Tubing de producción sin costura según API 5CT en grados J55, K55, N80, L80, C90, T95 y P110, de 1,05 a 4-1/2 pulgadas, con conexiones NUE, EUE y premium.
- Norma: API 5CT, ISO 11960, API 5B
- Grados: J55, K55, N80, L80, C90, T95, P110
Especificaciones
| Diámetro exterior | 1,05" - 4-1/2" (26,7 - 114,3 mm) |
|---|---|
| Espesor de pared | 2,87 - 9,52 mm según cédula de peso de API 5CT |
| Rango de medidas | 1,05" a 4-1/2" de diámetro exterior |
| Largo | R1 6,10 - 7,32 m, R2 8,53 - 9,75 m, R3 11,58 - 12,80 m |
| Extremos | NUE, EUE, conexiones premium |
| Tratamiento superficial | Barniz negro, fosfatado, recubrimiento interno |
| Proceso de fabricación | Sin costura |
| Tipo de conexión | NUE, EUE, premium hermético al gas |
El tubing de producción es la sarta que transporta petróleo, gas o fluido de inyección entre el yacimiento y el cabezal del pozo, corrida dentro del casing de producción y normalmente asentada sobre un empacador. Bajo API Spec 5CT (11.ª edición, diciembre de 2023, con Addendum 1 de mayo de 2025) el tubing va de 1,050 pulg a 4-1/2 pulg de OD y se pide por OD, peso nominal, grado, acabado de extremo (NU, EU o IJ) y rango de longitud. Esta página da la tabla completa de medidas de tubing de API con diámetros de deriva elaborados, cifras de explosión (límite elástico interno) y límite elástico del cuerpo para las sartas comunes, las dimensiones de acoplamiento EUE y NUE, la escalera de grados y los límites de servicio amargo, y una lista de RFQ que una acería puede cotizar sin una ronda de preguntas. Para casing véase tubo de casing API 5CT; para la diferencia entre los dos productos véase casing frente a tubing.
Qué es el tubing y en qué difiere del casing
| Ítem | Tubing | Casing |
|---|---|---|
| Función | Conducto de flujo para fluido producido o inyectado | Sostiene el pozo, aísla zonas, lleva el cabezal |
| Instalado | Corrido dentro del casing de producción, recuperable en una reparación mayor | Cementado en sitio para la vida del pozo |
| Rango de OD API 5CT | 1,050 pulg a 4-1/2 pulg | 4-1/2 pulg a 20 pulg |
| Conexiones | NU (sin recalcado), EU (recalcado externo), IJ (junta integral), premium | SC/STC, LC/LTC, BC/BTC, premium |
| Rangos de longitud | R1 6,10–7,32 m, R2 8,53–9,75 m, R3 11,58–12,80 m | R1 4,88–7,62 m, R2 7,62–10,36 m, R3 10,36–14,63 m |
| Mandril de deriva | 1,067 mm (42 pulg) de largo | 152 mm o 305 mm de largo, por medida |
| Tolerancia de deriva | d − 2,38 mm (≤ 2-7/8 pulg); d − 3,18 mm (> 2-7/8 a ≤ 5-5/8 pulg) | d − 3,18 / 3,97 / 4,76 mm por grupo de medida |
| Pedido más común | 2-3/8 pulg y 2-7/8 pulg EUE, J55, N80 o L80, Rango 2 | 9-5/8 pulg, 7 pulg, 5-1/2 pulg, BTC o LTC |
Dos diferencias prácticas importan en la orden. El mandril de deriva de tubing es siete veces más largo que el de casing, así que detecta curvatura y ovalización que una deriva de casing pasa. Y el acabado de extremo del tubing (NU o EU) cambia la resistencia de la junta, el OD del acoplamiento y la holgura dentro del casing.
La 11.ª edición: qué cambió para compradores de tubing
| Cambio | Efecto en una orden de tubing |
|---|---|
| 11.ª edición publicada en diciembre de 2023; Addendum 1 en 2025 | Cotice y certifique a la edición nombrada en la OC |
| Marco PSL 1/2/3 eliminado | No escriba «PSL2» en una orden nueva; nombre los requisitos suplementarios (números A) que quiera |
| Addendum 1 (mayo 2025) añade C125 (Q&T sin costura) y L80 3Cr | Ninguno está en la tabla estándar de tubing; confirme disponibilidad antes de pedirlos como tubing |
| L80 se pide por tipo (Tipo 1, 9Cr, 13Cr, 3Cr) | «L80» solo está incompleto; escriba el tipo |
Grados disponibles como tubing
El nombre del grado es el límite elástico mínimo en ksi. Los valores de abajo siguen las tablas de cuerpo de tubo de API 5CT.
