MXPA99006748A - Un metodo y dispositivo para unir tubos de yacimientos petroliferos - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a un método para unir tuberías de un yacimiento petrolífero, el método estácaracterizado porque comprende los pasos de:proporcionar una primera tubería de yacimiento petrolífero que tiene una superficie de extremo y una superficie interna, una segunda tubería de yacimiento petrolífero que tiene una superficie de extremo y una superficie interna;colocar la superficie de extremo de la primera tubería adyacente a la superficie de extremo de la segunda tubería colocar el cuerpo del material de soldadura entre las superficies de extremo adyacentes;arreglar un dispositivo de soldadura cerca de las superficies adyacentes y el material de soldadura, el dispositivo estáequipado con un mandril interno, un mecanismo sujetador externo, un mecanismo de sello externo y un mecanismo de inyección de gas inerte;inducir el mecanismo sujetador externo para presionar las superficies de extremo contra el cuerpo del material de soldadura, de modo que las superficies de extremo de las tuberías se mantengan en una posición alineada definida axialmente exacta, relativas entre sí;evitar el mecanismo de sello externo para crear una cámara externa sellada que rodea las superficies externas de las tuberías y el cuerpo de material amorfo;activar el mecanismo de inyección de gas inerte para llenar la cámara externa sellada con el gas inerte;calentar el cuerpo de material de soldadura de modo que se funda y luego del enfriamiento se forma una unión metalúrgica entre las superficies de extremo de las tuberías;permitir que las tuberías unidas se enfríen;liberar los mecanismos del sujetador y de sellado;y retirar las tuberías unidas del dispositivo de soldadura;en donde el dispositivo de soldadura es un dispositivo de unión amorfa que estáequipado con una bobina de calentamiento por inducción, el cuerpo del material de soldadura es un cuerpo de material amorfo que se calienta por la bobina de inducci8ón y el mandril estáequipado con sellos separados en forma axial que se expanden contra las superficies interna de las tuberías de yacimientos petrolífero para formar una cámara anular interna sellada dentro de las tuberías, la cual se llena con un gas inerte durante el paso de inducción de la bobina de calentamiento para fundir el material amorfo.

Description

UN MÉTODO Y DISPOSITIVO PARA UNIR TUBOS DE YACIMIENTOS PETROLÍFEROS Campo de la Invención.

La presente invención describe un método y dispositivo para unir tubos de yacimientos petrolíferos de conformidad con el preámbulo de las reivindicaciones 1 y 2.

Descripción de la Invención.

Los tubos de yacimientos que se emplean dentro de pozos de producción de petróleo y/o gas incluyen sistemas giratorios, tuberías del tipo bobina, tuberías ranuradas expansibles (TRE), tuberías expansibles, accesorios de los tubos de pozo y conductos de perforación. Los tubos de yacimientos que se emplean fuera de un pozo son conductos submarinos o en tierra para el transporte de petróleo crudo y/o gas natural, tuberías de elevación que se extienden entre el fondo del mar y una plataforma, y trabas para armar plataformas con soportes en tensión.

Ref: 030723 Durante la perforación y finalización de un pozo de producción de petróleo o gas o de inyección de fluidos o calor, es necesario insertar extensos juegos de tubos de pozo acoplados y accesorios en el pozo para perforarlo y protegerlo de derrumbes y facilitar una producción segura de petróleo y gas a través del pozo. Los métodos convencionales empleados par proteger al pozo de posibles derrumbes es crear una tubería de re estimiento, atornillando entre si uno o más juegos de tubos de revestimiento que se ubican dentro el pozo y se fijan con cemento. La producción de petróleo o gas se lleva a cabo vía uno o más extensos juegos de producción, que consta de tubos de producción que se interconectan mediante acoplamientos a rosca, y dichos juegos de producción están suspendidos en el interior del entubado .

En consecuencia, los procedimientos convencionales para la perforación y finalización del pozo requieren de cientos de conexiones a rosca. La realización de estas conexiones en el suelo de perforación es un procedimiento que demanda tiempo y que requiere el empleo de tubos de pozo trabajados cuidadosamente.

