Tubería de Revestimiento — Guía Completa de Grados, Tamaños y Selección

La tubería de revestimiento es la tubería de acero que recubre el pozo perforado en pozos de petróleo y gas. Se coloca en tramos desde la superficie hasta formaciones progresivamente más profundas, se cementa en el espacio anular entre la tubería y la pared de la formación, y se deja permanentemente en su lugar. Cada pozo contiene varias sartas de revestimiento —típicamente tres a cinco— con diámetros exteriores que van desde 4½ pulgadas (114,3 mm) para el revestimiento de producción y liner hasta 20 pulgadas (508 mm) o más para el conductor en superficie. La sarta de revestimiento debe soportar todo el rango de cargas de fondo de pozo: colapso por presión externa de la formación, reventón por presión interna del pozo y tensión axial por el peso suspendido de la sarta.

La Especificación API 5CT / ISO 11960, en su 11.ª edición publicada en diciembre de 2023, define la especificación rectora para revestimiento y tubería de producción en 15 designaciones de grado. La resistencia mínima de fluencia varía de 276 MPa (H40) a 862 MPa (Q125). ZC Steel Pipe fabrica tubería de revestimiento API 5CT en toda la gama de grados de J55 a Q125, con diámetros exteriores de 4½ a 20 pulgadas, suministrando proyectos de petróleo y gas en África, Oriente Medio y América del Sur.

1. ¿Qué Es la Tubería de Revestimiento?

La tubería de revestimiento recubre el pozo perforado. Después de perforar cada sección del pozo, una sarta de revestimiento se baja con juntas roscadas hasta el fondo de la sección y se cementa bombeando lechada a través de la tubería y de vuelta hacia el anular entre la tubería y la formación. El cemento endurecido une el revestimiento a la roca, proporcionando tanto soporte mecánico como un sello de presión permanente.

La tubería de revestimiento cumple cuatro funciones fundamentales:

• Integridad del pozo: Evita el colapso de formaciones débiles que de otro modo se cerrarían alrededor de la sarta de perforación o el equipo de terminación.
• Aislamiento zonal: Sella zonas de presión separadas entre sí, previene el flujo cruzado entre formaciones y protege acuíferos de agua dulce poco profundos de la contaminación por fluidos más profundos.
• Contención de presión: Contiene la presión del pozo durante la perforación (contención de kicks) y durante la producción — la presión total de la tubería de producción alcanza el revestimiento en caso de falla de la tubería.
• Fundación del cabezal de pozo: Proporciona la base estructural para el equipo del cabezal de pozo y los preventores de reventones en superficie.

El revestimiento es distinto de la tubería de producción —la tubería de menor diámetro corrida dentro del revestimiento de producción para llevar los fluidos del yacimiento a superficie— y del tubo de perforación, la sarta giratoria usada durante la perforación. A diferencia de la tubería de producción, el revestimiento se cementa en su lugar y no se recupera en operaciones normales.

2. API 5CT 11.ª Edición — Norma Rectora

API 5CT / ISO 11960 es la norma primaria que rige el revestimiento y la tubería de campo petrolífero. La 11.ª edición, publicada en diciembre de 2023, define:

• Designaciones de grado y clasificaciones de grupo (Grupos 1–4)
• Composición química y requisitos de tratamiento térmico
• Requisitos de propiedades mecánicas: fluencia, tensión, dureza y elongación
• Tolerancias dimensionales: OD, espesor de pared, peso, longitud y rectitud
• Niveles de Especificación del Producto PSL-1 y PSL-2
• Requisitos de ensayo: prueba hidrostática, ensayo de tensión, impacto Charpy (PSL-2) y medición de dureza

PSL-1 vs PSL-2: PSL-1 es el nivel base. PSL-2 añade examen no destructivo (END) obligatorio de cuerpo y extremos en toda la longitud, ensayo de impacto Charpy con entalla en V, trazabilidad junta a junta y tolerancias dimensionales más estrictas. PSL-2 se requiere para servicio ácido, pozos de gas de alta presión y aplicaciones HPHT. La mayoría de las especificaciones de proyecto de compañías petroleras internacionales exigen PSL-2 como mínimo para sartas de producción.

