Drill Pipe Inspeccion

PDVSA MANUAL DE INSPECCION VOLUMEN 5 PROCEDIMIENTO DE INSPECCION

PDVSA N°

PI–07–07–01

0

JUN.94

REV.

FECHA

TITULO

TUBERIA DE PERFORACION–DRILL PIPE

APROBADA

APROB. Eliecer Jiménez

E PDVSA, 1983

29 DESCRIPCION FECHA JUN.94

J.S.

PAG. REV. APROB. Alejandro Newski

E.J.

A.N.

APROB. APROB. FECHA JUN.94

ESPECIALISTAS

PROCEDIMIENTO DE INSPECCION

PDVSA


PDVSA PI–07–07–01 REVISION

FECHA

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JUN.94

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Indice 1 INTRODUCCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2

2 ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2

3 NORMAS A CONSULTAR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2

4 CARACTERISTICAS DE LA SARTA DE PERFORACION . . . . . . .

2

4.1

Tubos de Perforación (Drill Pipe) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2

5 ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS UTILIZADOS PARA LA INSPECCION DE TUBOS DE PERFORACION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5

Ensayo Ultrasonido (ASME Sección V Artículo 5) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Partículas Magnéticas (ASME Sección V Artículo 7) . . . . . . . . . . . . . . . . . Ensayo con Tintes Penetrantes (ASME Sección V Artículo 6) . . . . . . . . . Inspección Visual (ASME Sección V Artículo 9) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspección Electromagnética . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3 4 5 6 7

6 INSPECCION DE TUBOS DE PERFORACION (DRILL PIPE) . . . .

8

7 PASOS PARA LA INSPECCION DE TUBOS DE PERFORACION

11

7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 7.10 7.11 7.12 7.13 7.14 7.15 7.16 7.17 7.18

Encabezado de la Tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Limpieza de Conexiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Identificación y Marcado del Grado y Peso del Tubo . . . . . . . . . . . . . . . . . Selección y Enderezado de la Tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificación del Diámetro Exterior del Cuerpo del Tubo . . . . . . . . . . . . . . . Verificación del Espesor del Cuerpo del Tubo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspección del Cuerpo del Tubo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Clasificación y Demarcado del Cuerpo del Tubo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estampado Metálico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspección Visual de la Conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificación de Roscas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspección y Reparación de Sellos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificación del Diámetro Externo de la Caja . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspección de Conexiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Clasificación y Demarcado de la Conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspección de la Zona de Transición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Protección y Engrase de Roscas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Reporte de Inspección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

11 11 11 12 12 13 13 14 14 15 15 16 17 18 18 19 19 19

8 CRITERIOS DE ACEPTACION Y RECHAZO DE LOS COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACION . . . . . . . . . . .

20

8.1 8.2

Cuerpo del Tubo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Conexiones (Drill Pipe) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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INTRODUCCION El presente procedimiento permite realizar un seguimiento y una óptima evaluación de los diferentes procesos a los que son sometidos los tubos de perforación en los patios de compañías especializadas en prestar este servicio o de las filiales, de tal manera de asegurar la confiabilidad y calidad de los tubulares inspeccionados.

2

ALCANCE Este procedimiento señala los aspectos fundamentales para la inspección tanto del cuerpo como de las conexiones de tubos Drill Pipe, los tipos de ensayos no destructivos y su procedimiento de aplicación para asegurar calidad en el diagnóstico de las condiciones de la tubería.

3

NORMAS A CONSULTAR Las últimas ediciones de las siguientes normas API RP–7G

Recommended practice for Drill Stem Design and operating ASME Sección V, Artículos 5, 6, 7 y 9 API SPEC –5D Specification for Drill Pipe ASTM E–709 Standard practice for magnetic particle examination.

4

CARACTERISTICAS DE LA SARTA DE PERFORACION 4.1 4.1.1

Tubos de Perforación (Drill Pipe) Definición Se entiende como tubería de perforación a las conexiones que se usa para conducir un fluido y transmitir rotación desde el cuadrante hasta las lastrabarrenas y la barrena. En la Fig. 1. aparecen dibujos de cortes de tubería de perforación fabricadas según el API SPEC–5D con conexiones soldadas. En la Fig. 2. aparece la nomenclatura de las conexiones API.