| Grado | Límite elástico (MPa) | Límite elástico (ksi) | Tracción mín (MPa / ksi) | Dureza máx | Tratamiento térmico | Uso en tubing |
|---|---|---|---|---|---|---|
| H40 | 276–552 | 40–80 | 414 / 60 | — | Ninguno requerido | Somero, baja presión |
| J55 | 379–552 | 55–80 | 517 / 75 | — | Ninguno requerido, o N / N&T | El valor por defecto para pozos de petróleo someros y medios |
| N80 Tipo 1 | 552–758 | 80–110 | 689 / 100 | — | Normalizado (o N&T) | Pozos dulces de profundidad media |
| N80Q | 552–758 | 80–110 | 689 / 100 | — | Templado y revenido | Misma resistencia, estructura Q&T uniforme — véase N80-1 frente a N80Q |
| R95 | 655–758 | 95–110 | 724 / 105 | — | Templado y revenido | Pozos dulces que necesitan más que N80 |
| L80 Tipo 1 | 552–655 | 80–95 | 655 / 95 | 23,0 HRC | Q&T, revenido ≥ 565 °C | El grado base de tubing de servicio amargo — véase tubing L80 |
| L80 9Cr | 552–655 | 80–95 | 655 / 95 | 23,0 HRC | Q&T, revenido ≥ 590 °C | Servicio de CO₂ |
| L80 13Cr | 552–655 | 80–95 | 655 / 95 | 23,0 HRC | Q&T, revenido ≥ 595 °C | Servicio de alto CO₂ con bajo H₂S |
| C90 Tipo 1 | 621–724 | 90–105 | 689 / 100 | 25,4 HRC | Q&T, con ensayo SSC | Pozos amargos, más profundos |
| T95 Tipo 1 | 655–758 | 95–110 | 724 / 105 | 25,4 HRC | Q&T, con ensayo SSC | Amargo, mayor resistencia |
| P110 | 758–965 | 110–140 | 862 / 125 | — | Q&T | Pozos dulces profundos, de alta presión; no es grado amargo |
Códigos de color en tubing
| Grado | Banda del tubo | Color del acoplamiento |
|---|---|---|
| H40 | Ninguna o negra (por acuerdo) | Igual que el tubo |
| J55 | Una banda verde brillante | Verde brillante |
| N80 Tipo 1 | Una banda roja | Rojo |
| N80Q | Una banda roja, una verde | Rojo con banda verde |
| L80 Tipo 1 | Una banda roja, una marrón | Rojo con banda marrón |
| C90 | Una banda púrpura | Púrpura |
| T95 | Una banda plateada | Plateado |
| P110 | Una banda blanca | Blanco |
El estarcido en cada longitud es la identificación definitiva; las bandas de color son una ayuda de patio.
Tabla de medidas y pesos de tubing API 5CT
La tabla lista cada OD y peso de la Tabla C.19 de API 5CT 11.ª edición, por acabado de extremo. Un guion significa que el peso no está listado para ese acabado de extremo. La deriva la calculamos de la tolerancia API: d − 2,38 mm para tubing hasta 2-7/8 pulg, d − 3,18 mm por encima de 2-7/8 pulg, con un mandril de 1,067 mm.
| OD (pulg) | OD (mm) | NU (lb/ft) | EU (lb/ft) | IJ (lb/ft) | Pared (mm) | DI (mm) | Deriva (mm) | Extremo liso (kg/m) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1,050 | 26,67 | 1,14 | 1,20 | — | 2,87 | 20,93 | 18,55 | 1,68 |
| 1,050 | 26,67 | 1,48 | 1,54 | — | 3,91 | 18,85 | 16,47 | 2,19 |
| 1,315 | 33,4 | 1,70 | 1,80 | 1,72 | 3,38 | 26,64 | 24,26 | 2,50 |
| 1,315 | 33,4 | 2,19 | 2,24 | — | 4,55 | 24,30 | 21,92 | 3,24 |
| 1,660 | 42,16 | 2,09 | — | 2,10 | 3,18 | 35,80 | 33,42 | 3,06 |
| 1,660 | 42,16 | 2,30 | 2,40 | 2,33 | 3,56 | 35,04 | 32,66 | 3,39 |
| 1,660 | 42,16 | 3,03 | 3,07 | — | 4,85 | 32,46 | 30,08 | 4,46 |
| 1,900 | 48,26 | 2,40 | — | 2,40 | 3,18 | 41,90 | 39,52 | 3,54 |
| 1,900 | 48,26 | 2,75 | 2,90 | 2,76 | 3,68 | 40,90 | 38,52 | 4,05 |
