Tuberias de Produccion T-1

7/27/2019 Tuberias de Produccion T-1

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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA UDABOL

INDICE

1. Introduccin... 2

2. Desarrollo del tema... 3

2.1. Tuberas de Produccin............................... 3

2.1.1. Conceptos de oleoductos.. 3

2.2. Clasificacin de las tuberas. 5

2.2.1. Tubera Gua.. 5

2.2.2. Tubera de superficie.......... 5

2.2.3. Tubera Intermedia... 5

2.2.4. Tubera Produccin. 5

2.2.5. Liner 5

2.3. Condiciones de Servicio.............................. 6

2.3.1. Tuberas de Produccin 6

2.3.1.1. Caso base 6

2.3.1.2. Completamente evacuado... 6

2.3.1.3. Prdida cerca de superficie a temperatura esttica. 7

2.3.1.4. Prdida cerca de superficie a temperatura dinmica... 8

2.4. Enroscado API... 8

2.5. Conexiones de la tubera 9

2.5.1. Uniones con sello Metal Metal 9

2.5.1.1. Premium 9

2.5.1.2. Con sello metal-metal... 10

2.5.2. Uniones integrales sin recalque 11

2.5.3. Niples de Seguridad. 11

2.5.3.1. Caractersticas 11

TUBERIAS DE PRODUCCIONING. CELESTINO ARENAS Pgina 1


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2.5.3.2. Ventajas 112.5.3.3. Ficha tcnica 12

2.6. Diseo de la tubera. 13

2.6.1. Aditamentos para la sarta de produccin.. 16

2.7. Resistencia de Materiales 17

2.7.1. Recubrimiento de aleacin de alta resistencia 17

2.8. Enrosque A.P.I 192.8.1. Comportamiento de los esfuerzos de torsin en las roscas, uso de anillos

MLT durante la corrida de revestimiento con roscas API... 192.9. Conclusiones .. 22

2.10. Bibliografa.. 23

1. Introduccin

Para poner un pozo a producir se baja una especie de can y se perfora la

tubera de revestimiento a la profundidad de las formaciones donde se encuentrael yacimiento. El petrleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae

mediante una tubera llamada tubing o tubera de produccin.

Las Tuberas de Produccin son usadas en el transporte de los crudos

producidos en los campos sometidos a explotacin, son especialmente diseada

y construidas para transportar mezcla de lquidos (petrleo- agua) y lquidos-

gases (petrleo- gas).

En cuanto a la resistencia, generalmente la tubera de produccin es menos

crtica debido a que las presiones del pozo se han reducido considerablemente

para el momento en que el pozo es condicionado para bombear.



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2. Desarrollo del tema

2.1. Tuberas de Produccin

2.1.1. Concepto de oleoducto

Se denomina oleoducto a la tubera e instalaciones convexas utilizadas paratransporte el de petrleo a grandes distancias.

Aunque las tuberas para la distribucin de agua se han usado desde tiemposremotos, los oleoductos no aparecieron hasta despus de 1859, con el

descubrimiento de petrleo cerca de Titusville, en Pennsylvania.

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leohttp://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo


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En 1863 se construyeron en Pennsylvania tuberas de madera de pequeoscalibres para el transporte de petrleo (oleoductos), pues su uso resultaba mseconmico y prctico que llevar el crudo en barriles de 159 litros en carretastiradas por caballos. Los oleoductos han evolucionado y se han multiplicado.De acuerdo con la Association of Ol Pipe Lives (Asociacin de Oleoductos),

tan solo Estados Unidos cuenta con una red de ms de 300,000 kilmetros detuberas petrolferas.

Tales tuberas, hechas principalmente de metal, no solo transportan crudo a lasrefineras sino tambin derivados del petrleo a los distribuidores. Las redes dedistribucin modernas cuentan con sistemas automticos que controlan el flujoy la presin.

Tanto para producir un pozo por urgencia natural como pormedios artificiales se

emplean las mismas tuberas de produccin (tubing), en tramos de aprx. 9,45

m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos dimetros, desde 1,66 a

4,5 pulgadas segn lo requiera el volumen de produccin.