4.1.2

Características La tubería de perforación hecha según el API SPEC–5D se calibra teniendo en cuenta el diámetro exterior del tubo. El diámetro exterior de un tubo dado debe ser una medida específica para adaptarle con la mayor exactitud las conexiones y el equipo de manejo como los elevadores y las cuñas. Aunque el diámetro exterior de una tubería de perforación API sean iguales para un tamaño dado, el diámetro interior varía según el peso nominal por cada pie de longitud. Una tubería pesada tiene un diámetro más pequeño que una tubería liviana.


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La tubería es provista de resaltos en los extremos con el fin de darle una resistencia adicional. 4.1.3

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Fallas en la tubería de perforación Las fallas por fátiga son las más comunes en tuberías de perforación y ocurren por la acción combinada de puntos concentradores de esfuerzos y los esfuerzos cíclicos a los que es sometida la tubería en las labores de perforación. Estos esfuerzos cíclicos pueden ser de tensión, compresión, torsión y flexión de los cuales, la tensión y flexión son los más críticos y se presentan cuando la tubería gira un hoyo torcido (doblez pata de perro). Frecuentemente las fallas por fátiga ocurren por los mecanismos de fátiga por entalla y fátiga por corrosión. En el mecanismo de fátiga por entalla la falla se origina en las marcas que se forman en el área de agarre de la tubería producto de la acción de herramientas como, cuñas, llaves, etc., las cuales constituyen puntos de inicio de grietas que se propagan por la acción de los esfuerzos cíclicos, ocasionando la fractura de la tubería. Las fallas de fátiga por corrosión normalmente se manifiesta como huecos aproximadamente a 20 pulgadas de las conexiones pin o caja. Esto ocurre por una acción combinada del efecto corrosivo erosivo del fluido de perforación y los esfuerzos cíclicos a los cuales esta sometida la tubería.

ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS UTILIZADOS PARA LA INSPECCION DE TUBOS DE PERFORACION 5.1

Ensayo Ultrasonido (ASME Sección V Artículo 5)

5.1.1

Objetivo Determinar el espesor real de pared de la tubería, para comprobar si está dentro de especificaciones según la norma API SPEC 5–D.

5.1.2

Método El método consiste en medir con un equipo de reflexión de ondas ultrasónicas el espesor de pared del tubo en tres secciones diferentes: centro y los extremos del cuerpo del tubo.

5.1.3

Procedimiento a.

Calibrar el equipo con el patrón adecuado.

b.

Utilizar el palpador adecuado para realizar el ensayo. (El palpador generalmente es normal de un solo cristal o un medidor de espesor directamente).

c.

Limpiar la pared del tubo de grasas, corrosión superficial para proceder a aplicar el acoplante adecuado en los puntos a medir.


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5.2 5.2.1

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d.

Observar e interpretar la lectura en la pantalla del equipo.

e.

Evaluar el resultado obtenido para así clasificar el cuerpo del tubo de acuerdo al porcentaje de desgaste que este presente.

Partículas Magnéticas (ASME Sección V Artículo 7) Objetivo Detectar discontinuidades, imperfecciones superficiales o subsuperficiales en el cuerpo, zona de transición y roscas del tubo de perforación.

5.2.2

Método La inspección por partículas magnéticas es un método de ensayo no destructivo utilizado para detectar discontinuidades en materiales ferromagnéticas. El método consiste en la aplicación de partículas magnéticas finamente divididas a la superficie de una pieza que ha sido adecuadamente magnetizada. Una discontinuidad en la superficie o cercana a ella, distorsionará las líneas magnéticas de fuerza que tratan de fluir a su alrededor cuando la pieza está magnetizada, haciendo que se produzca una fuga del campo magnético. Este campo de dispersión va atraer las partículas de hierro, aplicadas sobre el, de manera proporcional a su concentración.

5.2.3

Aplicación Las partículas magnéticas se pueden aplicar bien sea como polvo seco, o en suspensión en un líquido. Cada tipo de aplicación tiene sus ventajas, y su uso se tiene que juzgar en comparación con el trabajo a desempeñarse.

