Universidad Nacional del Comahue

Facultad de Ingeniería

Ingeniería en Petróleo

Cátedra de Perforación I

Trabajo Práctico Nº5

Cálculo de Casing

Alumnos:

• La Gran Bestia
• Hierofante

Año:2009

MARCO TEORICO

Una operación esencial en la perforación en pozos de gas o aceite es de periódicamente revestir el hueco en tubería de acero, o casing.

Diámetros sucesivamente más pequeños se enroscan o se sueldan (en el caso de conductores) entre sí para conformar una tubería a todo lo largo de la profundidad deseada.

Una vez instalado este revestimiento se cementa en su sitio para proporcionar soporte adicional y sello de presión al pozo.

El revestimiento en un pozo tiene varias funciones:

a) Evitar que las formaciones se derrumben dentro del pozo

b) Aislar formaciones inestables o con problemas (zonas de alta presión, acuíferos, zonas de gas, formaciones frágiles, etcétera)

c) Proteger formaciones productivas

d) Proporcionar mayor tolerancia en caso de una patada o kick (entre más profundo vaya un revestimiento, mayor será la presión de fractura necesaria de la formación en que se ha sentado el casing, lo cual quiere decir que se pueden controlar presiones cada vez mayores a medida que se va profundizando el pozo)

e) Permite pruebas de producción.

f) Sirve para la conexión de equipo de superficie y equipo de producción.

Al ser colocada dentro de un pozo, la tubería de revestimiento esta sujeta a tres fuerzas significantes durante las operaciones de perforación, terminación, reparación o vida productiva del pozo, por lo que en su selección deben soportar las siguientes cargas:

Carga axial y longitudinal (tracción y compresión): La fuerza de tensión es resultado del peso

propio del conjunto de tubos suspendidos

por debajo del punto de interés. La

resistencia a la cedencia del cuerpo del tubo es la fuerza de tensión que origina que el tubo exceda el límite elástico o mínimo esfuerzo a la deformación. Para la unión

correspondiente a cada tubo se considera la

que se conoce como junta o cople.

Presión interna: El promedio de presión interior se calcula

como la mínima presión interior necesaria

para ocasionar la ruptura del tubo en

ausencia de presión exterior y carga axial de

tensión.

Presión externa (colapso): El promedio de presión de colapso es la

mínima presión requerida para aplastar el

tubo, en ausencia de presión interior y carga

axial.

Tipos de revestimiento.

En todos los pozos se requiere de uno o más de los siguientes tipos de conductor:

Tubo Conductor: Es una sarta corta instalada para proteger la superficie de la erosión por el

fluido de perforación. Permite que el lodo pueda tener un nivel suficiente

para que pueda regresar a los tanques y evita el desgaste alrededor de la

base del taladro. Cuando se esperan arenas superficiales con gas, este

puede servir de conexión para la BOP.

Revestimiento de Superficie: Se instala para proteger las formaciones de agua dulce y evitar

que las formaciones sueltas de derrumbarse dentro del pozo.

También sirve de anclaje a la BOP para controlar problemas con

zonas de presión anormal. El revestimiento debe ser lo

suficientemente resistente para soportar la BOP, y capaz de

resistir las presiones de gas o fluidos que puedan encontrarse

cuando la perforación vaya a mayor profundidad que este

revestimiento.

El revestimiento de superficie debe sentarse a suficiente

profundidad, en una formación fuerte y consolidada, con un

gradiente de fractura lo suficientemente grande para soportar el

máximo peso de lodo que pueda ser necesario para perforar

hasta el siguiente punto de casing.

Revestimiento Intermedio: Se usa principalmente para proteger el pozo contra pérdidas de

circulación. Se instala para sellar zonas frágiles que puedan fallar

cuando se necesite un peso de lodo más alto para controlar una que

zona con presiones de formación mayor cuando el pozo sea

profundizado. También puede ser instalado después de zonas de

alta presión, de forma se pueda usar un lodo más liviano cuando se

reanude la perforación.

