fundamentals of Casing
Design, presenta el módulo de elasticidad para los aceros API como una variable de la
temperatura, en la que los resultados se presentan de manera aleatoria (Figura 1). El
autor no aporta mayores comentarios respecto a los alcances de su estudio.
Fig. 1. Módulo de elasticidad de la tubería de revestimiento vs temperatura
P-110
P-105
N-80
J-55
Temperatura °F
0
1000800600400200
30
25
20
15
Módulodeelasticidad106
psi
0
53742731520493
Temperatura °C

7
Petróleos Mexicanos encargó al Instituto Mexicano del Petróleo realizar una
investigación que se denominó: Estudio del comportamiento mecánico de materiales
utilizados en tubería de revestimiento casing con el aumento de temperatura (1992).
Dicho estudio, que tomó como premisas las fórmulas y ecuaciones de colapso
aplicadas por el API 5C3 (1989), señala que la reducción del esfuerzo a la cedencia del
acero es atribuible a la modificación de los enlaces moleculares, entre otras causas.
Cabe destacar que en esta investigación se consideró un rango de temperatura de 20 a
200 °C, cuando algunos pozos petroleros rebasan los 200 °C y hay pozos geotérminos
que pueden alcanzar más de los 350°C.
1.2. Proyectos internacionales de desarrollo tecnológico
La compañía Shell, en el Eastern Trough Area Project, desarrolló en 1997 un
material para tubería de línea para servicio amargo de grado de acero X65, de 12
pulgadas de diámetro exterior, de 9 3/8 de pulgadas de diámetro interior y de 1.33
pulgadas de espesor de pared, del que se utilizan 48 km en el Mar del Norte. El espesor
de la pared de la tubería fue la variable más significativa, debido a que las condiciones
ambientales externa en que operaría presenta temperaturas inferiores a -20 °C,
mientras que el producto que conduciría presenta temperaturas de hasta 100 °C. Este
diferencial de temperatura ocasiona la pérdida de propiedades mecánicas en los
materiales, por lo que el espesor de la pared absorbe tal efecto. Se efectuaron pruebas
de impacto a temperaturas de -40 °C.
Otro de los proyectos internacionales fue la fabricación de una tubería de línea de 11
pulgadas de alta especificación para la conducción de fluidos amargos en el campo
petrolero Statfjord, en el Mar del Norte, para la compañía Statoil. La tubería fue de 11
pulgadas grado X-65 con 0.5 por ciento de cromo; la fluencia y resistencia fueron
evaluadas a temperatura ambiente y a 90 grados centígrados, se evaluó la tenacidad
con la prueba de impacto Charpy en un intervalo de 20 a -80 grados centígrados.
También fue evaluado el efecto del 5 por ciento de deformación y envejecimiento
durante 1 hora a 250 grados centígrados, sobre la tenacidad a -15 °C. El material fue

8
evaluado para soportar condiciones de servicio dulce y para un futuro cercano para
servicio amargo, por lo que el material presentó una excelente resistencia al
agrietamiento, a la solución ácida con presencia de H2S, a un nivel de carga del 90 por
ciento de la fluencia del material real.