Es una tubera de acero que comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la

lnea de flujo. En caso de haber instalado un ancla de torsin, la columna se

arma con torsin ptimo API, correspondiente a su dimetro. Si existiera arena,

an con ancla de torsin, se debe ajustar con la torsin mxima API, de este

modo en caso de quedar el ancla atrapada, existen ms posibilidades de librarla,

lo que se realiza girando la columna hacia la izquierda. Si no hay ancla de

torsin, se debe ajustar tambin con el mximo API, para prevenir eldesenrosque de la tubera de produccin.

http://www.monografias.com/trabajos14/medios-comunicacion/medios-comunicacion.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos5/volfi/volfi.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos14/medios-comunicacion/medios-comunicacion.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos5/volfi/volfi.shtml


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Los fluidos producidos en los pozos, son transportados hacia los mltiples de

produccin de las estaciones flujo a travs de las tuberas de produccin. Desde

all son bombeados a diferentes destinos como son los patios de tanques,

estaciones principales o plantas de procesamiento de gas, dependiendo del tipo

de segregacin.

El material comnmente usado para este tipo de tuberas es el acero, pero

tambin se fabrican de asbesto- cemento, fibra de vidrio y plstico. Actualmente

la tendencia usar estos otros tipos de tuberas se ha incrementado, sobre todo en

casos de conduccin de crudos de base parafinica, para evitar la corrosin y

disminuir el ndice de precipitacin de parafinas.

El dimetro de cada tubera est entre 2 y 10 pulgadas y el mismo obedece al

mximo volumen de produccin que se piensa manejar y a las caractersticas

del crudo, especialmente la viscosidad. Adems pueden ser de baja o alta

presin, considerndose como altas, las presiones de flujo por encima de 1000

lpc.

2.2. Clasificacin de las tuberas2.2.1. Tubera Gua



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La tubera gua es la primera seccin en una columna. Provee sostn aformaciones inconsolidadas, asla zonas acuferas y brinda proteccin contraescapes de gas. Esta caera se cementa hasta la superficie.

2.2.2. Tubera de superficie

La tubera de superficie brinda proteccin contra surgencias, asla zonasacuferas y previene prdidas de circulacin.

En las cartas presentes, el dimetro considerado para este tipo de tubera es de9 5/8 pulgadas.

2.2.3. Tubera Intermedia

La tubera intermedia suministra aislacin en zonas inestables del pozo, enzonas de prdidas de circulacin, de bajas presiones y en capas productoras.Las presiones que tiene que soportar pueden ser considerables. El tope decemento tiene que aislar cada una de las capas productoras para evitar futurascontaminaciones.

2.2.4. Tubera Produccin

La tubera de produccin se utiliza para aislar zonas productivas y contenerpresiones de formacin. Tiene que estar diseada para soportar presiones deinyeccin provistas, por ejemplo, por una estimulacin por fractura, produccinasistida por Gas Lift, e incluso para cementacin, que en este tipo de tuberassuele ser muy crtica. En caso de falla del tubing, es la cmara de contencin de

los fluidos de reservorio.

Las tuberas consideradas en estos grficos son de 5 1/2 y 7 pulgadas .

2.2.5. Liner

El liner es una tubera que no se extiende hasta la cabeza del pozo, sino que secuelga de otra tubera que le sigue en dimetro y sta hasta la boca del pozo. Latubera colgada permite reducir costos y mejorar la hidrulica en perforacionesms profundas. Los liners pueden funcionar como tubera intermedia o deproduccin, normalmente cemento en toda su longitud

2.3. Condiciones de Servicio



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2.3.1. Tuberas de Produccin

Los casos de carga a considerar son:

2.3.1.1. Caso base

En el caso base, las tuberas se asumen cementadas de acuerdo con elsiguiente esquema:

Las tuberas utilizadas como casing conductor, casing de superficie y casingliners son cementadas en su totalidad.

Las tuberas utilizadas como casing de produccin son cementadas hasta el50% de su profundidad.

