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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA BOLIVIA

TERMINACION AVANZADA DE POZOS

INVESTIGACION Nº1 CASING DRILLING ESTUDIANTE:  Espada Miranda Shirley Andrea SEMESTRE: 10mo DOCENTE: Ing. Gabriel Pérez Ortiz FECHA: 22-10-2019

1. INTRODUCCION La perforación convencional de pozos de petróleo y gas utiliza una herramienta compuesta esencialmente por barras de sondeo y portamechas que sirven como elementos para transmitir y aplicar la energía mecánica (potencia de rotación y carga axial) al trépano así como para suministrar conducción hidráulica al fluido de perforación. En algunos casos se utiliza un motor de fondo para suministrar la potencia de rotación pero la columna o herramienta de perforación es esencialmente la misma. El sistema de perforación Casing Drilling integra los procesos de perforación y entubación para conformar un sistema de construcción del pozo más eficiente. La premisa fundamental del sistema Casing Drilling consiste en eliminar una importante fracción del costo total del pozo mediante la utilización de un sistema que permite entubar el mismo a medida que está siendo perforado. Los ahorros resultan de la eliminación de los costos relacionados con la compra, manipuleo, inspección, transporte y maniobras con el sondeo, eliminando además los tiempos perdidos por problemas adjudicables a éstos ítems y disminuyendo las inversiones de capital en equipos y los costos operativos. En el presente trabajo se describirá brevemente el proceso de perforación con casing aplicando la tecnología Casing Drilling y se expondrán las últimas experiencias en la perforación de pozos de petróleo y gas. 2. CARACTERISTICAS Desde los inicios de la perforación con cable, hasta las prácticas actuales mediante el empleo de un motor de fondo y herramientas rotativas accionadas desde superficie, la tecnología de perforación con casing viene a cubrir hasta la actualidad, la última etapa en éste proceso. Si bien durante la última década es donde más se ha desarrollado esta técnica en la perforación de pozos de petróleo y gas, no es una práctica reciente, a inicios del siglo pasado se la usaba de una manera rudimentaria para perforar formaciones blandas en California, en ese entonces era llamada circulación por revestidores. En la década de 1960, Brown Oil Tools, actualmente Baker Oil Tools, patentó un sistema relativamente avanzado para perforar pozos con tubería de revestimiento, que incluía brocas piloto recuperables, ensanchadores para agrandar el pozo y motores de fondo, siendo por medio de este

principio que en el año 2001, BP y Tesco obtuvieron una operación exitosa en la que se utilizó tubería de revestimiento para perforar los intervalos correspondientes secciones de superficie y de producción en 15 pozos de gas, del área de Wansutter en Wyoming, EUA. Todas estas aplicaciones contribuyeron al desarrollo de la técnica de entubación durante la perforación convirtiéndola en un proceso mucho más eficiente y controlado, siendo ahora muy común en lugares como el sur de Texas, el Golfo de México, Puerto la Cruz Venezuela y más sitios alrededor del mundo. 2.1. TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON CASING Perforación con casing es la tecnología en donde el “casing” o revestimiento, es usado como sarta de perforación en lugar de la tubería común de perforación, de modo que el revestimiento desciende conforme se profundiza el pozo. Es así que el sistema de perforación con tubería de revestimiento integra los procesos de perforación y entubación para conformar una técnica de construcción del pozo más eficiente. El uso de esta técnica elimina los viajes de entrada y salida del pozo, lo que reduce el riesgo de atascamiento de tuberías y colapso de la formación al estar expuesta al lodo de perforación. Al ser menor el espacio anular aumenta la velocidad en el levantamiento de recortes lo que mejora la limpieza del pozo y minimiza problemas de pérdida de circulación proporcionando un mejor control del pozo. Además reduce el tiempo de equipo de perforación no productivo, disminuyendo al mismo tiempo el riesgo de que se produzcan desviaciones no programadas. Todo esto asociado a una mayor seguridad.

Figura 1: Diferencia de perforaciones

Fuente: Perforación con Revestimiento. Juan Suarez Rosca, 2015 2.2. MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON CASING Básicamente existen dos métodos para la perforación con la tubería de revestimiento, el primero consiste de un sistema para llevar a cabo operaciones direccionales con un conjunto de fondo (BHA) recuperable ajustado dentro del “casing”; el segundo consiste de un sistema de rotación del casing desde superficie, al cual se adapta una zapata perforadora y perforable, que permite la cementación inmediata.