9
2. Importancia de la temperatura en el comportamiento del
acero
El trabajo de diseño de tuberías de revestimiento y de producción para pozos petroleros
y geotérmicos, se basa generalmente en fuerzas mecánicas, tales como: colapso,
presión interna, tensión, compresión, esfuerzos biaxiales y triaxiales; y, en la mayoría
de los casos, el efecto de la temperatura no es tomado en cuenta de manera explícita,
ya que su variación no suele ser muy significativa en intervalos menores a los 150
grados centígrados; además de que se puede absorber cualquier riesgo relacionado
con la temperatura mediante los factores de seguridad tradicionalmente utilizados.
Sin embargo, y con base en la información de campo, se sabe que muchos pozos
pueden presentar temperaturas superiores a los 200 grados centígrados, a partir de las
cuales el comportamiento de los aceros en el esfuerzo a la cedencia se ve afectado en
su valor de resistencia, como se observó en las pruebas de laboratorio que se
presentan más adelante.
Si bien la temperatura es un factor que puede obviarse en los casos donde no
rebasa los 150 grados centígrados, es importante señalar su efecto en el
comportamiento de los aceros para que se incorpore a la cultura del diseño ingenieril
dentro de la industria petrolera. Luego entonces, los profesionales del diseño deben
preguntarse si los materiales van a trabajar en ambientes de alta temperatura, para
considerar un nuevo valor en el esfuerzo a la cedencia, ya que éste cambia de manera
significativa con esta variable.
La variación del esfuerzo a la cedencia en el acero debida al incremento de la
temperatura, debe ser conocida para optimizar el desempeño de la tubería en
condiciones crítica durante la perforación. Por ejemplo, la tubería de revestimiento
puede quedar sometida a pandeo helicoidal cuando se presentan problemas durante la
cementación o cuando esta operación no pretenda alcanzar la superficie; entonces, si
además de estos problemas, el anclaje de la tubería de revestimiento no se realiza para

10
soportar los cambios de presión y temperatura esperados durante la siguiente etapa de
la perforación o durante la vida productiva del pozo, puede ocurrir un desgaste de la
tubería de revestimiento en las zonas pandeadas y, por tanto, una reducción de sus
propiedades mecánicas.
Otro problema que debe preverse es la elongación en la tubería de revestimiento por
efecto de los cambios en la temperatura cuando los pozos se encuentran fluyendo,
fenómeno físico que puede ocasionar un posible levantamiento del árbol de válvulas.
Desde luego, esta elogación puede atribuirse normalmente a la combinación del efecto
de la temperatura y a una cementación deficiente.

11
3. Variación del esfuerzo a la cedencia y la ruptura del acero
3.1. Ley de Hooke
La Ley de Hooke establece que, si una barra de longitud L es sometida a una fuerza de
tensión P, se observará (dentro de la zona elástica) una deformación longitudinal , que
es proporcional a la fuerza P aplicada e inversamente proporcional al área de la sección
transversal de dicha barra (Figura 2).
 PL / A
Introduciendo una constante de proporcionalidad E, característica de cada material,
llamado módulo de elasticidad o de Young, tenemos:
 = PL / EA
Fig. 2. Ley de Hooke
L

P

12
Despejando el módulo de Young, se obtiene:
E = PL / A
El esfuerzo axial unitario está definido por:
= P / A
La deformación axial unitaria o elongación axial (adimensional) está definido por:
 =  / L
Por lo que el módulo de Young es la relación entre el esfuerzo axial y la deformación
axial, obteniéndose:
E =  / 

De acuerdo con la Ley de Hooke, cualquier incremento de carga de tensión es
acompañado de un incremento de longitud. La Ley de Hooke es aplicable solamente a
la región elástica, como se observa en la trayectoria 0-A de la Figura 3. El punto B
define el esfuerzo de cedencia del material. Es importante no excederse de este valor
durante las corridas de tuberías de revestimiento y operaciones diversas, para prevenir
fallas del tubular.
La ley de Hooke no es aplicable cuando se cambia de la región elástica a la plástica,
hasta alcanzar el último esfuerzo. Las cargas aplicadas en la región plástica causan
deformaciones plásticas permanentes o residuales.


13
Fig. 3. Carga vs Elongación
Elongación ( )
Carga ( )
Límite elástico
esfuerzo a la cedencia
Ruptura
C
B
A
0
La variación en los valores del esfuerzo a la cedencia en una colada de acero, se
distribuye normalmente bajo la curva de la ecuación estadística de Gauss, la cual
muestra límites fronterizos (mínimos y máximos). En la Figura 4 se pueden observar las
mediciones de 70 muestras de tubería de 13 3/8" de diámetro exterior, de grado de
acero TAC-95, de 72 lb/pie, fabricado para la República Popular China. Se observa que
el valor promedio del esfuerzo a la cedencia fue de 113,041 psi, cuando el mínimo
recomendado por la norma API 5CT es de 95,000 psi. En los certificados de calidad del
producto fabricado aparecen los valores del esfuerzo a la cedencia y ruptura (fluencia y
resistencia) del acero, para cada producto fabricado.