Sarta de Liner: Se baja en un pozo profundo para evitar pérdidas de circulación en zonas

frágiles de la parte superior mientras se perfora con lodo de peso normal para

controlar presiones normales en intervalos más profundos. Los liners

protegen contra reventones hacia formaciones normalmente presionadas

cuando se perforan zonas de presión anormal. A diferencia del revestimiento

o casing que corre desde la superficie hasta una profundidad dada, el liner

queda colgado desde el fondo del revestimiento anterior por medio de un

colgador o hanger hasta el fondo del pozo. La sarta de liner ofrece una

ventaja de costo debido a su menor longitud, sin embargo generalmente se

baja una tubería de conexión cuando el pozo se ha perforado a profundidad

total para conectar el liner a la superficie.

Revestimiento de producción: Es la última sarta de revestimiento en un pozo, usualmente

puesta encima o a través de una formación productora. Este

revestimiento aísla el aceite y el gas de fluidos indeseables de

la formación de producción o de otras formaciones perforadas

por el hueco. Sirve de protección para la tubería de producción

y demás equipo utilizado en el pozo.

Conductor

De superficie

Intermedio

Liner

De producción

Equipo bajo la superficie

Una zapata, es una sección cilíndrica de acero, llena de concreto puesta al final de la sarta de

revestimiento. Esta guía el revestimiento dentro del pozo, pasando cualquier obstrucción y

minimiza el riesgo de que el casing quede atrapado en irregularidades cuando va bajando por el pozo.

Zapata guía

Un collar flotador se instala entre la primera y la segunda juntas del revestimiento. Está

equipado con una válvula de flujo unidireccional, la cual permite que el flujo pase hacia abajo

pero no hacia arriba. De esta forma se evita que el lodo entre dentro del revestimiento a medida

que va bajando por el pozo, haciendo que el revestimiento flote dentro del pozo disminuyendo

la carga sobre el taladro. También evita que el cemento se devuelva dentro del revestimiento

una vez que se la ha dejado de desplazar.

Existen variaciones que pueden ser collares flotadores que permiten el llenado parcial del

revestimiento con lodo a medida que baja por el pozo y collares que combinan la zapata y el

equipo de flotación.

Los tapones de limpieza (Wiper Plugs) son elementos de caucho que se usan para separar el cemento del fluido de perforación cuando se les bombea dentro del revestimiento en una cementación. El tapón de fondo, (bottom plug) que se bombea antes del cemento, limpia el lodo residual de las paredes internas del revestimiento y evita que el lodo que va debajo contamine el cemento. El tapón superior (top plug) se libera cuando se ha bombeado el volumen calculado de lechada, limpia el cemento residual de las paredes internas del revestimiento y evita que el lodo que viene encima de la lechada contamine el cemento.

Los centralizadores se fijan alrededor del revestimiento a intervalos regulares para mantener el

revestimiento apartado de la pared del pozo. Centrar el revestimiento permite que el cemento

pueda depositarse en una capa más uniforma alrededor del revestimiento.

Centralizador

Un raspador es un dispositivo con alambres endurecidos alrededor, que se fija en el exterior del revestimiento con el fin de remover la torta de lodo depositada en la pared del pozo moviendo y rotando la sarta de revestimiento antes de cementarla. Al removerse la torta se permite que el cemento se fije más sólidamente a la formación.

Raspador de torta

Preparación para bajar un revestimiento.

Antes de bajar un revestimiento dentro del hueco, se corre un registro para confirmar la formación donde se va a sentar la zapata del revestimiento, y para confirmar la profundidad del

pozo para saber cual longitud de revestimiento se va a bajar. El registro de caliper también se corre para determinar el diámetro del hueco y el volumen de cemento requerido. El cemento se bombeará para llenar el anular hasta dentro del revestimiento o conductor anterior. Generalmente un volumen extra del 25 % puede ser bombeado por si hay errores y pérdidas en la formación.

