OCTG — Oil Country Tubular Goods — es la designación colectiva para los productos tubulares de acero que constituyen el núcleo estructural y operativo de cada pozo de petróleo y gas: casing, tubing y drill pipe. El término es importante porque indica qué norma rige el producto. El casing y tubing OCTG se fabrican según la Especificación API 5CT, 11.ª Edición (ISO 11960); el drill pipe según la Especificación API 5DP. Ninguna de estas normas es intercambiable con API 5L (tubería de línea), y especificar el producto incorrecto contra la norma equivocada es uno de los errores más costosos que un equipo de compras puede cometer en un pozo.
Hacer bien la selección OCTG implica más que pedir el OD y el peso correctos. La selección del grado determina si la tubería sobrevive las cargas de fondo de pozo — colapso, estallido y tensión actuando simultáneamente — y si sobrevive el entorno químico. Un grado apropiado para un pozo dulce se convierte en un problema en un pozo con trazas de H₂S. Un grado que maneja el servicio ácido puede no tener suficiente resistencia a la fluencia para soportar las cargas de estallido en un pozo HPHT profundo. Las decisiones de selección se acumulan, y comienzan antes de que se emita la orden de compra.
ZC Steel Pipe suministra casing y tubing API 5CT en toda la gama de grados de J55 a Q125, incluyendo los grados de servicio ácido L80 Type 1, C90, T95 y C110. Suministramos conexiones BTC y premium, y abastecemos proyectos de petróleo y gas en África Occidental, Medio Oriente y América del Sur. Este artículo cubre la familia completa de productos OCTG — tipos de productos, la escalera de grados, tipos de conexiones, cuándo es apropiado cada grado y qué escribir en la orden de compra.
Qué Cubre OCTG — Tres Categorías de Productos
OCTG abarca tres tipos distintos de productos tubulares de acero, cada uno con una función diferente en el pozo.
El casing es la tubería de gran diámetro que reviste el pozo. Se instala en secciones (sartas) desde la superficie hasta formaciones progresivamente más profundas, y se cementa en el espacio anular entre la tubería y la pared del pozo. El casing proporciona integridad estructural al pozo, aísla las formaciones productoras de otras zonas (incluidos los acuíferos de agua dulce) y contiene la presión del pozo durante la perforación, terminación y producción. Una vez cementado, el casing es permanente — no puede recuperarse sin fresado. El casing varía de 4-1/2 pulgadas de OD para liners y sartas de producción a 20 pulgadas de OD para sartas conductoras y superficiales.
El tubing de producción se instala dentro del casing de producción para transportar los fluidos del yacimiento — petróleo, gas, agua de formación — desde el intervalo perforado hasta la superficie, y para conducir fluidos de inyección hacia abajo en pozos inyectores. El tubing está sellado contra el casing de producción mediante un empacador. A diferencia del casing, el tubing puede extraerse y reemplazarse durante las operaciones de intervención, lo que significa que un problema de corrosión en el tubing es recuperable de una manera en que un problema de corrosión en el casing no lo es. Los tamaños de tubing van de 1.9 pulgadas de OD para aplicaciones de hoyo delgado a 4-1/2 pulgadas de OD para terminaciones de alta tasa.
El drill pipe es la sarta tubular rotatoria utilizada durante la operación de perforación. Transmite el torque desde la mesa rotaria o el top drive de la superficie hasta la broca, y circula el lodo de perforación por el interior y de regreso por el anular. El drill pipe se rige por la Especificación API 5DP y difiere fundamentalmente del casing y el tubing: se reutiliza en múltiples pozos y no se instala permanentemente. Mencionamos esto porque los compradores ocasionalmente preguntan si el drill pipe puede sustituir al casing en ciertos tamaños — no puede, porque la metalurgia, las tolerancias dimensionales y la geometría de las conexiones son completamente diferentes.