El perfil de presin externa se genera con el gradiente dado por el lodo y elcemento, ubicando en la parte superior del anillo de cemento el lodo utilizadopara perforar dicha seccin. El mismo lodo tambin se utiliza como columnahidrosttica interna del casing.

El caso base contempla el estado de la tubera una vez que el cemento se hadesplazado en su totalidad.

En estas circunstancias iniciales, no se aplica ninguna fuerza de "colgado" a latubera.

2.3.1.2. Completamente evacuado

Si el casing de produccin es totalmente evacuado interiormente, se produce unsevero caso desde el punto de vista del colapso.

Al bajar la columna, el peso del lodo se encuentra en el espacio anular.

Se utiliza un perfil de temperatura esttico.


En el caso base, las tuberas se asumen cementadas de acuerdo con el siguienteesquema:

Las tuberas utilizadas como casing conductor, casing de superficie y casing linersson cementadas en su totalidad.

Las tuberas utilizadas como casing de produccin son cementadas hasta el 50% desu profundidad.

Las tuberas utilizadas como casing conductor, casing de superficie y casing linersson cementadas en su totalidad.

En el caso base, las tuberas se asumen cementadas de

acuerdo con el siguiente esquema:


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2.3.1.3. Prdida cerca de superficie a temperatura esttica

El interior del casing soporta la presin del reservorio ms la columna de fluidoexistente entre el tope del packer y superficie, siendo un caso severo desde elpunto de vista de la traccin y la presin interna.

La presin natural poral es la que se usa como perfil de presin externa

El mismo caso de carga por prdida de tubing en superficie se usa tanto para

casing liner como para tieback.

2.3.1.4. Prdida cerca de superficie a temperatura dinmica



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La condicin dinmica simula los esfuerzos que soporta la tubera durante unaproduccin constante del pozo.

Este caso es idntico al de prdida en tubing esttico, la diferencia es que en eldinmico es el flujo (caliente) el que determina las presiones tanto por directa

como por anular y las cargas a las que ser sometida la tubera.



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2.4. Conexiones de la tubera

Las uniones de Tubing para pozos petroleros deben estar diseadas de manera de no ser laparte ms dbil de la columna. Haciendo una clasificacin muy amplia, podemos dividir a lasuniones en API y no API (o propietarias).

Las uniones API involucran las uniones API 8 Rd, Buttress y Extreme Line para Casing,

la API 8 Rd para Tubing con recalque, la API 10 Rd para tubing sin recalque y la uninintegral para pequeos dimetros.

Las uniones no API o propietarias se podran clasificar en uniones con cupla, uniones

con recalque (upset) y uniones integrales sin recalque. Generalmente tienen comocaracterstica poseer algn sello adicional, que garantiza la estanqueidad. El sello puedeser metal-metal o mediante anillo de sello.

La estanqueidad de una conexin es una funcin de las caractersticas sellantes de la grasa yde su propia resistencia a la prdida. La unin API 8 Rd para el caso de Tubing tiene un buendiseo de estanqueidad. Para la aplicacin en pozos direccionales y/o horizontales, las unionespropietarias presentan en general mejor comportamiento y resistencia a los esfuerzos que lasuniones API 8 Rd y Buttress.

Existen diferentes tipos de conexiones, los cuales se pueden clasificar en:

2.6.1. Uniones con sello Metal Metal

2.4.1.1. Premium

Combinan la excelente resistencia a la traccin de las roscas Buttress con uno mas sellosmetal-metal para incrementar su resistencia a la prdida de fluido. Con excepcin de la uninextreme line, las conexiones Premium son propietarias. Una de las mejoras introducidas hasido la modificacin de los huelgos entre filetes de manera de tener una mejor distribucin delas tensiones originadas por la compresin de la grasa durante el enrosque, y de facilitar laoperacin de enrosque evitando en granaduras.

Dentro de las uniones con sello metal-metal, una de las ms utilizadas es la unin con cupla sinrecalque, con rosca Buttress modificada. Esta conexin se utiliza para Casing y Tubing. Poseeun sello metal-metal y hombro de torque. El hombro de torque tiene ngulo invertido, demanera de asegurar la estanqueidad. Por tener rosca cnica desvanecida, la resistencia de launin a la traccin es igual o mayor que la del tubo. El perfil interior es continuo, esto evita elfenmeno de turbulencia- erosin- corrosin en el rea.



