Tuberia, Conceptos y fundamentos tecnicos.

TuberíasTuberías
Tuberías
ÍNDICE
página
INTRODUCCIÓN 3
I. CONCEPTOS GENERALES 3
¿Qué es una tubería? 3
Acero 4
Clasificación por objetivo 4
Clasificación por función 5
Datos de tuberías 6
Proceso de fabricación 6
Propiedades mecánicas 16
Conexiones o juntas 18
Tipos de juntas 19
Proceso de maquinado 22
Estándares sobre tuberías 25
Diseño de sartas de tuberías 28
Retrospectiva de métodos 30
II. CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE LAS TUBERÍAS 32
Condiciones de falla 32
Cedencia 33
Colapso 34
Estallamiento 40
Tensión 40
Fallas por carga de presión 46
Ejemplos de fallas en tubulares 47
Diagrama de capacidad de juntas 54

TuberíasTuberías
2
III. CONDICIONES DE CARGA 55
Eventos de carga 56
Cargas de presión 57
Perfiles de presión externa 58
Perfiles de presión interna 59
Cargas axiales 61
Cargas no axiales (formaciones plásticas) 64
Cargas triaxiales 64
Efectos axiales 64
Corrosión 69
Condiciones iniciales de carga 70
IV. SELECCIÓN DE TUBULARES 73
Métodos de selección 74
Selección de juntas 75
Selección hidráulica de tubería de producción 76
Análisis de torque y arrastre 81
Ancalado de TR 82
Centradores de tuberías de revestimiento 83
V. METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO MECÁNICO 85
Tubería de producción 85
Procedimiento de diseño 85
Eventos de carga 86
Diseño de sartas de perforación 88
Los aparejos de fondo convencionales 90
Método de flotación de Lubinski 90
Método de Paslay y Dawson 91
Ejemplo de diseño de una sarta de perforación 92
VI. HERRAMIENTAS DE SOFTWARE PARA DISEÑO DE TUBERÍAS 99
REFERENCIAS 101
103
in Agnormally Pressured Wells", documento IADC/
SPE 17178 presentado en 1988 IADC/SPE Drilling
Conference en Dallas, Tx, Febrero 28, Marzo 2, 1988.
38. H. Ramos y D. Hernández; "Investigación del fe-
nómeno de colapso en tuberías de revestimiento y
de producción", Villahermosa, Tab, Agosto 1999.
39. Sandvik Stell; "Sandvik Steel Corrosion Handbook
Stainless Steels", Suiza 1994.
40. H. Kinsel, T. Koithan y B. Lirette; "A new Approach
to Calculate the Optimum Placement of Centralizers,
includes toque and Drag Predicions", documento
IADC/SPE 36382, presentado 1996 IADC/SPE Asia
Pacific Drilling Technology Conference en Kaula
Malasia, Septiembre 9-11, 1996.
41. Applied Drilling Enginering, SPE Text Book
Series, Vol 2.0, Bourgoyne, Adam T, 1991.
42. Beggs; "Production Optimization", Using NODAL
Analysis, H.D. 1991.
43. Effect of wear and Bending on Casing Collapse
Strength, Kuriyama, Y.T., 1992.
44. Minimum Cost Casing Design, Halal, A.S. SPE
36448, 1994.
45. Economides, Watters, dunn Norman "Petroleum
Well Construction", John Wiley, 1998.
46. Benito Ortiz Sánchez, "Diseño de aparejos de
Producción por Metalurgia", División de Estudios de
Posgrado, Facultad de Ingeniería UNAM. Octubre
1991.
47. Fitzgerald; "Mecánica de Materiales", Edición
revisada, Editorial Alfaomega.
48. Bruce D. Craig "Saour-Gas Design Considerations",
Monograph Volume 15, SPE, Henry L. Doherty Memo-
rialFundofAIMESeries,RichardsonTexas,PrimeraEdi-
ción 1993.

TuberíasTuberías
3
Tuberías
INTRODUCCIÓN
Este capítulo presenta los elementos conceptuales re-
lacionados con las tuberías utilizadas en los pozos pe-
troleros, a fin de propiciar el mejor aprovechamiento
sobre las mismas y fortalecer la práctica de la ingenie-
ría de perforación. Fundamenta técnicamente el dise-
ño (o selección) de las diferentes tuberías utilizadas.
Como parte de los insumos que demanda un pozo,
las tuberías representan un alto porcentaje en el cos-
to del mismo. Se tienen estimaciones generales de
que varía del 15 al 30% de la inversión total. Por lo
tanto, es importante considerar el costo de las tu-
berías. El tema merece atención especial.
Las bases de todo proceso de ingeniería recaen en
los fundamentos técnicos. Sin embargo, se requie-
re observar sistemáticamente la disminución de los
costos asociados en cada proceso. Por lo que en la
práctica de la ingeniería de perforación, se deben
definir y optimizar los materiales tubulares que de-
ben utilizarse en un pozo.
El diseño de un pozo requiere la aplicación y cono-
cimiento de una diversidad de técnicas y procedi-
mientos. Éstos, bien aplicados y orientados con la
premisa de minimizar costos, conducen a definir las
especificaciones de los materiales y parámetros de
operación óptimos para aplicar en un pozo. Como
parte de este proceso, el diseño de las tuberías es
una actividad que debe ser recurrente en la práctica
de ingeniería de perforación. Cada pozo presenta
un comportamiento diferente para su operación y
construcción.
El material expuesto en este libro incluye los tec-
nicismos más usuales que deben incorporarse
en el proceso de diseño de tuberías. La idea es
mejorar y consolidar la práctica de ingeniería de
perforación entre los estudiantes.
Básicamente el diseño de tuberías se fundamenta
en dos factores principales: el conocimiento del ma-
terial (capacidad de resistencia) y el conocimiento
de las condiciones de esfuerzos (cargas) a los que
van a estar sujetas las tuberías. El primer factor abar-
ca desde su fabricación hasta el desempeño mecá-
nico. Es la base para reconocer la capacidad de una
tubería. El segundo factor significa el conocimiento
teórico y experimental necesario para ser capaces
de predecir las condiciones de trabajo o de carga
que se presentarán en un pozo y en consecuencia,
que soporte una tubería.
Por lo anterior, el material se ha dividido en tres
partes: en la primera se presenta todo lo relacio-
nado con el material “tubo”. Es decir, su proceso
de fabricación, las propiedades mecánicas, y la
forma de evaluar su capacidad de resistencia. En
una segunda parte se presentan las diferentes al-
ternativas para determinar las distintas condicio-
nes de carga. Se inicia por la definición de las
cargas y se termina por definir la forma de eva-
luarlas. En una tercera parte, se presentan las téc-
nicas de selección de los materiales, criterios y
metodologías de diseño.
I. CONCEPTOS GENERALES
¿ Qué es una tubería?
Una tubería es un elemento cilíndrico hueco com-
puesto generalmente de acero, con una geometría
definida por el diámetro y el espesor del cuerpo que
lo conforma. Para fines prácticos, se define median-
te una geometría homogénea e idealizada. Es decir,
un diámetro nominal y un espesor nominal cons-
tante en toda su longitud. Sin embargo, la realidad
es que no existe una tubería perfecta geomé-
tricamente. Adolecen de ciertas imperfecciones que
serán tratadas más adelante, como la ovalidad y la
excentricidad.
102
20. T. Xu, R.G. Bea, R. Ramos, O. Valle y V. Valdes;
"Uncertainties in the Fatigue Lives of tubular Joints",
documento OTC 10848 presentado en 1999 por el.
Offshore Technology Conference en Houston, Texas,
Mayo 3-6 1999.
21. H. Ramos y D. Hernández; "Colapso en Tuberías
de Revestimiento y de Producción", Horizonte Tec-
nológico, Octubre-Diciembre 1998.
22. R.A. Sukup y V.C. Estes; "How new tools were
used to repair HPHT sour gas producer", World Oil,
Julio 1994, páginas 37-42.
23. Yukihisa Kuriyama y Toshitaro Mimaki; "A New
Formula for Elosto-Plastic Collapse Strength of Thick-
Walled Casing", documento SPE 28327 presentado
en 1994 en la SPE 69º Annual Technical Conference
and Exhibition en New Orleans, LA, Septiembre 25-
28, 1994.
24. A.S. Halal y R.F. Mitchell, "Casing Desing for Trapped
Annular Pressure Buildup", documento SPE Drilling
and Completion, Junio 1994. Páginas 107-114.
A. MacEachran, y A.J. Adams; "Impact on Casing
Desing of Thermal Expansion of Fluids in Confined
Annuli" documento SPE/IADC 21911, presentado en
1991 SPE/IADC Drilling Conference en Amsterdam,
Marzo 11-14, 1991.
25. L.D. Keilty y H. Rabia, "Applying Quantitative Risk
Assessment to Casing Desing", documento IADC/
SPE 35038 presentado en 1996 IADC/SPE Drilling
Conference en New Orleans, Louisiana, Marzo 12-
15, 1996.
26. Marshall, H. Asahi y M. Ueno; "Revised Casing-
Desing Crieteria for Exploration Wells Containing
H2S" SPE Drilling and Completion, (Junio 1994),
páginas 115-118.
27. Yukihisa Kuriyama, T. Mimaki y Tetsuo
Yonezawa; "Effect of Wear and Bending on Casing
Collapse Strength", documento SPE 24597 presen-
tado en 1992 SPE 67º Annual Technical
Conference and Exhibition en Washington, DC,
Octubre 4-7, 1992.
28. Freda Akgun, Bill J. Mitchell y H-Peter Huttelmaire;
"API Tubular Ovality and Stresses in Horizontal Wells
With a Finite-Element Method", SPE Drilling and
Completion, (Junio 1994), páginas 103-106.
29. K.K. Biegler, "Concluions Based on Laboratory
Tests of Tubing and Casing Connections", documen-
to SPE 13067 presentado en 1984 SPE 50º Annual
Technical Conference and Exhibition en Houson,
Texas, Septiembre 16-19, 1984.
30. R:M: Hackney, ¡A New Approach to Casing
Desing for Salt Formations", documento SPE/IADC
13431 presentado en 1985 en la SPE/IADC Drilling
Conference en New Orleans, Louisiana, Marzo 6-8,
1985.
31. J.A. Issa y D.S. Crawford, "An Improved Desing
Equiation for Tubular collapse", documento SPE
26317 presentado en 1993 en el 68º Annual technical
Conference y Exhibition of the SPE, en Houston, Tx,
Octubre 3-6, 1993.
32. W.T. Jones y N. Dharma; "Standarisation of
Tubuluar Goods for Wowldwide Application", docu-
mento SPE 25328, presentado en la SPE Asian Pacific
Oil and Gas Conference, en Singapore, Febrero 8-
10, 1993.
33. F. Klementich y Michael J.Jellison; "Service-Life
Model for Casing Strings", SPE, Abril 1986, páginas
141-152.
34. J.F. Greenip Jr. "How to Desing Casing Strings
For Horizontal Wells" 1989 petroleum Engineer
International, Houston, Texas, Diciembre 1989, pá-
ginas 34-38.
35. I.S. Meghani; "Calculating leak performance for
API casing connections" 1984 String Desing
Seminary-by-Mail, Hydriil; World Oil, Junio 1984.
36. API Spec 5AX, "High-Strength, Casing, Tubing
and Drill Pipe", american Petroleum Institute, Was-
hington, D.C- Tenth Edition, Marzo 1976.
A. Baryshnikov, A. Caderoni, A. Ligrone y P. Ferrara,
"A New Approach to the Analysis of Drillstring Fati-
gue Behavior", documento SPE Drilling and
completion, Junio 1997. Páginas 77-84.
37. A.P.A. Vorenkamp; "A Theory of Resultant Burst
Loads for Designing Production Casing: Principally