Antes de correr el revestimiento, el lodo de perforación se circula para remover cortes y torta de

lodo del pozo, para acondicionar el hueco y el lodo para asegurar propiedades uniformes.

No hacer esto puede conducir a una pega de tubería, mala cementación, costos adicionales

por cementación remedial, y aún re-perforación del pozo.

Cuando se acondiciona el pozo, el lodo debe ser bombeado por lo menos dos veces por todo

el pozo, mientras se registran el peso, la viscosidad y el filtrado. Si se necesita tratamiento para

el lodo, se hace circulación con rotación suave y trabajando la tubería hasta que el lodo este en

condiciones adecuadas para bajar el revestimiento.

Bajandorevestimiento.

A medida que se va bajando un revestimiento, se le llena periódicamente con lodo de

perforación, a no ser que se esté usando equipo de flotación con llenado automático. Si no se

ha llenado mientras se ha estado bajando, la presión hidrostática de la columna de lodo en el

exterior puede ocasionar el colapso del revestimiento. Se utiliza una línea de servicio liviano

con una válvula de apertura rápida para llenar cada junta mientras se levanta y prepara la

siguiente para ser conectada. Dado que usualmente no es posible llenar completamente cada

junta, es una práctica común detener la corrida de revestimiento cada cinco o diez juntas para

llenar completamente la sarta.

Es de crucial importancia que los desplazamientos del volumen de lodo sean vigilados

estrictamente durante toda la corrida del revestimiento, Dado que el revestimiento es

prácticamente una tubería con extremo cerrado, además con un espacio anular muy reducido,

las presiones de surgencia en esta operación serán grandes. Para minimizar esto, se baja el

revestimiento a baja velocidad, pero si aún las presiones de surgencia son suficientemente

grandes, las formaciones más frágiles podrían ser fracturadas, con la consecuente pérdida de

lodo a la formación. A causa del fracturamiento no sólo puede resultar un trabajo de

cementación de mala calidad, sino también en un reventón, si se pierde tanto lodo en la

formación como para perder presión hidrostática en una formación permeable en cualquier

profundidad del pozo.

Por todo esto los retornos y desplazamientos se vigilan para verificar cualquier indicación de

pérdidas a al formación.

CALCULO DE CASING.

Primera Fase

Profundidad	400mts	1312,34pies
Casing	13 3/8"
Densidad de lodo	1200kg/m3
Densidad de cemento	1500kg/m3

CASING 13 3/8" H40 (48lb/pie)

	Tr. cuerpo (lb)	Tr. cupla (lb)	Colapso (psi)	Interna (psi)
Límites permisibles	540000	322000	770	1600

1) Limite a la tracción.

Tomamos la tracción de la cupla ya que es menor a la del cuerpo

Coeficiente > 1.6

Tracción limite = 322000 lb

Peso de la columna = 48 lb/pie

Peso de la columna = 48lb/pie X 1312,34pies = 62992,32lb

Coef. Tracción=(Tr. Cupla)/(P.columna)

Coef. Tracción=(322000lb)/(62992,32lb)

Coef. Tracción = 5,11

Este casing verifica a tracción.

2) Coeficiente de Colapso

Coeficiente >1

Colapso limite = 770psi

Anular lleno (Columna de cemento)

Interior al 50% de agua

			Pascales	Psi
Anular	ρ*h*g = 1500*400*9.8		5880000	852,83
Interior	ρ*h*g = 1000*200*9.8		1960000	284,27

Diferencia de presión (Anular - Interior de casing) = 568,56psi

Coef. Colapso = (Resistencia al colapso) / (Presión de colapso equivalente)

Coef. Colapso = (770psi) / (568,56psi)

Coef. Colapso= 1,35

Este casing verifica colapso.