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2.4.1.2. Con sello metal-metal

Son las cilndricas con recalque para Tubing exclusivamente. Tiene 2 sellos metal-metal, unoexterno con ngulo invertido y otro interno del tipo cnico. La rosca es cilndrica de 2 etapas yel filete es del tipo Buttress modificado. Por tener recalque interno-externo (unin integral) tienela ventaja de que para el mismo dimetro de tubo, el dimetro externo de la conexin es menorque en una conexin API con cupla. Adems no presenta cambios bruscos en la seccin,facilitando la instalacin en tramos curvos y horizontales. Debido al recalque, el hombro de

torque presenta un rea lo suficiente importante como para tener resistencia al sobre torque.

Estas conexiones son ideales para ser utilizadas en pozos desviados y horizontales debido asu alta resistencia a la traccin y compresin, y a su excelente estanqueidad bajo solicitacionesadicionales de flexin.



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2.6.2. Uniones integrales sin recalque

Otro tipo de conexiones en pozos horizontales (o de huelgo reducido) son las uniones Tipo

FLUSH - JOINT. Esta no tiene recalque ni cupla y la rosca es maquinada directamente en eltubo. Para pequeos espesores, previamente se hace un ensanchado de un extremo mientrasque para espesores mayores esto no hace falta.Este tipo de diseo maximiza la eficiencia geomtrica de la conexin, pero lo hace a expensasde resignar resistencia mecnica.

Por lo general, se utilizan cuando se requiere una caera adicional debido a zonas depresiones anormales, zonas de prdidas formaciones frgiles. Tambin se utiliza en los casosdonde la produccin est limitada por el dimetro interno de la tubera.

2.6.3 Niples de SeguridadLos niples de asiento "XN", "X", "E", "V2", se conectan a la tubera de produccin a distintasprofundidades para proveer la posibilidad de asentamiento de los equipos de control de fluido

de subsuelos tales como: Tapones y Mandriles.

2.6.3.1. Caractersticas* Amplio pasaje.* Mnimo de restriccin de fluido.* Diferentes perfiles para diferentes aplicaciones.

2.6.3.2. Ventajas* Perfiles y medidas estndar que permiten usar equipos de control de flujo en subsuelo de

diferentes fabricantes.* Fabricado en material 4140 13 Cr altamente resistente a la traccin y a la corrosin.



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2.6.3. Ficha tcnica



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2.5. Diseo de la tubera

Al mencionar los diferentes tipos de terminacin de pozos, aparece la utilizacin de una, dos y

hasta tres sartas de produccin, segn el nmero de estratos que independientemente

ameriten ser producidos. Tan importantes son las especificaciones y diseo de cada sarta de

produccin como las de las sartas de revestimiento.

Pues, ambas por s y en conjunto, adems de representar una gran inversin para cada pozo,

son el pozo mismo. Por tanto, la funcin eficaz y durabilidad de cada sarta son garanta de la

seguridad y permanencia del pozo.

La manufactura y caractersticas de los tubos para sartas de produccin se rigen por normas y

propiedades fsicas recomendadas por el Instituto Americano del Petrleo (API), que cubren los

siguientes factores:

Dimetro nominal.

Dimetro externo.

Peso nominal, con acoplamiento liso o recalcado.

Espesor.

Grado (H-40, J-55, C-75, N-80, P-105).

Resistencia a la tensin, aplastamiento y estallido.

Esfuerzo de torsin de enroscado.

Inspeccin, transporte, mantenimiento y uso.