La norma cubre revestimiento (OD de 4½ a 20 pulgadas) y tubería de producción (OD de 1.050 a 4½ pulgadas) en el mismo documento. Ambos tipos de producto utilizan el mismo sistema de grados y tablas de propiedades mecánicas.

3. Grados de Tubería de Revestimiento — Rango Completo

La 11.ª edición de API 5CT define 15 designaciones de grado en cuatro grupos, con resistencias de fluencia de 276 MPa a 862 MPa. La tabla siguiente resume los 15 grados con fluencia mínima y clasificación de servicio. Todos los valores proceden de la Tabla C.5 de API 5CT 11.ª edición.

La columna de dureza importa más de lo que parece en una revisión rápida de la tabla. Para los grados de servicio ácido, el límite de HRC no es un indicador de calidad — es el criterio de calificación conforme a NACE MR0175 / ISO 15156. La tubería que supera el límite no es defectuosa según API 5CT; simplemente no es utilizable en servicio con H₂S. Esta distinción es lo que crea la trampa de dureza del T95 descrita en la Sección 5.

Grados para corrosión por CO₂: L80-3Cr, L80-9Cr y L80-13Cr son variantes aleadas con cromo diseñadas para resistir la corrosión por CO₂ (servicio dulce). Tienen el mismo límite de dureza de 23,0 HRC que L80-1, y el estampado indica "L80" — pero no están calificados para ambientes ácidos con H₂S. L80-1 es el único grado para servicio ácido de la familia L80.

Para las propiedades mecánicas completas incluyendo tensión, dureza, factor de elongación y límites de composición química, consulte las tablas completas de especificación API 5CT →

Para guías de selección por grado específico: Revestimiento L80 — servicio ácido · Selección de grado OCTG para servicio ácido →

4. Tamaños de Tubería de Revestimiento — De 4½" a 20"

API 5CT define 15 diámetros exteriores estándar con 99 combinaciones tamaño/peso en total. La tabla siguiente cubre ocho tamaños representativos comúnmente especificados en programas de pozos, mostrando el rango de peso y los grados típicos en cada OD.

El peso nominal (lb/ft o kg/m) indicado en la Tabla C.18 de API 5CT incluye la contribución de peso de roscas y acoplamiento — es mayor que el peso de extremo liso (Wpe), que cubre solo el cuerpo del tubo. Use el peso nominal para cálculos de peso de sarta y manejo. Use el peso de extremo liso para cálculos de resistencia del cuerpo (presión de reventón, resistencia al colapso, fluencia por tensión).

A igual OD, seleccionar un mayor peso aumenta la resistencia al colapso y al reventón pero reduce el diámetro de paso interno. El diámetro de paso es el ID mínimo que un mandril debe poder atravesar a lo largo de toda la longitud del tubo — todas las herramientas de fondo, cañones perforadores y sartas de terminación planificadas deben caber dentro de esta dimensión. La elección del espesor de pared nunca es una decisión de una sola variable.

Cálculo de Reventón — Grado y Pared en la Práctica

El grado y el espesor de pared juntos determinan las presiones de diseño. La fórmula de Barlow conforme a API 5C3 es: P = 0,875 × (2 × SMYS × t / OD), donde el factor 0,875 tiene en cuenta la tolerancia de fabricación del 12,5% en el espesor de pared permitida por API 5CT.

Tres casos representativos muestran cómo interactúan el grado y la posición de la sarta:

• Revestimiento de superficie 13-3/8" 68 lb/ft J55: t = 0,480 pulg, P_burst = 0,875 × (2 × 55.000 × 0,480 / 13,375) = 0,875 × 3.955 = 3.460 psi. Suficiente para revestimiento de superficie diseñado para proteger un escenario de kick de 2.000 psi en el BOP.
• Revestimiento de producción 7" 26 lb/ft L80: t = 0,362 pulg, P_burst = 0,875 × (2 × 80.000 × 0,362 / 7,000) = 0,875 × 8.274 = 7.240 psi. Suficiente para la mayoría de sartas de producción a profundidad intermedia con presión de yacimiento bien conocida.
• Revestimiento de producción 7" 23 lb/ft P110: t = 0,317 pulg, P_burst = 0,875 × (2 × 110.000 × 0,317 / 7,000) = 0,875 × 9.946 = 8.703 psi. Requerido cuando la presión del yacimiento supera lo que L80 puede cubrir con espesor de pared práctico.