3) Coeficiente de presión interna

Coeficiente > 1.2

P. Interna limite = 1600psi

Anular al 50% de lodo

Interior lleno de lodo

			Pascales	Psi
Anular	ρ*h*g = 1180*200*9.8		2312800	335,44
Interior	ρ*h*g = 1180*400*9.8		4625600	670,89

Diferencia de presión (Interior de casing - Anular)= 335,45psi

Coef. Presión interna = (Presión interna lím.) / (presión diferencial)

Coef. Presión interna = (1600psi) / (335,45psi)

Coeficiente de Presión Interna = 4,77

Este casing verifica a presión interna.

CONCLUSIÓN:

CASING 13 3/8" H40 (48lb/pie) sirve para el diseño de pozo

Segunda Fase

Profundidad	2000mts	6600pies
Casing	9 5/8"
Densidad de lodo	1180kg/m3
Densidad Cemento Removedor	1650kg/m3
Densidad Cemento Principal	1850kg/m3

CASING 9 5/8" N80 (40lb/pie)

	Tr. cuerpo (lb)	Tr. cupla (lb)	Colapso (psi)	Interna (psi)
Límites permisibles	916000	737000	3090	5750

1) Limite a la tracción.

Tomamos la tracción de la cupla ya que es menor a la del cuerpo

Coeficiente > 1.6

Tracción limite = 737000 lb

Peso de la columna = 40 lb/pie

Peso de la columna = 40lb/pie X 6600pies = 264000lb

Coef. Tracción=(Tr. Cupla)/(P.columna)

Coef. Tracción=(737000lb)/(264000lb)

Coef. Tracción = 2,8

Este casing verifica a tracción.

2) Coeficiente de Colapso

Coeficiente >1

Colapso limite = 3090psi

Anular lleno (Columna de cemento + columna de lodo)

Interior al 50% de agua

				Pascales		Psi
Anular (Cemento Removedor)		ρ*h*g = 1650*500*9.8			8085000	1172,63135
Anular (Cemento principal)		ρ*h*g = 1850*500*9.8			9065000	1314,76848
Anular (Lodo)		ρ*h*g = 1180*1000*9.8			11564000	1677,21817
Interior (agua)		ρ*h*g = 1000*1000*9.8			9800000	1421,37133

Diferencia de presión (Anular - Interior de casing)= 2743,2psi

Coef. Colapso = (Resistencia al colapso) / (Presión de colapso equivalente)

Coef. Colapso = (3090psi) / (2743,2psi)

Coef. Colapso= 1,12

Este casing verifica colapso.

3) Coeficiente de presión interna

Coeficiente > 1.2

P. Interna limite = 5750psi

Anular al 50% de lodo

Interior lleno de lodo

			Pascales	Psi
Anular	ρ*h*g = 1180*1000*9.8		11564000	1677,22
Interior	ρ*h*g = 1180*2000*9.8		23128000	3354,44

Diferencia de presión (Interior de casing - Anular)= 1677,22psi

Coef. Presión interna = (Presión interna lím.) / (presión diferencial)

Coef. Presión interna = (5750psi) / (1677,22psi)

Coeficiente de Presión Interna = 3,43

Este casing verifica a presión interna.

CONCLUSIÓN:

CASING 9 5/8" N80 (40lb/pie) sirve para el diseño de pozo

Tercera Fase

Profundidad	3500mts	11482,94pies
Casing	7"
Densidad de lodo	1100kg/m3
Densidad de cemento superior	1860kg/m3

CASING 7" N80 (23lb/pie)

	Tr. cuerpo (lb)	Tr. cupla (lb)	Colapso (psi)	Interna (psi)
Límites permisibles	532000	442000	3830	6340

1) Limite a la tracción.

Tomamos la tracción de la cupla ya que es menor a la del cuerpo

Coeficiente > 1.6

Tracción limite = 442000 lb

Peso de la columna = 23 lb/pie

Peso de la columna = 23lb/pie X 11482,93pies = 227700lb

Coef. Tracción=(Tr. Cupla)/(P.columna)

Coef. Tracción=(442000lb)/(264107,39lb)

Coef. Tracción = 1,67

Este casing verifica a tracción.