Para satisfacer la variedad de necesidades y condiciones en los pozos, los dimetros externos

nominales disponibles son: 19,5; 25,40; 31,75; 38,10; 52,39; 60,32; 73,02; 88,90; 101,60 y

114,30 milmetros, que corresponden respectivamente a 3/4, 1, 11/4, 11/2, 21/16, 23/8, 27/8,

31/2, 4 y 41/2 pulgadas. Generalmente, la longitud de cada tubo para el Rango 1 es de



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6,1 a 7,42 metros (20 - 24 pies, inclusive) y para el Rango 2 de 8,54 a 9,76 metros (28 32

pies, inclusive). Para cada dimetro hay una serie de grados (H-40, J-55, etc.) y

correspondientes espesores, segn la resistencia a la tensin, aplastamiento y estallido, que se

compaginan con el peso integral de cada tubo.

Todo es importante en cada tubo, pero al elegir la sarta hay una parte que requiere especial

atencin, como lo es el acoplamiento o enrosque de los extremos de los tubos entre s para

formar la sarta. Cada tubo tiene en un extremo (macho) un cordn de roscas externas y en el

otro (hembra) una unin o niple, de mayor dimetro que el cuerpo del tubo, con su cordn

interno de roscas.

Como el enroscamiento de los tubos debe formar un empalme hermtico, las roscas juegan

papel muy importante y por ello el nmero de roscas, generalmente de 3 a 4 por centmetro

lineal, aproximadamente, tienen variadas configuraciones para que junto con el hombrillo

donde se asienta el borde del macho en la hembra se produzca un sello de metal a prueba de

fuga. Adems, de la fortaleza del acoplamiento depende que la carga colgada que representa

la sarta no se desprenda. De all que la resistencia del acoplamiento sea esencialmente igual a

la que posee la totalidad del tubo. Para darle a la unin la fortaleza requerida es porque el

metal es ms grueso en ese punto y el recalce se hace externamente.

Fig. Tubera de produccin con empalme sin recalce y con recalce.



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Tambin se fabrican conexiones sin recalce (Figura 1.14).

Las tuberas para revestimiento de pozos, las tuberas de educcin y las tuberas caladas se

fabrican sin costura, de piezas integrales o soldadas elctricamente, de acuerdo con normas y

especificaciones que rigen el aspecto qumico-metalrgico de los aceros escogidos; como

tambin el proceso trmico empleado en la confeccin de las tuberas; el control de calidad de

fabricacin, que incluye pruebas qumicas y fsicas de tensin, aplastamiento y estallido.

2.5.1. Aditamentos para la sarta de produccin

Debido a los requerimientos y opciones de la terminacin, el diseo de sarta de educcin

puede ser sencillo o complejo.

Habida cuenta de la profundidad, presiones, estratos a producir y caractersticas de la

produccin, hay disponibles una variedad de aditamentos complementarios para la instalacin

y fijacin de la sarta en el pozo y otros que, formando parte integral de la sarta, sirven para

ciertas funciones y acciones mecnicas que de vez en cuando deban hacerse en el pozo por

medio de la sarta.

En el primer caso, se tienen la vlvula de charnela, que se enrosca en el extremo inferior de la

sarta. La zapata gua, en caso de circulacin o cementacin, que tambin puede enroscarse enel extremo inferior. Centralizadores, que pueden ser ubicados a profundidades escogidas para

centrar la sarta en el hoyo.

Obturadores o empacaduras para hincar la sarta en diferentes sitios o para aislar zonas

diferentes de produccin, como en el caso de terminacin con varias zonas. Niples o vlvulas

deslizables, que por medio del manipuleo con herramientas colgadas de un alambre o cable

pueden abrirse o cerrarse desde la superficie para cortar o iniciar el flujo, inyectar fluidos,

etc. Vlvulas de seguridad para controlar el flujo del pozo en caso de averas en el cabezal.

Estranguladores de fondo. Mandriles para el asiento de vlvulas para levantamiento artificial

por gas. O algunos otros dispositivos para medicin permanente de temperatura, presin de

fondo, medidores de corrosin, o tuberas de muy pequeo dimetro para circulacin de

diluente o anticorrosivos.

2.6. Resistencia de Materiales



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Las operaciones petroleras de exploracin, produccin y transporte se realizan cada vez ms

en reas que exigen resistencia a presiones y temperaturas por encima de las consideradas

normales por las especificaciones actuales de la industria. As, los materiales comunes dealeaciones de acero que actualmente se usan en equipos petroleros se estn reexaminando

con el fin de determinar su idoneidad para usarse en aplicaciones de ambientes de alta presin

y alta temperatura (HP/HT).