Un problema importante que surge con las conexiones a rosca convencionales es que si la resistencia de las paredes en el lugar de la unión tiene que ser similar a la del resto del tubo, el grosor acumulado de las paredes de los tubos en el lugar de la unión tiene que ser considerablemente mayor que el resto de la tubería. La presencia de focos en el lugar de las uniones y el requisito de que el juego de tubos acoplados descienda en el pozo hace necesario que exista un espaciado considerables entre la pared externa del tubo y la pared interna de un tubo circundante tal como un tubo de revestimiento o la pared del pozo perforado. Para la producción convencional, las tuberías con uniones a roscas macho que tienen un diámetro exterior mayor que el resto de los requerimientos operacionales de los tubos, normalmente requiere que el espacio mínimo entre el tubo de revestimiento y el tamaño nominal de la tubería sea como mínimo 2 cm en cada lado de la pared de la tubería. Este requerimiento trae como consecuencia un significado espacio anular sin utilizar existente alrededor de la tubería de producción y de este modo una reducción en la capacidad de producción del pozo o un incremento en el tamaño del pozo.

Se observa que en la técnica se conoce el empleo de tubos de pozo con conexiones a roscas iguales tanto interna como externamente. Una desventaja que presentan estas conexiones es que forman emplazamientos débiles con una resistencia significativamente menor que el resto de la tubería .

Los requerimientos de seguridad y los riesgos de explosión en las bocas de los pozos de petróleo y/o gas limitan la posibilidad de soldaduras. El método y el dispositivo de conformidad con el preámbulo de las reivindicaciones 1 y 2 se conocen de la especificación de patente europea 396204. Se conoce de esta técnica anterior de referencia la soldadura de manera segura de tubos de pozo entre sí empleando una técnica de soldadura por fricción en la cual se hace girar un anillo a alta velocidad mientras se presionan los extremos de la tubería sobre el anillo. Sin embargo las desventajas de la técnica de soldadura por fricción son que resulta difícil controlar la temperatura en forma precisa y que los extremos del anillo y de los tubos a menudo se deforman lo que trae como consecuencia superficies internas y externas irregulares en el punto de unión. Por lo tanto, la unión frecuentemente tiene que moldearse a una forma regular requerida pasando un mandril de expansión por allí y/o torneando cualquier reborde defectuoso u otras irregularidades .

Descripción de la Invención La presente invención tiene por objetivo proveer un método y dispositivo para unir tubos de pozos u otros yacimientos así como también accesorios de estos de manera eficiente y segura.

El dispositivo debe ser de fácil movilidad de manera tal que pueda ser montado en cualquier plataforma de perforación petrolera, de trabajo o similar, tales como un buque de entubado. El método debería se llevado a cabo por operadores de perforación sin gran experiencia en la tecnología de soldadura, mientras que se pueden usar montacargas y equipamiento de plataforma existentes .

Estos objetivos se realizan por un método y dispositivo de unión amorfa como se reivindica en la porción característica de las reivindicaciones 1 y 2.

El método de acuerdo con la invención es apropiado para unir tubos de pozo . en este caso el método comprende las etapas de: descenso del primer elemento tubular en el pozo hasta que el extremo superior del elemento se ubique en orientación vertical cerca de la entrada del pozo, elevación de un segundo elemento tubular a la posición vertical por encima del primer elemento tubular, posicionamiento del cuerpo de material amorfo entre las superficies de los extremos adyacentes de los mencionados primer y segundo elemento tubular, fijación de los elementos tubulares en alineación axial entre sí empleando un mdio de sujeción que incluye un mandril que se inserta en el interior del primer y segundo elemento tubular, ubicación de bobinas de inducción y un mecanismo de sellado adyacente a las superficies extremas a ser unidas, purificación del área a ser unida con un gas inerte , inducción del medio de sujeción a oprimir las superficies extremas de dicho elementos tubulares contra el cuerpo de material amorfo a fin de asegurar total contacto entre tales superficies extremas y el material amorfo, activación de las bobinas de inducción para fundir el material amorfo y crear una unión metalúrgica entre los elementos tubulares, liberación del medio de sujeción y mecanismo de sellado, y descenso de los elementos tubulares interconectados en el pozo.