 2.3. EL SISTEMA RECUPERABLE “CASING DRILLING” Con el fin de lograr mayor flexibilidad y para aquellas aplicaciones que requieren control direccional la empresa Tesco Corporation ha desarrollado la tecnología Casing Drilling que consiste en un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en ingles) el cual va ajustado dentro del “casing”, este BHA puede perforar direccionalmente con el “casing” hasta la profundidad programada, para luego ser recuperado por medio de un cable. En el caso de producirse una falla antes de alcanzar la profundidad, este BHA puede ser recuperado lo que facilita el reemplazo de los equipos que fallan. Figura 2: Anclaje y configuración de la herramienta de perforación

Fuente: Tesco Corporation 2.4. EL EQUIPO DE PERFORACIÓN El equipo de perforación requerido es convencional, eso si el taladro de perforación debe cumplir con el torque-arrastre que exige la aplicación de esta técnica; desde el punto de vista de las herramientas de fondo a utilizar, tales como brocas, motores de fondo, MWD, etc. no hay mayores cambios o

requerimientos especiales respecto a los mismos ya que por ejemplo se pueden utilizar las mismas brocas que normalmente se utilizan en la perforación convencional de una zona determinada con la salvedad que deben pasar por el interior del casing con el que se está perforando. En cuanto a motores de fondo y MWD, éstos también deben pasar por el interior del casing que se está utilizando para perforar siendo éste el único requisito. Con respecto al casing, en general tampoco existen cambios relevantes más que la adición de un niple de asiento (CDL) para la herramienta de perforación Drlling Lock Assembly (DLA). De todos modos se debe verificar el estado de tensiones al que está sometido el casing durante la perforación y además asegurar que el mismo conserve sus propiedades al momento de cumplir con el propósito original para el cual fue diseñado. 2.5. CASING DRILLING Y MOTORES DE FONDO DIRECCIONALES (PDM) Para las operaciones de Casing Drilling y motores de fondo direccionales, el motor y la cubierta acodada se encuentran ubicados antes del ensanchador, esto produce la rotación del ensanchador y de la broca, lo que permite la perforación por deslizamiento sin hacer rotar la sarta entera para efectuar las correcciones direccionales En consecuencia la geometría y la rigidez del BHA obligan a la broca a realizar cortes a lo largo de un trayecto circular. En la perforación direccional con tubería de revestimiento, tres puntos determinan la tasa de incremento de ángulo para un motor direccional, el punto inferior sigue siendo la broca, pero el segundo punto no se encuentra ubicado en la cubierta del motor (se debe utilizar un motor más pequeño que el pozo para pasar a través de la tubería de revestimiento en un arreglo recuperable) ya que a menudo no se pone en contacto con la pared del pozo. En cambio, un estabilizador rotativo no cortante situado por debajo de los patines de las aletas del ensanchador funciona como segundo punto de control. El empleo de un motor PDM direccional demostró que es posible perforar pozos direccionales con tubería de revestimiento, pero la eficiencia de la perforación durante estas pruebas no resultó competitiva ya que al ser de menor tamaño existe una relativa falta de potencia en comparación con las versiones más grandes lo que provoca una reducción en las ratas de penetración ROP’s.  2.6. CASING DRILLING Y SISTEMAS ROTATIVOS DIRECCIONALES (RSS)

Las limitaciones del uso del motor de fondo y los beneficios potenciales del empleo de la tecnología rotativa direccional (RSS) se pusieron de manifiesto al perforar con tubería de revestimiento, esta práctica inicialmente se la empleó en el sur de Texas, donde en muchos casos, la perforación rotativa con sistemas rotativos direccionales resultó más eficaz que la utilización de un motor de fondo, incluso en aplicaciones relacionadas con pozos verticales. Las operaciones de perforación con tubería de revestimiento requirieron un arreglo RSS con estabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento para amortiguar las vibraciones asociadas con la perforación y reducir el desgaste y deterioro del DLA. Un lastra barrena, o un adaptador espaciador, permitieron colocar el ensanchador en la parte externa de la tubería de revestimiento.  2.7. El Sistema “Casing Drive System” El sistema Casing Drive System de conexión rápida de Tesco, es operado por un sistema de control hidráulico del sistema de impulsión superior, este acelera el manipuleo de la tubería y previene el daño de las roscas de la tubería de revestimiento, eliminando un ciclo de conexiones y desconexiones en las uniones de los tubulares. Un arreglo de cuñas sujeta el exterior o bien el interior de la tubería de revestimiento, dependiendo del tamaño de la tubería, y la fija al sistema de impulsión superior sin conexiones roscadas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de fluido en el interior de la tubería.