| 1,900 | 48,26 | 3,65 | 3,73 | — | 5,08 | 38,10 | 35,72 | 5,41 |
| 1,900 | 48,26 | 4,42 | — | — | 6,35 | 35,56 | 33,18 | 6,56 |
| 1,900 | 48,26 | 5,15 | — | — | 7,62 | 33,02 | 30,64 | 7,64 |
| 2,063 | 52,4 | 3,24 | — | 3,25 | 3,96 | 44,48 | 42,10 | 4,73 |
| 2,063 | 52,4 | 4,50 | — | — | 5,72 | 40,96 | 38,58 | 6,58 |
| 2-3/8 | 60,32 | 4,00 | — | — | 4,24 | 51,84 | 49,46 | 5,86 |
| 2-3/8 | 60,32 | 4,60 | 4,70 | — | 4,83 | 50,66 | 48,28 | 6,61 |
| 2-3/8 | 60,32 | 5,80 | 5,95 | — | 6,45 | 47,42 | 45,04 | 8,57 |
| 2-3/8 | 60,32 | 6,60 | — | — | 7,49 | 45,34 | 42,96 | 9,76 |
| 2-3/8 | 60,32 | 7,35 | 7,45 | — | 8,53 | 43,26 | 40,88 | 10,89 |
| 2-7/8 | 73,02 | 6,40 | 6,50 | — | 5,51 | 62,00 | 59,62 | 9,17 |
| 2-7/8 | 73,02 | 7,80 | 7,90 | — | 7,01 | 59,00 | 56,62 | 11,41 |
| 2-7/8 | 73,02 | 8,60 | 8,70 | — | 7,82 | 57,38 | 55,00 | 12,57 |
| 2-7/8 | 73,02 | 9,35 | 9,45 | — | 8,64 | 55,74 | 53,36 | 13,72 |
| 2-7/8 | 73,02 | 10,50 | — | — | 9,96 | 53,10 | 50,72 | 15,49 |
| 2-7/8 | 73,02 | 11,50 | — | — | 11,18 | 50,66 | 48,28 | 17,05 |
| 3-1/2 | 88,9 | 7,70 | — | — | 5,49 | 77,92 | 74,74 | 11,29 |
| 3-1/2 | 88,9 | 9,20 | 9,30 | — | 6,45 | 76,00 | 72,82 | 13,12 |
| 3-1/2 | 88,9 | 10,20 | — | — | 7,34 | 74,22 | 71,04 | 14,76 |
| 3-1/2 | 88,9 | 12,70 | 12,95 | — | 9,52 | 69,86 | 66,68 | 18,64 |
| 3-1/2 | 88,9 | 14,30 | — | — | 10,92 | 67,06 | 63,88 | 21,00 |
| 3-1/2 | 88,9 | 15,50 | — | — | 12,09 | 64,72 | 61,54 | 22,90 |
| 3-1/2 | 88,9 | 17,00 | — | — | 13,46 | 61,98 | 58,80 | 25,04 |
| 4 | 101,6 | 9,50 | — | — | 5,74 | 90,12 | 86,94 | 13,57 |
| 4 | 101,6 | 10,70 | 11,00 | — | 6,65 | 88,30 | 85,12 | 15,57 |
| 4 | 101,6 | 13,20 | — | — | 8,38 | 84,84 | 81,66 | 19,27 |
| 4 | 101,6 | 16,10 | — | — | 10,54 | 80,52 | 77,34 | 23,67 |
| 4 | 101,6 | 18,90 | — | — | 12,70 | 76,20 | 73,02 | 27,84 |
| 4 | 101,6 | 22,20 | — | — | 15,49 | 70,62 | 67,44 | 32,89 |
| 4-1/2 | 114,3 | 12,60 | 12,75 | — | 6,88 | 100,54 | 97,36 | 18,23 |
| 4-1/2 | 114,3 | 15,20 | — | — | 8,56 | 97,18 | 94,00 | 22,32 |
| 4-1/2 | 114,3 | 17,00 | — | — | 9,65 | 95,00 | 91,82 | 24,90 |
| 4-1/2 | 114,3 | 18,90 | — | — | 10,92 | 92,46 | 89,28 | 27,84 |
| 4-1/2 | 114,3 | 21,50 | — | — | 12,70 | 88,90 | 85,72 | 31,82 |
| 4-1/2 | 114,3 | 23,70 | — | — | 14,22 | 85,86 | 82,68 | 35,10 |
| 4-1/2 | 114,3 | 26,10 | — | — | 16,00 | 82,30 | 79,12 | 38,79 |
El peso nominal es una cifra roscada-y-acoplada, por eso el peso EU es un poco mayor que el NU para la misma pared: incluye el recalcado y el acoplamiento. El peso de extremo liso es solo el cuerpo del tubo y es sobre lo que se calculan el flete y el registro.
Explosión, deriva y límite elástico del cuerpo para las sartas de tubing comunes
La presión de límite elástico interno es la fórmula API P = 0,875 × 2 × Yp × t / D, donde el factor 0,875 cubre la tolerancia de pared de −12,5 %; es la presión a la que la pared interior alcanza el límite elástico mínimo, no un valor de explosión hasta rotura. El límite elástico del cuerpo es π/4 × (D² − d²) × Yp. Ambos los calculamos de las dimensiones de la tabla; verifíquelos contra las tablas API TR 5C3 en su software de diseño antes de aplicar los factores de diseño finales.