La orientación substancialmente vertical de los tubos de pozo durante el proceso de unión amorfa de acuerdo con la invención presenta la ventaja que el extremo superior del primer elemento tubular, que se encuentra suspendido en el pozo, se puede ajustar firmemente cerca del suelo de perforación donde se puede elevar el segundo elemento sobre el primero por medio de, por ejemplo, un bloque corona de la plataforma de perforación de manera tal que el proceso de unión amorfa se pueda realizar con un mecanismo móvil relativamente pequeño que no requiere de una estructura base de gran peso.

En el proceso de unión amorfa de acuerdo con la invención, se purifica el interior y exterior de los elementos tubulares en la región del anillo amorfo con un gas inerte. Esto se alcanza suministrando cámaras selladas externamente- e internamente que encapsulan el área a ser unida e introducen el gas inerte dentro de las cámaras antes de iniciar el ciclo de calentamiento. El interior de los elementos tubulares se sella durante el proceso de purificación/ sellado colocando sellos sobre un mandril que se ubican dentro de los elementos tubulares durante el proceso de soldado que tiene el beneficio adicional que evita el contacto entre los elementos de calentamiento, zonas afectadas por el calor y cualquier gas inflamable que pudiera escapar del pozo. Preferentemente, el mandril también esta equipado con un par de abrazaderas que se ubican en forma opuesta a las abrazaderas externas en las partes extremas de la tubería de manera tal que durante el proceso de unión los elementos tubulares se sujeten entre los pares de abrazaderas internas y externas lo que permite que estas ejerzan una gran presión de contacto con los elementos tubulares sin correr el riesgo de producirse deformaciones o rupturas de esos elementos .

La presente invención también se refiere a un método y un dispositivo para unir tubos de yacimientos para emplearse fuera de un pozo de producción de fluidos de hidrocarburo. Ejemplos de tales tubos son conductos para el transporte de petróleo crudo y/o gas, tuberías submarinas de elevación y trabas para amarrar plataformas con soportes bajo tensión.

Para tubos de yacimiento petrolíferos que se unen en forma vertical, tales como tuberías de elevación trabas y conductos ubicados empleando la técnica de entubado en forma de J, los equipos de manejo y elevación son similares a los equipos empleados para manejar tubos de pozo.

Para tubos de yacimientos petrolíferos que no se unen en forma vertical, los tubos son preferentemente movidos hacia y fuera dispositivo utilizando una rampa o conjunto de deslizamiento rodante .

El método y dispositivo de acuerdo con la invención son aplicables a todos los tamaños de conductos empleados para tubos petrolíferos de pozos y similares, y se pueden aplicar a todos los materiales convencionalmente utilizados para tubos petrolíferos de pozo y demás similares, incluyendo aceros de carbono, aleaciones de cromo superior tales como 13 Cr, 22 Cr y 25 Cr, titanio y metales resistentes no corrosivos.

Se observa que la especificación de patentes estadounidense No 5.118.028 describe un métodos de unión por difusión únicamente para la corrosión de materiales resistentes que se pueden emplear en centrales nucleares y termoeléctricas sí como también en platas químicas .

Como aparece en la Figura 1 de esta técnica anterior se inyecta el gas protector de referencia, tal como nitrógeno, a través del interior de los tubos que se interconectan mediante unión por difusión. La ausencia de un mandril interno y otros equipos para ubicar de manera precisa los tubos en forma vertical hace que este conocido método de unión por difusión resulte inadecuado para interconenctar tubos de pozo .

En el método y dispositivo de acuerdo con la presente invención, el mandril interno es esencial para reducir el riesgo de daño a los elementos tubulares interconectados, mediante el medio de sujeción externo del dispositivo de unión. Se entiende que el juego tubos suspendido en el pozo puede tener una extensión de varios kilómetros y que en una plataforma petrolífera o similar submarina, la boca del pozo puede hacer movimientos oscilantes que requieren de medios de sujeción capaces de ejercer capaces de ejercer grandes fuerzas de sujeción hacia los elementos tubulares a fin de ajustar adecuadamente los extremos de los tubos adyacentes entre sí durante el proceso de unión amorfa.