La comparación L80 vs P110 en 7" ilustra una decisión de diseño común: la sarta P110 usa una pared más delgada pero ofrece un 20% más de resistencia al reventón. La contrapartida es que P110 no es un grado para servicio ácido. Cuando existe H₂S y el yacimiento requiere 8.703 psi de reventón, el diseño debe moverse a T95 o C110 en lugar de P110 — lo que generalmente implica una pared más gruesa y un mayor costo de material, porque los grados para servicio ácido operan con menores rangos de dureza y fluencia permitidos. Use la calculadora de presión de Barlow → para comparar combinaciones específicas de tamaño/peso.

Para la tabla completa de dimensiones con 99 filas incluyendo espesor de pared, ID, diámetro de paso, kg/m nominal y kg/m de extremo liso, consulte tamaños y dimensiones de revestimiento API 5CT →

5. Servicio Ácido vs Corrosión por CO₂ vs Estándar — Lógica de Selección

La selección del grado comienza con el entorno de corrosión del pozo. Tres categorías distintas aplican diferentes familias de grados y diferentes requisitos de calificación.

Servicio estándar (dulce): Presión parcial de H₂S por debajo de 0,05 psia (0,0003 MPa) — el umbral de servicio ácido de NACE MR0175 / ISO 15156. Use H40, J55, K55, N80, R95, P110 o Q125. No se aplican restricciones de dureza o tratamiento térmico específicas para el servicio de corrosión. La selección del grado está determinada por profundidad, presión, temperatura y costo.

Servicio ácido — ambientes con H₂S: Cuando la presión parcial de H₂S supera 0,05 psia, el pozo es de servicio ácido. El acero de alta resistencia es susceptible al agrietamiento por esfuerzo sulfídico (SSC) — un mecanismo de fragilización por hidrógeno que puede causar fractura frágil a cargas muy por debajo de la resistencia de fluencia del material. Cuatro grados API 5CT están calificados para servicio ácido conforme a NACE MR0175 / ISO 15156:

• L80-1 PSL-2, máx. 23,0 HRC: H₂S de leve a moderado, el grado de revestimiento ácido más utilizado
• C90 PSL-2, máx. 22 HRC (NACE): servicio ácido moderado, mayor resistencia que L80
• T95 Tipo 1 PSL-2, máx. 22 HRC (NACE): servicio ácido de moderado a severo — ver nota sobre la trampa de dureza abajo
• C110 PSL-2, máx. 29,0 HRC: servicio ácido severo al nivel de resistencia de P110; el grado ácido de mayor calificación en API 5CT

La trampa de dureza del T95: API 5CT permite tubería T95 hasta 25,4 HRC, pero NACE MR0175 / ISO 15156 exige un máximo de 22 HRC para la calificación en servicio ácido. La tubería que pasa la inspección de planta a 25,4 HRC no cumple la calificación NACE. La diferencia entre 22,0 HRC y 25,4 HRC no es un margen — es la diferencia entre material calificado y no calificado para servicio con H₂S. Especifique siempre "T95 Tipo 1 PSL-2, máximo 22 HRC conforme a NACE MR0175 / ISO 15156" en la orden de compra. Consulte la guía sobre la trampa de dureza NACE para el análisis completo.

Corrosión por CO₂ — pozos dulces con CO₂: L80-3Cr, L80-9Cr y L80-13Cr usan aleación de cromo para resistir la corrosión por CO₂ en pozos dulces sin H₂S significativo. El cromo forma una película pasiva que resiste el ataque por CO₂ y la picadura por cloruros. La variante correcta depende de la presión parcial de CO₂ y la concentración de cloruros — L80-3Cr para CO₂ leve, L80-13Cr para ambientes agresivos de CO₂ y condensado de gas.