Figura 3: Sistema Casing Drive System

Fuente. Tesco Corporation 2.8. ADQUISICIÓN DE REGISTROS EN HUECO ABIERTO Cuando se utiliza la tecnología Casing Drilling una técnica utilizada para correr registros con cable en agujero abierto para la evaluación de formaciones, consiste en perforar hasta la profundidad total con tubería de revestimiento para luego desenganchar la broca. El paso siguiente implica rectificar hasta la zapata de la tubería de revestimiento intermedia, de manera de poder obtener registros en agujero descubierto a través de la tubería, como si se tratara de una perforación convencional. Luego bajó la tubería de revestimiento de producción hasta la profundidad total. 3. VENTAJAS 

Reducción de tiempos operacionales.



Mejora la limpieza del hoyo.

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Contribuye a minimizar la potencia del sistema de bombeo.

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Reduce problemas asociados a los viajes de tubería.

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Elimina los repasos de hoyo.



Elimina el uso y manejo de tubulares.

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Reduce problemas de desviación.



El revestidor es cementado al alcanzart la profundidad final.

4. DESVENTAJAS 

Control de la tensión al que se ve sometido el casing durante el proceso de perforación cuando los pozos son cada vez más profundos.

5. CONCLUSIONES Diseñar un pozo para aplicar la tecnología Casing Drilling es de alguna manera muy similar a diseñar un pozo convencional. Las consideraciones sobre estabilidad del pozo, control de surgencias, profundidades de asentamiento de los zapatos, el plan direccional y la selección del trépano son tomados de la misma manera que en la perforación convencional. La diferencia más significativa es que en la perforación con casing, éste puede estar sometido a esfuerzos y tensiones bastante más diferentes que en los usos convencionales. El proceso de diseño de un pozo perforado con casing comienza de la misma manera que para un pozo convencional. Los puntos de asentamiento de los distintos casing se seleccionan basados en la estabilidad y el control del pozo además de los requerimientos de producción. Se diseña el programa direccional del pozo para perforar los objetivos seleccionados y se desarrolla el programa de lodos. Una vez que el proceso de diseño convencional se llevó a cabo, el diseño final deberá adaptarse al proceso Casing Drilling para lograr los objetivos exitosamente y asegurar que el tubo mantenga sus propiedades y especificaciones. BIBLIOGRAFIA 

 

APLICACIÓN DE LA TECNOLOGIA DRILING WITH CASING CON ZAPATA PERFORADORA EN ZONAS DE BAJO GRADIENTES Y FORMACIONES NO CONSOLDADAS. Pablo Lorenzo Benitez H. 2016 EXPERIENCIAS EN LA APLICACIÓN DE CASING DRILLING EN LA PERFORACIÓN DE POZOS DE PETRÓLEO Y GAS. Luis E. Piasco. Tesco Corporation. Perforacion de pozos con la técnica Casing drilling. Gilber Hernan Moreno Vargas,2011

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TERMINACION AVANZADA DE POZOS

INVESTIGACION Nº2 CEMENTACION TOP JOB - SQUEZZE ESTUDIANTE:  Espada Miranda Shirley Andrea SEMESTRE: 10mo DOCENTE: Ing. Gabriel Pérez Ortiz FECHA: 22-10-2019