14
Fig. 4. Distribución normal de los valores del esfuerzo a la cedencia
0
2
4
6
8
10
12
14
16
90,000 102,000 106,000 110,000 114,000 118,000 122,000
psi
F
r
e
c
u
e
n
c
i
a
TR de 13 3/8" x 72 lb/pie TAC-95
Media = 113,041 psi; Desviación estándar = 4,664 n = 70
Max = 125,000 psi
126,000
Media
Min. = 95,000 psi

15
4. Diseño experimental para estudiar el efecto de la
temperatura en el acero
4.1. Desarrollo conceptual del experimento
Sabemos que existen yacimientos con gradiente de temperatura normal y bajo en
condiciones estáticas; sin embargo, cuando algunos pozos se someten a una alta
producción de hidrocarburos, los fluidos del yacimiento conservan una temperatura
cercana a la del yacimiento, a pesar de la pérdida de calor a lo largo de su ascenso a la
superficie. En casos donde el gradiente de temperatura es de normal a bajo, la principal
preocupación del diseñador es el acero de la tubería de producción; pero si el gradiente
de temperatura del yacimiento es alto (superior a los 200 °C), la preocupación del
diseñador se extiende a la tubería de revestimiento, ya que ésta se encuentra de cara al
yacimiento.
En México existen yacimientos, como el Puerto Ceiba (Figuras 5 y 6), con gradiente
medio de temperatura, cuyos fluidos producidos pueden alcanzar temperaturas
cercanas a los 100 °C en la superficie. Otro ejemplo es el complejo Cantarell, en la
plataforma Nohoch B (Figura 7), cuyo gradiente de temperatura es normal, sus fluidos
alcanzan los 65°C en la superficie. Un ejemplo de campo con alto gradiente de
temperatura en el fondo es el Luna (Figuras 8 y 9), donde se han registrado
temperaturas de 216 °C en el fondo, así como en los pozos geotérmicos del campo Las
Tres Vírgenes, en Baja California Sur, con temperaturas de hasta 350 °C (Figura 10).
Con base en estas observaciones fue que se diseñó un experimento con el cual se
pretenden simular las condiciones de temperatura de los yacimientos petroleros y
geotérmicos, tanto en condiciones estáticas como de flujo, el cual se describe a
continuación.

16
Fig. 5. Estado mecánico del pozo Puerto Ceiba 113 B
20” 991 m
13 3/8” 3803 m
30” 48 m
I.D. 3200 m
5612 m
9 5/8” 5400 m
B.L. 3599 m
7”
B.L. 5098 m
Empacador 5403 m
Intervalo
5550 - 5570 m
0°
30 °C
20° 40° 60° 80° 100° 120° 140° 160°
156 °C
100 °C
En
producción
con 8500
bls/día
Gradiente
geotérmico
Temperatura °C

17
Fig. 6. Comportamiento del gradiente de temperatura en los
campos Sen y Puerto Ceiba
-7000
-6000
-5000
-4000
-3000
-2000
-1000
0
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Temperatura °C
Profundidadm
Gradiente de
pozo productor
Gradiente
normal
175 °C
115 °C
1.36 °C/100 m
2.125 °C/100 m
4 °C/100 m

18
Fig. 7. Estado mecánico tipo de los pozos del complejo Cantarell,
plataforma Nohoch
16” 936 m
11 7/8”
30” 118 m
9 5/8” 2690 m - PD
2492 m - PD
0°
30 °C
20° 40° 60° 80° 100° 120° 140° 160°
114 °C
4 °C/100 m
65 °C
2.33 °C/100 m
En
producción
con 14,000
bls/día
Gradiente
geotérmico
2750 m - PD
2101 m - PV
8 1/2”
Válvula de tormenta
7” a 145 m
Temperatura °C