Para una guía completa de escalada de grados por presión parcial de H₂S, incluyendo el diagrama escalonado NACE, consulte selección de grado OCTG para servicio ácido →

Cuándo NO Escalar el Grado Sin Ejecutar el Diseño

La escalada de grado no es intrínsecamente conservadora. Cada paso hacia arriba en la escala de grados API 5CT cambia no solo la resistencia de fluencia sino también la química, el tratamiento térmico y la clasificación de servicio — y crea nuevas vulnerabilidades mientras resuelve las anteriores.

El desencadenante apropiado para la escalada de grado es un cálculo de diseño de revestimiento que muestre que el grado inferior no puede cumplir los requisitos de carga con espesores de pared prácticos y factores de seguridad — no el instinto conservador o el desconocimiento de los límites reales del grado inferior.

Modos de Falla Identificados

SSC por Sustitución de Grado — L80-13Cr Usado en Servicio Ácido

Mecanismo: La microestructura aleada con cromo del L80-13Cr resiste la corrosión por CO₂ mediante la formación de una película pasiva. En ambientes con H₂S, el hidrógeno atómico generado por las reacciones de corrosión sulfídica penetra la película pasiva y se difunde en la matriz de acero, causando agrietamiento por corrosión bajo tensión en concentradores de esfuerzo — raíces de rosca, túneles de perforación. El modo de falla es el mismo que el SSC estándar pero ocurre a presiones parciales de H₂S menores que para el acero al carbono: la película pasiva actúa como concentrador de hidrógeno en lugar de barrera.

Diagnóstico: Agrietamiento frágil en las raíces de rosca de la conexión o bordes de los túneles de perforación, correlacionado en tiempo con la primera detección de H₂S. A diferencia del SSC en acero al carbono, la picadura por corrosión puede estar ausente porque el grado 13Cr resistió la corrosión electroquímica pero no la absorción de hidrógeno. La ausencia de daño por corrosión visible a menudo se toma como evidencia de que el grado está funcionando correctamente — no es así.

Solución: Retirar la sarta y reemplazar con un grado para servicio ácido calificado por NACE MR0175 (L80-1, C90 o T95 según la severidad del H₂S). No existe remediación en el pozo para este modo de falla.

SSC por Trampa de Dureza en T95

Mecanismo: API 5CT permite T95 hasta 25,4 HRC. NACE MR0175 / ISO 15156-2 requiere ≤22 HRC para acero al carbono en servicio ácido. Una sarta T95 entregada a 24 HRC cumple la especificación API y pasa la inspección de planta, pero no cumple la calificación NACE. En servicio con H₂S, el material a 24 HRC exhibe una susceptibilidad al SSC significativamente mayor que el material a ≤22 HRC — la diferencia de 3,4 HRC no es un margen, es la diferencia entre material calificado y no calificado.

Diagnóstico: Agrietamiento por SSC en tubería T95 en un pozo ácido donde la dureza no fue explícitamente limitada a 22 HRC en la orden de compra. La revisión del MTC muestra dureza 22,5–25,4 HRC — conforme a API 5CT pero no a NACE. El MTC es técnicamente limpio, lo que hace más difícil rastrear la causa raíz.

Solución: Si la dureza del material entregado supera 22 HRC, la tubería no puede usarse en servicio ácido. La prevención es el único camino viable: especifique "T95 Tipo 1 PSL-2, dureza máxima 22 HRC conforme a NACE MR0175 / ISO 15156" en cada orden de compra para servicio ácido. No confíe en que el fabricante aplique el límite NACE a menos que aparezca en la OC.

6. Diseño de Sarta de Revestimiento — Superficie, Intermedio y Producción

Un pozo convencional de petróleo o gas contiene de tres a cinco sartas de revestimiento, dispuestas en secuencia telescópica — cada una con menor OD que la sarta superior, cada una cementada antes de perforar la siguiente sección.

Conductor (OD 16"–30"): La sarta más superficial y de mayor diámetro. Previene el derrumbe de formaciones poco consolidadas cercanas a la superficie, soporta el peso de las sartas de revestimiento posteriores y el equipo del cabezal de pozo, y proporciona la base estructural para el equipo BOP. El conductor a menudo se hinca o se inyecta en lugar de perforarse y cementarse. Profundidad típica: 30–200 m. Grados comunes: H40, J55, K55.