5.2.4

a.

El polvo seco es más conveniente para usar con equipos de inspección portátiles, en áreas grandes, piezas tubulares o con superficies rugosas y localización de discontinuidades superficiales y subsuperficiales.

b.

El método húmedo se usa para determinar discontinuidades superficiales.

Procedimiento a.

Vía seca – Preparación y limpieza de la superficie a ensayar. – Magnetización de la zona a inspeccionar utilizando corriente continua para defectos subsuperficiales y corriente alterna para defectos superficiales. – Rociar el polvo sobre la pieza, con suficiente fuerza como para dirigir las partículas hacia el área que se está examinando. – Evaluación de las indicaciones El inspector debe observar las partículas que se están aplicando. Cada indicación magnética es el resultado de un campo de fuga magnética.


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La interpretación adecuada requiere la identificación de la causa que produjo la fuga. b.

Vía húmeda – Se limpiarán las áreas a inspeccionar, esta limpieza se efectuará con cepillos de alambre adaptado a un taladro de altas revoluciones para obtener así el mayor pulimento posible en las roscas. – Se aplicará un campo magnético longitudinal a las roscas para la detección de defectos transversales. Este campo deberá ser creado por corriente continua si se buscan defectos subsuperficiales y corriente alterna si son defectos superficiales. – Las especificaciones de la concentración de partículas magnéticas y líquido donde serán suspendidas, están ampliamente descritas en el ASTM E–709 estándar para el ensayo con partículas magnéticas. La temperatura de las dos fases no debe exceder los 135°F. – En este momento se procede a realizar la inspección con lámparas de luz ultravioleta. Esta inspección es horas del día, se hará cubriéndose con una manta para no permitir la entrada de rayos solares al área a inspeccionar. En la oscuridad de la noche, esta inspección se puede realizar al descubierto. – Las fisuras son las fallas más importantes y deben buscarse en la raíz de las roscas. Al observarse una acumulación de polvo en la raíz de las roscas, se debe marcar la zona, esmerilarla, y repetir el procedimiento de ensayo con las partículas. Si el defecto persiste significa que es profundo y se debe eliminar la conexión, se debe demarcar la zona donde está localizado el defecto con un marcador de metales. – Cuando la discontinuidad es profunda, será más brillante y grande la indicación del defecto.

5.3 5.3.1

Ensayo con Tintes Penetrantes (ASME Sección V Artículo 6) Objetivo Detectar discontinuidades superficiales en materiales no ferromagnéticos.

5.3.2

Método El ensayo con líquidos penetrantes es un método no destructivo para hallar discontinuidades superficiales basado en la acción capilar del líquido.


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5.3.3

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Procedimiento a.

Antes de efectuar la inspección, hay que quitar todas las cubiertas, pinturas, carbón, aceites, óxido, agua, grasa de la superficie a inspeccionar, ya que la eficiencia de la prueba está en la capacidad del líquido de entrar a las discontinuidades de la superficie.

b.

Se aplica el líquido penetrante a la superficie inspeccionada, y se dará suficiente tiempo para que penetre en las discontinuidades superficiales.

c.

Se debe eliminar el exceso del líquido penetrante con un papel secante.

d.

Se aplica el revelador para atraer el penetrante de la grieta o defecto.

e.

Se realizará una inspección visual de las zonas.

f.

Las fisuras son las fallas más importantes y deben buscarse en la raíz de las roscas. Al observarse una acumulación de polvo en la raíz de las roscas, se debe marcar la zona, esmerilarla, y repetir el procedimiento de ensayo con las partículas. Si el defecto persiste significa que es profundo y se debe eliminar la conexión, se debe demarcar la zona donde está localizado el defecto con un marcador de metales.

g.

5.4 5.4.1

Cuando la discontinuidad es profunda, será más brillante y grande la indicación del defecto.

Inspección Visual (ASME Sección V Artículo 9) Objetivo Determinar de una manera rápida las condiciones generales en que se encuentra la tubería, identificar defectos y condiciones físicas tanto de las roscas de las conexiones como el cuerpo del tubo.