19
Fig. 8. Estado mecánico del pozo Luna 16
20” 800 m
13 3/8” 2250 m
30” 50 m
9 5/8” 3532 m
5” 5270 m
7” 4700 m
B.L. 11 3/4”
945 m
B.L. 5” 3891 m
11 3/4” 2325 m
4 1/8” 5490 m
0°
30 °C
30° 60° 90° 120° 150° 180° 210° 240°
B.L. 7” 3329 m
216 °C
2.00 °C/100 m
KOP = 3660 m
Angulo = 31°
Desp. = 758 m
Gradiente en
producción
98 °C
Temperatura °C

20
Fig. 9. Comportamiento del gradiente de temperatura en el campo
Luna
-7000
-6000
-5000
-4000
-3000
-2000
-1000
0
0 50 100 150 200 250
Temperatura °C
Profundidadm
Gradiente de
pozo productor
2.11 °C/100 m
Temperatura de
pozo fluyente
2 °C/100 m
13 °C/100 m
5 °C/100 m

21
Fig. 10. Estado mecánico del pozo geotérmico Las Tres Vírgenes
20” 50 m
13 3/8” 400 m
I.D. 900 m
2190 m
9 5/8” 1250 m
Desplazamiento
200 m
7”
20 °C
50° 100° 150° 200° 250° 300° 350° 400°
350 °C
350 °C
En producción
de vapor
Gradiente
geotérmico
Severidad 1.3 a 2.3 °/100 m
Ángulo máx. 25°
0°
Temperatura °C
Tubería ranurada

22
4.2. Características del equipo
Para la preparación de muestras o probetas de acero, se utilizaron tornos de control
numérico. Para las pruebas de tensión, se utilizó la máquina de tensión Tinus Olsen, la
cual dispone de un horno cuya temperatura puede elevarse hasta los 1,200 °C,
generada por tres termopares Thermocraft tipo K y controlada por un termostato
Eurotherm modelo 2216.
El equipo de registro consiste en una terminal de cómputo que mide, en tiempo real,
las variaciones de temperatura, fluencia, resistencia y elongación de la muestra
experimental.
Máquina de tensión Tinus Olsen
Controladores de los termopares de temperatura

23
4.3. Selección de los aceros
Se realizó una selección de los aceros más comúnmente usados por Pemex
Exploración y Producción, los cuales se han introducido en yacimientos profundos
donde se presentan altos esfuerzos de colapso, altos niveles de corrosión dulce y
amarga, y temperaturas extremas, por lo que nuestro estudio se enfocó a los aceros
API clasificados como N-80, y aceros propietarios desarrollados por TAMSA TRC-95,
TAC-110 y TAC-140.
De cada una de las mismas coladas de cada tipo de acero se obtuvieron ocho
probetas, las cuales fueron probadas a las temperaturas de prueba de 20, 100, 125,
150, 175, 200, 300 y 400 °C, rango en que se encuentran las temperaturas de los pozos
petroleros y geotérmicos, para un total de 32 muestras.
Las muestras fueron extraidas en el sentido longitudinal de los tubos y maquinadas
en tornos de control numérico, obteniendo probetas con diámetros de 5.9 a 6.5 mm, tal
como lo indica la norma internacional ASTM E8 (ver gráficos del Anexo 1). Asimismo,
los extremos de las probetas fueron maquinados con roscas, las cuales permiten
sostenerlas y manipularlas en las mordazas de la máquina de tensión.
Equipo de registro en tiempo real

24
4.4. Procedimiento de pruebas
Las probetas son colocadas en la máquina de tensión Tinus Olsen y el horno se eleva a
la temperatura deseada para la prueba. Una vez que la muestra alcanza la temperatura
deseada, se mantiene durante 20 minutos con la finalidad de homogeneizar dicha
temperatura en todo el cuerpo de la muestra. Después de ese tiempo, se inicia la
prueba, que consiste en tensionar la probeta hasta alcanzar su ruptura. Antes de llegar
a este punto, pueden observarse varias etapas (elástico, plástico y ruptura) en el
proceso de prueba de fluencia y resistencia, como se muestra en las gráficas del anexo.
Durante todo este proceso la temperatura se mantiene constante.
Colocación de la probeta en la máquina de
tensión
Sensores de tensión
Ensamble listo para iniciar prueba