Revestimiento de superficie (OD 10¾"–20"): Cementado hasta superficie a través de formaciones poco profundas. Sus propósitos principales son proteger los acuíferos de agua dulce y proporcionar un punto de montaje del BOP con presión de diseño antes de perforar en zonas con presión de formación elevada. El diseño del revestimiento de superficie está gobernado por la carga de reventón de un escenario de kick en el peor caso — un pozo lleno de gas con presión total del yacimiento en el zapato. Profundidad típica: 300–1.000 m dependiendo de la geología regional. Grados comunes: J55, K55, N80.

Revestimiento intermedio (OD 7"–13⅜"): Se instala para aislar secciones complejas entre superficie y el yacimiento — transiciones de presión anormal, secuencias de lutitas inestables, formaciones con pérdida severa de circulación, secciones de sal y otros intervalos que requieren aislamiento antes de poder continuar la perforación. Pueden ser necesarias una o más sartas intermedias en pozos profundos o geológicamente complejos. Grados comunes: N80, L80, P110.

Revestimiento de producción (OD 4½"–9⅝"): La sarta más interna, colocada a través del yacimiento productor. El diseño del revestimiento de producción es el más exigente: debe soportar colapso por yacimiento agotado, reventón por falla catastrófica de la tubería de producción que entregue la presión total del yacimiento al revestimiento, y tensión axial por su propio peso suspendido más cualquier carga de pandeo o térmica. La selección del grado aquí es más sensible al contenido de H₂S, presión parcial de CO₂, temperatura del yacimiento y presión del pozo. Grados comunes: L80, C90, T95, P110, C110.

Sartas liner: Un liner no se extiende hasta la superficie — cuelga de la sarta anterior mediante un colgador de liner, solapándose con el zapato de la sarta anterior. Los liners reducen el costo de material en pozos profundos al evitar una sarta de longitud completa hasta superficie. La sección de solapamiento del liner debe proporcionar suficiente cobertura de cemento para la integridad anular.

Para la base de ingeniería del diseño de sarta de revestimiento — factores de seguridad de colapso, reventón y tensión — consulte fundamentos del diseño de revestimiento — colapso, reventón y tensión

7. Cómo Especificar Tubería de Revestimiento — Checklist de Compra

Una orden de compra completa para tubería de revestimiento API 5CT debe cubrir lo siguiente. Las omisiones conducen a suministro no conforme, retrasos o rechazo en la recepción.

La OC Incorrecta y la OC Correcta

Incorrecta: "200 juntas revestimiento 7", N80, BTC, Rango 3."

Esta orden carece de la condición de suministro (N80-1 o N80Q), el nivel PSL y cualquier declaración de servicio ácido. El fabricante tiene derecho a suministrar N80-1 normalizado en PSL-1 sin END de longitud completa y sin datos de dureza. Si existe H₂S, la tubería es el grado incorrecto — N80-1 no está calificado por NACE. Si el contratista de perforación asumió END PSL-2, la tubería no tiene inspección ultrasónica de longitud completa ni trazabilidad junta a junta.

Correcta: "200 juntas 7" 26 lb/ft API 5CT N80Q PSL-2, conexión BTC, Rango R3. MTC EN 10204 3.1 con confirmación de tratamiento térmico Q+T. UT de longitud completa conforme a API 5CT Sección 10.15.2."

La diferencia son tres líneas de texto en la orden de compra. El costo de corregir un envío no conforme en el puerto — estadía, reinspección, renegociación de grado — supera rutinariamente el costo del lenguaje de especificación adicional.