Naturalmente, los fabricantes de equipos petroleros, particularmente de productos tubulares,

continuamente investigan, desarrollan y lanzan al mercado soluciones que permitan a los

productores mantener el flujo de petrleo y gas. He aqu algunos ejemplos.

2.6.1. Recubrimiento de aleacin de alta resistencia

La exploracin de petrleo y gas costa afuera se ha desplazado no slo a lminas de agua

mayores, sino a profundidades por debajo del lecho marino antes consideradas inalcanzables,

donde se encuentran presiones y temperaturas del yacimiento que exceden ampliamente las

normas API 16A, la norma actual de fabricacin de equipos para perforacin, y otras

especificaciones API, como las API 6A y API 17D para produccin en tierra y costa afuera,

respectivamente. De acuerdo con los requerimientos de la norma API 16A, la mxima presin

de funcionamiento para la cual se disean y fabrican los equipos es 15.000 lb/pulg. La

perforacin a esas grandes profundidades resulta en temperaturas y presiones muy por encima

de las permitidas en las actuales especificaciones API.

Los equipos actuales que deben cumplir la norma API 16A se fabrican de aceros de baja

aleacin, capaces de desarrollar una resistencia elstica mnima de 75.000 lb/pulg. Ms an,

el equipo fabricado de aleacin baja de acero tambin debe cumplir los requerimientos de la

norma Nace MR0175/ISO 15156 Parte 1 y Parte 2, como sea aplicable. Se requieren

aleaciones resistentes a la corrosin (CRA) para cumplir los requerimientos de la norma Nace

MR0175 /ISO 15156 Parte 1 y Parte 3, como sea aplicable.

La empresa Hydril Company LLC realiza trabajos para aumentar la resistencia de las



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aleaciones bajas de acero a una resistencia mnima a la tensin de 80.000 lb/pulg y en algunos

casos a un mnimo de 85.000 lb/pulg. Al mismo tiempo, este trabajo de desarrollo tambin

requiere que los materiales cumplan con los requerimientos de la norma Nace MR0175 /ISO

15156. Estas propiedades mecnicas ms altas han sido requeridas en espesores de seccinde hasta 10 pulgadas o ms.

Se ha fabricado y puesto en servicio equipo con estos productos forjados, que originalmente

fue clasificado en los mayores valores de resistencia y espesores de seccin ms pesados

antes mencionados. El equipo ha podido mantener sus mnimos requerimientos de resistencia

despus que las ranuras de anillos y las superficies selladoras recibieron un recubrimiento

soldado y se sometieron a un tratamiento al calor, posterior a la soldadura (PWHT).

El propsito del recubrimiento en las ranuras de los anillos y las superficies de sello es

suministrar proteccin contra la corrosin de los fluidos del pozo. A la operacin de soldadura

de recubrimiento debe siempre seguir una operacin de tratamiento al calor, requerida por el

procedimiento de especificacin de soldadura (WPS). El tratamiento al calor posterior a la

soldadura requiere que toda la pieza sea cargada en un horno de tratamiento. Sin embargo,

tambin puede efectuarse con mtodos localizados de tratamiento por calor.

Las propiedades del material de estos equipos pueden producir caractersticas ms all de la

clase de material 75K permitida por las normas API 6A y API 16A. Sin embargo, las presiones

de funcionamiento por encima de 20.000 lb/pulg, 25.000 lb/pulg e incluso 30.000 lb/pulg

requerirn que los materiales avancen junto con los aumentos en condiciones operativas.

Adems, se esperar que los materiales funcionen a temperaturas de 177 C y ms altas; por

lo tanto, ser necesario verificar que sean capaces de mantener sus propiedades mecnicas a

sus valores mnimos de diseo o ms altos a estas temperaturas elevadas.