| OD (pulg) | Peso EU (lb/ft) | Pared (mm) | DI (mm) | Deriva (mm) | Límite interno J55 (MPa / psi) | N80 / L80 (MPa / psi) | P110 (MPa / psi) | Límite cuerpo J55 (kN) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2-3/8 | 4,70 | 4,83 | 50,66 | 48,28 | 53,1 / 7.700 | 77,4 / 11.220 | 106,2 / 15.410 | 319 |
| 2-3/8 | 5,95 | 6,45 | 47,42 | 45,04 | 70,9 / 10.290 | 103,3 / 14.980 | 141,8 / 20.570 | 414 |
| 2-7/8 | 6,50 | 5,51 | 62,00 | 59,62 | 50,0 / 7.260 | 72,9 / 10.570 | 100,1 / 14.520 | 443 |
| 2-7/8 | 7,90 | 7,01 | 59,00 | 56,62 | 63,7 / 9.230 | 92,7 / 13.450 | 127,3 / 18.470 | 551 |
| 3-1/2 | 9,30 | 6,45 | 76,00 | 72,82 | 48,1 / 6.980 | 70,1 / 10.170 | 96,2 / 13.960 | 633 |
| 3-1/2 | 12,95 | 9,52 | 69,86 | 66,68 | 71,0 / 10.300 | 103,4 / 15.000 | 142,1 / 20.600 | 900 |
| 4-1/2 | 12,75 | 6,88 | 100,54 | 97,36 | 39,9 / 5.790 | 58,1 / 8.430 | 79,8 / 11.580 | 880 |
Verificación: la cifra de 2-7/8 pulg 6,50 lb/ft J55 (7.260 psi) y la de N80 (10.570 psi) coinciden con las clasificaciones publicadas en tablas de tubing de operadores, lo que es una forma rápida de confirmar la hoja de datos de una cotización. El colapso no se tabula aquí porque usa cuatro fórmulas de régimen (límite elástico, plástico, transición, elástico) elegidas por D/t y grado; tómelo de API TR 5C3.
Lectura de la tabla: pasar de J55 a P110 duplica la explosión en proporción al límite elástico; pasar de 6,50 a 7,90 lb/ft en 2-7/8 pulg sube la explosión unos 27 % pero cuesta 3 mm de deriva. Cuando una herramienta de terminación fija la deriva mínima, suba el grado antes que la pared.
Conexiones de tubing: NU, EU, IJ y premium
| Acabado de extremo | Rosca | Resistencia de junta vs cuerpo | Uso típico |
|---|---|---|---|
| NU (sin recalcado, NUE) | Rosca redonda API cortada en la pared lisa del tubo; 10 hilos/pulg hasta 3-1/2 pulg, 8 hilos/pulg a 4 y 4-1/2 pulg | Junta más débil que el cuerpo, porque la rosca quita pared | Pozos someros, holgura pequeña, holgura de cable ESP |
| EU (recalcado externo, EUE) | Rosca redonda API sobre un extremo recalcado en caliente (engrosado); 10 hilos/pulg hasta 1,900 pulg, 8 hilos/pulg desde 2-3/8 pulg | Junta al menos tan fuerte como el cuerpo | La conexión de tubing de producción por defecto |
| IJ (junta integral) | Box formado en el tubo, sin acoplamiento separado | Menor que EU; menos rutas de fuga | Medidas pequeñas, holgura estrecha |
| Premium (propietaria) | Sello metal-metal más hombro de torque | Típicamente clasificada cerca del cuerpo | Pozos de gas, alta presión, amargo, HPHT |
Las roscas redondas API tienen una conicidad de 6,25 % (3/4 pulg por pie en diámetro) y sellan a través del compuesto de rosca en las holguras de la rosca. Eso es adecuado para la mayoría de los pozos de petróleo pero no es hermético al gas, por eso los pozos de gas y alta presión usan conexiones premium; véase casing y tubing con conexión premium.
Dimensiones de acoplamiento EUE y NUE
| OD de tubing (pulg) | OD acoplamiento EUE, regular (pulg / mm) | OD EUE holgura especial (pulg) | Long. mín. EUE (pulg) | OD acoplamiento NUE (pulg / mm) | Long. mín. NUE (pulg) |
|---|---|---|---|---|---|
| 1,050 | 1,660 / 42,16 | — | 3-1/4 | — | — |
| 1,315 | 1,990 / 50,55 | — | 3-1/2 | 1,660 / 42,16 | 3-1/4 |
| 1,660 | 2,200 / 55,88 | — | 3-3/4 | 2,054 / 52,17 | 3-1/2 |
| 1,900 | 2,500 / 63,50 | — | 3-7/8 | 2,200 / 55,88 | 3-3/4 |
| 2-3/8 | 3,063 / 77,80 | 2,910 | 4-7/8 | 2,875 / 73,03 | 4-1/4 |
| 2-7/8 | 3,668 / 93,17 | 3,460 | 5-1/4 | 3,500 / 88,90 | 5-1/8 |
| 3-1/2 | 4,500 / 114,30 | 4,180 | 5-3/4 | 4,250 / 107,95 | 5-5/8 |
| 4 | 5,000 / 127,00 | — | 6 | 4,750 / 120,65 | 5-3/4 |
| 4-1/2 | 5,563 / 141,30 | — | 6-1/4 | 5,200 / 132,08 | 6-1/8 |
El OD del acoplamiento fija la holgura dentro del casing de producción. Ejemplo: 2-7/8 pulg EUE (acoplamiento 93,17 mm) en casing 5-1/2 pulg 17 lb/ft (deriva 121,08 mm) deja unos 28 mm de holgura diametral, suficiente para la mayoría de empacadores pero apretado para un cable más abrazadera; NUE (88,90 mm) o EUE de holgura especial (3,460 pulg, 87,88 mm) gana 4–5 mm. Los acoplamientos se cubren en acoplamiento de tubing; la protección de rosca en protector de roscas.