Por qué la separación OCTG/tubería de conducción importa en una sola OC: Regularmente consolidamos OCTG y tubería de conducción en un solo paquete — un envío de ~2,000 toneladas a un desarrollo africano combinó casing API 5CT K55 13⅜" 68 ppf BTC con tubería API 5L X56 LSAW 20"/24" y líneas de flujo sin costura GR.B en una sola entrega. Se envían juntos, pero están certificados según normas diferentes — API 5CT para el casing, API 5L para la tubería de conducción — y los MTC, la calibración de roscas y los alcances de inspección no se cruzan. Mantener las dos normas claras en el pedido es tarea del comprador, no de la planta.
Escalera de Grados API 5CT
La Especificación API 5CT define los grados de casing y tubing por la resistencia mínima a la fluencia y el tratamiento térmico requerido. La tabla a continuación cubre toda la gama de grados con los valores clave de propiedades mecánicas de la especificación:
| Grado | Fluencia Mín. (ksi) | Fluencia Máx. (ksi) | Tensión Mín. (ksi) | HRC Máx. | Serv. Ácido |
|---|---|---|---|---|---|
| H40 | 40 | 80 | 60 | — | No |
| J55 | 55 | 80 | 75 | — | No |
| K55 | 55 | 80 | 95 | — | No |
| N80-1 | 80 | 110 | 100 | — | No |
| N80Q | 80 | 110 | 100 | — | No |
| L80 Type 1 | 80 | 95 | 95 | 23.0 | Sí |
| C90 | 90 | 105 | 100 | 25.4 | Sí |
| T95 | 95 | 110 | 105 | 25.4 | Sí |
| P110 | 110 | 140 | 125 | — | No |
| C110 | 110 | 125 | 115 | 29.0 | Sí |
| Q125 | 125 | 150 | 135 | — | No |
Los grados de servicio ácido — L80 Type 1, C90, T95 y C110 — están calificados bajo NACE MR0175 / ISO 15156-2 para uso en entornos que contienen H₂S, sujetos a sus límites de dureza. Los grados sin límite de dureza (N80, P110, Q125) no deben usarse donde el H₂S esté presente a presiones parciales que activen el NACE MR0175.
Para la escalera de grados completa con límites de tensión, dureza y química, consulte las tablas de especificaciones API 5CT →
Para asociar un grado con las condiciones de su pozo, use el Selector de Grado de Tubería →
La escalera de grados API 5CT no es una progresión continua de resistencia, y dos pares de grados ilustran esto claramente. J55 y K55 comparten una resistencia mínima a la fluencia idéntica de 55 ksi — pero no son intercambiables. J55 tiene una tensión mínima de 75 ksi; la tensión mínima de K55 es 95 ksi. Los dos grados existen para propósitos estructuralmente diferentes: K55 se usa donde se requiere mayor capacidad de tensión para cargas dominadas por colapso, mientras que J55 es suficiente para casing superficial ligero donde la tensión no es el factor de diseño. De manera similar, N80 y L80 comparten una fluencia mínima idéntica de 80 ksi — pero L80 tiene un techo máximo de fluencia de 95 ksi y un límite de dureza de 23.0 HRC, ambos ausentes en N80. Esas restricciones son las que hacen que L80 esté calificado para servicio ácido y N80 no. Dos grados en el mismo piso de fluencia pueden tener envolventes de desempeño completamente diferentes.
PSL-1 vs PSL-2 — Documentación y Nivel Mínimo de Ensayos
API 5CT define dos Niveles de Especificación de Desempeño que operan como piso de documentación y ensayos por encima de los requisitos del grado:
| Requisito | PSL-1 | PSL-2 |
|---|---|---|
| Ensayo de impacto Charpy V | No requerido | Obligatorio |
| Ensayo de dureza | Depende del grado | Obligatorio para todos los grados |
| Análisis químico | Análisis de colada | Análisis de producto (tubería) |
| Resistencia máxima a la fluencia | No controlada | Controlada |
| Examen no destructivo | No requerido para la mayoría de los grados | Requerido |
| Formato MTC | EN 10204 3.1 | EN 10204 3.2 (mayoría de mercados) |
| Aplicación típica | Casing dulce estándar | Pozos de gas, servicio ácido, HPHT |
PSL-1 es el mínimo requerido por API 5CT. PSL-2 agrega una capa de ensayos y documentación que da a los equipos de ingeniería mayor confianza en el desempeño del material lote a lote. Para pozos de gas, PSL-2 es efectivamente obligatorio — la mayoría de las especificaciones de las compañías operadoras lo requieren. Para los grados de servicio ácido (L80, C90, T95, C110), especificar PSL-2 asegura que los registros de ensayos Charpy y dureza que requieren las revisiones de cumplimiento NACE MR0175 formen parte del paquete de documentación entregado.