El trabajo de desarrollo de materiales incluye, entre otros:

Materiales de aleacin baja de acero. Se ha encontrado que la aleacin baja de acero

examinada puede mantener sus mnimas propiedades mecnicas de diseo a 177 C mediante

pruebas de tensin de temperatura elevada, de acuerdo con la norma ASTM E21. Adems, el

espesor de seccin del material usado para fabricar el equipo debe aumentarse

sustancialmente. La aleacin baja de acero puede desarrollar las propiedades mecnicas

requeridas mediante el espesor adicional de seccin. Sin embargo, cuando el equipo est a la

mxima presin operativa permisible, los esfuerzos localizados en o cerca de la superficie del

recinto del equipo son por encima de 80% del lmite elstico mnimo especificado del material.

Cumplimiento Nace. Otro trabajo experimental muestra que el acero de baja aleacin tiene



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dificultad para tolerar un esfuerzo superior a 80% del lmite elstico mnimo especificado en un

ambiente con H2S. Como el material se ha procesado a un esfuerzo mecnico mximo, es

improbable que pueda lograr resistencia adicional por cualquier medio convencional que

conserve su adecuacin para usarse en ambientes agrios. Consecuentemente, las propiedadesdel material debern modificarse u otro material deber sustituir al acero de baja aleacin para

evitar que tenga lugar la condicin de alto esfuerzo localizado, a las mximas presiones de

funcionamiento.

Recubrimientos de proteccin contra la corrosin. Las aleaciones escogidas para los

recubrimientos de proteccin contra la corrosin, como la UNS N06625, Aleacin 625 de base

de nquel, aplicadas por uno de dos procesos principales, ya sea compresin isosttica en

caliente (HIP) o revestimiento y revestimiento soldado. La resistencia elstica del revestimiento

bien podra exceder las 75.000 lb/pulg. Esta resistencia elstica muy probablemente

corresponde con las propiedades mecnicas del metal base de aleacin baja de acero del cual

se fabric la pieza. El uso de Aleacin 625 no tena como objetivo brindar resistencia adicional

a la superficie de la pieza.

Aislamiento trmico de alto rendimiento

Un trabajo reciente presentado por Bredero Shaw indica que el aislamiento trmico es un

elemento crtico para el funcionamiento de lneas de flujo y tubos elevadores de aguas

profundas. Con el advenimiento del flujo multifsico se ha hecho ms prevalente la formacin

de parafina e hidratos en lneas de flujo y elevadores desde terminaciones submarinas. El

aislamiento trmico se usa para evitar esa formacin durante paros del sistema y con el fin de

mantener la temperatura del fluido dentro de las lneas de flujo para ms fcil separacin de

fluidos, en la superficie o en tierra.

2.7. Enrosque A.P.I.



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2.7.1. Comportamiento de los esfuerzos de torsin en las roscas, uso de anillosMLT durante la corrida de revestimiento con roscas API

Fig. 6 Anillos MLT

Como se dijo anteriormente, una de las limitaciones que puede encontrarse durante la corridade tuberas de revestimiento en caso tener que repasar el hoyo o trabajar la sarta es lacapacidad de la roscas para soportar los esfuerzos de torque.

Las roscas API (8rd o Buttres) tienen capacidad limitada para soportar los esfuerzos de torsin.Estas tienen a deformarse cuando se excede su capacidad, en algunos casos estadeformacin puede ser detectable y su impacto radicar en el retrabajo de sacar la sarta paracambiar el tubo daado; en otros casos cuando no se detecta durante la corrida pueden dejarespacios para posterior fuga de fluidos durante la etapa productiva del pozo.

Los anillos MLT fueron diseados por Tesco para la aplicacin de perforacin con tuberasde revestimiento o Casing Drilling con roscas API. La extensin de esta aplicacin para lacorrida de revestimientos, depender, como se dijo anteriormente del comportamientoesperado del pozo durante el proceso de planificacin.

La ventaja del uso de los anillos de torque Vs. roscas Premium es su bajo costo (entre un 70%a 90% menor del costo de una rosca Premium) y fcil manejo. Se requiere de un dispositivohidrulico para su instalacin y los mismos suelen ser instalados durante la etapa previa delinicio de la corrida del revestimiento, por lo que no se incurre en tiempos adicionales durante elproceso de instalacin.