Estos y otros aspectos, características, objetos y ventajas del método y dispositivo de acuerdo con la invención se describen en las reivindicaciones, síntesis y dibujo adjuntos.

A continuación se describirá la invención en forma más detallada mediante ejemplos que hacen referencia al dibujo esquemático adjunto el cual representa un dispositivo de unión amorfa de acuerdo con la invención .

La figura 1 muestra un dispositivo de unión amorfa que consta de un mandril 1 y una parte externa 2 ubicada alrededor de un primer y segundo elemento tubular 3 y 4 respectivamente, los cuales serán interconectados mediante el dispositivo de unión amorfa a un juego de tubos de pozo acoplados.

La parte externa 2 del dispositivo consta de un grupo de elementos de sellado 5 y 6 que se utilizarán para mantener una atmósfera inerte en una cámara anular externa 16 formada de esta manera en una zona de unión, un medio para introducir y eliminar el gas inerte 7 y 8 hacia y fuera de la cámara anular externa 16, un sistema de medición y control de calor 9 y 10 y varias abrazaderas externas ajustables 11 y 12 empleadas para alinear los elementos tubulares y ejercer presión axial al parea de unión. El mandril interno 1 del dispositivo consta de un mandril que es ubicado en el elemento tubular superior 4 en un conducto hidráulico 13. El mandril se encuentra equipado con secciones de sujeción y sellado 14 y 15 en cada extremo. Las secciones de sellado y sujeción 14 y 15 se abren y cierran hidráulicamente. El conducto 13 ejerce la presión líquida .

Un procedimiento preferido por la invención para unir tubos de pozo empleando el sistema que aparece en al Figura 1 es el siguiente: La parte externa 2 del dispositivo de unión se monta o suspende in posición vertical por encima de la boca 20 de pozo en el cual se insertan tubos de pozo, por ejemplo para crear un juego de tubos de revestimiento o uno o más juegos de producción.

Los elementos tubulares 3,4 utilizados en el o los juegos se colocan en orientación inclinada o vertical en un astillero de tubos cerca de la boca del pozo, y la parte externa del dispositivo de unión se ubica encima del pozo (no aparece en la Figura ) .

Luego, se recoge un primer elemento tubular 3 del astillero de tubos y desciende a través de la parte externa 2 del dispositivo de unión en el pozo hasta que el extremo superior de este elemento se coloca en orientación vertical justo encima de la abrazadera inferior 12 de la parte externa 2 del dispositivo de unión, después de lo cual se ubica un anillo de material amorfo 16 por ejemplo sobre el primer elemento tubular 3.

Posteriormente, el mandril interno 1 del dispositivo, mientras está suspendido en el conducto hidráulico 13 transportado, por ejemplo, por el bloque corona de la plataforma de perforación montado encima del pozo, desciende a través del segundo elemento tubulares 4 hasta que el mandril 1 sobresale hasta la mitad desde el extremo inferior del elemento 4.

Luego se sujeta el mandril 1 a la pared interna del segundo elemento tubular activando la abrazadera superior /conj unto de sellado 14 del conjunto interno del mandril 1 empleando energía de líquido hidráulico vía el conducto hidráulico 13, después de lo cual el mandril 1, con el segundo elemento tubular 5 allí adherido, se eleva a una posición vertical encima del primer elemento tubular 3. Como paso siguiente, la parte inferior del mandril 1 atraviesa el anillo de material amorfo 16 hacia el extremo superior del primer elemento tubular 3 hasta que el extremo inferior del segundo elemento tubular 4 descanse sobre el material amorfo 16 sobre el extremo superior del primer elemento tubular 3.