TuberíasTuberías
4
Acero
El acero es un metal refinado. Se obtiene a partir de
la fundición de un lingote de hierro combinado al
mismo tiempo con otros elementos químicos.
Los aceros se dividen en ordinarios y especiales.
Los aceros ordinarios contienen tres elementos prin-
cipales: hierro, carbono y manganeso. El carbono y
el manganeso reunidos no representan más del
1.5% del metal. Los aceros ordinarios con el 0.1 a
1.5% de carbono se clasifican como aceros de bajo
contenido de carbono. Los aceros especiales se
hacen como los ordinarios, pero se les agregan otros
elementos tales como: níquel, cromo, molibdeno,
cobre, vanadio y tungsteno.
Tanto los aceros al carbono como los especiales
(aceros inoxidables, aceros resistentes a la corro-
sión y a las altas temperaturas), se producen en
hornos eléctricos.
Otros materiales tubulares
La fabricación de tuberías se ha diversificado y extendi-
do para satisfacer la demanda de las diferentes in-
dustrias que las utilizan como insumo. Es por ello que
en la actualidad obtenemos tuberías con diferentes
calidades en los materiales que la componen. Tal es el
caso de: tuberías de aluminio, tuberías de fibra de vi-
drio, tuberías de plástico, etc. Cada una de ellas tie-
ne aplicaciones específicas y limitadas por las condi-
ciones del material y de su respuesta en su manejo.
Tipos de tuberías
El uso de tuberías en un pozo es de vital importan-
cia. Constituyen el medio por el cual garantizan el
control del mismo y se aseguran las instalaciones
para el mejor aprovechamiento y mantenimiento del
pozo. Con el fin de entrar en materia, es importante
mencionar que dentro de la ingeniería de perfora-
ción las tuberías juegan un papel fundamental y
cumplen diversas funciones. Por ello, se ha mane-
jado una clasificación tanto por su objetivo como
por la función que deben cumplir al ser utilizadas
en el interior de un pozo.
Clasificación por objetivo
Una clasificación preliminar, pero importante, es
la que permite definir en qué se va a utilizar la
tubería. Es decir, la función de operación que
debe cumplir, para ello, las tuberías se clasifi-
can como:
Tuberías de revestimiento
Son tuberías que constituyen el medio con el cual
se reviste el agujero que se va perforando. Con
ello se asegura el éxito de las operaciones lleva-
das a cabo durante las etapas de perforación y
terminación del pozo.
El objetivo de las tuberías de revestimiento es pro-
teger las zonas perforadas y aislar las zonas proble-
máticas que se presentan durante la perforación. Tal
es el caso de revestir el agujero para mantener la
estabilidad del mismo, prevenir contaminaciones,
aislar los fluidos de las formaciones productoras,
controlar las presiones durante la perforación y en
la vida productiva del pozo.
Además, las tuberías de revestimiento proporcio-
nan el medio para instalar las conexiones superfi-
ciales de control (cabezales, BOPs), los empacadores
y la tubería de producción.
Tuberías de producción
Las tuberías de producción son el elemento
tubular a través del cual se conducen hasta la su-
perficie los fluidos producidos de un pozo, o bien,
los fluidos inyectados de la superficie hasta el ya-
cimiento.
Tuberías de perforación
Las tuberías de perforación son los elementos
tubulares utilizados para llevar a cabo los trabajos
durante la operación de la perforación. Generalmente
se les conoce como tuberías de trabajo, porque es-
tán expuestas a múltiples esfuerzos durante las ope-
raciones de perforación del pozo.
Ductos (tubería de línea)
Se le conoce como ducto al elemento tubular (co-
nocido como tubería de línea) utilizado para condu-
cir los fluidos producidos del pozo hacia los centros
de recolección, separadores, compresores o tan-
ques de almacenamiento. Son conductos que se co-
nectan en la superficie a partir del cabezal o árbol
de válvulas del pozo.
101
Referencias
1. "Halliburton Cementing Tables", Printed in USA
2XJ, Little's- Duncan, Okla, 1999.
2. "Productos Tubulares de Acero sin Costura", Tu-
bos de Acero de México, S.A. 1998.
3. "Formulaire du Foreur" Gilles Gabolde, Jean Paul
Nguyen, Sexta Edición IFP, Editorial Technip 1989.
4. "Applied Drilling Engineering", Bourgoyne, Millheim,
Chenevert, Young., Second Printing, Society of
Petroleum Engineers, Richardson, TX; 1991.
5. J.A. Bednarski y E.F. Flementich; "Focused
Acceptance Testing: A Logical Approach for Qualifying
Critical Service Conections", documento IADC/SPE
14728 presentado en 1986 IADC/SPE Drilling
Conference en Dallas, Tx, Febrero 10-12, 1986.
6. Rick Johnson, Michael J. Jellison y Erich F.
Klementich; "Triaxial-Load-capacity Diagrams
provide a New Approach to Casing and Tubing
desing Analysis", artículo de la SPE drilling
Engineering, (Septiembre 1987) páginas 268-274.
7. K.K. Biegler, Exxon Co. USA y C.W. Petersen, "Rating
Tubular connections for Today?s service
Requirements", documento SPE 12205 presentado en
el 58º Annual Technical Conference and Exhibition of
the SPE, en San Francisco, Octubre 5-8, 1983.
8. L.B. Hilbert Jr. Y I.A. Kalil, "Evaluation of
Premium threaded Connections Using Finite-
element Anaylis and Full-Scale Testing", Documen-
to IADC/SPE 23904 presentado en 1992 IADC/SPE
Drilling Conference en New Orlans, Louisiana,
Febrero 19-21, 1992.9. M.L. Paynes, H.L. Davis y
P.d. Pattillo, "Joint Industry Qualification Test program
for High-Clearance Casing Connections", docu-
mento IADC/SPE 21908 presentado en 1991 IADC/
SPE Drilling Conference en Amsterdam, Marzo 11-
14, 1991.
10. G.F. Reynolds y P.d. Summurfield, "A New
approach to the Desing of Threaded connections",
documento SPE 21739 presentado en 1991 en la
Production Operations Symposium en la Ciudad de
Oklahoma, Abril 7-9, 1991.
11. J.J. Maney y c.a. Strozier, "High-Temperature
Performance of Rotary-Shoyldered Connections",
documento SPE 19554 presentado en 1989 en el 64º
Annual Technical Confererence y Exhibition of the
SPE, en San antonio, Tx, Octubre 8-11, 1989.
12. Y. W Know y E.F. Klementich, "An Efficent and
Accurate Model for the Structural Analysis of
Threaded Tubular Connections", documento SPE
18057 presentado en 1988 en el 63º Annual Technical
Conference y Exhibition of the SPE, en Houston, Tx,
Octubre 2-5, 1998.
13. M. F. Hainey, "Makeup Torques for API-Type
Round Thread Casing Connections With Non-API
Weights, Grades, and Coupling Diameters", docu-
mento SPE 15517 presentado en 1986 en el 61º
Annual Technical Conference y Exhibition of the SPE,
en New Orlans, LA, Octubre 5-8, 1986.
14. G.M. Armstrong, and T.M. Wadworth; "Failure
Prevention by Selection and Analysis of Drillstem
Connections", documento SPE/IADC 16075 presen-
tado en 1987 SPE/IADC Drilling Conference en
New Orlans, LA, Marzo 15-18, 1987.
15. Mac Thomas y J.E. Smith; "Box OD Stability of
Double Shoulder Tool Joints at Catastrophic Failure",
documento SPE/IADC 35035 presentado en 1996
SPE/IADC Drilling Conference en New Orlans,
Louisiana, Marzo 12-15, 1996.
16. Eiji Tsuru, Kazushi Maruyama, Ryuichi Inowaki
y Tetsuro Tochikawa; "Allowable Torque of Tubular
Connection Under Simulated Running and Working
Conditions", documento SPE/IADC29353 presenta-
do en 1995 SPE/IADC Drilling Conference en
Amsterdam, Febrero 28, Marzo2, 1995.
17. Bruce D. Craig; "Evaluation and Application Of
Highly Alloyed Materials for Corrosive Oil Production",
artículo de american Society for Metals (Junio 1983)
páginas 351-362.
18. Hart's petroleum Engineer International; "1995
Tubing Guide" Junio 1995 Hart's Publications Inc.
19. Grand Duncan; "Enhanced recovery enginering",
World Oil, (Mayo 1995), Páginas 77-87.

TuberíasTuberías
Software Compañía
StressCheck Enertech-Landmark
WellCat Enertech-Landmark
DistrW Instituto Mexicano del Petróleo
Casing2 Maurer Engineering Inc.
Camax Pemex División Sur
CARACTERISTICA StressCheck WellCat DistrW Casing2 Camax
Modelo API
Modelo Biaxial
Modelo Triaxial
Pozos desviados
Flexión
Domo Salinos
Temperatura/cedencia
Slección gráfica
Selección matemática
Selección por usuario
Datos de Juntas
Datos de Tuberías
Modelo API de Juntas
Juntas premium
Efectos axiales
Carga máxima
Service life
Análisis de pandeo
Diseño de centradores
Diseño de anclaje
Diseño de corrida
Análisis axial
Modelos de flujo hidráulico
Modelos de flujo multifásico
Modelos de Temperatura
Modelo de Torque y arrastre
Modelo de Corrosión
5
Otros tubulares
Los elementos tubulares utilizados en las diferentes
funciones mencionadas anteriormente pueden pre-
sentar variaciones catalogadas como otros elemen-
tos tubulares muy específicos. En su mayoría, se
presentan para la actividad de perforación. Sin em-
bargo, su muy particular aplicación los hace de in-
terés para mencionarlos:
Tuberías flexibles
Son conductos tubulares de gran longitud y flexibi-
lidad que no requieren utilizar conexión o junta para
conformar todo un tren o sarta de tuberías. Es decir,
la tubería es continua, a diferencia de las tuberías
convencionales que requieren un elemento conector
para unir tubo por tubo y lograr contar con una lon-
gitud apropiada para el trabajo a realizar. La tubería
flexible es de dimensiones geométricas esbeltas
(< 3 ½” de diámetro), aunque actualmente existen
de grandes dimensiones (7” de diámetro) y la ma-
yoría de las veces se utiliza como tubería de trabajo
en procesos de recuperación avanzada durante la
vida productiva del pozo.
Lastrabarrenas (drill collars)
Los elementos tubulares denominados lastrabarrenas
son tuberías utilizadas para auxiliar a la tubería de per-
foración a dar peso a la barrena durante las operacio-
nes de perforación.
Tubería pesada (heavy weigth)
La tubería pesada (“heavy-weigth”) se compone de
elementos tubulares de grandes dimensiones
geométricas (espesor) que se utilizan como auxiliar
entre la tubería de perforación y los lastrabarrenas.
Con esto se evita la fatiga de los tubos durante la
perforación.
Clasificación por función
Las tuberías de revestimiento se clasifican por la fun-
ción que desempeñan al colocarse en el interior de
un pozo, esto es:
Conductora: Es la primera tubería de revestimiento
que puede ser hincada o cementada; sirve para sen-
tar el primer cabezal en el cual se instalan las co-
nexiones superficiales de control y las conexiones
de circulación del lodo de perforación. Es la de ma-
yor diámetro que se utiliza en el pozo, pues a través
de ella pasan todas las tuberías de revestimiento
que se utilizan. En el mar, es la primera tubería que
se extiende desde la plataforma hasta abajo del le-
cho marino (mudline).
Superficial: Es la tubería que sirve para aislar los
acuíferos subsuperficiales o someros, así como
manifestaciones de gas someros. Provee equipo
de flotación, que permita realizar una buena
cementación para continuar la perforación den-
tro de una zona de transición de alta presión. En
pozos desviados, la superficie de la tubería debe
cubrir toda la sección construida para prevenir de-
rrumbes de la formación durante la perforación
profunda. Esta sarta es cementada típicamente
hasta la superficie o lecho marino (mudline) y sos-
tiene las conexiones superficiales de control defi-
nitivas.
Intermedia: Es la tubería que aísla zonas inesta-
bles del agujero, zonas con pérdida de circulación
de baja presión y zonas de producción. Se utiliza
en la zona de transición de presión normal a pre-
sión anormal. La cima del cemento de esta tube-
ría debe aislar cualquier zona de hidrocarburo.
Algunos pozos requieren de múltiples sartas in-
termedias.
De explotación: Es la tubería que aísla zonas de
producción y debe soportar la máxima presión de
fondo de la formación productora, tener resisten-
cia a la corrosión así como resistir las presiones
que se manejarán en caso de que el pozo se frac-
ture para aumentar su productividad, el bombeo
mecánico (gas lift), la inyección de inhibidores
de aceite. El buen trabajo de cementación prima-
ria es crítico para esta sarta.
Existen tuberías de revestimiento que por su condi-
ción y objetivo de colocación pueden definirse
como:
Tubería corta (liners): Es una sarta de tubería que
no se extiende a la cabeza del pozo. En cambio, se
sostiene por otra sarta. La tubería corta se usa para
reducir costos y mejorar la hidráulica durante per-
foraciones profundas. La tubería corta puede ser
usada tanto en la sarta intermedia como en la de
explotación. La tubería corta es cementada típica-
mente a lo largo de toda su longitud.
100
Tabla 6 Software utilizado para diseño de tuberías