25
Probetas antes y después de la prueba
En virtud de que esta máquina de prueba cuenta con una interfase computacional, es
posible conocer los resultados inmediatamente después de concluido cada
experimento, expresados tanto en valores como en gráfica.
4.5. Medición y evaluación de pruebas
Las mediciones que se efectúan durante
cada prueba son las de esfuerzo a la
cedencia, ruptura y elongación. Los valores se
muestran en las tablas, según el tipo de acero
usado y las temperaturas de prueba.
En el Anexo 2 se observan los gráficos
típicos del comportamiento de los materiales
en el esfuerzo de cedencia contra la
deformación al transcurrir los eventos en la
región elástica, plástica y de ruptura, donde se
incluye como variable la temperatura para
cada grado de acero.
Equipos de experimentación Supervisión de las pruebas de tensión

26
Probetas después de la prueba
Vista del equipo completo para pruebas de tensión en caliente

27
5. Discusión de resultados
Es importante hacer notar que estos experimentos del efecto de la temperatura sobre el
comportamiento de los aceros, en diferentes grados API y grados de aceros
especialmente diseñados para pozos petroleros mexicanos, y cuyo uso se ha extendido
a pozos críticos en todo el mundo (tales como en China, Noruega, Emiratos Arabes,
Rusia y otros países latinoamericanos), impulsan el desarrollo tecnológico de México,
robustecen la ingeniería petrolera mexicana y son motivo de orgullo, porque abren
nuevas líneas de investigación en el campo de la ingeniería de materiales.
A continuación se describen las mediciones y se comentan los resultados más
relevantes que se produjeron durante los experimentos de cuatro grados de acero.
5.1. Para el grado de acero N-80
El esfuerzo a la cedencia en este acero se reduce de manera uniforme desde los
96,686 a 92,854 psi, mientras la temperatura se incrementa de 20 a 125 °C.
Posteriormente, conforme la temperatura asciende de 125 hasta los 400 °C, el esfuerzo
a la cedencia muestra un comportamiento aleatorio, variando desde los 92,854 hasta
valores de 86,311 psi.
El punto de ruptura en este acero se reduce de manera uniforme desde los 111,816
hasta 106,593 psi, mientras la temperatura se incrementa de 20 a 125 °C.
Posteriormente, conforme la temperatura asciende de 125 hasta los 400 °C, el punto de
ruptura muestra un comportamiento aleatorio, desde los 106,593 hasta 104,280 psi.

28
De esta manera, el esfuerzo a la cedencia se reduce en un 10% de su valor obtenido
a condiciones ambientales, cuando el acero es sometido a temperaturas similares a las
que prevalecen en los pozos petroleros y geotérmicos.
Los valores de la deformación observada en este material, medidos después del
proceso de experimentación, fueron muy similares, con elongaciones de 24 a 25% con
excepción de las pruebas efectuadas a las temperaturas de 100 y 400 °C, las cuales
fueron de 0.29 y 0.33%, respectivamente.
5.2. Para el grado de acero TRC-95
Fig. 11 Comportamiento del acero N-80 con la temperatura
80,000
90,000
100,000
110,000
120,000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Esfuerzo a la cedencia (psi) Ruptura (psi)
Región I Región II Región III Región IV
Temperatura °C

29
que prevalecen en los pozos petroleros, y en un 13% cuando es sometido a
condiciones de pozos geotérmicos.
proceso de experimentación, fueron muy similares, con elongaciones de 0.22 a 0.24%,
con excepción de las pruebas efectuadas a las temperaturas de 100, 150 y 400 °C,
donde los valores fueron de 0.26%. Sólo la deformación observada en el experimento a
20 °C mostró un valor de 0.28%.
Fig. 12. Comportamiento del acero TRC-95 con la temperatura
90,000
100,000
110,000
120,000
80,000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Temperatura °C

30
5.3. Para el grado de acero TAC-110
Fig. 13. Comportamiento del acero TAC-110 con la temperatura
120,000
130,000
140,000
150,000
110,000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Temperatura °C