Luego se confirma la orientación correcta de los extremos de los elementos tubulares 3 y 4 y de ser necesario se realizan ajustes empleando un mecanismo de sujeción 12, 15 y/o 11, 14 para mover los elementos entre sí. Una vez establecido que los extremos colindantes de los elementos tubulares 3 y 4 se ubiquen adecuadamente en orientaciones coaxiales con el material amorfo 16, se activa el mecanismo de sellado externo 5, 6 sellado de esta manera la cámara anular externa 17 alrededor del área a ser unida. Posteriormente se introduce gas inerte vía el conducto 13 en la cámara 17 y dentro del mecanismo de sellado externo 5 y 6 y simultáneamente vía el conducto 13 en la cámara anular interna 18 que se forma entre los sellos internos 14 y 15 en los extremos del mandril 1. Una vez realizada la purificación con gas, se activa el conjunto sello/grapa inferior 15 por aplicación de presión hidráulica vía el conducto 13 para fijar el sello abrazadera 15 contra la pared interna del elemento tubular 3.

Posteriormente, se ejerce gran presión de sujeción R sobre las abrazaderas 11 y 12 del conjunto externo 2. Como el espacio axial entre las abrazaderas externas 11 y 12 y las abrazaderas internas 14 y 15 se igual, se puede ejercer una fuerza de sujeción radial entre las abrazaderas y las paredes de los elementos tubulares 3 y 4 sin riesgo de deformaciones o rupturas de estos elementos .

Una vez sujetados de esta manera el mandril 1 y la parte externa 2 del dispositivo a los elementos tubulares 3 y 4 de manera tal que exista una gran presión de gas inerte en la cámara externa 17 y la cámara anular interna 18 para asegurar que se evite cualquier ingreso de gases inflamables del pozo en la región de la unión y que haya un sistema de gas inerte puro alrededor y en el área inferior, se ejerce presión axial A en las abrazaderas 11, 12, lo cual fuerza a que los elementos tubulares 2 y 3 entren en contacto con el material de unión amorfa 16.

En consecuencia, se realiza la unión amorfa al activar la bobina 9 para que caliente inductivamente los elementos tubulares 2 y 3 a temperaturas predeterminadas durante un tiempo predeterminado mientras se ejerce una presión axial A predeterminada vía las abrazaderas 11, 12. Los tiempos de calentamiento y enfriamiento junto con las presiones requeridas que se apliquen son una función del material a unirse y diferirán para cada material. Los perfiles de temperatura exacta se monitorean y controlan a través de instrumentos contenidos en el sistema de control 10.

Una vez producida la unión, se puede realizar un tratamiento térmico de la unión y de los extremos interconectados de los elementos tubulares 3 y 4 por calor inductivo y enfriamiento según sea necesario. Asimismo, la prueba de presión de la unión se realiza preferentemente utilizando el sistema de inyección y contención de gas inerte proporcionado por las cámaras anulares 17 y/o 18 según de describió anteriormente. Preferentemente, el enfriado de la unión amorfa se realiza pro bombeo y/o reciclado del gas inerte a través de las cámaras anulares 17 y 18. Por lo tanto las cámaras anulares 17 y 18 contribuyen a crear una muy versátil herramienta de unión amorfa móvil y de poco peso capaz de producir e inspeccionar rápidamente una unión amorfa. Comúnmente, las cámaras anulares 17 y 18 son cerradas y se llenan con gas inerte estacionario durante la etapa de calentamiento. Durante la etapa posterior de enfriamiento se bombea el gas inerte a una velocidad tal a través de las cámaras 17 y 18 que la unión amorfa se enfría a la velocidad deseada. Durante la fase de prueba posterior, se eleva la presión de gas inerte en una de las cámaras 17 o, 18 para buscar cualquier pérdida de .gas inerte a través de espacios en la superficie unida.

Posteriormente, el mandril 1 y la parte externa 2 del dispositivo se liberan de los elementos tubulares 3 y 4 soltando los conjuntos sello/abrazadera internos 14, 15 y los conjuntos s el lo /abrazadera externos 5, 6 y 11, 12. Luego, descienden los elementos tubulares unidos empleando los equipos de la plataforma de perforación para ubicar la unión producida a lo largo de, por ejemplo, montaje de inspección ultrasónica " y/o de rayos X en o cerca de la boca de pozo 20. Finalmente el montaje de inspección antes mencionado inspeccionará el área de unión para verificar cualquier fisura en la unión.