1.INTRODUCCION El tema de desplazamiento del lodo de perforación durante una operación de cementación, está a menudo rodeado por varios parámetros a considerar. Tales parámetros pueden ser la adherencia del lodo de perforación en las paredes del pozo, los tipos de fluidos lavador y espaciador utilizados para la remoción de lodo, la centralización de la tubería de revestimiento etc. Para lograr con éxito la eliminación del lodo de perforación de las paredes del pozo, es necesario un trabajo completo de ingeniería, llevar a cabo el plan integral y efectuar una buena cementación; teniendo presente este compromiso, algunas de las técnicas empíricas acostumbradas en los trabajos de cementación deben descartarse y utilizarse sólo aquéllas que tengan una buena base de ingeniería. En este trabajo, se maneja el término de desplazamiento de lodo de perforación no como una simple operación, si no como la importante tarea de quitar el enjarre que se queda en las paredes del pozo, debido a la cotidianidad de las operaciones de perforación; dado que la bibliografía consultada utiliza este término incluyendo los manuales y normas API referidas a dichas operaciones de cementación. 2. METODOS DE CEMENTACION 2.1. MÉTODO DE CEMENTACIÓN TOP JOB. Cuando después de haber realizado los trabajos de cementación primaria y se encuentra que no hay retornos hacia superficie se supone que el cemento se filtró hacia las formaciones dando algunas pérdidas o hubo washouts que no permitieron el retorno de cemento. Top Job es cualquier trabajo de cementación que se realiza bombeando el cemento por el anular en superficie en vez de bombear la lechada por el drill pipe o casing donde la lechada comienza a llenar el anular desde el fondo de la cañería y luego llena por el anular, como convencionalmente se hace hasta observar retornos en superficie. El principal propósito de esta actividad es llenar por completo el espacio anular restante que no se pudo cementar para evitar futuras filtraciones y asegurar la estabilidad del pozo.

Para realizar los Top Job se usan tuberías con diámetro interior más pequeño lo que hace que el flujo de cemento sea más rápido, por lo que se sugiere que la tasa de bombeo de la unidad de cementación sea baja, para evitar primer cemento no se quiebre ni tenga una mal adhesión. Este método Top Job normalmente se utiliza cuando se tiene se está ejecutando con tubería de diámetro pequeño llamada tubería macarrón (habitualmente entre 1” y 2-1/2” de diámetro). Dependiendo de los requisitos del trabajo, pueden introducirse dos, tres o cuatro sartas de tubería macarrón al espacio anular. Ilustración 1. Cementacion por Top Job

Fuente: wikipedia 2.1.1 CARACERISTICAS

•Utiliza tuberías macaroni. •Manejando profundidades máximas de 250 – 300ft. •Elevadas presiones de fricción. •Conexiones que no son estándar. •La tubería es removida durante el trabajo.

2.1.2. VENTAJAS 

Dezplaza el cemento hasta superficie

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Se usa cuando hay conexiones que no son estándar.



Se usa cuando hay elevadas presiones de ficción.

2.1.3. DESVENTAJAS 

Tiene una profundidad máxima de 300 ft

2.2. METODO DE CEMENTACION FORZADA (SQUEZZE) La cementación forzada es el proceso por el cual se usa presión hidráulica para forzar (inyectar) la lechada de cemento a través de los agujeros o ranuras (baleos) de la cañería y dentro del espacio anular y/o la formación Cuando la lechada es forzada contra un área permeable, las partículas sólidas filtradas sobre las caras de la formación, así como la fase acuosa, entran a la matriz de ésta. Un trabajo de cementación forzada, diseñada apropiadamente, tienen como resultado la construcción de un enjarre sobre los agujeros abiertos entre la formación y la cañería de revestimiento; dicho enjarre forma un sólido casi impermeable. En los casos en que la lechada es colocada dentro de un intervalo fracturado, los sólidos del cemento deben desarrollar un enjarre sobre las caras de la fractura y/o puntear la fractura. 2.2.1. TECNICAS DE CEMENTACIÓN FORZADA Durante la cementación presurizada los poros en la roca rara vez permiten al cemento entrar dentro de la formación y se requeriría una permeabilidad de aproximadamente 500 darcies para que esto suceda. Existen dos procesos a través de los cuales podemos forzar el cemento. • Cementación Forzada con Alta Presión – Esta técnica requiere que la formación sea fracturada, los cual permite que la lechada de cemento se bombee dentro de la zona fracturada.

Ilustración 2: Cementación Forzada a Alta Presión

Fuente: Cementación de Pozos 2da Ed. • Cementación Forzada con Baja Presión – La aplicación de esta técnica requiere no exceder el gradiente de fractura de la formación. La lechada de cemento es colocada frente a la formación y entonces se aplica presión para que la fase fluida de la lechada (filtrado) sea forzada dentro de la roca, mientras que el material sólido del cemento (revoque) sea depositado en las paredes de la formación. 2.2.2. APLICACIÓN La cementación forzada tiene muchas aplicaciones durante las fases de perforación y terminación del pozo. Las aplicaciones más comunes son: • Repara un trabajo de cementación primaria fallida debido a canalización de lodo o una altura de cemento insuficiente en el espacio anular. • Eliminar la intrusión de agua proveniente de arriba, debajo o dentro de la zona productora de hidrocarburos. Reducir la relación gas petróleo de producción (RGP) a través de asilar la zona de gas del intervalo de petróleo adyacente. • Reparar cañerías fracturadas debido a corrosión o fallas por ruptura.