5.4.2

Procedimiento Observar en forma detallada y minuciosa todo el cuerpo del tubo en la búsqueda de defectos superficiales que pueden atentar contra la integridad física del tubo y su rendimiento en las operaciones, estos pueden ser grietas por fátiga, desgastes por erosión, huecos por lavado, etc. También se debe detallar las condiciones superficiales de la rosca por ejemplo, pérdida de la continuidad del hilo, desgaste de los flancos, deformación por sobretorsión. Algo muy importante y que no se debe pasar por alto es la inspección visual del hombrillo, ya que se debe evaluar la condición física de ésta para determinar si es reparable en campo o se debe enviar a un taller calificado. La zona del hombrillo que necesite refrenteo se debe identificar con un marcador de metales de color amarillo.


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5.5 5.5.1

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Inspección Electromagnética Objetivo Determinar las condiciones físicas y la existencia de defectos longitudinales y transversales a través de toda la sección transversal del tubo, y a su vez determinar las condiciones en lo referente a corrosión en la parte interna y externa del cuerpo del tubo.

5.5.2

Método Consiste en aplicar un campo magnético al cuerpo del tubo utilizando una bobina para tal fin. La intensidad del campo magnético variará según el espesor y diámetro del tubo, simultáneamente se van tomando registros en los 360o de pared de las variaciones del flujo magnético debido a defectos detectados por el buggy o unidad detectora la cual tiene varias zapatas exploradoras que envían esta información a la cónsola electrónica de registros, para ser interpretada por el operador.

5.5.3

Procedimiento a.

Calibración del equipo.

b.

Colocar las zapatas en el cuerpo del tubo.

c.

Colocar la bobina encima de las zapatas.

d.

Desplazar la bobina por todo el cuerpo del tubo.

e.

Observar el desplazamiento de las plumillas ubicadas en la cónsola para determinar el tipo de defecto localizado y proceder a clasificar el cuerpo de acuerdo al defecto localizado.

f.

El resultado obtenido debe ir en el reporte de inspección.


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INSPECCION DE TUBOS DE PERFORACION (DRILL PIPE)

FLUJOGRAMA DEL PROCESO

Encabezado de la tubería.

Limpieza de conexiones.

Identificar y marcado del grado y peso de la tubería.

Selección y enderezado de la tubería.

Verificación de diámetro exterior del cuerpo del tubo.

Verificación de roscas.

¿Presenta algún % de desgaste el cuerpo del tubo? NO Verificación del espesor de pared del cuerpo del tubo.

SI

Clasificar el tubo de acuerdo al % de desgaste.


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Inspección electromagnética del cuerpo del tubo.

¿Se encontró algún defecto en el cuerpo del tubo?

NO Clasificar premiun.

el

tubo

SI

Grietas o perforaciones superficiales → tubo clase tres. Desprendimiento del revestimiento interno mayor del % → tubo clase dos.

como

Clasificación y demarcado del cuerpo del tubo.

Premiun –– Dos bandas blancas Clase dos –– Una amarilla Clase y tres –– Una naranja

Estampado metálico.

N° del tubo Letra de identificación de la companía. Punto de clasificación Un punto (.) clase premiun Dos puntos (:) clase dos

Inspección visual conexiones.


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Verificación de roscas.

Inspección y reparación de sellos.

Verificación caja y pin.

de

diámetro

Existe desgaste del diámetro externo de la caja.

SI

Clasificar la conexión de acuerdo al % de desgaste.

NO Clasificar la conexión como clase premiun.

Clasificación y demarcado del cuerpo del tubo NO Inspección de la zona de transición.

Protección y engrase de roscas.

Reporte de inspección.

SI

Premiun –– Dos bandas blancas Clase dos –– Una amarilla Clase y tres –– Una naranja


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PASOS PARA LA INSPECCION DE TUBOS DE PERFORACION 7.1

Encabezado de la Tubería Este es el primer paso que se debe dar antes de comenzar cualquier inspección, consiste en alinear toda la tubería por el lado pin es decir se deben colocar todos los tubos con los pines de un mismo lado con la finalidad de facilitar las labores de limpieza e inspección.