TuberíasTuberías
6
Complemento (TIE-BACK): Es una sarta de tubería
que proporciona integridad al pozo desde la cima
de la tubería corta hasta la superficie. Es un refuer-
zo para la tubería de explotación. Si se tienen altas
presiones protege de los fluidos corrosivos y
refuerza la tubería de explotación en caso de que se
presenten daños. Puede cementarse parcialmente.
Complemento corto (STUB): Es una sarta de tu-
bería que funciona igual que el complemento. Pro-
porciona integridad por presión para extender la
cima de la tubería corta. Puede cementarse par-
cialmente.
Sin tubería de produccion (TUBINGLESS): Es una
tubería de explotación que se extiende hasta la su-
perficie y se utiliza como tubería de producción para
explotar los hidrocarburos.
La figura 1 muestra un esquema que representa la
forma como se colocan las tuberías de revestimien-
to en el interior de un pozo.
Datos de tuberías
Los tubos utilizados en la industria petrolera de-
ben cumplir con ciertas características
geométricas y mecánicas dependiendo de su uso.
A continuación, se presentan algunos datos ca-
racterísticos de las tuberías utilizadas para la per-
foración de un pozo.
Tubería de perforación
Los datos principales que deben conocerse sobre
las tuberías de perforación son los siguientes: diá-
metro nominal, peso nominal, clase, grado, resis-
tencia a la tensión, colapso y torsión.
La clase de tubo, se refiere al grado de usabilidad
que ha tenido el tubo. El API divide las tuberías en
clase I (tubería nueva), II, III y Premium. Un ejemplo
de estas características se muestra en la tabla 1.
Tuberías de revestimiento (TRs) y producción (TPs)
Las características principales a observar en las tu-
berías de revestimiento y tuberías de producción
son: diámetro nominal, peso nominal, grado, drift,
resistencia a la tensión, resistencia al colapso y re-
sistencia al estallamiento. Un ejemplo de estos da-
tos se muestra en la tabla 2.
Para obtener datos más
completos sobre las con-
diciones geométricas y
mecánicas y con mayor
detalle de las tuberías con-
sultar las referencias 1, 2,
3, y 4.
Proceso de fabricación
Debido a la importancia de
la tubería de acero en la
perforación de pozos pe-
troleros, la fabricación
debe contar con caracte-
rísticas de calidad extre-
ma, acordes a los riesgos
y necesidades manejados
en la Industria Petrolera.
Existen tres procesos de
fabricación de tuberías: el
proceso sin costura, el
proceso con soldadura
eléctrica-resistencia y el
proceso de soldadura eléctrica instantánea (flash).
El proceso más utilizado para suministrar la deman-
da de tuberías dentro del ámbito de perforación (diá-
metros desde 20” o menores) es sin lugar a dudas
la fabricación de tubería sin costura.
TUBERÍA DE
REVESTIMIENTO
TUBERÍA
CORTA ( LINER )
TUBERÍA
COMPLEMENTO
( TIE-BACK )
COMPLEMENTO
CORTO
( STUB )
SIN APAREJO
DE PRODUCCIÓN
( TUBINGLESS )
Figura 1 Esquemas representativos del uso de las tuberías de revestimiento
99
VI. HERRAMIENTAS DE SOFTWARE PARA DISEÑO
DE TUBERÍAS
Los grandes avances tecnológicos alcanzados en los
últimos 15 años por la tecnología en materia infor-
mática (hardware y software), ha hecho posible la
generación de herramientas de cálculo orientadas
para el diseño y análisis de las diferentes aplicacio-
nes que nos ocupan en el ámbito de la ingeniería
de perforación. Canalizadas en forma apropiada es-
tas herramientas de cálculo, deben ser una fuente
inmejorable de entendimiento y mejoría constante
de la práctica de la ingeniería de perforación. Sin
embargo, son un arma de dos filos: en la carrera
por automatizar los cálculos y finalmente los dise-
ños, se cae en la situación de desligarnos del cono-
cimiento básico de las cosas. Pero por otro lado, y
benéfico, contamos con la "panacea" que nos re-
suelve los problemas de diseño.
Dentro del desarrollo de tecnología de software y
con aplicación al diseño de tuberías, existe una
gran variedad de programas de cómputo de dife-
rentes casas fabricantes. Los hay desde simples
propuestas de cálculo para evaluar la resistencia
de las tuberías, pasando por incipientes progra-
mas de diseño, que cuentan con toda una meto-
dología y grandes simuladores para evaluar cual-
quier condición de carga de presión y temperatu-
ra. Hasta llegan tener sistemas expertos, que aho-
ra se comercializan para el diseño de tuberías de
revestimiento.
Aun cuando se ha alcanzado un grado de madurez en
materia de diseño tubular y logrado un avance acele-
rado en materia de software, los programas de cálcu-
lo actuales realmente NO están preparados para reali-
zar un diseño. Son realmente excelentes herramien-
tas de cálculo que nos permiten efectuar con mayor
rapidez y precisión los cálculos y presentaciones grá-
ficas para analizar los mejores resultados. Carecen de
ese sentido común que debe aplicarse con criterio y
decisión, y que finalmente, hace la diferencia respec-
to a un verdadero programa de diseño. Por tal razón,
debemos ser precavidos con el uso de los programas
de cómputo o herramientas de software, porque no
debemos esperar que estos resuelvan el problema de
diseño tubular. El problema de diseño en sí, todavía
mantiene muchas situaciones de criterio, y el único
que puede replantearlas es precisamente, el ingenie-
ro de perforación, nadie más.
La tabla 6 muestra las características de algunos
programas de cómputo que se utilizan para reali-
zar el diseño de tubulares. Básicamente consis-
ten en aplicaciones de software que se utilizan en
los equipos denominados PC, y que tienen un ob-
jetivo específico cada uno de ellos. Sus ventajas
y desventajas mostradas permite diagnosticar el
potencial de uso de cada uno de ellos para fines
de diseño de tuberías.

TuberíasTuberías
7
* lbf = libras fuerza
Tabla 1 Características geométricas y mecánicas de la tubería de perforación
98
Figura 98 Comportamiento de esfuerzo triaxial en diseño de TR del pozo prueba 3
Diámetro
nominal
(pg)
Peso
nominal
(lb/pie)
Clase Grado Tensión
*( lbf)
Torsión
(ft-lbf)
Resistencia
al Colapso
(psi)
2 3/8 4.85 I E75 98000 4760 10500
II G105 151000 5810 11763
Premium X95 136000 6090 12155
3 ½ 13.30 I G105 452000 29520 13344
II S135 382000 22160 13721
Premium E75 153000 11090 8703
4 14.00 I X95 361000 29500 13721
II S135 404000 27740 15592
Premium G105 314000 25420 13866
4 ½ 20.00 I E75 412000 36900 12546
II S135 581000 44030 18058
Premium G105 452000 40160 16042
5 19.50 I X95 501000 52140 12039
II X95 395000 34460 9631
Premium S135 561000 58110 15636
5 ½ 24.70 I S135 895000 101830 17626
II G105 548000 52370 11096
Premium E75 391000 44320 9051
6 5/8 25.20 I E75 489000 70580 6542
Diámetro
nominal
(pg)
Peso
nominal
(lbf/ ft)
Grado Diámetro
Drift
(pg)
Diámetro
Interior
(pg)
Resistencia
al Colapso
(psi)
Tensión
(1000 lbf)
4 ½ 9.50 H-40 3.965 4.090 2760 111
11.60 K-55 3.875 4.052 4010 165
15.10 P-110 3.701 3.826 14350 485
5 11.50 J-55 4.435 4.560 3060 182
15.00 N-80 4.283 4.408 7250 350
24.10 P-110 3.875 4.000 19800 778
5 ½ 14.00 J-55 4.887 5.012 3120 222
17.00 K-55 4.767 4.892 4910 273
20.00 P-110 4.653 4.778 11100 641
6 5/8 20.00 H-40 5.924 6.049 2520 229
24.00 C-90 5.796 5.921 6140 624
24.00 P-110 5.796 5.921 6730 763
7 17.00 H-40 6.413 6.538 1420 196
23.00 L-80 6.241 6.366 3830 532
35.00 P-110 5.879 6.004 13020 1119
7 5/8 47.10 N-80 6.250 6.375 12040 1100
26.40 C-95 6.844 6.969 3710 714
29.70 P-110 6.750 6.875 5350 940
8 5/8 24.00 K-55 7.972 8.097 1370 381
36.00 L-80 7.700 7.825 4100 827
49.00 P-110 7.386 7.511 10750 1553
Tabla 2 Características geométricas y mecánicas de la tubería de revestimiento y
tubería de producción
Figura 99 Comportamiento axial en diseño de TR para el pozo prueba 3

TuberíasTuberías
8
TAMSA es la compañía mexicana productora de tu-
berías sin costura que satisface la demanda de
tubulares para Petróleos Mexicanos. Todos sus pro-
cesos de fabricación están totalmente automatiza-
dos. Su programa de aseguramiento de calidad pro-
vee rastreabilidad completa desde el número de co-
lada original, de tal manera, que un cliente puede
obtener información actualizada de su pedido en
cualquier momento. El proceso que a continuación
se describe es aplicado en esta compañía.
En 1987 esta empresa construyó una nueva acería,
en la cual se producen 700,000 toneladas métricas
de acero anualmente. Fabrica tubos sin costura de
hasta 14 pulgadas de diámetro exterior en el
laminador continuo. La acería cuenta con sistemas
que permiten un alto control de los procesos de fu-
sión, afinación y colada continua de barras de sec-
ción redonda. Produce acero limpio en una amplia
variedad de composiciones químicas.
La producción de tubería se realiza mediante acero
de calidad por fusión de fierro esponja y chatarra
seleccionada en un horno eléctrico de 170 tonela-
das por colada, capaz de fundir a un tiempo prome-
dio de 105 minutos. El fierro esponja (casi fierro
puro), resulta limpio con bajos contenidos de ele-
mentos residuales en el acero. En este horno se
cuenta con el sistema EBT y consiste en el vaciado
excéntrico en el fondo de la olla. Así se ayuda a evi-
tar la oxidación del acero durante el vaciado, por lo
que en la olla de fusión quedarán 20 toneladas de
acero con escoria, para obtener acero de alta cali-
dad. En los hornos, la composición química se
monitorea por computadoras para ajustar automáti-
camente la carga de ferroaleaciones.
En el horno de afinación, la computadora calcula la
adición de ferroaleaciones y por medio de micropro-
cesadores, se controla automáticamente la tempe-
ratura y otras variables. Al mismo tiempo, es inyec-
tado gas argón para homogeneizar la composición
química del acero. El tratamiento con calcio silicio
se utiliza para controlar la forma de las inclusiones.
Los elementos microaleantes son dosificados por la
adición de alambre. Esto permite una gran preci-
sión en la composición química del acero; la cual es
analizada a través del espectómetro. Durante la afi-
nación del acero, la computadora calcula en función
de los nuevos análisis, y proporciona la información
para adicionar la cantidad de ferroaleaciones reque-
ridas y obtener la composición química deseada.
Durante el proceso de la colada continua, se evita
que la olla del acero deseado tenga contacto con la
atmósfera. Así se evitan la oxidación y la contami-
9 5/8 32.30 H-40 8.845 9.001 1370 365
36.00 K-55 8.765 8.921 2020 564
53.50 P-110 8.379 8.535 7950 1710
10 ¾ 32.75 H-40 10.036 10.192 840 367
51.00 C-90 9.694 9.850 3400 1310
65.70 P-110 9.404 9.560 7500 2088
11 ¾ 60.00 C-75 10.616 10.772 3070 1298
60.00 L-80 10.616 10.772 3180 1384
60.00 C-90 10.616 10.772 3180 1384
13 3/8 72.00 G-90 12.191 12.347 2780 1869
72.00 C-95 12.191 12.347 2820 1973
72.00 P-110 12.191 12.347 2890 2284
16 65.00 H-40 15.062 15.250 630 736
75.00 J-55 14.936 15.124 1020 1178
84.00 K-55 14.822 15.010 1410 1326
18 5/8 87.50 H-40 17.567 17.775 630 994
87.50 J-55 17.567 17.775 630 1367
87.50 K-55 17.567 17.775 630 1367
20 94.00 H-40 18.936 19.124 520 1077
94.00 J-55 18.936 19.124 520 1480
133.00 K-55 18.542 18.730 1490 2125
97
Figura 97 Diseño de TR por estallamiento, pozo prueba 3
Figura 96 Diseño de TR por carga axial, pozo prueba 3