• Abandonar una zona no productiva o depletada. • Sellar zonas de pérdida de circulación. • Prevenir la migración vertical de los fluidos del reservorio dentro de las zonas productoras (bloques forzados). 2.2.3. VENTAJAS 

Procedimiento muy sencillo y no utiliza equipos o herramientas especiales.

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La mezcla de cemento es colocada frente a la zona a sellar.

2.2.4. DESVENTAJAS 

No es selectiva



Potencial riesgo de producir estallido en el revestidor

3. CONCLUSIONES La cementación es un proceso petrolero que tiene por objeto endurecer las paredes del pozo para conservar las mejores cualidades de la formación, contando con técnicas y practicas operaciones que provienen de una planificación para un plan de trabajo supervisado por especialistas con el fin de orientar al desarrollo y aplicación para explotar , transportar , procesar , y tratar los hidrocarburos . La cementación tiene una gran importancia en la vida del pozo, ya que los trabajos de una buena completación dependen directamente de una buena cementación. Los propósitos principales de la cementación son Proteger y asegurar la tubería de revestimiento en el hoyo, aislar zonas de diferentes fluidos, aislar zonas de agua superficial y evitar la contaminación de las mismas por el fluido de perforación o por los fluidos del pozo, evitar o resolver problemas de pérdida de circulación y pega de tuberías, Reparar pozos por problemas de canalización de fluidos y Reparar fugas en el revestidor entre otras, e allí la gran importancia de la cementación. BIBLIOGRAFIA 

http://industria-petrolera.blogspot.com/2009_01_01_archive.html



www.tesisymonografias.net/tesis...cementación-de-pozos/1/



http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/8020/1/Dise%C3%B1o%20de %20Revestimiento%20y%20Cementaci%C3%B3n%20de%20pozos%20en%20el%20Oriente %20Ecuatoriano.pdf



http://industria-petrolera.blogspot.com/2009/01/cementacion-derevestidores.



http://www.scribd.com/doc/18686951/Cementacion-de-Pozos

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INVESTIGACION Nº3 TIPOS DE ROSCAS ESTUDIANTE:  Espada Miranda Shirley Andrea SEMESTRE: 10mo DOCENTE: Ing. Gabriel Pérez Ortiz FECHA: 22-10-2019

1.INTRODUCCION La perforación de pozos de petróleo tiene dos objetivos principales: Perforar para llegar el objetivo, y delinear el hoyo mediante una tubería de revestimiento. La tubería de revestimiento es un conjunto de tuberías unidas mediante una conexión, esta conexión es un dispositivo mecánico que permite unir las tuberías para formar una tubería continua funcional. En la práctica operacional, las conexiones de las tuberías involucran ya sean cuplas o conexiones integrales en cada parte de la tubería de revestimiento, las cuales son atornilladas juntas para formar la sarta de la tubería. Las conexiones representan menos del 3% de la longitud total de la tubería de revestimiento pero debe ser considerada cuidadosamente debido a que la selección de la conexión y rendimiento de la misma puede afectar la selección adecuada del diseño del pozo. Algunos factores importantes a considerar son: • Más del 90% de las fallas de la tubería se da en las conexiones. El costo de las conexiones va desde el 10% hasta el 50% de costo total de la tubería. 2. DESCRIPCION Debido a que las tuberías de revestimiento que se utilizan en los pozos tienen un límite de longitud es necesario unir estas tuberías para introducirlas al pozo, con la premisa de que la unión sea capaz de soportar cualquier esfuerzo al que se someterá la tubería, a esta unión se le conoce como junta o conexión. Las conexiones pueden definirse de acuerdo con el maquilado de los extremos de la tubería como: • Recalcadas. • Semilisas o formadas (Semiflush). • Lisas o integrales (Flush). •Acopladas.