7.2

Limpieza de Conexiones Con el objeto de acondicionar el tubo para las labores de inspección, se realizará una limpieza de las roscas de las conexiones. Las roscas del pin deben ser limpiadas con un cepillo de alambre de celdas finas, instalado en el cabezal giratorio de un taladro. De igual forma la limpieza de la caja se deberá realizar con un cepillo cónico que ajuste en el diámetro interno de la conexión, este paso permitirá remover y eliminar barro, grasas, y suciedades acumuladas en las conexiones. Se debe eliminar todo el material removido con chorro de aire a alta presión. Luego de este paso de debe realizar una nueva limpieza que permita obtener un pulido de la superficie de las roscas de las conexiones.

7.3

Identificación y Marcado del Grado y Peso del Tubo

7.3.1

La tubería nueva será identificada por el estencilado que coloca el fabricante de origen sobre el cuerpo del tubo. La tubería nueva y usada será identificada de acuerdo a la información proporcionada por las marcas troqueladas de fábrica o de inspecciones previas. (ver Fig. 3.).

7.3.2

La identificación de la tubería debe incluir: – – – – – – – – – – – –

Tipo de tubo (de perforación, lastrabarrena o pesado). Condición de uso: nueva o usada. Fabricante original. Empresa o compañía de última inspección o reparación. Grado. Diámetro externo e interno. Espesor de pared. Clasificación de peso: estándar o pesado. Tipo de rosca. Peso por pie. Rango de longitud. Orden de compra de la filial respectiva (sólo tubo nuevo).


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– Colada (sólo tubo nuevo). – Número de tubo (sólo tubo nuevo). 7.3.3

Para la tubería nueva, en caso de requerirse la limpieza de la rosca, no deben emplearse cepillos de alambre o solventes que puedan remover el recubrimiento anticorrosivo, y provocar daños por oxidación en el material.

7.3.4

Para determinar la clasificación de la tubería de perforación o drill pipe según su peso (estándar o pesado), puede ser de utilidad la información que ofrecen las muescas o ranuras en la espiga del tool joint: – El grado E, peso estándar, no presenta muescas o ranuras. La identificación del fabricante, grado y fecha de fabricación del tool joint se encuentra en la zona lisa de la espiga, entre los hilos de la rosca y el sello. – El grado E, peso pesado, presenta muesca en el tool joint, donde se indican los códigos de grados y peso del tubo, de acuerdo a la nomenclatura establecida en la norma API–RP7G, (Tabla 10.2). La identificación del fabricante, grado y fecha de fabricación del tool joint se encuentra en la zona lisa de la espiga, entre los hilos de la rosca y el sello. – Los grados de alta resistencia (X, G, S), peso estándar presentan una muesca y una ranura o relevador de esfuerzos circunferenciales sobre el tool joint. En este caso la ubicación de la ranura o revelador de esfuerzos está entre la muesca y la rosca de la espiga. En la muesca en el tool joint se indican los códigos de grado y peso del tubo, de acuerdo a la nomenclatura, establecida en la norma API–RP7G (Tabla 10.2). La identificación del fabricante, grado y fecha de fabricación del tool joint se encuentra en la zona lisa de la espiga, entre los hilos de la rosca y el sello. – La información obtenida deberá ser marcada sobre la superficie del tubo lado pin, con la ayuda de una plantilla y pintura blanca en spray.

7.4

Selección y Enderezado de la Tubería Antes de comenzar la inspección se deberá seleccionar la tubería doblada y proceder a su enderezamiento paso necesario para poder dar comienzo al proceso de inspección. Así mismo y luego del enderezado del tubo se agruparán en el rack de inspección, grupos de tubos de un mismo grado y peso. Deberá realizarse un reporte de inspección por cada grupo de tubos inspeccionados de un mismo grado y peso.

7.5

Verificación del Diámetro Exterior del Cuerpo del Tubo La verificación del diámetro exterior debe ser efectuada con un equipo manual mecánico, O.D Gage, que permite determinar el porcentaje de desgaste que le haya sucedido a la tubería.