2) Coeficiente de Colapso

Coeficiente >1

Colapso limite = 3830psi

Anular lleno (Columna de cemento + columna de lodo)

Interior al 50% de agua

			Pascales	Psi
Anular (Cemento)	ρ*h*g = 1860*750*9.8		13671000	1982,81
Anular (lodo)	ρ*h*g = 1100*2750*9.8		29645000	4299,64
Interior	ρ*h*g = 1000*1750*9.8		17150000	2487,40

Diferencia de presión (Anular - Interior de casing)= 3795,05psi

Coef. Colapso = (Resistencia al colapso) / (Presión de colapso equivalente)

Coef. Colapso = (3830psi) / (3795,05psi)

Coef. Colapso= 1,01

Este casing verifica colapso.

3) Coeficiente de presión interna

Coeficiente > 1.2

P. Interna limite = 6340psi

Anular al 50% de lodo

Interior lleno de lodo

				Pascales	Psi
Anular	ρ*h*g = 1100*1750*9.8			18865000	2704,95
Interior	ρ*h*g = 1100*3500*9.8			37300000	5409,90

Diferencia de presión (Interior de casing - Anular)= 2704,95psi

Coef. Presión interna = (Presión interna lím.) / (presión diferencial)

Coef. Presión interna = (6340psi) / (2704,95)

Coeficiente de Presión Interna = 2,34

Este casing verifica a presión interna.

CONCLUSIÓN:

CASING 7" N80 (23lb/pie) sirve para el diseño de pozo

Recomendaciones básicas

1. Manipular los tubos con suavidad, con los protectores de rosca colocados.

2. Identificar las conexiones y los accesorios. Asegurarse de que sean compatibles.

3. Planificar previamente las operaciones a realizar.

4. Controlar el equipamiento a ser utilizado en la operación. Controlar la alineación del aparejo respecto del pozo.

5. Limpiar los tubos e inspeccionarlos visualmente.

6. Reinstalar los protectores limpios antes de que los tubos sean levantados hacia la boca del pozo, o usar protectores especiales.

7. Utilizar compuesto lubricante API para roscas (API 5A3).

8. Realizar el acople con sumo cuidado. En conexiones con sello metálico se deberá utilizar guía de emboque tanto en la bajada como en la extracción de la columna.

9. Utilizar la velocidad de rotación (r.p.m.) adecuada, de acuerdo con las recomendaciones.

10. Ajustar por torque-posición las uniones API. Utilizar el torque adecuado, de acuerdo con las recomendaciones para otras uniones.

11. Controlar que todos los instrumentos de medición estén calibrados (torquímetro, indicador de peso, etc.).

12. Asegurarse de que la tensión aplicada sobre el tubo o la conexión esté dentro de los límites de resistencia de los mismos. Usar factor de seguridad.

Almacenamiento y Manipuleo

Almacenamiento:

Los tubos deben estar sobre caballetes. No se deben estibar tubos directamente en el suelo, sobre rieles, pisos de acero o concreto. La primera hilera de tubos no debe estar a menos de 46 cm. del piso, de manera que no se vean afectados por la humedad y el polvo.

En el caso de las Aleaciones Resistentes a la Corrosión (CRA), si los tubos tienen colocada una cubierta de plástico, se recomienda sacarlos y estibarlos. Cuando se requiera almacenarlos durante períodos prolongados, es aconsejable hacerlo en lugares cerrados con circulación de aire para evitar la condensación de agua.

Los tubos deben colocarse sobre soportes adecuadamente espaciados para que no se produzcan flexiones o daños en las roscas. Dichos separadores deben estar sobre un mismo plano, razonablemente nivelados y sostenidos por bancales apropiados que soporten toda la carga sin hundirse.

En el caso de Aleaciones Resistentes a la Corrosión (CRA), los tubos deben apoyarse sobre soportes no metálicos.

Colocar listones de madera a modo de separadores entre las sucesivas hileras de tubos, de manera que las cuplas no tengan que soportar peso. Es conveniente usar por lo menos tres (3) listones espaciadores.