TuberíasTuberías
9
nación en el momento del vaciado al distribuidor. El
distribuidor ha sido diseñado con deflectores espe-
ciales para evitar turbulencias y la mezcla de la es-
coria con el acero.
El laminador continuo a mandril retenido permite
obtener una precisión dimensional en la tubería que
cumple con tolerancias extremadamente estrictas.
En laminación y en la línea de tratamiento térmico
los hornos han sido equipados con computadoras
que con los modelos de cálculo, controlan la
rastreabilidad y el calentamiento. Para protección
durante el embarque, manejo y transporte, los tu-
bos se barnizan y se les instalan sus protectores en
las roscas.
Durante el laminado a mandril retenido, se produ-
cen espesores de pared extremadamente uniformes,
ésta es una variable ideal para tuberías resistentes
al alto colapso, que es verificado a través de un equi-
po de rayos láser que proporciona mediciones rápi-
das y precisas. Así se obtiene un producto con tole-
rancias estrictas en el diámetro exterior y baja
ovalidad.
Durante el tratamiento térmico de temple y revenido
se obtienen propiedades mecánicas óptimas en las
tuberías resistentes al alto colapso. El temple por
inmersión se realiza tanto de modo interno como
externo. Esto produce una completa transformación
martensítica a través de todo el espesor del cuerpo
del tubo. Durante el revenido se consiguen propie-
dades mecánicas homogéneas y en el enderezado
en caliente, se obtienen productos con bajos esfuer-
zos residuales. Pruebas de laboratorio han demos-
trado que en tuberías con espesores delgados, su
resistencia al colapso excede los requerimientos del
API de aceros equivalentes, en aproximadamente
un 30 por ciento.
Después del tratamiento térmico, se prueba en lí-
nea la dureza de la tubería. El equipo de inspección
electromagnético verifica cada tubo a través de cua-
tro funciones, buscando posibles defectos longitu-
dinales y transversales, así como el espesor y gra-
do de acero.
Todos los productos tubulares se verifican con el paso
del mandril (drift) y se prueban hidráulicamente. Tam-
bién se cuenta con equipo de verificación de ultraso-
nido. Los extremos se inspeccionan por el método de
partículas magnéticas húmedas antes de maquinarse
las roscas, de acuerdo con las normas API. En el cuar-
to de patrones y calibres, la calibración se programa
para verificar los instrumentos y calibradores de tra-
bajo contra los patrones, así como todo el equipo de
inspección, medición y prueba.
Para la certificación de cada tubo fabricado dentro
de las normas API se realiza un monitoreo de todas
las etapas del proceso de fabricación, con la ayuda
de los laboratorios, que son: químico (acería), físi-
co (tensión), metalográfico (estructura del acero) y
prueba de colapso (valor real de colapso). También
TAMSA cuenta con la Norma Internacional ISO 9000.
En la figura 2 se muestra el proceso de fabricación.
A continuación se detallan los pasos del proceso de
la fabricación de tubería sin costura.
Materia prima: La materia prima usada en la fabri-
cación de tubería es, básicamente, un 30% de fie-
rro esponja (fierro natural) y un 70% chatarra.
Acería: Es un proceso que consta de 3 etapas: fu-
sión, afinación y vaciado. En la figura 3 se muestra
el flujo de proceso de la acería.
Fusión: La materia y ferroaleaciones se calientan
hasta alcanzar una temperatura cercana a los 1620°C.
En ese punto, el acero se encuentra en estado líqui-
do, la inyección de argón se realiza por la parte in-
ferior de la olla de fusión, con la finalidad de homo-
geneizar la composición química del acero.
Afinación: Después de realizar el vaciado de la olla de
fusión a la olla de afinación, con precisión, se realiza
la afinación del acero mediante la adición de aleacio-
nes Así se obtiene el grado de acero requerido.
Vaciado: Posteriormente, el acero de la olla de afi-
nación es llevado y vaciado al distribuidor para ob-
tener la colada continua.
Colada continua: El distribuidor de la colada continua
ha sido diseñado con deflectores especiales que evi-
tan la turbulencia, con el propósito de obtener barras
de sección redonda, que finalmente son cortadas en
secciones de longitud conocida, dependiendo del diá-
metro de la tubería que se fabricará. Esta sección de
acero es comúnmente llamada “tocho”. En la figura 4
se muestran las barras redondas.
96
Figura 94 Factores de trabajo para TR en pozo prueba 3
Figura 95 Diseño de TR al colapso, pozo prueba 3

TuberíasTuberías
10
Laminado: El tocho entra al horno giratorio, que con-
tiene nueve zonas de calentamiento, donde se al-
canzan temperaturas de 1200°C en forma gradual.
Al salir del horno, se envía al desescamador para
eliminar la oxidación que sufre al contacto con la
atmósfera y se procede al perforado.
Se obtiene un esbozo cilíndrico. Este
proceso es fundamental en la fabri-
cación de tuberías sin costura y es lla-
mado “Proceso Mannessmann”. Este
esbozo se envía al mandril que con-
tiene un lubricante (bórax), el cual es
introducido al laminador continuo,
que pasa a través de siete jaulas y
calibradores. Ahí es donde se hace
el tubo. Se obtienen longitudes de
hasta 30 metros, con diámetro inte-
rior y exterior precisos, cumplien-
do con las tolerancias permitidas
API. A la salida del calibrador, el diá-
metro y la ovalidad son verificados
por medio de rayo láser y posteriormente el tubo
es enviado a las cortadoras para dar el rango so-
licitado. Por último, se envía al piso de enfriamien-
to. En la figura 5 se muestra el proceso de lamina-
do continuo a mandril retenido.
Figura 3 Flujo del proceso de acería
Figura 2 Proceso de fabricación de una tubería
Horno eléctrico de fusión Horno de afinación Vaciado de acero
95
Ejemplo de Diseño de Tubería de Revestimiento.
Datos:
Pozo: Prueba 1
Diámetro de TR: 9 5/8"
Profundidad: 3962.4 m
Costa afuera: 137 m de tirante de agua
Estado mecánico:
18 5/8" Conductor Casing 0-609.6
13 3/8" Superficial Casing 0-1645.9
9 5/8" Producción Casing 0.0-2956.6
7" Producción Liner 2804-3962.4
Factores de diseño:
Axial:1.6
Estallamiento:1.25
Colapso:1.1
Triaxial:1.25Geopresiones
Eventos de carga:
Fuga en el tubing
Pérdida de circulación
Jalón de 10000lbf
Vel. De Introducción: 3 ft/s
Domo salino a 2133-2286, Gs=19.22ppg
Desviación el pozo:
H Inc Azim
0.0 0.00 0.00
762.0 0.00 0.00
1447.8 45.00 0.00
3962.4 45.00 0.00
Diseño:
Cima base Diám Peso Grado
(m) (m) (pg) (lb/p)
0.0 944.9 9 5/8" 47.00 N-80
944.9 2468.9 9 5/8" 53.50 N-80
2468.9 2956.6 9 5/8" 58.40 P-110
Soporte:
Figura 92 Geopresiones del pozo prueba 3 Figura 93 Trayectoria del pozo prueba 3

TuberíasTuberías
11
Tratamiento térmico: Existen tres tipos de tratamien-
tos térmicos: temple, revenido y normalizado. El tra-
tamiento térmico de temple y revenido es utilizado
para tuberías de acero C75, L80, N80, TRC95, P110,
TAC 110, Q125 y TAC140.
Temple: El tubo es llevado a un horno. Ahí se au-
menta gradualmente la temperatura hasta 860°C,
esto modifica la estructura molecular del acero a
una austenita. Posteriormente, el tubo se sumerge
súbitamente en agua a temperatura de 40°C, alte-
rando la estructura molecular a una martensita, la
cual es dura y poco dúctil. En la figura 6 se muestra
el tratamiento térmico de temple.
Revenido: La tubería es introducida a un horno que
aumenta gradualmente su temperatura hasta 550°C.
El calor convierte la estructura molecular en una
martensita revenida, que es dura y dúctil. Posterior-
mente es recalibrado y enderezado en caliente. Se
obtiene un producto con bajos esfuerzos residuales.
En la figura 7 se muestra el horno de revenido.
Normalizado: Es usado para los otros grados de tu-
bería como: H40, J55, K55, etc. En este tratamiento
el tubo es calentado sin llegar a la austenización de
la estructura molecular del acero.
Acabado del tubo: Se realiza bajo la siguiente se-
cuencia:
Prueba de Inspección electromagnética. Se hace con
el equipo AMALOG IV, donde se detectan defectos
longitudinales y transversales, internos y externos.
Asimismo, se mide el espesor de la pared del cuerpo
del tubo y se compara el grado de acero.
Posteriormente se cortan los extremos del tubo y
se les maquinan los biseles. Para eliminar la rebaba
se sopletea el interior del tubo y se introduce el
calibrador (mandril o drift) a todo lo largo del tubo.
Inspección electromagnética método de vía húme-
da: Debido a que en los extremos la tubería llevará
la mayor carga, ambos extremos del tubo son ins-
peccionados por el método de partículas magnéti-
cas para determinar posibles defectos longitudinales
y transversales.
Roscado: Se realiza de acuerdo con las normas
del API, las cuales son verificadas con calibres es-
trictos.
Prueba hidrostática: El tubo se sumerge en una
tina que contiene fluido y se colocan elastómeros
en ambos extremos del tubo, donde se aplica una
Figura 4 Máquina de colada continua de barras redondas
Figura 5 Laminado continuo a mandril retenido. Tipo
M.P.M. (Multitand Pipe Mill)
94
4. Aplicar el concepto de carga máxima.
· Determinar los diferenciales de presión en cada
caso de carga
· Definir los puntos máximos de carga
· Presión de estallamiento
· Presión de colapso
· Carga axial
· Triaxial
· Afectar las cargas máximas por los factores de
diseño
5. Selección de tuberías.
· Delimitar materiales por efectos ambien-
tales(H2
S,CO2
), aplicando NACE.
· Determinar grado y peso de tuberías para cum-
plir las cargas máximas
· Optimizar longitud y costo de las secciones
6. Evaluar las tuberías seleccionadas.
· Determinar factores de trabajos normalizados
· Verificar : factores normalizados > 1
7. Selección de juntas
· Aplicar guía rápida de selección de juntas para de-
limitar el número de juntas
· Determinar la capacidad de resistencia triaxial de
cada tipo de junta
· Determinar factores de trabajo normalizados
· Verificar: Factor normalizado > 1
· Seleccionar la junta considerando su costo
8. Revisión final del diseño
· Determinar condiciones de carga dinámicas
· Determinar el efecto de cambios axiales en las
tuberías(pandeo, térmico)
· Verificar: factores de trabajo normalizados > 1
9. Preparación del reporte final
· Diseño de centradores
· Revisión de la corrida
· Diseño del anclaje de TR
· Llenar formato preestablecido
· Anexar soportes del diseño
Figura 90Factores de trabajo en sarta del pozo prueba 2
Figura 91 Esquema de sarta del pozo prueba 2
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 2 4 6 8 10
Factor de Trabajo Normalizado
Profundidad(m)
Fd=1.6
Vaciado con boquilla refractaria
Control automático de velocidad
y nivel en distribuidor y molde
Control computarizado en
enfriamiento
Laboratorio Baumann
Barras redondas 215, 270, 310 y
371 mm
7 pases, 15100Kw, 11 motores de C.D.
Laminador extractor de 4 pases.
Controlado por MPR, conectados al sistema computarizado de regulación.
2 desescamadores en línea.
Desoxidación interior del perforado.
Uniformidad del espesor.
Baja excentricidad.
TP 3 ½”
HW 3 ½”
DC 4 ¾”
1
2
3
agc
agc
Barrena 6 “
Dob.C Est 4 ¾” x 6”

TuberíasTuberías
12
presión interna del 80% de su capacidad durante
cinco segundos, de acuerdo con la norma del
API 5CT.
Control final y embarque: Finalmente, el tubo se
pesa y se mide. Así se tiene toda la información com-
pleta de rastreabilidad del tubo, para ser estarcido,
estampado, barnizado y embarcado.
En el estarcido se indican los datos del tubo como:
el diámetro exterior, peso unitario, mandril, lon-
gitud, pruebas de inspección, manufacturado, nú-
mero de colada, orden de producción y número
de tubo.
En la figura 8 se muestra el flujo del proceso de aca-
bado del tubo (proceso de pesado, medición,
estarcido y estampado).
El control final es la última inspección detallada del
tubo, este control puede ser:
× Inspección electromagnética (EMI); consiste en
medición longitudinal, rayos gama, inspección
transversal y comparador de grado de acero.
× Prueba ultrasónica (UT); consiste en espesor de
pared y detección de posibles defectos longitu-
dinales, transversales y oblicuos.
Figura 6 Tratamiento de temple
Figura 7 Horno de revenido
93
Diseño de Sarta de Perforación
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
-50000 0 50000 100000 150000 200000
Carga axial ( kg )
Profundidad(m)
Flotada
Aire
S-135
G-105
X-95
CUARTA ETAPA
TRAM. SECC DIAM LONG GRADO P.AJUST P.AIRE P.FLOT P.ACUM APRIETE RESIST.TENS.
pg m kg/m kg kg kg pie/lbs ton
3 1 4 3/4 35 D C 73,8 2584 1844 1844 54000
3 2 4 3/4 5,0 ESTAB 73,8 369 263 2107 54000
27 3 3.5 243 H W 40,0 9720 6934 9041 21800
238 4 3 1/2 922 T P S135 21,9 20154 14377 23418 12600 161
18 4 4 1/2 162 T P G105 28,1 4551 3247 26665 16546 149
102 4 5 2138 T P X95 31,9 68208 48658 75323 19919 156
TOTAL 3505 105586 75323 75323
PESO SARTA EN EL AIRE = 105586 Kg
PESO SARTA EN EL LODO = 75323 Kg
MARGEN PARA JALAR = 81 ton
INTERVALO DE 2800 a 3500 m.
DENSIDAD DE LODO = 2.15 gr/cc.
Figura 89 Comportamiento axial, pozo prueba 2
Horno de Austenización
62 toneladas por hora
9 zonas de calentamiento
3 zonas de homogeneización
vigas móviles de 45 espacios
60 quemadores a gas natural
sistema de computación y regulación computarizados
Horno de Revenido
62 toneladas por hora
22 zonas de calentamiento
3 zonas de homogeneización
vigas móviles de 55 espacios
pirometros ircon con registro
precisión de temperatura horno +/- 5°C
microestructura uniforme de martensita revenida
Tina de temple por Inmersión
Templado externo e interno
Máxima longitud del tubo 14.5m
99% de transformación martensítica
Dureza homogénea a través del espesor
Control de presión y temperatura de agua