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Cuando el inspector localice un área de máximo desgaste, se debe detener en dicho punto y hacer girar el tubo alrededor del O.D. Gage y demarcar las zonas de máximo y mínimo desgaste que el equipo indique. Cuando el punto de máximo desgaste sea localizado y con la ayuda de un instrumento de ultrasonido debidamente calibrado, mida el espesor de pared, lo cual dará como resultado el espesor mínimo del cuerpo del tubo, dato muy importante porque permitirá clasificar la tubería según API–RP7G (Tabla 2.12).

7.6

Verificación del Espesor del Cuerpo del Tubo Con la ayuda de un equipo de ultrasonido debidamente calibrado se deben tomar registros del espesor de la pared del tubo. Con la finalidad de determinar el mínimo valor del espesor de la pared y proceder de esta manera a la clasificación del cuerpo de acuerdo a la norma API–RP7G. Las mediciones de espesores deberán tomarse en tres puntos del cuerpo. En el centro que es donde el tubo sufre un mayor desgaste ya que esta zona está sometida a altos niveles de intercambios de esfuerzos cíclicos de tracción y comprensión. Las otras dos medidas deben tomarse a cada lado del pin y la caja aproximadamente a 0,5 mts de cada conexión. En cada punto se deben tomar tres medidas para asegurar un buen muestreo de la zona inspeccionada.

7.7

Inspección del Cuerpo del Tubo El objetivo principal es determinar las condiciones en las cuales se encuentra el cuerpo del tubo con la finalidad de asegurar un correcto funcionamiento en las labores de perforación.

7.7.1

Inspección electromagnética Esta inspección se debe realizar para verificar las condiciones del revestimiento interno del tubo, localización de grietas por fátiga, corrosión interna y externa, muescas, cavidades y grietas superficiales. Cada defecto produce una variación diferente del campo magnético por lo tanto el registro de cada defecto será diferente. Cuando el registro indique la existencia de grietas superficiales, muescas, presencia de cavidades tanto internas como externas, se deberá localizar el defecto, preparar la superficie con la ayuda de un cepillo de alambre y determinar su magnitud con la aplicación de partículas magnéticas vía seca, magnetizando la zona con la bobina del equipo del ensayo electromagnético, luego se debe tratar de corregir con un esmerilado suave la superficie del defecto, hasta eliminarlo, se comprobará si el defecto fue eliminado repitiendo la aplicación de las partículas, si fue eliminado se deberá medir el espesor de pared en esta zona con la ayuda de un equipo de ultrasonido para clasificar el tubo. De persistir el defecto se debe eliminar.


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7.7.2

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Inspección de recubrimiento interno Para realizar la inspección del recubrimiento interno del tubo, este debe estar completamente limpio de lodo, cemento, grasa, sucio, etc. En tal sentido se requiere del lavado previo del interior del tubo. El lavado no deberá ser con solventes que deterioren o degraden el recubrimiento. La inspección se realizará con boroscopio, se observará la continuidad y uniformidad del recubrimiento interno. La presencia de zonas sin recubrimiento, recubrimiento astillado o desconchado, ampollas, chorreado o gotas, porosidad o escama, serán causas de rechazo por inspección visual. Se debe inspeccionar el espesor del recubrimiento o película seca en la zona de un extremo del tubo, de acuerdo a lo establecido por la norma COVENIN 1306, el espesor de recubrimiento debe encontrarse dentro del intervalo de 8 a 12 milésimas de pulgadas. Espesores mayores no se recomiendan, debido al astillamiento del revestimiento por ser tan rígida la película epoxica. Cuando un tubo tiene más de un 20% de daños en el revestimiento interno deberá ser degradado a clase dos.

7.8

Clasificación y Demarcado del Cuerpo del Tubo La tubería de perforación usada debe ser clasificada y demarcada de acuerdo al procedimiento que indica la norma API–RP7G, el cual clasifica la tubería en base a un código de colores preestablecidos. El espesor de las franjas de colores debe ser de dos pulgadas de ancho. Clasificación y demarcado del cuerpo del tubo

7.8.1

7.9

CUERPO DEL TUBO

NUMERO Y COLOR DE LAS BANDAS

Clase premiun

Dos blancas

Clase dos

Una amarilla

Clase tres

Una naranja

Ubicación de las bandas Para tuberías premiun deben pintarse, aproximadamente a un metro de la conexión pin. Para clase dos o tres deberán pintarse en el centro.