En una nueva nomenclatura a nivel internacional, se identifican los anteriores tipos de juntas con las siguientes siglas • MIJ: Recalcadas. • SLH: Semilisas o formadas. • IFJ: Lisas o integrales. • MTC: Acopladas. 2.1. Juntas para tubería de Revestimiento y Producción. 2.1.1. MIJ: Recalcadas. Se incrementa el espesor y diámetro exterior de la tubería en uno o en ambos extremos en un proceso de forja en caliente, a los que posteriormente se les aplica un relevado de esfuerzos, indicado en la Figura 7. Estas tienen una resistencia a la tensión del 100%. Aplicaciones • Tubería de producción y columnas de trabajo. • Pozos horizontales y de largo alcance. • Perforación con tubería. Figura1: Conexión del tipo recalcada.

Fuente: Tenaris

2.1.2. SLH: Semilisas o formadas. El extremo piñón es suajeado (cerrado) y el extremo caja es expandido en frío sin rebasar el 5% en diámetro externo de la tubería de revestimiento y el 2% en espesor de la tubería de revestimiento, aplicando un relevado de esfuerzos posterior, indicado en la Figura 2. Estas tienen una resistencia a la tensión del 70-85%. Aplicaciones • Casing de superficie e intermedio. • Perforación con casing. • Liners. • Pozos horizontales y de largo alcance. •Pozos geotérmicos. Figura 2: Conexión semilisa.

Fuente: Tenaris

2.1.3. IFJ: Lisas o Integrales. Son las que se unen en un extremo de la tubería roscado exteriormente como piñón y se conectan en el otro extremo de la tubería roscado internamente como caja, indicado en la Figura 3. Se maquila las roscas directamente sobre los extremos del tubo sin aumentar el diámetro exterior del mismo. Estas tienen una resistencia a la tensión del 55-65%. Aplicaciones • Casing, liners y tie-backs de producción, tie-backs y liners. • Pozos HP/HT (alta presión, alta temperatura) y pozos profundos. Figura 3: Conexión del tipo lisa.

Fuente: Tenaris 2.1.4. MTC: Acopladas. Son las que integran un tercer elemento denominado cople, pequeño tramo de tubería de diámetro ligeramente mayor y roscado internamente, el cual, une dos tramos de tubería roscados exteriormente en

sus extremos. El piñón (espiga o pin) de un extremo del tubo es enroscado en la caja (cuello) del extremo del otro tubo, indicado en la Figura 4. Se maquila un piñón en cada extremo del tubo y se le enrosca un cople o una doble caja, quedando el tubo con piñón de un extremo y caja en el otro extremo. Estas tienen una resistencia a la tensión del 8594%. Aplicaciones • Casing, liners y tie-backs de producción, tie-backs y liners. Figura 4: Conexión acoplada.

Fuente: Tenaris

2.2.TIPOS DE ROSCAS. Una rosca se define como el mecanismo con el cual dos tubos son conectados, el cual es un factor de suma importancia dentro de una tubería, se puede decir que es el lugar donde sufre mayor daño al igual que el tipo de junta. Las especificaciones de tubos API cubren 4 tipos de roscas a continuación se presentan los diferentes tipos geométrico de roscas existentes en diseño, tanto para Juntas API como para Juntas Premium: • Roscas redondas (round). • Roscas trapezoidales (buttress). • Roscas enganchadas. • Roscas doble enganchadas. 2.2.1. ROSCAS API PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. 2.2.1.1. Roscas redondas (round). Estas rocas como su nombre lo indica básicamente tiene la forma redonda tanto en la cresta como en la raíz de la rosca. El propósito de la parte superior redonda (Cresta) y la base redonda (Raíz) es mejorar la resistencia de las roscas, en la fabricación entre la cresta de la rosca y la raíz elimina la acumulación de partículas extrañas o contaminantes y se fabrica las crestas menos susceptibles a daños menores e irregularidades de superficie en la superficie de la rosca que son ocasionalmente encontradas y no pueden ser necesariamente ser un daño. Fueron las roscas utilizadas para conectar tramos de tubos en los inicios de la perforación, se fabricaban con hilos en forma de “V” de 60°, indicado en la (FIGURA 5).

Figura 5: Roscas redondas (round).