TuberíasTuberías
13
Figura 8 Flujo del proceso de acabado del tubo
a) Prueba de inspección
Rango: 2 3/8’’ a 18 5/8’’
e) Pesado, medición, estarcido y
estampado
Rango: 4 1/2’’ a 13 3/8’’
Longitud máxima: 14.5 m.
Registro de peso y longitud
Identificación de norma
Funciones:
Protección de defecto longitudinales
Detección de defectos transversales
Comprobación del grado de acero
Medición de espesor (ultrasonido)
b) Corte de extremos y biselado
Rango: 4 1/2’’ a 13 3/8’’
Taylor Wilson de cabezal
giratorio
Herramienta de carburo de
tugsteno
c) Prueba hidrostática
Máxima presión de prueba
15,000 psi
Rango: 4 1/2’’ a 13 3/8’’
Registro de presión y tiempo
d) Inspección de extremos por
partículas magnéticas vía
húmeda
92
ción o desviación. Tampoco se pandea en pozos
donde existen pequeños claros entre la tubería y
las paredes del pozo.
La base de este análisis parte del hecho de que la
fuerza de gravedad atrae a la sarta de perforación
hacia el lado inferior del pozo estabilizándola. Esto
permite que la tubería de perforación sea usada
como peso sobre la barrena, sin que llegue a
pandearse. Además, cuando existen claros peque-
ños entre la tubería y las paredes del pozo, se pue-
den aplicar cargas de compresión a ésta, sin lle-
gar a crear esfuerzos de flexión que causen fallas
por fatiga.
Este método combina los dos análisis para predecir
la estabilidad de la sarta de perforación. Se ha de-
sarrollado tomando como variables las cargas críti-
cas de compresión contra diámetro del pozo y án-
gulos, para varios tamaños de tuberías de perfora-
ción. El método permite que la tubería de perfora-
ción se usa como peso sobre la barrena en pozos
fuertemente desviados.
Para el diseño de la TP, se realiza un análisis de la
carga axial vs profundidad. Se establece que la re-
sistencia a la tensión del cuerpo del tubo sea supe-
rior a la carga axial. Esto proporciona la magnitud
del margen de trabajo para jalar la tubería en caso
necesario.
Ejemplo de Diseño de una sarta de perforación
(ver figuras 89 a 91)
DATOS:
Pozo: Prueba 3
Etapa No. 4
Agujero: 6"
Profundidad: 3500m
Diámetro de TP: 5" x 4 ½" x 3 ½"
Densidad lodo: 2.15 gr/cc
PSB: 4 ton.
Perforar vertical.
DISEÑO:
Aparejo de fondo: 283 m Pendular
TP: 3222m
Grados de Tubería: S-135,G-105,X-95
Punto neutro: 2200m
Margen para jalar la tubería: 81 ton.
Tuberías de revestimiento:
Información Requerida
· Trayectoria del pozo.
· Perfiles de geopresiones
· Geometría del agujero y diámetros de TR.
· Programa de lodos
· Especificaciones tubulares
· Pozos correlación.
Procedimiento de diseño
1. Definir los eventos a los que se someterá la tube-
ría.
· Perforación
Pérdida de circulación
Brote
Desplazamiento con gas
Migración de gas
Pruebas
Cementación
Corrida de Tubería
· Producción
Inducción
Cambio de fluidos
Fuga en tubería
Producción
Inyección
Pruebas
Estimulaciones
2. Definir condiciones de diseño.
· Factores de diseño
· Criterio de falla
3. Determinar las condiciones de carga para cada
evento establecido.
· Presión interna
· Presión externa
· Carga axial
· Flotación
· Fricción
· Flexión
· Fuerzas de choque
· Térmicas
· Peso al aire

TuberíasTuberías
14
Propiedades del acero
Metalurgia
El acero puede tratarse térmicamente para produ-
cir una gran variedad de microestructuras y propie-
dades. Existen dos diagramas de equilibrio que le
dan forma y naturaleza al acero.
Las aleaciones fierro-carbono, que contienen car-
bono libre (grafito) correspon-
den a un estado estable. El otro
tipo de aleación contiene el car-
bono bajo una combinación de
Fe3
C o cementita y que corres-
ponde a un estado metaestable.
× Diagrama Fe-Fe3
C
× Diagrama Fe-C
En el diagrama de equilibrio se
definen las regiones de compo-
sición-temperatura, donde las
distintas fases de acero son es-
tables, así como, los límites de
equilibrio entre las regiones de
las fases.
Para las aleaciones formadas ex-
clusivamente de Fe-C, el diagra-
ma de equilibrio debe conside-
rarse como una guía. Cualquier
proporción de algún otro ele-
mento en el acero, modifica los
límites de las fases.
Para que el diagrama de equili-
brio sea valido, las aleaciones
deben estar en estado de equi-
librio. Es decir, la velocidad de
calentamiento y de enfriamien-
to debe ser lo suficientemente
lenta para permitir que el fenó-
meno de difusión (carbono) se
efectúe.
La figura 9 muestra el diagrama
de equilibrio Fe-C (para aleacio-
nes con un contenido de carbo-
no de hasta 7%) y el diagrama de equilibrio Fe3
C.
Los aceros son aleaciones de hierro, carbono y otros
elementos. El acero con un porcentaje menor al 2%
es de interés primario para el análisis de tratamientos
térmicos. Las aleaciones con más del 2% de carbono
se clasifican como fundiciones.
Las líneas continuas muestran el equilibrio entre
Fe3
C y varias fases del hierro, mientras las líneas
discontinuas muestran el equilibrio entre el grafito
y otras fases. El diagrama se emplea solo a presio-
nes de una atmósfera.
El tratamiento térmico del acero se basa en la exis-
tencia de la región de la fase austenita en el sistema
Fe-C. El control de la austenita a otra fase permite
Figura 9 Diagrama de equilibrio Fe-C hasta 7% de Carbono:
Fe-Fe3
C (Líneas continuas)
Fe-Grafito (líneas discontinuas)
Temperatura°C
Porciento peso del carbono
91
es igual al peso sobre la barrena". Este punto neu-
tro, no es el mismo que el punto en el cual no exis-
ten ni tensión ni compresión. Este punto no es afec-
tado por la presión hidrostática.
En el estudio de pandeo de sartas de perforación,
se derivan niveles críticos de pandeo para varios
diámetros de lastrabarrenas y tuberías de perfo-
ración. El análisis de Lubinski demuestra que los
lastrabarrenas se pandean y que bajo condicio-
nes normales de perforación se pandean cuando
menos una vez y en algunas ocasiones hasta dos
y tres veces.
Se asume que para altos niveles de pandeo, el punto
tangencial ocurre en el punto neutro y que el punto
inicial de pandeo no se altera significativamente. Esta
característica de niveles altos de pandeo, igualando el
punto neutro es la base del diseño de aparejos de fon-
do de este método.
Método de Paslay y Dawson
Este análisis demuestra que la tubería de perfora-
ción pandeable bajo las condiciones establecidas
por Lubinski, de hecho no se pandea cuando se
opera en agujeros con grandes ángulos de inclina-Figura 87 Componentes básicos de una sarta
Figura 88 Punto neutro en una sarta
´

TuberíasTuberías
15
obtener la gran variedad de microestructuras y pro-
piedades del acero.
El hierro es un elemento alotrópico. A presión at-
mosférica puede existir en mas de una forma de
cristal, dependiendo de la temperatura:
× Hierro alfa (a ferrita) existe hasta 912°C
× Hierro gama (g austenita) entre 912 y 1394°C y
× Hierro delta (d ferrita) de 1394°C al punto de
fusión de hierro puro 1538°C
Constituyentes del acero
Austenita. Es una solución sólida de carbono en
el hierro gama. La austenita tiene la facilidad de
disolver mucho carbono (la cantidad de carbono
disuelta es del 1.7% al 2.11% a una temperatura
de 1145°C). El carbono es un elemento que
estabiliza la austenita e incrementa el rango de su
formación en el acero. La austenita es muy dúctil
(dureza 250-300 HB).
Ferrita. Es una solución sólida de carbono en el
hierro.Tiene una capacidad muy baja para disolver
carbono. La solubilidad disminuye continuamente
desde un máximo de sólo 0.02% a una temperatura
de 727°C. La solubilidad a temperatura ambiente es
despreciable (0.005%). La ferrita es un constituyen-
te dúctil y maleable(dureza 80-100 HB).
Cementita o carbono de hierro. Está compuesta de
fierro y carbono Fe3
C. Es un constituyente muy duro
y frágil. La cementita contiene 6.67% de carbono y
es magnética hasta 210°C en promedio (dureza
~700HB).
Perlita. Es un constituyente que se origina de la
austenita y del rearreglo y redistribución del car-
bono en la cementita en hojuelas de ferrita. Se da
en un proceso de difusión debido a la actividad
térmica. Contiene 0.85% de carbono y no disuel-
ve el carbono. Es magnética y dúctil (dureza 200-
250 HB).
Troostita. Es similar a la perlita pero de dimensio-
nes ultra-microscópicas y de dureza más eleva-
da. Es un constituyente fuera de equilibrio de
suave temple, se encuentra normalmente con la
martensita (dureza 250-350 HB).
Bainita. Es un constituyente de temple intermedio en-
tre la troostita y martensita. El ritmo de difusión es
muy lento para permitir el movimiento del carbono en
distancias largas. La bainita tiene diferentes formas
microestructurales que dependen de la temperatura
de formación. La bainita inferior tiene forma lenticular
y está compuesta de ferrita y cementita. La bainita su-
perior esta compuesta de gruesas laminas de ferrita y
una fina capa de cementita (dureza 350-450 HB).
Martensita. La martensita es una ferrita sobresaturada
en carbono. Son placas con forma de lentes, origina-
da por un cambio brusco en la masa sin posibilidad
de desarrollarse interiormente. La transformación
martensítica se caracteriza por que la relación es no
isotérmica, desplazante, sin difusión, exhibe histéresis,
es isotérmica en algún grado y es autocatalítica. La
martensita es un constituyente muy duro y frágil (du-
reza 450-650 HB).
Sorbita. Es un constituyente extremadamente fino
se forma después de recalentar una estructura tem-
plada martensítica. Está constituido de Fe3
C en una
matriz ferrítica. La martensita revenida, presenta una
buena resistencia (dureza 250- 400 HB).
Composición del acero
Los aceros contienen elementos aleantes e impu-
rezas que deberán ser incorporadas a las estruc-
turas austenítica, ferrita y cementita. Algunos ele-
mentos actúan como estabilizadores (mangane-
so, níquel, silicio, cromo y niobio) y algunos son
fuertes formadores de carburo (titanio, niobio,
molibdeno y cromo si se encuentran en grandes
cantidades).
Factores que rigen las características mecánicas del
acero:
× Composición química elemental. Es el resul-
tado del análisis químico. La composición quí-
mica condiciona la constitución fisico-quími-
ca y propiedades de los mismos constituyen-
tes. No es modificable por tratamientos me-
cánicos o térmicos.
× Constitución fisico-química. Caracteriza la na-
turaleza y la proporción de diversas fases, don-
de la aleación fue formada. Es modificable por
tratamientos térmicos reversibles en condicio-
nes del diagrama de equilibrio Fe-C, pero no es
modificable por tratamientos mecánicos.
90
Figura 86 Comportamiento de la carga de presión en la TP en pozo prueba 1
peso del aparejo de fondo flotando en lodo, debe
ser cuando, menos igual al máximo peso sobre la
barrena. El método de Paslay y Dawson, permite que
parte de la tubería de perforación se usa como peso
sobre la barrena en pozos con altos ángulos, sin
pandearse la tubería de perforación.
La selección del aparejo de fondo se realiza con
la premisa de obtener la mejor conjunción de ele-
mentos para lograr la tendencia a la desviación
en las formaciones que van a ser perforadas, con-
siderando los datos de echados, fallas, fracturas
y grado de compacidad de las formaciones (du-
ras, semiduras y suaves; así como abrasivas o no
abrasivas).
Los aparejos de fondo convencionales
Aparejo de péndulo: esta técnica aplica el efecto
gravitacional para ayudar a controlar la desviación
del pozo. Está compuesto de la barrena y varios
lastrabarrenas de diámetro grande, un conjunto liso.
Puede tener estabilizadores en la sarta de lastra-
barrena en una posición predeterminada arriba de
la barrena, con el objetivo de colocar el punto de
apoyo tan alto como sea posible, así se evita que
los lastrabarrena tengan contacto con la pared del
pozo, entre el estabilizador y la barrena.
Aparejo empacado: está constituido de tres o más
estabilizadores, con un lastrabarrena corto de diá-
metro grande.
Antes de describir la metodología de diseño, defini-
remos algunos conceptos aplicables en el diseño
de sartas de perforación:
Punto neutro: Para definir este concepto, iniciaremos
por establecer que existen dos formas de considerar
el punto neutro: el de pandeo y el punto neutro de
tensión-compresión. El punto neutro de pandeo es el
punto en la sarta de perforación, donde los esfuerzos
axiales, tangenciales y radiales son iguales. El punto
neutro de tensión-compresión es el punto de la sarta
de perforación donde los esfuerzos axiales de tensión
y compresión son iguales a cero. La figura 88 muestra
esquematicamente estos conceptos.
Método de flotación de Lubinski
Establece que el peso mínimo de lastrabarrenas en
el lodo, debe ser mayor que el peso aplicado sobre
la barrena. De ésta manera se asegura que la ten-
dencia al pandeo permanezca en los lastrabarrenas.
Lubinski define al punto neutro en una sarta de per-
foración cuando "el peso flotado de la porción de
una sarta de perforación debajo del punto neutro,