Tratamos PSL-2 como el estándar predeterminado para pedidos de servicio ácido de operadores de África Occidental y Medio Oriente, donde las especificaciones de las compañías operadoras lo requieren consistentemente independientemente de la profundidad o presión del pozo. Los compradores que optan por PSL-1 para reducir costos a veces descubren que el equipo de QAQC del patio receptor rechaza el paquete de documentación a su llegada — momento en el que la tubería está en espera y el taladro está esperando.
Lo que vemos en los pedidos: El error de adquisición OCTG más común que encontramos es órdenes de compra que especifican "casing N80" sin indicar si se requiere N80-1 (normalizado o normalizado y revenido) o N80Q (templado y revenido). API 5CT los trata como dos grados distintos — la designación aparece en el MTC, la ruta de tratamiento térmico es diferente, y la variación de dureza entre los dos tipos no es despreciable. N80-1 permite un rango de dureza más amplio que N80Q porque el proceso de normalización no produce la misma uniformidad microestructural que el templado y revenido. Cuando el pedido dice solo "N80," el fabricante suministra cualquier tipo que tenga en stock. Para la mayoría de las aplicaciones de casing dulce la distinción es aceptable. Para los compradores que realizan cálculos de diseño de sartas que asumen propiedades mecánicas consistentes a lo largo de la sarta — o para compradores que cambian de N80 a L80 sin entender por qué L80 tiene un techo de dureza — la diferencia importa. Escriba "N80Q" o "N80-1" en el pedido, no "N80."
Conexiones OCTG
Las conexiones unen los tramos individuales de casing o tubing en una sarta continua. La elección de la conexión afecta la integridad del sello, la capacidad de tensión y la resistencia a fugas — e interactúa con la selección del grado de maneras que no siempre son obvias.
Conexiones API (API 5B) cubren tres tipos de rosca de casing: STC (Short Thread Casing), LTC (Long Thread Casing) y BTC (Buttress Thread Casing). STC tiene el menor enganche de rosca y la menor eficiencia de tensión — aproximadamente 60–80% del cuerpo de la tubería — y se usa para casing superficial poco profundo donde la carga es ligera. LTC mejora el enganche de STC y opera con aproximadamente 80–95% de eficiencia de tensión. BTC usa un perfil de rosca trapezoidal que proporciona la mayor eficiencia de tensión de las conexiones API y es el estándar de la industria para el casing de producción en la mayoría de los pozos convencionales. BTC no es hermético al gas por sí solo — depende del compuesto de rosca para el sellado, lo que es adecuado para pozos dominados por líquidos pero insuficiente para presión de gas sostenida.
Las conexiones premium son diseños propietarios con sellos metal-metal que proporcionan rendimiento hermético al gas independientemente del compuesto de rosca. Son requeridas para productores de gas, pozos HPHT, pozos muy desviados y cualquier aplicación donde la capacidad de carga combinada de BTC sea la restricción de diseño. Las conexiones premium están calificadas según ISO 13679 — típicamente CAL IV para servicio hermético al gas. La conexión y el grado del casing deben especificarse ambos para el entorno de servicio: una conexión premium en casing P110 en un pozo ácido no resuelve el problema de idoneidad del P110.
Para una comparación detallada del desempeño, calificaciones de carga y modos de falla de las conexiones API y premium, consulte la guía de tipos de conexiones de casing →
Cuándo NO Usar Cada Categoría de Grado
La selección del grado consiste tanto en saber qué excluir como qué especificar. Estos son los escenarios de especificación incorrecta que vemos con más frecuencia.