Verificación de holgura: acoplamientos de tubing dentro de casing de producción común
La holgura diametral de abajo es la deriva del casing menos el OD del acoplamiento, en milímetros, calculada por nosotros de la deriva de casing de API y los OD de acoplamiento de arriba. Es la primera verificación antes de elegir entre EUE, NUE y acoplamientos de holgura especial, y antes de ajustar un cable, una línea capilar o un mandril de levantamiento por gas junto a la sarta.
| Tubing / acoplamiento | OD acoplamiento (mm) | 4-1/2 pulg 11,60 lb/ft (deriva 98,42 mm) | 5-1/2 pulg 17,00 lb/ft (deriva 121,08 mm) | 7 pulg 26,00 lb/ft (deriva 156,24 mm) | 7 pulg 29,00 lb/ft (deriva 153,90 mm) |
|---|---|---|---|---|---|
| 2-3/8 EUE | 77,80 | 20,6 | 43,3 | 78,4 | 76,1 |
| 2-3/8 NUE | 73,02 | 25,4 | 48,1 | 83,2 | 80,9 |
| 2-7/8 EUE | 93,17 | 5,3 | 27,9 | 63,1 | 60,7 |
| 2-7/8 EUE SC | 87,88 | 10,5 | 33,2 | 68,4 | 66,0 |
| 2-7/8 NUE | 88,90 | 9,5 | 32,2 | 67,3 | 65,0 |
| 3-1/2 EUE | 114,30 | no encaja | 6,8 | 41,9 | 39,6 |
| 3-1/2 NUE | 107,95 | no encaja | 13,1 | 48,3 | 45,9 |
| 4-1/2 EUE | 141,30 | no encaja | no encaja | 14,9 | 12,6 |
Como regla de trabajo muchos ingenieros de terminación quieren al menos 6 mm (1/4 pulg) de holgura diametral sobre el acoplamiento para una sarta simple, y mucho más donde un cable y abrazaderas corren junto. Sobre esa base 3-1/2 pulg EUE en casing 5-1/2 pulg 17 lb/ft (6,8 mm) es marginal, mientras que 3-1/2 pulg NUE (13,1 mm) o una conexión premium con acoplamiento delgado es el emparejamiento más seguro. Los mandriles de levantamiento por gas y los empacadores tienen su propio OD máximo, que suele ser la cifra que gobierna; pregunte al proveedor de terminación antes de fijar la medida del tubing.
Rangos de longitud y pup joints
| Rango | Longitud de tubing (m) | Longitud de tubing (ft) | Nota |
|---|---|---|---|
| R1 | 6,10–7,32 | 20–24 | Equipos pequeños, unidades de reparación mayor |
| R2 | 8,53–9,75 | 28–32 | El rango de tubing habitual |
| R3 | 11,58–12,80 | 38–42 | Verifique altura de mástil y manejo de tubo primero |
| Pup joints | Longitudes cortas, típicamente 2, 4, 6, 8, 10 ft | — | Espaciado en el cabezal; mismo grado y conexión — véase pup joint |
Fabricación: sin costura o soldado eléctricamente
API 5CT permite tubo sin costura (S) o soldado eléctricamente (EW) para H40, J55, N80, L80 Tipo 1, R95 y P110, y exige sin costura para los tipos Cr de L80 y para C90 y T95. El tubing EUE se recalca en caliente en ambos extremos antes del tratamiento térmico para que el recalcado reciba el mismo tratamiento que el cuerpo. La mayoría del tubing de producción de acerías chinas es sin costura; el tubing EW en J55 se ofrece donde el precio importa y el pozo es somero.
| Paso | Tubing sin costura | Qué controla |
|---|---|---|
| Perforación y laminado en caliente | Tocho redondo perforado y elongado | Excentricidad de pared |
| Recalcado (solo EU) | Extremos del tubo calentados y recalcados | Longitud y conicidad del recalcado |
| Tratamiento térmico | Normalizado (N80-1) o Q&T (N80Q, L80, C90, T95, P110) | Ventana de resistencia, dureza |
| Enderezado y END | EMI/UT de longitud completa del cuerpo | Imperfecciones longitudinales y transversales |
| Roscado y armado de acoplamiento | Roscas API 5B, acoplamientos atornillados | Calibración de rosca, torque de armado |
| Hidrostática y deriva | Cada longitud | Integridad de presión, holgura |
Tolerancias dimensionales
| Ítem | Tolerancia |
|---|---|
| OD, D < 114,3 mm | ±0,79 mm |
| OD, D ≥ 114,3 mm | −0,5 % a +1,0 % de D |
| Pared | −12,5 % |
| Deriva | Mandril de longitud completa de 1,067 mm, d − 2,38 o d − 3,18 mm |
La tolerancia de pared de −12,5 % es la razón por la que el factor 0,875 aparece en la fórmula de explosión.