TuberíasTuberías
16
× Estructura metalográfica. Se refiere a la morfo-
logía y la repartición de constituyentes de alea-
ciones. Es modificable por tratamientos mecá-
nicos irreversibles y modificable por tratamien-
tos térmicos de modo reversible o irreversible.
Tamaño de grano
Para que pueda producirse una cristalización, ade-
más de las condiciones de presión y temperatura,
se consideran los núcleos y el efecto que tiene so-
bre la formación de cristales (nucleación).
El tamaño de los cristales de un material cristalino
completamente solidificado, depende del número
de núcleos activos y de la velocidad de crecimiento
en la cristalización. Se llaman granos cristalinos a
los cristales que no pueden crecer libremente hasta
la cristalización total del líquido por interferir con
cristales vecinos. El tamaño de la cristalización, es
decir el tamaño del grano, tiene gran influencia so-
bre las características mecánicas de los metales.
La generalización es que una parte superficialmen-
te endurecida debe tener una superficie dura so-
portada por una blanda, debido a que un núcleo duro
es amenazado cuando el tamaño del grano del ma-
terial es grande. Conforme el tamaño del material
se vuelve grueso, decrecen las propiedades tales
como la elongación, reducción del área, resistencia
a la fatiga y la temperatura de transición de impac-
to. Se cree que es debido en parte a fracturas de
dislocación, resultantes de la unión de las
dislocaciones. éstas crecen en tamaño conforme el
tamaño del grano se incrementa. Así que la prolon-
gación de las fracturas, al menos, es favorecida por
el incremento del tamaño de grano.
Se dice que los componentes de grano grueso son
más propensos a la dislocación que los de grano
fino. También son más aptos para fracturarse o
microfracturarse durante el templado. Los aceros
de grano grueso endurecidos superficialmente tien-
den a la oxidación interna a lo largo de los límites
de grano, mientras que los aceros de grano fino pa-
recen favorecer la precipitación de partículas de
óxido dentro de los granos.
Propiedades mecánicas del acero
Las propiedades mecánicas tales como rigidez, duc-
tilidad, fragilidad y maquinabilidad, por nombrar al-
gunas, describen el comportamiento del material
cuando se somete a cargas. Estas propiedades afec-
tan las características de funcionamiento de los
miembros de los sistemas estructurales. A continua-
ción, se mencionan algunas de las propiedades me-
cánicas más importantes:
Resistencia: Es el esfuerzo máximo que un material
puede soportar antes de que ocurra la falla.
Rigidez: Se dice que una parte estructural es rígida
si soporta un gran esfuerzo con una deformación
relativamente pequeña. El módulo de elasticidad de
un material es una medida de su rigidez.
Ductilidad: Es la capacidad de un material para so-
portar grandes deformaciones inelásticas (plásticas)
antes de la fractura. Está asociada con los esfuerzos
de tensión y además, redistribuye los esfuerzos en
lugares de concentraciones altas de esfuerzos.
Maleabilidad: Es la capacidad de soportar gran-
des deformaciones inelásticas (plásticas) antes de
la fractura. Se asocia con los esfuerzos de com-
presión.
Fragilidad: Es la propiedad opuesta a la ductilidad.
Un material frágil se fracturará a deformaciones uni-
tarias relativamente bajas (5%).
Resiliencia: Es la capacidad de absorber energía en
el intervalo elástico de esfuerzos.
Tenacidad: Es la capacidad de absorber energía en
el intervalo inelástico de esfuerzos.
Dureza: Es una medida de la capacidad del mate-
rial para resistir rayaduras. Puede modificarse
mediante procesos de manufactura tales como tra-
tamientos térmicos, trabajo en frío, templado y
revenido.
Maquinabilidad: Es la facilidad con la que un ma-
terial puede maquinarse mediante operaciones ta-
les como el barrenado,fresado, roscado, etc. Pue-
de modificarse con las aleaciones del material con
otros elementos, tratamientos térmicos y el esti-
rado en frío.
Dureza y endurecimiento del acero
Una microestructura martensítica es la microestructura
más dura que puede producirse en cualquier acero al
89
Figura 84 Comportamiento axial del pozo prueba 1
Figura 85 Comportamiento de la temperatura en pozo prueba 1

TuberíasTuberías
17
carbono. Pero sólo se puede lograr si se evita la trans-
formación de la austenita en mezclas de ferrita y
cementita. La dureza es la resistencia a la deforma-
ción permanente por un penetrador de tamaño y for-
ma específicos, bajo una carga estática.
Para determinar si una pieza de acero ha sido o no
endurecida, depende del contenido de martensita
en la microestructura. Si existe menos del 50% de
martensita, se dice que el material no tiene condi-
ciones de endurecimiento. La máxima dureza de
cualquier acero está asociada con la estructura com-
pletamente martensítica.
Esta estructura se puede lograr si las difusiones y
transformaciones dependientes de la austenita son
anuladas debido a un enfriamiento rápido.
Cuando es enfriado bajo ciertas condiciones, la capa-
cidad de un acero para transformarse parcial o total-
mente de austenita a martensita en una profundidad
dada, eselprocesofísicoparadefinirelendurecimiento.
Efecto del carbono
La capacidad de temple del acero aumenta con el
contenido de carbono, desempeñando dos papeles
en el templado del acero:
1. 0.6% de Carbono, facilita el sobreenfriamiento
de la austenita a 93.3°C, facilitando el templado
del acero. El carbono actúa como retardador,
disminuyendo la velocidad de transformación.
2. El carbono presente en la martensita recien for-
mada aumenta la dureza, el carbono disuelto o
parcialmente precipitado en forma de cementita,
es probablemente el factor más importante que
hace a la martensita dura.
Ensayo de dureza
Los ensayos de dureza Brinell y Rockwell se basan
en la resistencia a la penetración que opone la su-
perficie del cuerpo en exámen a una esfera durísi-
ma o a una punta de diamante que trata de penetrar
bajo una carga preestablecida. La dureza máxima
obtenida en el acero martensítico nunca excede una
dureza Rockwell C68 y una Brinell de 745.
Tratamientos térmicos de los aceros
Los tratamientos térmicos de los aceros tienen por
objetivo mejorar las propiedades y características
de los aceros, para obtener propiedades deseadas
de éstos. Consiste en calentar y mantener al acero a
temperaturas adecuadas durante un cierto tiempo
y enfriarlo en condiciones convenientes. De esta for-
ma, se modifica la estructura microscópica de los
aceros, se verifican transformaciones físicas y a ve-
ces también hay cambios en la composición.
Todos los tratamientos térmicos consisten en so-
meter un metal a un ciclo definido de tiempo-tem-
peratura. Se divide en tres etapas:
1. Calentamiento
2. Mantenimiento de la temperatura
3. Enfriamiento
El ritmo de calentamiento es importante cuando el
acero se encuentra en condiciones de grandes esfuer-
zos, tales como los producidos por un severo trabajo
en frío o por un endurecimiento previo. En tales con-
diciones el ritmo de calentamiento debe ser lento.
El objetivo de mantener la temperatura de tratamien-
to es para asegurar la uniformidad de la temperatu-
ra a través de todo su volumen.
La estructura y las propiedades del acero dependen
de su ritmo de enfriamiento y éste a su vez, es con-
trolado por factores tales como la masa, el medio
para templar, etcétera.
Los tratamientos térmicos más importantes son:
Templado: Tiene por objetivo endurecer y aumen-
tar la resistencia de los aceros.
Revenido: Es un tratamiento que se aplica después
de que una pieza de acero ha sido previamente tem-
plada. El objetivo de hacerlo es disminuir la dureza y
resistencia de los aceros templados. Así se eliminan
las tensiones internas creadas en el templado y se
mejora la tenacidad, se estabiliza la estructura, se
cambia el volumen. Al final, el acero queda con la
dureza deseada.
Recocido: El objetivo principal es ablandar al acero,
regenerar su estructura o eliminar tensiones inter-
nas. Es decir, desarrolla una estructura no marten-
sítica de baja dureza y alta ductilidad.
Normalizado: Consiste en un calentamiento a una
temperatura ligeramente más elevada que la crítica
superior, seguido de un enfriamiento en aire. De esta
forma el acero obtiene una estructura y propieda-
des que arbitrariamente se consideran como nor-
males y características de su composición.
Se utiliza para piezas irregulares y también sirve para
destruir los efectos de un tratamiento anterior de-
88
Diseño:
Cima-base Diam. Grado Peso
0.0-5182 3 ½ C-75 12.70
Soporte:
Diseño de sartas de perforación
El diseño de sartas de perforación se dividirá en dos
partes principales:
1. El diseño de aparejos de fondo y
2. El diseño de la tubería de perforación y conexio-
nes
El diseño de aparejos de fondo de una sarta de per-
foración en un pozo debe asegurar suficiente peso
así se previene la tendencia al pandeo en la tubería
de perforación y se reducen las posibilidades de
pegaduras por presión diferencial.
Un aparejo de fondo típico se compone de las si-
guientes herramientas mostradas en la figura 73:
Existen varios métodos para realizar el diseño de
aparejos de fondo para sartas de perforación. El
método de flotación de Lubinski permite calcular la
longitud mínima de lastrabarrenas que pueden usar-
se para prevenir la tendencia al pandeo de la tube-
ría de perforación. Este método establece que el
Figura 82 Factores de trabajo, pozo prueba 1
-300000 -225000 -150000 -75000 0 75000 150000 225000 300000 375000
25000
20000
15000
10000
5000
0
-5000
-10000
-15000
-20000
Tension (lbf)
Presión(psig)
Burst 1.100
Collapse 1.000
Tension 1.300Tri-axial 1.250
Note: Limits are approximate
Condiciones iniciales
Producción estabilizada
Cierre
Prueba de presión
Evacuación total
Jalón mientras se corre
Fuga en TP
Producción por 1 año
Tratamiento con ácido
Después del tratamiento
Figura 83 Envolvente triaxial o criterio de falla para diseño de TP en pozo prueba 1

TuberíasTuberías
18
fectuoso. Elimina tensiones internas y se uniforma
el tamaño del grano del acero. Se emplea para ace-
ros al carbono o de baja aleación.
Esferoidización
Las microestructuras esferoidizadas son las
microestructuras más estables encontradas en ace-
ros. Se forman en cualquier estructura previamente
calentada a altas temperaturas y tiempos suficien-
temente largos para permitir el desarrollo y difusión
de las partículas de carburo esféricas.
Conexiones o juntas
Debido a que las tuberías que se utilizan en los po-
zos tienen un límite en longitud (básicamente entre
9 y 13 metros) es necesario que estas tuberías que-
den unidas al introducirse en el pozo, con la premi-
sa de que la unión entre ellas sea hermética y capaz
de soportar cualquier esfuerzo al que se someterá
la tubería. A esta unión o conexión efectuada entre
dos tuberías se le conoce como JUNTA o CONEXION
de tuberías. Actualmente, en la industria petrolera,
y en especial en el ámbito de perforación, se utili-
zan diferentes tipos de conexiones, por lo que hay
que estudiar y comprender los conceptos básicos
sobre estos dispositivos mecánicos, y seleccionar
de acuerdo a su uso, la conexión más apropiada. La
conexión ideal es aquella que es idéntica al cuerpo
del tubo. Es decir, que geométricamente y en térmi-
nos de su desempeño mecánico sea igual al cuerpo
del tubo. Esto significa que la junta ideal debería
tener tanto sus diámetros exterior e interior exacta-
mente iguales al de la tubería, y su capacidad de
resistencia (mecánicamente) igual o superior a la re-
sistencia de la tubería. Para lograr lo anterior, se han
realizado y diversificado los esfuerzos por parte de
las compañías fabricantes de juntas, pero con la par-
ticularidad de no lograr el diseño ideal de junta. Por
un lado se han diseñado juntas que cumplen
geométricamente, pero a expensas de sacrificar la
capacidad de resistencia a valores incluso del or-
den del 55% de la resistencia (en tensión) del cuer-
po del tubo. En otros casos, se logra diseñar juntas
con un desempeño mecánico igual o superior al
cuerpo del tubo, pero a expensas de sacrificar su
aspecto geométrico, con dimensiones superiores a
las del tubo.
Básicamente una junta o conexión está constituida
por dos o tres elementos principales. Estos son: un
piñón, una caja y la rosca. Se dice que una junta
también cuenta con un elemento de sello y un ele-
mento hombro de paro, elementos que represen-
tan o simbolizan parte de los esfuerzos realizados
por alcanzar lo ideal en una conexión.
El miembro roscado externamente es llamado el
de tubería o piñón. El miembro roscado interna-
mente es llamado caja ( en algunos casos cople ).
Un cople funciona uniendo dos piñones, el cual
es un pequeño tramo de diámetro ligeramente ma-
yor, pero roscado internamente desde cada ex-
tremo. Los piñones pueden ser del mismo espe-
sor del cuerpo del tubo (Non Upset) o de mayor
espesor (Upset).
Clases de juntas
Existen dos clases de juntas, de acuerdo con su
forma de unión con la tubería.
1. Acopladas: Son las que integran un tercer ele-
mento denominado cople, pequeño tramo de
tubería de diámetro ligeramente mayor y
roscado internamente, el cual, une dos tramos
de tubería roscados exteriormente en sus ex-
tremos, como lo muestra la figura 10.
2. Integrales: Son las que unen un extremo de la
tubería roscado exteriormente como piñón y
conectándolo en el otro extremo de la tubería
roscado internamente como caja, ver figura 11.
Clasificacion
Las juntas pueden clasificarse de acuerdo con el tipo
de rosca como: API y Premium.
API
De acuerdo con las especificaciones API de elemen-
tos tubulares, existen únicamente cuatro tipos de
roscas:
× Tubería de líneal
× Redondas
× Butress
× Extreme line
Premium o propietarias
Son juntas mejoradas a las API y maquinadas por
fabricantes que patentan el diseño en cuanto a cam-
87
Figura 81 Estado mecánico, pozo prueba 2
Top of Cement
(cima del cemento)