No use P110 o Q125 donde haya presencia de H₂S. Ningún grado está listado en NACE MR0175 / ISO 15156-2 como calificado para servicio ácido. P110 no tiene techo de dureza — puede fabricarse a niveles de dureza que lo hacen susceptible al agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC) en presencia de presiones parciales de H₂S por encima del umbral NACE. El SSC es un mecanismo de fractura frágil que puede causar falla catastrófica sin corrosión visible o deformación plástica significativa. Un diseño de pozo que usa P110 para la sarta de producción y posteriormente encuentra H₂S — incluso a bajas concentraciones en lo que se evaluó como un yacimiento "probablemente dulce" — es un pozo con una sarta P110 que no puede dejarse en servicio sin remediación. Este es uno de los modos de falla nombrados en OCTG que causa los resultados más costosos en la industria, porque el SSC en el casing típicamente requiere matar el pozo y extraer la sarta completa.
No use N80 en pozos donde el H₂S es incierto. N80 no tiene techo de dureza y no está calificado para servicio ácido. Si la evaluación del yacimiento es incierta sobre la presión parcial de H₂S — si hay evidencia geológica de H₂S en formaciones adyacentes, o si el campo ha producido H₂S anteriormente — usar N80 para ahorrar costo frente a L80 crea un riesgo que no es proporcional al diferencial de precio. L80 Type 1 agrega un techo de dureza y calificación NACE. En la mayoría de los mercados, la prima de costo por L80 sobre N80 al mismo OD y peso no es lo suficientemente grande como para justificar la exposición.
No sobre-especifique tubing CRA en pozos dulces confirmados. El tubing L80-13Cr cuesta de tres a cinco veces el equivalente en acero al carbono L80, y la prima solo se justifica donde las tasas de corrosión por CO₂ de otro modo requerirían inyección de inhibidor a un costo que supera la prima del material durante la vida útil del pozo. En pozos dulces sin CO₂ ni H₂S, el tubing estándar de acero al carbono N80 o L80 Type 1 es la especificación correcta. Hemos recibido consultas de tubing CRA de operadores que lo especificaron como precaución en pozos donde el análisis de fluido producido no mostró especies corrosivas — la respuesta correcta en esos casos no es suministrar el CRA, sino preguntar si la evaluación del pozo realmente lo justifica.
Ejemplo de Presión de Estallido — Impacto del Grado
Para hacer concreta la decisión de selección del grado, considere una sarta de casing de producción de 7 pulgadas, 23 lb/ft. Este es uno de los tamaños y pesos de casing más comunes en la industria, y la elección entre N80/L80 y P110 en este tamaño es una decisión de adquisición real.
La fórmula de presión de estallido de Barlow según API 5C3 es:
P = 0.875 × (2 × YS × t) / OD
donde YS es la resistencia mínima a la fluencia (psi), t es el espesor de pared nominal (pulgadas) y OD es el diámetro exterior (pulgadas). El factor 0.875 es el factor de diseño API para estallido.
Para casing de 7 pulgadas 23 lb/ft: OD = 7.000 pulgadas, pared nominal t = 0.317 pulgadas.
N80 o L80 (ambos tienen fluencia mínima de 80,000 psi):
P = 0.875 × (2 × 80,000 × 0.317) / 7.000 = 0.875 × 7,246 = 6,340 psi
P110 (fluencia mínima de 110,000 psi):
P = 0.875 × (2 × 110,000 × 0.317) / 7.000 = 0.875 × 9,963 = 8,720 psi
El mismo tamaño de tubería — 7 pulgadas 23 lb/ft — ofrece un 37.5% más de resistencia al estallido al actualizar de N80 a P110. Ese es el argumento de ingeniería para P110 en pozos dulces profundos de alta presión. El costo de esa actualización es perder por completo la calificación de servicio ácido. Si hay H₂S presente, la clasificación de estallido de P110 de 8,720 psi es irrelevante — el grado queda descalificado, y el pozo debe diseñarse con T95 (fluencia de 95 ksi) o C110 (fluencia de 110 ksi, calificado para servicio ácido) a un costo de material mayor.