Cuando se utilizan espaciadores de madera en el estibado de tubos CRA, se recomienda recubrir con una pintura plástica la parte de madera que quede en contacto con el tubo. Por lo general, la madera contiene cloruros, por lo que pueden producirse picaduras.

Manipuleo

El procedimiento que se describe a continuación deberá aplicarse durante las tareas de manipuleo del material tubular, desde el camión al bancal, a fin de preservar las conexiones y la integridad del material.

Se requiere, como mínimo, cumplir los procedimientos que establece la norma API RP 5C1.

Todo el material tubular, en particular las roscas, está fabricado con niveles de tolerancia estrecha y requiere, por lo tanto, un manipuleo especial. Ya se trate de material tubular y/o de roscas nuevas, usadas o reacondicionadas, siempre deben manipularse con los protectores de rosca colocados y ajustados.

Es preciso limitar a un mínimo las tareas de manipuleo u otra clase de movimiento del material.

Para levantar los tubos se recomienda utilizar eslingas de material sintético o cables de acero debidamente recubiertos en caso de materiales CRA.

Asegurarse de no golpear los tubos entre sí o contra otro objeto de acero, concreto o cualquier otro material que pueda dañar o modificar sus propiedades físicas.

No utilizar barretas de acero para mover o separar los tubos.

Requerimientos del Equipo

• Las horquillas o uñas de los autoelevadores deben estar libres de rebabas o marcas.

• En el caso de material para servicio crítico, las horquillas de los autoelevadores deben estar recubiertas; además, se deben utilizar eslingas de nailon.

• Las grúas deben estar equipadas con barra espaciadora y eslingas revestidas.

• Se pueden utilizar grúas con elevadores magnéticos, pero se deben extremar los cuidados para reducir a un mínimo los golpes que puedan dañar los tubos.

• No se utilizarán ganchos sin el expreso consentimiento del usuario. En caso de que se los utilizara, deberán estar diseñados de manera tal de evitar que los protectores de rosca se dañen y deberán estar recubiertos con metal blando, goma o plástico. Los ganchos no deberán colocarse directamente en el tubo o las conexiones. No se deberá utilizar ganchos en los tubos con revestimientos internos.

Herramientas Manuales

No se permite el uso de llaves de fuerza, de extremos abiertos ni otra clase de llave de brazos móviles con la finalidad de sacar o ajustar los protectores, ya que podrían dañar las conexiones. Para los protectores de rosca de extremo cerrado se usarán llaves de correa.

Descarga de Tubulares del Camión al Bancal

Medición, Calibrado e Izado

Medición de Tubulares

Antes de la bajada al pozo, es necesario medir la longitud de cada casing o tubing. Para ello se debe emplear una cinta calibrada de acero o un medidor láser. La medición deberá hacerse desde la cara exterior de la cupla o box a la posición del extremo roscado externamente adonde llega la cupla o box cuando se enrosca la junta hasta la posición de ajuste. En rosca redonda, esta posición en el pin abarca hasta el plano de desvanecimiento de los filetes. En roscas Buttress (BC) la medición debe hacerse hasta la base del triángulo estampado en el tubo. En el caso de conexiones propietarias, la Longitud Efectiva (LE) es la Longitud Total (LT) menos la pérdida por enrosque (make-up loss) (ML). El total de longitudes medidas de esta manera representará la longitud de la columna sin carga

Calibrado

Es recomendable que todos los tubos sean calibrados en toda su longitud antes de ser bajados al pozo. Los tubos a los que no les pase el calibre deben dejarse de lado. Las dimensiones del calibre deben ser acordes a la especificación API 5CT

ISO 11960. Cuando así se especifique, el casing puede tener un “calibre alternativo”. Los tamaños están especificados en la norma API 5A5 “Recommended Practice for Thread Inspection of New Casing, Tubing and Plain End Drill Pipe”.