TuberíasTuberías
19
bios en la rosca y/o a la integración de elementos
adicionales como sellos y hombros que le propor-
cionan a la junta características y dimensiones es-
peciales para cubrir requerimientos específicos para
la actividad petrolera, tales como:
× Evitar el «brinco de roscas» (jump out) en pozos
con alto ángulo de desviación.
× Mejorar la resistencia a presión interna y externa.
× Disminuir esfuerzos tangenciales en coples.
× Facilitar la introducción en agujeros reducidos.
× Evitar la turbulencia del flujo por cambio de diá-
metro interior.
× Múltiples conexiones y desconexiones en po-
zos de prueba.
× Sellos mejorados.
La diferencia más significativa entre las roscas API
y las roscas Premium es el tipo de sello:
En las roscas API el sello puede ser:
Sello Resilente: Mediante un anillo u O Ring de
teflón o materiales similares (utilizadas para pre-
siones excesivamente bajas), a veces sólo fun-
cionan como barreras contra la corrosión.
Sello de interferencia: Es el sello entre roscas
originado por la interferencia entre los hilos de
la rosca al momento de conectarse mediante la
conicidad del cuerpo de la junta y la aplicación
de torsión. El sellado propiamente dicho es cau-
sado por la grasa aplicada, la cual rellena los
microhuecos entre los hilos de la rosca.
En las roscas Premium el sello es:
Metal-Metal: Se origina por la presión de con-
tacto entre planos deslizantes adyacentes. Es
decir, existe un contacto metal metal entre el pi-
ñón y la caja de la junta.
Tipos de juntas
Las conexiones pueden definirse de acuerdo con el
maquilado de los extremos de la tubería como:
Recalcadas
Formadas (Semiflush)
Lisas (Flush)
Acopladas
En una nueva nomenclatura a nivel internacional,
se identifican los anteriores tipos de juntas con las
siguientes siglas :
Figura 10 Junta acoplada
Figura 11 Junta integral
86
6. Evaluar las tuberías seleccionadas.
· Determinar factores de trabajos normalizados
· Verificar : factores normalizados > 1
7.Selección de juntas
· Aplicar guía rápida de selección de juntas para de
limitar el número de juntas
· Determinar la capacidad de resistencia triaxial de
cada tipo de junta
· Determinar factores de trabajo normalizados en
la junta
· Verificar: Factor normalizado > 1
· Seleccionar la junta considerando su costo
8.Revisión final del diseño
· Determinar condiciones de carga dinámica
· Determinar el efecto de cambios axiales en las tu
berías (pandeo, balonamiento, pistoneo, térmico)
· Determinar longitud de sellos (empacador).
· Determinar paso de herramientas.
· Verificar: factores de trabajo normalizados > 1
9.Preparación del reporte final
· Llenar formato pre-establecido
· Anexar soportes del diseño
· Factores normalizados vs profundidad
· Líneas de diseño vs profundidad
· Envolvente triaxial por sección
Ejemplo de Diseño de una Tubería de producción
(ver figuras 80 - 86):
Datos
Pozo: Prueba 2
Diámetro de TP: 3 1/2"
Profundidad: 5334 m
Costa afuera: 91 m de tirante de agua
Estado mecánico:
30" Conductor Casing 0-183
20" Superficial Casing 0-609
13 3/8" Intermedia Casing 0.0-2956.6
9 5/8" Intermedia 0.0-4572
7" Producción 0.0-5334
3 ½ Tubing 0.0-5182
Factores de diseño:
Axial:1.6
Estallamiento:1.25
Colapso:1.1
Triaxial:1.25
Desviación:
H Inc Azim
0.0 0.00 0.00
640.1 0.00 0.00
1021.1 25.00 0.00
4419.6 25.00 0.00
4572.0 15.00 0.00
5334.0 15.00 0.00
Eventos de carga
Producción estabilizada
Prueba de presión
Cierre de pozo
Fuga en el tubing
Evacuación total
Producción por un año
Jalón durante corrida
Tratamiento con ácido
Después del tratamiento
0.0 1000.0 2000.0 3000.0 4000.0
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
Desplazamiento (m)
Prof.Vertical(m)
VSection Ref Plane: through wellhead origin on azimuth 0.0 deg
Figura 80 Trayectoria, pozo prueba 1

TuberíasTuberías
20
MTC: Acopladas
MIJ: Recalcadas
SLH: Semilisas o formadas
IFJ: Integrales lisas
Recalcadas: Se incrementa el espesor y diámetro
exterior de la tubería en uno o en ambos extremos
en un proceso de forja en caliente, a los que poste-
riormente se les aplica un relevado de esfuerzos.
Formadas: El extremo piñón es suajeado (cerrado)
y el extremo caja es expandido en frío sin rebasar el
5% en diámetro y el 2% en espesor, aplicando un
relevado de esfuerzos posterior.
Lisas: Se maquilan las roscas directamente sobre
los extremos del tubo sin aumentar el diámetro ex-
terior del mismo.
Acopladas: Se maquila un piñón en cada extremo
del tubo y se le enrosca un cople o una doble caja,
quedando el tubo con piñón de un extremo y caja el
otro extremo.
Tipos de roscas
A continuación se presentan los diferentes tipos
geométricos de roscas existentes en diseño, tanto
para JUNTAS API como para PREMIUM:
Para seleccionar las juntas propicias a utilizar en
un pozo hay que analizar las ventajas y desventa-
jas de cada tipo de conexión:
API
Ventajas: Económica.
Desventajas: Enrosque complicado, aprie-
te geométrico, sello no hermético, escalo-
nes internos, menor resistencia a los es-
fuerzos triaxiales.
Figura 14 Conexión del tipo lisa
Figura 15 Conexión acoplada
Figura 16 Esquemas de tipos de roscas
Resistencia a la tensión 100%
Resistencia a la tensión 70-85%
Figura 13 Conexión formada (suajeada)
10° 3°
FA FC
10°
3°
FA FC
a) Redonda de hilos
b) Buttres
c) Enganchada
d) Doble enganchada
Figura 12 Conexión del tipo recalcada
85
La evaluación del diseño de centradores para tube-
rías de revestimiento no es recomendable para lle-
varlo a cabo en pozos con problemas de estabi-
lidad por efecto de la acción lodo. Esta formación
propicia un mal manejo operativo de los centra-
dores. Así mismo, no es recomendable en pozos
denominados "slim-hole" o de diámetro reducido,
debido al fuerte incremento de las fuerzas de arras-
tre para introducir las tuberías o por efecto de los
problemas operativos para correr la tubería.
V. METODOLOGIA PARA EL DISEÑO MECANICO
La metodología empleada actualmente para el di-
seño mecánico de las tuberías de revestimiento, tu-
berías de producción y sartas de perforación tiene
sus raíces en el concepto determinístico, cuyas ba-
ses consisten básicamente en la obtención de las
cargas y la valoración de la capacidad de resisten-
cia de la tubería. Este planteamiento quedó expre-
sado en los temas tratados anteriormente. Sin em-
bargo, es necesario recapitular los temas para sin-
tetizar la forma en la que un ingeniero de perfora-
ción debe realizar el trabajo de diseño, que hemos
venido mencionando como proceso de diseño. Des-
de un punto de vista mecánico, las tuberías pueden
diseñarse bajo un mismo esquema de selección. Es
decir, se debe revisar la resistencia ante la imposi-
ción de las cargas. Sin embargo, la aplicabilidad de
cada una de ellas (TR,TP y sarta) ha hecho posible
imaginar una diferencia en el diseño. La única con-
sideración importante en el diseño de sartas es la
estimación de la FATIGA, que no es mas que sinóni-
mo de degradación de la capacidad de resistencia
de la tubería, y que debe ser considerada en el pro-
pósito de revisión. A continuación se presentan los
procedimientos de diseño para las tuberías utiliza-
das en un pozo:
Tubería de producción
Información requerida
· Trayectoria real del pozo.
· Estado mecánico del pozo.
· Fluido empacador.
· Especificaciones tubulares
· Pozos correlación.
· Condiciones ambientales
· Esquemas de producción esperados.
Procedimiento de diseño
1. Definir los eventos de producción a los que se
someterá la tubería.
· Introducción
- Inducción
· Cambio de fluidos
· Jalón a la TP
· Fuga en tubería
· Producción
· Transitorios
· Permanente
· Inyección
· Pruebas
· Estimulaciones
2. Definir condiciones de diseño.
· Factores de diseño
· Criterio de falla
3. Determinar las condiciones de carga para cada
evento establecido.
· Presión Interna
· Presión Externa
· Carga axial
· Flotación
· Fricción
· Flexión
· Fuerzas de choque
· Térmicas
· Peso al aire
4. Aplicar el concepto de carga máxima.
· Determinar los diferenciales de presión en cada
caso de carga
· Definir los puntos máximos de carga
· Presión de Estallamiento
· Presión de Colapso
· Carga axial
· Afectar las cargas máximas por los factores de diseño
5. Selección de tuberías.
· Delimitar materiales por efectos ambientales
· Determinar grado y peso de tuberías para cumplir
las cargas máximas
· Optimizar longitud y costo de las secciones