Se puede conectar un elemento o accesorio tubular siguiente sobre el segundo elemento tubular 4 repitiendo el proceso de unión antes mencionado. Dicho proceso puede repetirse una y otra vez hasta que el juego de tubos de pozos alcance la longitud requerida.

En el método que se describe anteriormente el material de unión amorfa se ubicó sobre el primer elemento tubular 3 durante el proceso de unión. Como alternativa, se puede preparar un extremo del primer y/o segundo elemento tubular 3 o 4 con un elemento amorfo adherido a ellos previamente a la ubicación de los elementos tubulares uno sobre el otro .

En el método que se describe anteriormente se asume que los extremos de los tubos se prepararon para tolerar adecuadamente su utilización en el sistema de unión. Una alternativa sería ubicar los elementos tubulares 3 y 4 en el dispositivo de unión amorfa y sujetarlos firmemente empleando los sistemas de sujeción 11, 14 y 12, 15. Una vez en el sistema se pueden preparar los extremos de los tubos utilizando un sistema de pulido/afinación metálica que asegura que los extremos de los tubos sean planos y nivelados eliminado por pulido una parte de los elementos tubulares. Este proceso de pulido se puede llevar a cabo utilizando fresadoras montadas en un brazo que se ubica en posición antes de la instalación del mandril 1 y parte externa 2 del dispositivo de unión.

Se entiende que en vez de bombear gas inerte a la cámara anular interna 18 vía el conducto 13, se puede bombear gas inerte a esta cámara 18 vía la cámara externa 17 y el espacio entre el anillo amorfo 16 y los extremos de los tubos antes de llevar a cabo la unión y previamente a que se activen los anillos de sellado internos que forman parte del sistema de sellado y sujeción 14 y 15.

Asimismo se entiende que el método y dispositivo de acuerdo con al invención son particularmente adecuados para la realización de uniones internas y externas iguales entre tubos de pozos y de otros yacimientos de manera rápida, segura y confiable.

En consecuencia, es necesario dejar en claro que el método y dispositivo que se describen en los dibujos adjuntos y a los cuales se hace referencia en la descripción anterior son meramente ilustrativos y no tienen como fin limitar el alcance de la invención.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el convencional para la manufactura de los objetos a que la misma se refiere.

Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes.

Claims (7)

Reivindicaciones .

1. Un método para unir tubos de yacimientos petrolíferos, el método comprende las etapas de: posicionamiento de un cuerpo de material de soldadura entre las superficies de los extremos adyacentes de un par de elementos tubulares petrolíferos a se unidos; ubicación del dispositivo de soldadura cerca de las superficies extremas, el mencionado dispositivo está equipado con un mandril interno y una abrazadera externa, y con mecanismos de sellado y de inyección del gas inerte; inducción del mecanismo de sujeción externo, a fin de presionar las superficies extremas contra el material de soldadura y de manera tal que las superficies extremas de los tubos se mantienen en una posición definida alineada axialmente entre sí; activación del mecanismo de sellado externo para crear una cámara sellada externa que rodea las superficies extremas de los tubos y el cuerpo de material amorfo; activación del mecanismo de inyección de gas inerte para llenar la cámara sellada externa con gas inerte; calentamiento del cuerpo de material de soldadura de manera tal que se funda y que al enfriarse se produzca una unión metalúrgica entre las superficies extremas de los tubos ; enfriamiento de los tubos unidos; liberación de los mecanismos de sujeción y sellado; y eliminación de los tubos unidos del dispositivo de soldadura; caracterizado porque el dispositivo de soldadura es' un dispositivo de unión amorfa que está equipado con una bobina de inducción de calentamiento, que el material de soldadura es un cuerpo de material amorfo que se calienta por la bobina de inducción y que el mandril está equipado con selladores espaciados axialmente que se expanden contra la superficie interior de los tubos de yacimientos petrolíferos para formar una cámara de sellado anular interna dentro de los tubos que se llenan con un gas inerte durante el paso de la inducción del calentamiento por la bobina para fundir el material amorfo.