Los anillos MLT son compatibles con las tolerancias API de ajuste mximo a travs de una



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seleccin de 4 largos de anillo para cada tamao y peso de tubera de revestimiento o tuberade produccin.

Las figuras 7 y 8 muestran el comportamiento y funcin de los anillos en la sarta derevestimiento.

El dimetro interno del anillo MLT genera una geometra continua con el tubo, aumentandola eficiencia de flujo y protegiendo las roscas contra acumulacin de basura.

Fig. Comportamiento del torque en un anilloMLT,L-80 para un diametro de 2 7/8, 6.5lb/pie en una tubera API EUEEl Delta de TORQUE es el torque extraadicionado al torque de ajuste normal, referidocomo torque en el hombro

Fig. Funcin del anillo en la rosca API: El hombropreviene un sobre enrosque del macho en la

cupla, y el dimetro interno continuo mejora laeficiencia del flujo y mantiene las basuras fuerade las roscas, mejorando la vida til de lasconexiones con repetidos ciclos de enrosque /desenrosque en caso de ser necesario

2.8. Conclusiones



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Hay una cierta discusin en cuanto a cuando el primercrudo oleoducto fue construido. Sinembargo, algunos dicen que el transporte del gasoducto fue iniciada porVladimir Shjov y elBranobel empresa en el siglo 19. Otros dicen que los oleoductos se origin cuando el aceite dela Asociacin de Transporte primero construy una 2-pulgadas (51 mm) de tuberas de hierroforjado sobre una de las 6 millas (9,7 km) pista de un yacimiento de petrleo en Pensilvania auna estacin de ferrocarril en Oil Creek, en la dcada de 1860 . Las tuberas son generalmentela forma ms econmica de transportar grandes cantidades de petrleo, productos refinados depetrleo o de gas natural sobre la tierra. En comparacin con el envo porferrocarril , tienen unmenor costo por unidad y mayor capacidad. Aunque se pueden construir oleoductos bajo elmar, ese proceso es econmica y tcnicamente exigentes, por lo que la mayora de loshidrocarburos en el mar se transporta porcamin cisterna buques.

Los oleoductos se hacen de acero o de plstico con tubos de dimetro interior tpicamente 4 a48 pulgadas (100 a 1.200 mm). Mayora de los ductos estn enterrados a una profundidadtpica de alrededor de 3 a 6 pies (0,91 hasta 1,8 m). El aceite se mantiene en movimientomediante bomba de estaciones a lo largo del gasoducto, y por lo general corre a velocidad dealrededor de 1 a 6 metros por segundo (3,3 a 20 pies / s). Por lo general, en las tuberas de

varios productos que no hay separacin fsica entre los diferentes productos. Algunos mezclade productos adyacentes se produce, la produccin de interfaz . En las instalaciones derecepcin es por lo general esta interfaz absorbida en uno de los productos basados en losndices de absorcin previamente calculados.

Petrleo crudo contiene cantidades variables de cera o parafina , y en climas ms fros, laacumulacin de cera puede ocurrir dentro de una tubera. A menudo, estas tuberas soninspeccionados y limpiados utilizando indicadores de inspeccin de tuberascerdos, tambinconocido como raspadores o Ir demonios. cerdos inteligentes se utilizan para detectaranomalas en el tubo, tal como abolladuras, prdida de metal causada por la corrosin u otrosdaos mecnicos. [1]Estos dispositivos se inician desde las estaciones de lanzamiento de

cerdo y los viajes a travs de la tubera a ser recibida en cualquier otra estacin abajo -stream,limpieza depsitos cera y material que pueda haberse acumulado en el interior de la lnea.

Para el gas natural, las tuberas son de acero de carbono y que varan en tamao desde 2hasta 60 pulgadas (51 a 1.500 mm) de dimetro, dependiendo del tipo de tubera. El gas espresurizado por estaciones de compresin y no tiene olor a menos que se mezcla con unasustancia odorfera mercaptano donde sea requerido por una autoridad de regulacin.

2.9. Bibliografa

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