Use la calculadora de presión de Barlow → para ejecutar estos cálculos para su combinación específica de OD y pared.
Trampa de Adquisición y Lenguaje Correcto en la Orden de Compra
La trampa de adquisición más grave en el abastecimiento OCTG involucra la designación del tipo L80. API 5CT define múltiples subtipos L80: L80 Type 1 (acero al carbono-manganeso, calificado para servicio ácido), L80 Type 9Cr (9% cromo, grado para corrosión por CO₂) y L80 Type 13Cr (13% cromo, grado para corrosión por CO₂). Estos no son intercambiables — tienen diferente química, diferente tratamiento térmico y diferentes calificaciones de servicio.
Una orden de compra que dice "API 5CT L80" sin una designación de tipo es legalmente y comercialmente válida para que el fabricante la cumpla con cualquiera de estos tipos, el que esté disponible. Si necesita casing de servicio ácido (entorno con H₂S), necesita L80 Type 1 — el grado de acero al carbono-manganeso. Si necesita resistencia a la corrosión por CO₂, necesita L80 Type 13Cr. Si su pedido dice solo "L80," puede recibir L80 Type 13Cr, que no está calificado para servicio ácido según NACE MR0175 / ISO 15156-2. El fabricante está completamente en cumplimiento con API. La tubería es incorrecta para el pozo.
El lenguaje correcto en el pedido es explícito: "API 5CT L80 Type 1" para servicio ácido, "API 5CT L80 Type 13Cr" para servicio con CO₂. La palabra "Type" y el número deben aparecer en la orden de compra.
Para una discusión completa de la selección de grados de servicio ácido en toda la envolvente de presión parcial de H₂S de NACE MR0175, consulte la guía de selección de grados para servicio ácido →
Suministro y Documentación
Al pedir casing o tubing OCTG, la especificación mínima requerida en la orden de compra es:
- Norma y edición: API Specification 5CT, 11th Edition / ISO 11960
- Grado y tipo: por ejemplo, "L80 Type 1" o "N80Q" o "P110" — nunca una designación de grado simple para cualquier grado con subtipos
- OD (pulgadas) y peso nominal (lb/ft)
- Terminación de extremo: BTC, EUE (para tubing) o designación de conexión premium con nombre propietario
- Rango de longitud: Range 1 (16–25 ft), Range 2 (25–34 ft) o Range 3 (34–48 ft)
- Nivel PSL: PSL-1 o PSL-2
- Requisitos de servicio ácido si aplica — SR15A o SR15C según API 5CT Annex H
- Formato MTC: EN 10204 3.1 o 3.2 (especificar 3.2 para pozos de gas y servicio ácido)
- Cantidad en tramos y toneladas
Para los grados de servicio ácido, especifique también los requisitos aplicables de NACE MR0175 / ISO 15156-2 — en particular si se requieren registros de ensayo de dureza por tubería individual en el MTC. Los fabricantes pueden suministrar dureza de colada agregada sin registros por tubería individual a menos que el pedido lo requiera de otra manera. Para las compañías operadoras cuyo proceso de QAQC requiere verificación por tubería individual, esto debe estar en el pedido — no en una disputa posterior a la entrega.
ZC Steel Pipe suministra casing y tubing API 5CT en forma sin costura en toda la gama de grados de J55 a Q125, incluyendo grados de servicio ácido y tubing 13Cr. Contáctenos con las especificaciones de su pozo — grado y tipo, OD, peso, conexión, nivel PSL y cantidad — para confirmación de disponibilidad y tiempo de entrega.
Preguntas Frecuentes
¿Qué significa OCTG?
OCTG significa Oil Country Tubular Goods — el término colectivo para los productos tubulares de acero utilizados en la perforación, terminación y producción de pozos de petróleo y gas. OCTG abarca tres categorías principales: casing (revestimiento estructural del pozo), tubing (sarta de producción dentro del casing) y drill pipe (tubería rotatoria usada durante la perforación). Los tres se fabrican según normas API — principalmente API 5CT para casing y tubing, y API 5DP para drill pipe.
¿Cuál es la diferencia entre el casing y el tubing OCTG?