Dimensiones

• Diámetro exterior: en pulgadas (p. ej., 9⅝")
• Peso nominal: en lb/ft (p. ej., 47,0 lb/ft) — esto identifica de forma única el espesor de pared, ID y paso a un OD dado
• Rango de longitud: R1 (4,88–7,62 m), R2 (7,62–10,36 m) o R3 (11,58–13,72 m); R3 es estándar para la mayoría de las sartas de revestimiento

Grado y Tratamiento Térmico

• Grado: designación completa incluyendo tipo y variante (p. ej., L80-1, T95 Tipo 1, N80Q, L80-13Cr)
• Nivel PSL: PSL-1 o PSL-2
• Tratamiento térmico: N80-1 puede ser N+T o Q+T; todos los grados para servicio ácido (L80-1, C90, T95, C110) requieren solo Q+T

Conexión

• Tipo de conexión: STC, LTC, BTC (API 5B) o conexión premium designada
• Material del acoplamiento: debe coincidir con el grado del tubo o especificar mejora para servicio ácido
• Para pozos de gas o pozos desviados: especifique premium con sello metal-metal y envolvente de calificación ISO 13679 / API 5C5

Ensayos e Inspección

• Prueba hidrostática: conforme a API 5CT Sección 10.12, o presión de prueba elevada en planta si la especificación del proyecto lo requiere
• END: UT o EMI de longitud completa requerido para PSL-2; especifique si se requiere para PSL-1
• Ensayo de impacto Charpy con entalla en V: PSL-2 obligatorio; especifique temperatura de ensayo y energía mínima absorbida (transversal o longitudinal)
• Dureza: para T95 en servicio ácido indique explícitamente "máx. 22 HRC conforme a NACE MR0175 / ISO 15156"

Requisitos de Servicio Ácido (Cuando Aplique)

• Declaración de cumplimiento NACE MR0175 / ISO 15156
• Límites máximos de HRC conforme a NACE (no solo API 5CT — para T95 difieren)
• Química restringida de azufre/fósforo si lo requiere la especificación del proyecto

Documentación

• Informe de prueba de planta (MTC) por calor: química, registro de tratamiento térmico, resultados de prueba mecánica
• Registro de prueba hidrostática por junta (PSL-2)
• Certificado de inspección de terceros (SGS, BV, TÜV, DNV) si lo requiere el operador

Para rangos de longitud estándar de revestimiento y dimensiones de acoplamiento, consulte rangos de longitud de revestimiento — R1, R2, R3

8. Suministro de Revestimiento API 5CT — Cómo Funciona la Cadena de Suministro en la Práctica

China es uno de los principales productores mundiales de revestimiento y tubería de producción API 5CT. Los fabricantes chinos con licencia suministran proyectos de compañías petroleras internacionales y nacionales en África, Oriente Medio y América del Sur bajo la misma especificación API 5CT, requisitos PSL y régimen de inspección de terceros que los productores occidentales.

Los pedidos que recibimos de operadores de África Occidental para revestimiento de producción tienden a tener especificaciones más completas que los pedidos de la misma región para revestimiento de superficie. El revestimiento de superficie a menudo se pide como "J55 BTC" con detalles adicionales mínimos, porque la sarta no es la barrera crítica. Los pedidos de revestimiento de producción de los mismos operadores típicamente especifican PSL-2, MTC EN 10204 3.1 con confirmación de tratamiento térmico, UT de longitud completa y datos de Charpy a la temperatura mínima del proyecto. Esa brecha en la disciplina de especificación — detallada para la sarta crítica, laxa para la sarta menos crítica — es donde ocurre la no conformidad con mayor frecuencia. Marcamos los pedidos de revestimiento de superficie subespecificados antes de que comience la fabricación, pero no todos los fabricantes lo harán.

ZC Steel Pipe posee una licencia de fabricación API 5CT y produce la gama completa de grados de J55 a Q125 — incluyendo grados para servicio ácido L80-1, C90, T95 y C110, y las tres variantes de cromo L80 (3Cr, 9Cr, 13Cr) — sin subcontratación específica por grado. La inspección presencial en la planta por SGS, Bureau Veritas, TÜV o DNV puede organizarse para cualquier pedido. Los registros de prueba de planta, datos de prueba hidrostática e informes de inspección dimensional se proporcionan con cada envío como estándar.

Para solicitar una cotización, contacte a Hazel Wang en [email protected] o WhatsApp +1-213-239-3018. Proporcione OD, peso, grado, nivel PSL, tipo de conexión, cantidad y puerto de destino para recibir respuesta en un día hábil.