TAMAÑO DEL CALIBRE ESTÁNDAR (MÍNIMO) TABLA C31/E31 API 5CT 8ª EDICIÓN/ISO 11960 3ª EDICIÓN

PRODUCTO/TAMAÑO LARGO DIÁMETRO DRIFT

pulg pulg mm pulg mm

CASING Y LINERS

Menores a 9 5/8" 6 152 d-1/8 d-3,18

9 5/8" a 13 3/8" incl. 12 305 d-5/32 d-3,97

Mayores a 13 3/8" 12 305 d-3/16 d-4,76

TUBING

2 7/8" y menores 42 1067 d-3/32 d-2,38

Mayores a 2 7/8" 42 1067 d-1/8 d-3,18

Izado

Colocar un protector de rosca limpio en el pin del tubo, de manera que la rosca no se dañe mientras se mueve el tubo en el bancal o cuando se lo levanta a la plataforma. Para esta operación conviene limpiar algunos protectores y utilizarlos repetidamente. Para mayor agilidad de maniobra se recomienda usar protectores especiales. Los protectores deben estar bien ajustados. El primer tubo debe ser rolado a mano dentro de la bandeja del equipo de elevación de tubulares. Si se trata de material para servicios críticos, se recomienda recubrir la bandeja. Si no se utiliza una máquina de este tipo, los tubos deben rolarse manualmente hasta el centro de la planchada lo más cerca posible de la base de la rampa. Para conexiones con cupla, el estrobo debe colocarse inmediatamente debajo de la cupla. Si se está operando con uniones integrales o tipo “flush”, se debe instalar el tapón de elevación en el box con el estrobo asegurado alrededor del tubo in- mediatamente debajo del tapón de elevación

Se debe verificar que la rosca de los tapones de elevación utilizados como elementos de tracción y elevación esté en las condiciones adecuadas para el peso que debe soportar. Los tapones sólo pueden utilizarse para levantar un tubo por vez. Cuando se levanta un tubo desde la planchada hasta la plataforma usando un estrobo o cable, el tubo debe vigilarse permanente- mente. Se debe prestar especial atención para que no se golpee contra otros objetos.

Acople

Una vez que el tubo se encuentra en posición vertical respecto de la boca de pozo, deberá bajarse lentamente. Para ello es conveniente utilizar un compensador de peso hasta que el pin se encuentre exactamente encima del box.

Inspeccionar el box para observar cualquier daño o presencia de material extraño, suciedad o agua, antes de aplicar la grasa API a las roscas.

Antes de proceder al acople, verificar que no haya daños o material extraño, como suciedad o agua, en el pin antes de aplicar la grasa API. Una vez que se haya aplicado la cantidad necesaria de grasa, bajar el tubo lentamente.

Asegurarse de que los tubos estén alineados verticalmente usando una guía de alineado, si la hay disponible.

Una vez que el tubo se encuentra debidamente alineado en posición vertical, bajarlo lentamente para comenzar a enroscar los filetes y así poder llegar hasta la posición de ajuste manual.

Durante el enrosque, controlar que el tubo no oscile. Si el tubo se inclina después del enrosque inicial, es necesario levantarlo, limpiar y corregir cualquier filete dañado o bien retirarlo para luego inspeccionarlo y repararlo o, en su defecto, para descartarlo. Se aconseja no poner en riesgo el costo de un pozo por usar un tubo cuyo pin o box pueda estar dañado.

Los tubos de Materiales Resistentes a la Corrosión (CRA) y otros destinados a servicios críticos se deben enroscar hasta la posición de ajuste manual utilizando una llave de correa. Si se utilizan llaves de fuerza para el enrosque, se debe comenzar muy lentamente para asegurarse de que no haya cru-zamiento de filetes y enroscar la unión hasta la posición de ajuste manual. Colocar las llaves de fuerza aproximadamente a 7-10 cm por encima del pin enroscado.

Para facilitar la bajada de los tubos al pozo, se recomienda llenar la columna periódicamente con lodo de perforación. De esta manera se asegurará un mejor balance hidrostático de presiones.