Servicio amargo y corrosión: elegir el grado
| Condición del pozo | Grado normalmente elegido | Por qué |
|---|---|---|
| Dulce, somero, baja presión | J55 EUE | Menor costo, resistencia adecuada |
| Dulce, profundidad media | N80-1 o N80Q | Mayor explosión y tracción |
| Dulce, profundo o alta presión | P110 | Máxima resistencia estándar; no para H₂S |
| H₂S presente (ISO 15156 / NACE MR0175) | L80 Tipo 1, C90, T95 | Dureza limitada, Q&T |
| CO₂ dominante, poco H₂S | L80 13Cr (o 9Cr) | El cromo resiste la corrosión por CO₂ |
| H₂S y CO₂ ambos | Revisión de ingeniería; L80 Tipo 1 más inhibición, o CRA | El 13Cr tolera poco H₂S |
L80 Tipo 1 no es un pase automático para servicio amargo: indique la presión parcial de H₂S, la temperatura y el pH para que el grado pueda verificarse contra ISO 15156-2. Antecedentes: NACE MR0175 servicio amargo.
Inspección, ensayos y documentos
| Verificación | Requisito | Qué especificar |
|---|---|---|
| Prueba hidrostática | Cada longitud, a la presión de prueba API | Presión de prueba mayor si el programa la necesita |
| Deriva | Cada longitud, longitud completa | Diámetro de deriva alternativo si una herramienta lo exige |
| END de cuerpo | Por grado (EMI/UT) | Nivel de inspección mayor por requisito suplementario |
| Inspección de rosca | Calibración a API 5B | Compuesto de rosca y protectores |
| Dureza (L80, C90, T95) | Por límites de grado | Barrido de dureza a través de pared si es amargo |
| Ensayo SSC (C90, T95) | Por API 5CT | Método de ensayo y umbral por proyecto |
| Certificado | EN 10204 3.1 | 3.2 con testigo de tercera parte — véase inspección por tercera parte |
Ejemplo elaborado: dimensionar una sarta de tubing
Tome un pozo de petróleo con casing de producción de 7 pulg 26 lb/ft, un empacador a 2.400 m, una presión de tubing de cierre esperada de 6.000 psi y sin H₂S. Los pasos que un comprador puede verificar en la propuesta de un proveedor son:
| Paso | Cifra | Resultado |
|---|---|---|
| 1. Caudal y método de levantamiento | Bombeo mecánico o ESP a caudal moderado | Tubing de 2-7/8 pulg es la elección habitual |
| 2. Explosión con factor de diseño 1,25 | 6.000 × 1,25 = 7.500 psi requeridos | J55 6,50 lb/ft (7.260 psi) queda corto; N80 o L80 6,50 lb/ft (10.570 psi) pasa |
| 3. Tensión (peso colgado en aire) | 6,50 lb/ft × 7.874 ft ≈ 51.200 lb (unos 228 kN) | Bien dentro de la resistencia de junta N80 EUE; añada margen de sobrecarga para un empacador atascado |
| 4. Holgura | Acoplamiento 2-7/8 EUE 93,17 mm en deriva 156,24 mm | 63,1 mm, amplia |
| 5. Corrosión | Dulce, bajo CO₂ | N80Q; L80 Tipo 1 si aparece H₂S más adelante en la vida del campo |
| 6. Orden | 2-7/8 pulg 6,50 lb/ft N80Q EUE, R2, sin costura | Unos 264 juntas de R2 a un promedio de 9,1 m, más pups y 3–5 % de repuestos |
La aritmética es simple, pero cada línea es un lugar donde un RFQ a menudo sale mal: un comprador pide J55 porque es lo más barato, o pide EUE sin verificar el OD del mandril de levantamiento por gas, o pide «N80» sin decir Tipo 1 o Q. Los factores de diseño y los casos de carga pertenecen a los ingenieros del operador; la tabla solo muestra cómo los datos de esta página los alimentan.