31
proceso de experimentación, fueron muy similares, con elongaciones de 0.22 a 0.24%,
con excepción de la prueba efectuada a 400 °C, que alcanzó 0.27%.
5.4. Para el grado de acero TAC-140
Posteriormente, conforme la temperatura asciende desde 100 hasta 400 °C, el punto de
Fig. 14. Comportamiento del acero TAC-140 con la temperatura
Temperatura °C
130,000
140,000
150,000
160,000
170,000
180,000
0 50 100 150 200 250 300 350 400

32
proceso de experimentación, fueron muy aleatorios, con elongaciones críticas de 0.38%
en la prueba efectuada a la temperatura de 175 °C.

33
Conclusiones y recomendaciones
Es importante que el diseñador tenga presente que existen variaciones en el esfuerzo a
la cedencia, las cuales deben estar bajo la curva estadística normal (Gauss), limitadas
por valores fronterizos (mínimos y máximos).
El diseñador debe tener presente que existen fabricantes de tubería que sólo se
preocupan por cumplir con el mínimo requerimiento de la norma API correspondiente,
sin preocuparse por lograr productos robustos desde el punto de vista de calidad. El
criterio que ha prevalecido en Pemex Exploración y Producción ha sido el de usar
productos que rebasan las especificaciones API, a fin de asegurar un buen desempeño
de los aceros en condiciones muy extremas.
Los aceros maleables con bajas durezas, tales como los grados N-80 y TRC-95,
muestran una reducción promedio en el valor del esfuerzo a la cedencia del 8 al 10%
para temperaturas típicas de pozos petroleros profundos, y del 13% para temperaturas
comúnes en pozos geotérmicos.
Los aceros poco maleables y con alta dureza, tales como los grados TAC-110 y
TAC-140, muestran una reducción promedio en el valor del esfuerzo a la cedencia del
10% para temperaturas típicas de pozos petroleros profundos, y del 17% para
temperaturas comúnes en pozos geotérmicos.
Con base en los resultados de este estudio, el diseñador deberá considerar los
cambios del esfuerzo a la cedencia por efecto de la alta temperatura a fin de considerar
en su proyecto la reducción de las propiedades mecánicas del acero, o bien
considerarlo dentro de un factor de seguridad.

34
Referencias bibliográficas
 Estudio del comportamiento mecánico de materiales utilizados en tubería de
revestimiento "casing" con el aumento de temperatura; Instituto Mexicano del
Petróleo, 1992.
 Specification for casin and tubing (US Costumary Units) API Specification 5CT,
Sixth edition, Octuber 1998, effective date: April 15, 1999.
 Bulletin on Formulas and calculation for casing, tubing, drill pipe, and line
pipe properties, API Bulletin 5C3, Sixth edition, Octuber 01, 1994.
 Expedientes de pozos petroleros, campos Puerto Ceiba, Luna y Cantarell;
Pemex Exploración y Producción.
 Expedientes de pozos geotérmicos, campo Las Tres Vírgenes, Baja
California Sur; Comisión Federal de Electricidad.
 Hussain Rabia: Fundamentals of Casing Design. Petroleum Engineering And
Development Studies, Vol 1., 1987.

35
Anexo 1: Gráficas de mediciones

36
Fig. 1. Diámetro de la probeta utilizado para el acero N-80
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Diámetro (mm)
Fig. 2. Área de la probeta utilizada para el acero N-80
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Área (mm2)

37
Fig. 3. Diámetro de la probeta utilizado para el acero TAC-110
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Diámetro (mm)
Fig. 4. Área de la probeta utilizada para el acero TAC-110
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Área (mm2
)

38
Fig. 5. Diámetro de la probeta utilizado para el acero TRC-95
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Diámetro (mm)
Fig. 6. Área de la probeta utilizada para el acero TRC-95
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Área (mm2)

39
Fig. 7. Diámetro de la probeta utilizado para el acero TAC-140
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Diámetro (mm)
Fig. 8. Área de la probeta utilizada para el acero TAC-140
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Área (mm2
)

40

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