La bajada de tubería en tiros dobles o triples incrementa el riesgo de daño por engrane de las conexiones.

Aplicación de Torque

Llaves de Fuerza

Se deberán usar llaves de fuerza para el torqueado final de la conexión. Las llaves deberán estar en condiciones de operar a un mínimo de 3 r.p.m. Es necesario que estén equipadas con insertos curvos para impedir que el tubo o la cupla se zafen y queden marcados. Debe seleccionarse una celda de carga calibrada para colocar en el brazo de la llave de fuerza. La llave de contrafuerza debe estar en un ángulo de 90º respecto de la llave de fuerza cuando se aplique el torque.

La velocidad de la llave de fuerza durante el enrosque debe ser menor a 25 r.p.m. Para la última vuelta anterior a la aplicación del torque, se recomienda que la velocidad de la llave sea inferior a 10 r.p.m. En el caso de aceros especiales, la velocidad de la llave durante la aplicación del torque deberá ser inferior a 5 r.p.m.

La llave de fuerza debe permitir el movimiento vertical para evitar que se deforme o se golpee durante el enrosque del tubo. Una vez que se ha instalado la llave de fuerza, se recomienda colocar en ella un trozo de tubo del mismo diámetro que el tubo que se está bajando y ajustar las mordazas a fin de asegurar un contacto adecuado y una rotación suave de las cabezas de los insertos sin que se produzca ninguna obstrucción ni interrupción de la rotación durante el torqueado

.

Causas mas comunes en las fallas de los tubos

• Inapropiada selección del tubo para la profundidad y las presiones encontradas.

• Insuficiente inspección del cuerpo del tubo o roscas.

• Daños durante el manipuleo y/o transporte.

• Mala práctica de operación de bajada o extracción de los tubos del pozo.

• Roscas mal maquinadas.

• Uso de cuplas de reemplazo de fabricantes no acreditados.

• Descuidos en el almacenamiento de los tubos.

• Uso de grasas no adecuadas, o diluidas o sucias. Esto puede provocar engrane de las roscas.

• Torque en exceso para forzar la bajada del tubo al pozo.

• Martillado de las cuplas, especialmente en tubing.

• Desgaste interno de tubing por la acción de la varilla de bombeo.

• Fatiga, especialmente en el tubing. A menudo se producen fallas en el último filete de rosca enroscado. No hay manera de evitarla; sí se podría retardar utilizando uniones y procedimientos de operación adecuados.

• Exceso de tensión, superando el límite de fluencia del material o la resistencia de la unión.

• Rotación en el interior del casing. El fijado del casing con una tensión inadecuada luego de cementar es una de las causas más comunes de falla.

• Desgaste por rotación de barras de sondeo, especialmente en pozos con desviaciones o doglegs.

• Pandeo del tubo en zonas no cementadas si además se dejó la tubería asentada.

• Enrosques o desenrosques en tiros dobles o triples.

• Caída de la columna, aún a una distancia corta.

• La pérdida de fluido de las conexiones debido a presión interna o externa es una causa común y puede deberse a las siguientes condiciones:

La grasa no corresponde a la especificada, o está diluida o sucia o no homogeneizada.

Roscas sucias.

Roscas engranadas debido a suciedad, mal enrosque, roscas dañadas, alta velocidad de enrosque, sobretorque, movimiento lateral del tubo durante el enrosque.

Roscas mal maquinadas.

Tracción demasiado rápida de la columna. Dejar caer la columna.

Excesivos enrosques y desenrosques.

Colocar la llave muy alta sobre el tubo (Esto provoca una flexión que tiende a engranar las roscas.)

Inadecuado torque de enrosque de la cupla. Alta ovalidad del casing.

Procedimiento inadecuado de fijado de la tubería. (Esto produce tensiones en la unión que podrían exceder el límite de fluencia del material.)

Este trabajo fue corregido y aprobado por la cátedra de Perforación I de la facultad de ingeniería de la universidad nacional del Comahue

Los pantaculos de Ezequiel y Pitágoras