Errores comunes en consultas de tubing
| Error | Qué pasa | Cómo escribirlo en su lugar |
|---|---|---|
| «2-7/8 tubing J55» solo | La acería cotiza el peso y acabado de extremo más baratos | 2-7/8 pulg 6,50 lb/ft J55 EUE R2 |
| «N80» sin tipo | N80-1 normalizado y N80Q Q&T se cotizan distinto | N80 Tipo 1 o N80Q |
| «L80» sin tipo | Tipo 1, 9Cr y 13Cr son aceros distintos | L80 Tipo 1 / 9Cr / 13Cr |
| «PSL2» en una orden de 11.ª edición | Ambiguo; puede ignorarse | Liste los requisitos suplementarios |
| Acoplamiento no especificado | Se suministra acoplamiento EUE regular | Regular, holgura especial o bisel especial |
| Sin deriva declarada | Se asume deriva estándar | Deriva alternativa si una herramienta la necesita |
| Servicio amargo no declarado | Grado no amargo o sin barrido de dureza | Indique presión parcial de H₂S y temperatura |
| Compuesto de rosca y protectores faltantes | Demoras de campo en el equipo | Compuesto de almacenamiento, protectores de extremo cerrado |
Inspección de recepción en el patio
Cuando el tubing llega al patio, una verificación corta contra el certificado detecta la mayoría de los problemas antes de que la sarta vaya al equipo:
- Haga coincidir el estarcido de varias longitudes (fabricante, monograma API y número de licencia si se piden, medida, peso, grado, acabado de extremo, número de colada) con el certificado de acería.
- Verifique la banda de color contra la tabla de grados de arriba.
- Confirme que los protectores de rosca están presentes y sin daño en ambos extremos de pin y acoplamiento.
- Corra un mandril de deriva a través de una muestra de longitudes, o de todas si el programa lo pide; el mandril debe ser la longitud de tubing de 1,067 mm, no una deriva corta de casing.
- Mida unas pocas longitudes para confirmar el rango (el tubing R2 no debe estar por debajo de 8,53 m).
- Para L80, C90 y T95, verifique que el certificado muestre resultados de dureza dentro del tope.
- Busque marcas de salida de recalcado y de armado de acoplamiento en longitudes EUE.
Leer un certificado de acería de tubing
| Línea del certificado | Qué verificar |
|---|---|
| Especificación y edición | API 5CT 11.ª edición (y addendum si es relevante), no una edición antigua |
| Grado y tipo | Exactamente como se pidió, por ejemplo L80 Tipo 1 |
| Número de colada y lote | Coincide con el estarcido |
| Química | P y S dentro de los límites del grado; Cr, Mo para 9Cr/13Cr |
| Resultados de tracción | Límite elástico dentro de la ventana (no solo por encima del mínimo), tracción por encima del mínimo |
| Dureza | Para grados de dureza restringida, todas las lecturas bajo el tope |
| Tratamiento térmico | Ruta y temperatura de revenido para grados Q&T |
| Presión de hidrostática | Igual o por encima de la presión de prueba API para la medida, peso y grado |
| Deriva | Estándar o alternativa, y el mandril usado |
| END | Método y nivel de inspección |
Un resultado de límite elástico por encima del máximo de la ventana (por ejemplo 800 MPa en N80, cuya ventana termina en 758 MPa) es una no conformidad aunque el acero sea «más fuerte»: cambia el comportamiento límite-a-tracción y, para grados amargos, eleva el riesgo de dureza.
Almacenamiento, manejo y práctica de corrida
El tubing es de pared delgada y largo, así que la mayoría del daño de campo viene del manejo más que del pozo. Almacénelo sobre al menos tres apoyos por longitud, lejos del suelo, con separadores de madera entre capas, y nunca lo apile tan alto que la capa inferior se doble entre apoyos. Mantenga los protectores de rosca puestos hasta que la junta esté en la pasarela, y reemplace cualquier protector dañado antes de que el tubo se mueva de nuevo. Levante con eslingas de nailon o barras separadoras en lugar de cadenas o ganchos en los extremos, que abollan el pin y estropean el sello.
En el equipo, limpie e inspeccione cada rosca, aplique el compuesto de rosca nombrado en el procedimiento de corrida y arme la junta al rango de torque para esa medida, peso, grado y conexión; para roscas redondas API el procedimiento también verifica la posición de la cara del acoplamiento contra la última rosca o la marca de triángulo. Derive cada junta al levantarla si el programa lo pide, y registre la longitud al centímetro más cercano para que las profundidades del empacador y del niple aterricen donde espera el diseño de terminación. Las juntas que fallan la deriva, muestran daño de rosca o no arman dentro de rango van a un estante de rechazo con una etiqueta; no se «arreglan» en el piso.
Cuando el tubing sale en una reparación mayor, se inspecciona y clasifica comúnmente (por ejemplo por banda de color para pared restante) antes de volver a correrse. Pedir un pequeño excedente de juntas nuevas, típicamente 3–5 %, cubre rechazos y evita esperar un segundo embarque.
Cómo pedir tubing API 5CT
| Campo | Ejemplo |
|---|---|
| Norma y edición | API 5CT 11.ª edición + Addendum 1 |
| OD y peso | 2-7/8 pulg, 6,50 lb/ft |
| Grado y tipo | L80 Tipo 1 |
| Acabado de extremo | EUE, acoplamiento regular (o holgura especial) |
| Ruta de fabricación | Sin costura |
| Rango de longitud | R2 |
| Deriva | Estándar (59,62 mm para 2-7/8 pulg 6,50 lb/ft), o indique alternativa |
| Cantidad | Metros, pies o juntas |
| Servicio | Amargo: presión parcial de H₂S, temperatura |
| Requisitos suplementarios | Números A si se necesitan (p. ej. SR 16 Charpy) |
| Inspección y documentos | 3.1 / 3.2, inspección de tercera parte, protectores de rosca |
| Pup joints y acoplamientos | Longitudes y cantidad |
Envíe la lista vía solicitar cotización; respondemos con la acería, el precio y el plazo de entrega.