2. Un dispositivo para unir tubos de yacimiento petrolíferos que comprende: un mecanismo de sujeción externo y un mandril que se inserta en el interior de los tubos, a fin de presionar la superficies extremas contra el cuerpo del material de soldadura entre los tubos de manera tal que las superficies extremas se mantienen en una posición definida alineada axialmente entre sí; un mecanismo de sellado externo para crear una cámara sellada que rodea las superficies extremas y el cuerpo de material de soldadura; un mecanismo de inyección de gas inerte para llenar la cámara externa sellada con gas inerte; medios para calentar el cuerpo de material de soldadura de manera tal que se funda y que al enfriarse se produzca una unión metalúrgica entre las superficies extremas de los tubos; y medio para mover los tubos hacia adentro y hacia afuera del dispositivo, caracterizado porque el dispositivo es ün dispositivo de unión amorfo que está equipado con una bobina de inducción para calentar y que el mandril está equipado con selladores espaciados axialmente, que se usan expandidos contra la superficie interna de los tubos de yacimientos petrolíferos, para formar una cámara anular interna sellada dentro de los tubos durante el proceso de unión amorfo.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los tubos de yacimientos petrolíferos son tubos de pozos y el método comprende los pasos de: descenso del primer elemento tubular en el pozo hasta que el extremo superior del elemento se ubique en orientación vertical cerca de la entrada del pozo, elevación de un segundo elemento tubular a la posición vertical por encima del primer elemento tubular, posicionamiento de un cuerpo de material amorfo entre las superficies de los extremos adyacentes de los mencionados primer y segundo elemento tubular, fijación de los elementos tubulares en alineación axial entre sí empleando un mecanismo de sujeción externo y un mandril interno que se inserta en el interior del primer y segundo elemento tubular, ubicación de bobinas de inducción y un mecanismo de sellado adyacente a las superficies externas a ser unidas, purificación del área a ser unida con un gas inerte , inducción del mecanismo de sujeción externo a oprimir las superficies extremas de los elementos tubulares contra el cuerpo de material amorfo a fin de asegurar total contacto entre tales superficies extremas y el cuerpo de material amorfo, activación de las bobinas de inducción para fundir el material amorfo y crear una unión metalúrgica entre los elementos tubulares, liberación del medio de sujeción y mecanismo de sellado, y descenso de los elementos tubulares interconectados en el pozo.

4. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque se emplea un método no destructivo para probar la unión, el método de prueba incluye el bombeo de gas inerte a gran presión en la cámara de sellado anular sellada formada en posición adyacente a la ubicación de la unión, y el monitoreo en caso de que ocurra cualquier pérdida de gas inerte de la cámara .

5. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque antes y durante la etapa de inducción térmica del material amorfo el mandril se ubica dentro de los elementos tubulares y se sujeta contra sus superficies internas por medio de un par de abrazaderas internas que se expanden contra estas superficies en ubicación opuesta a las ubicaciones donde se encuentran un par de abrazaderas externas del dispositivo .

6. El método de conformidad con la rei indicación 3, caracterizado porque se eleva el segundo elemento tubular a una posición sobre el primer elemento tubular moviendo el mandril en dirección descendente a través de éste último, mientras se asegura el mandril a un conducto hidráulico, hasta que el mandril sobresale hasta la mitad desde el extremo inferior de este primer elemento, después de lo cual una de las abrazaderas se expande contra su superficie interna y el mandril, mientras transportas el segundo elemento tubular, es elevado por el cable de elevamiento a una posición vertical encima del primer elemento tubular y la parte sobresaliente del mandril atraviesa el primer elemento tubular y se fija allí después de un ciclo de purificación por gas expandiendo la otra abrazadera del mandri 1.

7. El dispositivo de conformidad con las rei indicaciones 7 u 8, caracterizado porque el mandril está conectado en su extremo superior a un conducto hidráulico de elevación.