El casing es la tubería de gran diámetro que reviste la pared del pozo, proporcionando soporte estructural, aislando formaciones y conteniendo la presión del pozo. Se cementa en el espacio anular y es permanente. El tubing es la tubería de menor diámetro instalada dentro del casing de producción para transportar petróleo, gas o fluidos de inyección hacia o desde el yacimiento. A diferencia del casing, el tubing puede extraerse y reemplazarse durante las intervenciones. El casing varía de 4-1/2 a 20 pulgadas de OD; el tubing típicamente de 1.9 a 4-1/2 pulgadas de OD.
¿Qué grados están disponibles para el casing OCTG?
API 5CT define los siguientes grados de casing en orden de resistencia a la fluencia creciente: H40 (fluencia mínima 276 MPa), J55 (379 MPa), K55 (379 MPa), N80 (552 MPa), L80 (552 MPa, servicio ácido), C90 (621 MPa, servicio ácido), T95 (655 MPa, servicio ácido), P110 (758 MPa), C110 (758 MPa, servicio ácido severo) y Q125 (862 MPa). L80, C90, T95 y C110 son grados de servicio ácido calificados según NACE MR0175/ISO 15156. P110 y Q125 son grados de alta resistencia para pozos dulces profundos.
¿Qué norma rige el casing y tubing OCTG?
API 5CT (Especificación para Casing y Tubing) es la norma principal que rige el casing y tubing OCTG. Su equivalente internacional es ISO 11960. API 5CT define las designaciones de grado, composición química, requisitos de propiedades mecánicas, tolerancias dimensionales, requisitos de ensayo y marcado. La norma define dos niveles de especificación de desempeño: PSL-1 (estándar) y PSL-2 (requisitos mejorados para servicio de gas y aplicaciones críticas).
¿Qué es PSL1 vs PSL2 para OCTG?
PSL (Performance Specification Level) define el nivel de requisitos adicionales más allá de la especificación base API 5CT. PSL-1 es el nivel estándar que cubre química básica, propiedades mecánicas y requisitos dimensionales. PSL-2 agrega requisitos mejorados que incluyen ensayos de impacto Charpy, ensayos de dureza, tolerancias dimensionales más estrictas y análisis químico adicional. PSL-2 es requerido para pozos de gas, servicio ácido y aplicaciones HPHT donde se necesita mayor confianza en el desempeño del material.
¿Qué conexiones se usan en el casing OCTG?
Las conexiones de casing OCTG se dividen en dos categorías: conexiones estándar API y conexiones premium. Las conexiones API definidas en API 5B incluyen STC (Short Thread Casing), LTC (Long Thread Casing) y BTC (Buttress Thread Casing). BTC es la conexión API más común para casing de producción. Las conexiones premium son diseños propietarios con sellos metal-metal que proporcionan rendimiento hermético al gas — requeridas para pozos de gas, HPHT y pozos desviados donde la capacidad de BTC es insuficiente.
¿En qué se diferencia OCTG de la tubería de línea?
OCTG y la tubería de línea son productos de tubería de acero que sirven diferentes funciones y se fabrican según distintas normas. OCTG (API 5CT) se usa dentro de pozos de petróleo y gas — para revestimiento del pozo (casing) y producción (tubing). La tubería de línea (API 5L) se usa para oleoductos superficiales que transportan petróleo, gas o agua entre ubicaciones. OCTG está diseñado para cargas complejas de fondo de pozo (colapso, estallido, tensión combinados); la tubería de línea se diseña principalmente para contención de presión interna a lo largo de largas distancias.
¿Cuál es el grado OCTG más comúnmente utilizado?
N80 y L80 son los grados de casing OCTG más ampliamente utilizados a nivel mundial. Ambos tienen una resistencia mínima a la fluencia de 552 MPa (80,000 psi) y son estándar para casing intermedio y de producción en la mayoría de los pozos convencionales. N80 se usa para pozos de servicio dulce donde el costo es el factor principal. L80 se usa cuando hay presencia de H₂S o cuando se requiere calificación de servicio ácido. P110 es el grado más común para pozos dulces profundos de alta presión.