Preguntas frecuentes
¿Qué es el tubing en un pozo de petróleo?
El tubing es el tubo de menor diámetro corrido dentro del casing de producción para transportar fluido producido o inyectado entre el yacimiento y el cabezal del pozo. Bajo API 5CT va de 1,050 pulg a 4-1/2 pulg de OD y puede sacarse en una reparación mayor.
¿Cuáles son las medidas estándar de tubing API?
API 5CT lista 1,050, 1,315, 1,660, 1,900, 2,063, 2-3/8, 2-7/8, 3-1/2, 4 y 4-1/2 pulg. Las más usadas son 2-3/8 pulg (4,70 lb/ft EU) y 2-7/8 pulg (6,50 lb/ft EU).
¿Cuál es la diferencia entre tubing EUE y NUE?
EUE (extremo recalcado externo) tiene sus extremos engrosados antes de roscar, así que la junta es al menos tan fuerte como el cuerpo. NUE (extremo sin recalcado) tiene roscas cortadas en la pared lisa, así que la junta es más débil pero el OD del acoplamiento es menor.
¿Cuál es el diámetro de deriva del tubing 2-7/8?
Para tubing 2-7/8 pulg 6,50 lb/ft el DI es 62,00 mm y la deriva API es 59,62 mm (2,347 pulg), verificada con un mandril de 1,067 mm (42 pulg).
¿Cuál es la presión de explosión del tubing J55 2-7/8?
Para 2-7/8 pulg 6,50 lb/ft J55 la presión de límite elástico interno de API es 7.260 psi (50,0 MPa); N80 o L80 da 10.570 psi y P110 da 14.520 psi.
¿Qué grado de tubing se usa para servicio amargo?
L80 Tipo 1, C90 Tipo 1 y T95 Tipo 1, que son templados y revenidos con topes de dureza de 23,0 o 25,4 HRC. J55 y P110 no son grados amargos por nombre.
¿Cuáles son los rangos de longitud de tubing?
Rango 1 es 6,10–7,32 m (20–24 ft), Rango 2 es 8,53–9,75 m (28–32 ft) y Rango 3 es 11,58–12,80 m (38–42 ft).
¿Cuántos hilos por pulgada tiene el tubing API?
El tubing EUE tiene 10 hilos por pulgada hasta 1,900 pulg y 8 desde 2-3/8 pulg. El tubing NUE tiene 10 hilos por pulgada hasta 3-1/2 pulg y 8 a 4 y 4-1/2 pulg. La conicidad es 6,25 %.
¿API 5CT aún tiene niveles PSL para tubing?
La 11.ª edición eliminó el marco PSL. Nombre los requisitos suplementarios que necesite en lugar de escribir PSL 2 o PSL 3.
¿El tubing puede ser soldado eléctricamente?
Sí para H40, J55, N80, L80 Tipo 1, R95 y P110. L80 9Cr y 13Cr, C90 y T95 deben ser sin costura. La mayoría del tubing de producción se suministra sin costura.
Notas de suministro
Mejor Steel exporta tubing, acoplamientos y pup joints API 5CT desde acerías chinas nombradas con certificados EN 10204 3.1 e inspección de tercera parte 3.2 a pedido. Envíe la lista de pedido de arriba vía solicitar cotización o escriba a info@mejorsteel.com; respondemos en un día hábil.
Materiales
- Acero al carbono
- Acero aleado
- 13Cr inoxidable a pedido
Aplicaciones típicas
- Pozos de producción de petróleo y gas
- Pozos de inyección de agua
- Pozos de levantamiento por gas y artificial
- Pozos con CO₂ y H₂S
- Pozos de producción geotérmica
Inspección y ensayos
- Inspección ultrasónica o electromagnética de longitud completa
- Prueba de presión hidrostática
- Calibración de rosca según API 5B
- Prueba de deriva con mandril
- Ensayo de tracción y dureza
- Inspección de tercera parte (SGS, BV, TUV)
| Embalaje | Embalaje marítimo de exportación: atado por medida, tapones plásticos en ambos extremos, protección anticorrosiva a pedido, estarcido con medida, grado y número de colada. |
|---|---|
| Cantidad mínima (MOQ) | Un atado o un camión completo; se aceptan medidas mezcladas dentro de un atado. |
| Plazo de entrega | Medidas en stock: 7-15 días. Corrida de acería o fuera de stock: 4-6 semanas después de la confirmación del pedido. |
¿Necesita este producto? Indique medida, grado, cantidad y puerto de destino y le responderemos con disponibilidad y precio.
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