TuberíasTuberías
21
Premium
Ventaja: Enrosque fácil, sello hermético,
apriete controlado, mayor resistencia a los
esfuerzos triaxiales.
Desventaja: costo elevado.
Eficiencia de juntas
Una forma directa de dimensionar la capacidad
de resistencia de una junta se ha establecido me-
diante el concepto de eficiencia de la junta. Se
define como un número expresado en porcentaje
de resistencia, generalmente a la tensión, respec-
to a la resistencia a la tensión del cuerpo del tubo.
Esto quiere decir que una junta con 100% de efi-
ciencia tiene una resistencia similar o mayor a la
tubería. De otra forma:
Eficiencia =Tensión en Junta / Tensión en Tubo*100
La resistencia a la tensión debe ser expresada a la
mínima cedencia en ambos casos.
Juntas para tubería de perforación.
Las conexiones en tuberías de perforación gene-
ralmente son del tipo recalcado, debido a que son
sometidas como sartas de trabajo, a grandes es-
fuerzos durante las operaciones de perforación.
Por esto deben observar una mayor resistencia
ante las cargas impuestas. A continuación se men-
cionan las juntas para tuberías de perforación más
comunes:
IEU (Internal-Extremal Upset): Este tipo de juntas
tiene un diámetro mayor que el del cuerpo del
tubo y un diámetro interno menor que el cuerpo
del tubo.
IF (Internal Flush): Este tipo de junta tiene un diá-
metro interno aproximadamente igual al del tubo y
el diámetro externo mayor que el tubo, ya que es
en este diámetro donde está el esfuerzo.
IU (Internal Upset): Este tipo de junta tiene un
diámetro interno menor que el del tubo y un diá-
metro externo casi igual al del tubo.
Estas juntas están diseñadas para trabajar en tensión.
Grasa para roscas
De acuerdo con el API (Bul 5A2), se debe utilizar un
elemento graso para generar una buena conexión
entre los elementos piñón y caja. Por lo que es ne-
cesario agregar un componente graso al piñón de
una junta para mejorar el apriete y garantizar la
hermeticidad. Las características que debe tener este
elemento graso son las siguientes:
1. Cualidades de lubricación adecuada para pre-
venir el desgarre de las roscas.
2. Ninguna tendencia a desintegrarse ni observar
cambios radicales de volumen a temperaturas
de hasta 300° F.
3. No comportarse excesivamente fluida a tem-
peraturas de hasta 300° F.
4. Propiedades de sello suficientes para prevenir
fugas a temperaturas de hasta 300° F.
5. No secarse, endurecerse, evaporarse u oxidar-
se cambiando sus propiedades físicas .
6. Resistencia a la absorción de agua.
7. Suficiente capacidad para rellenar micro-
huecos y prevenir fugas en roscas redondas
API para casing y tubing bajo presiones tan
altas como 10000 psi.
8. Debe ser fácilmente aplicable con brocha a las
roscas en clima frío.
Las grasas se identifican como “Thread Compound”
y se clasifican por sus componentes básicos:
SILICONE THREAD COMPOUND
Sólidos 64% En peso
Grasa 20% “
Silicones sólidos 03% “
Silicones fluidos 03% “
MODIFIED THREAD COMPOUND
Sólidos 64% En peso
Grasa 36% “
El 64% en peso de sólidos en ambos casos debe
ser un compuesto de las siguientes proporciones:
Polvo de grafito 18%
Polvo de plomo 31%
Polvo de zinc 12%
Hojuelas de cobre 03%
84
centradores en una sarta de TRs es el aspecto me-
cánico de la relación tubo-centrador y su resisten-
cia a las cargas impuestas por el contacto entre tubo-
tubo o tubo-agujero. Y no obedece a un aspecto
hidráulico como aparentemente se piensa, debido
al objetivo que tienen los centradores.
Para diseñar el espaciamiento óptimo de centradores
en las tuberías, es necesario calcular la carga lateral
o de arrastre efectiva (ver análisis de torque y arras-
tre) utilizando el criterio de la severidad de la pata
de perro de Lubinski y considerando los cambios
de curvatura en el agujero, así como el efecto de
flotación sobre el peso de la tubería.
El procedimiento de cálculo para obtener la distribu-
ción óptima de centradores se realiza mediante un
proceso iterativo. El cálculo por ensayo y error con-
siste en suponer un determinado espaciamiento de
los centradores (comprendiendo entre dos puntos del
registro giroscópico). Después se calcula la carga la-
teral ejercida sobre el centrador. Esta carga se compa-
ra con la fuerza restauradora del centrador. Si el resul-
tado no es satisfactorio deberá suponerse otro
espaciamientode repetir el procedimiento.
Para mantener a la tubería alejada de la pared del
pozo, la fuerza ejercida por un centrador contra el
agujero es la fuerza restauradora.
Figura 79 Método de Goins

TuberíasTuberías
22
Ejemplo de juntas
En el mercado nacional, se manejan las juntas o
conexiones para tubería de revestimiento TR y de
producción TP que producen las compañías Prinver,
Hydril y Tamsa. Sin embargo, a nivel internacional
existe una gran diversidad de fabricantes. Ejemplo
de las conexiones de mayor uso actualmente se pre-
sentan en la tabla 3 y en la figura 17:
Proceso de maquinado
A continuación se presenta el procedimiento de
maquinado de una junta aplicada en la planta de la
compañía Prinver, uno de los principales proveedo-
res de juntas de Petróleos Mexicanos.
Recepción de tubería
La tubería se descarga de los trailers en el patio de
materiales y se corrobora de acuerdo con la docu-
mentación de recepción.
Preparación de extremos
Se mandrila marcando con pintura blanca el rango
correspondiente.
Precalentamiento. Los extremos de la tubería que se
van a procesar se colocan dentro de la bobina de la
suajadora y se les da un pre-calentamiento a 750°F,
con el fin de aumentar ligeramente la ductibilidad del
material y disminuir la fragilidad.
Mandrilado, se efectúa para aumentar el diámetro
exterior en los extremos de los tubos usando una
API Acopladas R.R 8h, BCN
Integrales Extrem Line
PREMIUM Acopladas VAM-ACE,VAM-
TOP,HD-563,MVAM
Lisas VAM-FJL
Formadas
NJO,VAM-SLIJ,HD-
521,HD-SLX
Recalcada
HD-533,HD-CS,VAM-
ACE-XS
CONEXIONES
INTEGRALES ACOPLADAS
RECALCADAS
FORMADAS
( SEMILISAS )
LISAS
( FLUSH )
API PREMIUM
API Extreme line
API Tubing
Vam-Ace-XS
Vam Fit
HD-533
HD-521
HD-SLX
MAC II
Vam-FJL*
HD-511
HD-513*
8 Hilos
10 Hilos
Buttress
Multi Vam*
Vam ACE*
Vam SL*
Vam Top*
HD-563*
Tabla 3 Conexiones de mayor uso
83
en el punto libre este seleccionada para prevenir
cualquier tendencia de la tubería de revestimiento a
pandearse abajo del punto libre
Con el procedimiento gráfico de Goins se puede
determinar a partir de dónde la sarta de revestimien-
to tiende a pandearse. A continuación se presentan
los pasos del procedimiento:
1. Determinar la fuerza axial en la tubería de re-
vestimiento en el fondo y la cima de cada sección
y hacer una gráfica de la fuerza axial contra la pro-
fundidad.
2. Determinar la fuerza estabilizadora en la cima y el
fondo de cada sección y hacer la gráfica de fuerza
estabilizadora contra profundidad.
p1
(Ai)1
- p1
(Ae)1
= -p1
As
donde:
p1 = p2 fuerza estabilizadora (psi)
As = Area de sección transversal (pg2
)
Ai = Area interna del tubo (pg2
)
Ae = Area externa del tubo (pg2
)
3. Localizar la intersección de la línea de carga y fuer-
za estabilizadora para determinar el punto neutro y
el punto de pandeo. Este punto es, donde la fuerza
axial es igual al promedio de la fuerza tangencial y
radial.
La tendencia al pandeo se presenta debajo del pun-
to neutro.
A continuación en la figura 79 se muestra una grá-
fica de fuerza axial, fuerza estabilizadora contra la
profundidad para ejemplificar el procedimiento de
Goins.
Centradores de tuberías de revestimiento
Los centradores son accesorios opcionales dentro
de una sarta de tuberías de revestimiento. Son im-
portantes para garantizar una buena cementación.
Mediante ellos se logra un espacio concéntrico que
permite el flujo continuo de la lechada de cemento,
reduciendo la resistencia al flujo uniformemente al-
rededor de la tubería.
La colocación de los centradores es importante en
todos los pozos, especialmente en los pozos pro-
fundos y altamente desviados.
La selección y distribución de centradores para una
aplicación en particular de TR requiere básicamen-
te de un balance de fuerzas entre la carga de arras-
tre o friccional impuesta por la acción del tubo so-
bre el agujero o sobre otra tubería y la resistencia
que opone el material flejado del centrador.
Las bases de diseño para estudiar la colocación de
Figura 78 Sistema de cabezales
Figura 17. Juntas para TRs y TPs de mayor uso en Petróleos Mexicanos

TuberíasTuberías
23
barra cilíndrica de acero tratado térmicamente (man
dril), cuyo rango habrá sido determinado previamen
te. Se introduce en el interior del tubo a una longi
tud aproximada a la longitud de la rosca. Con este
proceso se evitan los hilos negros.
Suajado, este proceso consiste en disminuir el diá-
metro interior de los extremos introduciéndolos en
un dispositivo metálico cónico conocido como dado
de suaje, para poder maquinar el sello.
Relevado de esfuerzo, consiste en calentar los
extremos de la tubería a 1000°F. con el fin de eli-
minar las tensiones (esfuerzos residuales) que
quedan en la retícula cristalina del acero. Con ello
disminuye la tendencia a que el material se haga
frágil.
Inspección del calentamiento
Verificar las condiciones que rigen el calentamiento.-
Concentricidad del tubo con respecto a la bobina
Posicionamiento longitudinal del tubo para el correc
to calentamiento de los extremos de la tubería
Correcto posicionamiento del pirómetro
Emisividad de 0.7
Ajuste de las temperaturas (750°F y 1000ºF)
Esta inspección se realiza al inicio de cada turno
El registro se realiza en el reporte de suajeadoras
Inspección dimensional
Características:
Diámetro exterior
Longitud de suaje
Diámetro interior
Longitud de calentamiento
Longitud de mandrilado
Rectitud de los extremos
La inspección se realiza tres veces por turno
El registro se realiza en el reporte de suajeadora
Maquinado de la rosca macho (piñón)
El maquinado de piñón se realiza empleando tor-
nos CNC con las cuatro operaciones básicas de
maquinado: Desbaste interior, desbaste exterior
acabado de sello y el roscado.
Inspección visual del maquinado
Limpieza de la pieza con aire comprimido.
Verificar la presencia de filos vivos, cortes, fisuras e
interrupciones (rayaduras, vibraciones).
Inspección dimensional del maquinado
Fosfatizado de piñones
Es un recubrimiento de fosfato (Zn ó Mn) que tiene
por objetivo:
Evitar el amarre durante el apriete
Proteger de intemperismo
Este recubrimiento se realiza por inmersión del ex-
tremo roscado que no va acoplado (piñón) en una
solución de fosfato de zinc.
Se identifica la pieza que se va a fosfatizar
Se desengrasa la rosca con una solución alcalina
Se enjuaga con agua a temperatura ambiente
Se realiza el fosfatizado por inmersión a tempe-
ratura durante 10 minutos
Se realiza otro enjuage con agua
Se sopletea la rosca (secado)
Se aceita la rosca y se le coloca el protector
Inspección de las tinas de fosfatizado
La inspección se realiza al inicio de cada turno,
se verifica:
Tipo de acero
El pH del desengrasante
Nivel de la tina
La temperatura de la solución
82
R = Radio de curvatura (pg)
f = Factor de fricción (adimensional)
El resultado de la ecuación anterior pue-
de ser positivo o negativo. Depende de
si la sarta corre en el interior del pozo, o
si es jalada para sacarla.
La práctica en el campo, muestra que
si una sarta se rota, su arrastre axial
es menor. Para considerar esto en los
modelos matemáticos, se utiliza un
vector de velocidad como resultado de
la aplicación de rotación en la tubería.
Esta velocidad tiene dos componen-
tes: la velocidad circunferencial debi-
da a la rotación de la tubería y la velo-
cidad axial, que es relacionada a la ve-
locidad del viaje y ritmo de perforación
en el caso de sartas de perforación. La
dirección de la fuerza friccional se asu-
me que actúe en la dirección opuesta
a la de la velocidad resultante. Por lo
que al incrementar la rotación de una
tubería, incrementará la velocidad circunferencial.
A la vez esta decrementará la velocidad axial. Esto
trae consigo una disminución en la fuerza
friccional.
Para fines de diseño, el cálculo de torque y arrastre
debe incluirse con factores de fricción críticos, en
todos los casos de cargo así se asegura la respues-
ta en resistencia a la torsión y a la carga axial de los
tubulares. De esta manera se garantiza que la tube-
ría sea introducida, rotada, deslizada y jalada.
La representación del modelo de torque y arrastre,
como análisis de cargas, es generalmente mostra-
do en un gráfico de carga axial y torsional vs pro-
fundidad. La figura 76 muestra un ejemplo del aná-
lisis de cargas torsionales y axiales por efecto de la
fricción en un pozo desviado.
Anclado de TR
Anclar una tubería es sentar o colgar la tubería de
revestimiento en el nido dentro de un cabezal, con
el objetivo de continuar o de pasar a otra etapa de
perforación del pozo. En la figura 63 se muestra el
nido del cabezal donde se ancla o cuelga la tubería(
casing hanger).
En algunos casos, al anclarse la tubería de revesti-
miento, se considera el esfuerzo axial que tendrá al
anclarse en la cabeza del pozo. Obviamente, en la
practica el esfuerzo axial debe considerse en el di-
seño de las tuberías de revestimiento.
El API estudió cuatro procedimientos para anclar
tuberías de revestimiento que se presentan a conti-
nuación:
1. Anclar TR con la misma tensión que está pre-
sente cuando el desplazamiento del cemento
haya terminado.
2. Anclar TR en tensión en el punto libre, que es
generalmente considerado en la cima del ce-
mento.
3. Anclar TR con el punto neutral en esfuerzo axial
(s z = 0), en el punto libre.
4. Anclar TR en compresión en el punto libre.
El primer procedimiento puede utilizarse en to-
dos los pozos donde la densidad del lodo no ex-
ceda de 12.5 lbm/gal. Los factores de diseño utili-
zados sean estándar y donde el equipo de la ca-
beza del pozo y fuera de la sarta de revestimiento
tenga la resistencia suficiente para aguantar las
cargas del anclaje. El segundo procedimiento es
recomendado para pozos que excedan la densidad
del lodo de 12.5 lbm/gal, donde la tensión ejercida
Figura 77 Análisis de cargas torsionales y axiales por efecto de
la fricción en un pozo

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