Fuente: API 5CT Este tipo de roscas para tuberías de revestimiento han sido las más populares en toda la historia de la perforación de pozos petroleros. En la actualidad se sigue utilizando en gran escala para pozos de gran complejidad, así como para producir todo tipo de fluidos, incluyendo gas. Se conoce como 8HRR (Ocho Hilos Rosca Redonda) debido a que en los diámetros más usuales, se fabrica con 8 hilos por pulgada. En tuberías de revestimiento de 4 ½’’ a 20’’, solo se fabrican en tubo liso. Se conocen como LTC (Long Thread Coupled – Roscas Redondas de acople largo), y como STC (Short Thread Coupled- Roscas Redondas con acople corto).Para lograr su apriete Óptimo durante el enrosque se debe aplicar el torque pre-establecido para cada diámetro, grado y peso. Al llegar a este valor, la cara del acople deberá coincidir con el punto donde termina la rosca; punto conocido como “desvanecimiento de la rosca” ó “vanish point”. 2.2.1.2Roscas Trapezoidales (Buttress). La rosca BTC (Buttress) es una de las primeras conexiones acopladas que apareció en el mercado petrolero durante los años treinta. Las roscas trapezoidales (Buttress) están diseñadas para resistir alta tensión a las cargas de compresión, en adición a ofrecer resistencia a las filtraciones. Para diámetros desde 4 ½” hasta 13 3/8” las roscas tienen 5 hilos por pulgada en unos ¾” de ahusamiento por pie de diámetro.

Las roscas trapezoidales de la tubería de revestimiento en diámetros de 16” y más grandes tienen 5 hilos por pulgada en 1 pulgada de ahusamiento por pie de diámetro y tiene crestas planas y raíces paralelas al eje del tubo. Las demás dimensiones y radios de roscas son los mismos que aquellos para 13 3/8” y diámetros pequeños. Debido a que varias de las conexiones actuales como las Roscas Premium basan su diseño en el principio de la rosca BTC, ésta se considera la madre de las conexiones acopladas. La rosca BTC se utiliza en conexiones de tubos de revestimiento cuyo diámetro va desde 4 ½’’ hasta 20’’, su fabricación debe estar sujeta a la especificación API 5B, y su perfil está indicado en la Figura 6. Figura 6: Perfil de conexión BTC.

Fuente: Tenaris En la rosca BTC existe un triángulo que es muy importante ubicarlo debido a que el mismo nos sirve de referencia para poder realizar el apriete geométrico. Posición del triángulo a 4 13/16" (122.1 mm) a partir de la base del piñón para diámetros de 20" y 13 3/8".

El triángulo de referencia puede quedar en el cuerpo del tubo o en los hilos de la rosca, como queda indicado en la Figura 7. La franja de color blanco de 1’’ x 24’’ y el triángulo de 3/8’’ son dos elementos básicos que ayudarán a apretar de manera correcta la rosca Buttress, indicada en la Figura 8. Figura 7: Conexión BTC.

Fuente: Tenaris La franja de color blanco de 1’’ x 24’’ y el triángulo de 3/8’’ son dos elementos básicos que ayudarán a apretar de manera correcta la rosca Buttress, indicada en la Figura 8.

FIGURA 8: Apriete óptimo.

Fuente: Tenaris Esta figura indica de mejor manera como se debe realizar el apriete óptimo, guiándose por la franja blanca de 1’’ x 24’’ y el triángulo de 3/8’’ 3.VENTAJAS. 

Es económico.

4.DESVENTAJAS. 

Enrosque complicado.



Apriete geométrico.

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Sello no hermético.



Menor resistencia a los esfuerzos triaxiales.

5. CONCLUSIONES

Los tubulares tienen una gran relevancia en la elaboración de pozos petroleros ya que dan soporte al agujero y conectan el yacimiento con la superficie. Para la selección de estas tuberías deben cumplir con dichas necesidades del pozo para que se eviten problemas menores o mayores en su perforación y explotación a futuro viéndose reflejados en el costo y tiempo. Es necesario una buena base de los conocimientos de tuberías como ser el tipo de rosca o conexión de las tuberías de revestimiento. Ya que estos también son de vital importancia para evitar fugas, etc.

BIBLIOGRAFIA 

American Petroleum Institute, Specification for Casing and Tubing API 5CT. Novena Edición. Washington, 2012.Editorial API Publishing Services.



American Petroleum Institute,Specification for Threading, Gauging and Thread Inspection of Casing, Tubing, and Line Pipe Threads. API 5B.DécimaEdición. Washington, 2010. Editorial API Publishing Services.

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Schulumberger, Casing Design Manual. Francia, 2009.



VAM, VAM Premium Connections. 2002.