Estampado Metálico La compañía de inspección al efectuar el servicio, deberá colocar una marca permanente que identifique y deje constancia de que el tubo fue inspeccionado y quien realizó el trabajo.


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Esta marca deberá contener la siguiente información: – El número del tubo de acuerdo a la secuencia de inspección. – Una letra que identifique la compañía que realizó la inspección. – Indicación de su clasificación por medio de puntos: – Un punto clase premiun (.) – Dos puntos clase dos (:) – Tres puntos clase tres(:) Debe ser colocado en: a.

En el resalte de 35° de la conexión Pin.

b.

En cualquier sección de la conexión Pin, que no llegue a causar una concentración de esfuerzos y que no se borre fácilmente.

La rotulación del acero en frío debe evitarse en la parte externa del cuerpo de la tubería. Los puntos para el marcaje de la clasificación deben estamparse en forma longitudinal a la dirección del eje del tubo.

7.10

Inspección Visual de la Conexión Esta inspección permitirá determinar en forma general la condición de las roscas y la observación del estado físico de los sellos, para realizar dicha inspección las superficies roscadas y áreas externas deben estar limpias y libres de sucio y grasa.

7.10.1

Indicación de sobretorsión El hincamiento de la caja y elongación de la espiga son indicadores de sobretorsión, y su presencia afectan notablemente el futuro rendimiento de la conexión. En conexiones usadas, se recomienda que los pines que presenten una elongación que exceda de 0.006 pulg. por cada 2 pulg. se deben rechazar y mandar a reparación. Todas las espigas que se hallan elongado se deben inspeccionar con partículas magnéticas vía húmeda para verificar la existencia de grietas. Las cajas usadas que tengan más de 0.031 pulg. (1/3 de pulg) de hinchamiento del diámetro externo se deberán rechazar y mandarlas a reparación.

7.11

Verificación de Roscas Se deberá realizar una observación detallada de las condiciones físicas de las roscas, por ejemplo roscas montadas, dobladas, elongadas y pérdidas de la continuidad de hilo.


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Con la ayuda de un verificador del perfil de la rosca se debe determinar el estado de la rosca tanto de la espiga como de la caja y examinar el paso, altura y desgaste de los flancos. Con la ayuda de una regla drilco, se deberá medir el diámetro interno de la caja y el diámetro de la raíz del pin para determinar el tipo de rosca. La inspección de roscas busca determinar la presencia de daños por corrosión o mecánicos en dichos elementos, los defectos que a continuación se mencionan serán causa de rechazo. – – – – – – – – – – –

7.12

Daños mecánicos Hilos fracturados Rebaba Roscas golpeadas Crestas afiladas Hilos fuera de altura Hilos desgarrados Picaduras Rosca escalonada Grietas Lavados o erosión

Inspección y Reparación de Sellos La deformación de los sellos, como filtraciones, raspaduras y muescas, para su corrección se puede utilizar herramientas manuales, como herramientas de potencia o aisladores de rebordes. Este tipo de herramientas es recomendable utilizarla con mucho cuidado, para evitar remover demasiado material, por esta razón se debe usar una marca de referencia para determinar la cantidad de material que puede ser removido del sello de la conexión. Esta marca deberá ser una circunferencia de 3/16” de diámetro con una tangente a la paralela del círculo del sello. La distancia del sello a la barra deberá ser de 1/8” . La posición de la marca en la caja y sobre el pin se muestra en la Fig. 4. Es recomendable no remover mas de 1/32” de la caja o del pin y no más de 1/16” acumulativo. Las conexiones con sellos muy deteriorados se deben reparar solamente en un taller calificado. Se deberá tomar medida de la excentricidad del sello con la finalidad de comprobar si el espesor del sello cumple con el valor mínimo establecido por la norma API RP7G (Tabla 2.12).


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0

JUN.94


7.12.1

Indice manual

Indice volumen

Indice norma

Procedimientos para el refrenteo de sellos Objetivo Reparar daños menores de los sellos de las conexiones en el sitio de inspección. Las caras de los sellos deben ser emparejadas con un papel de esmeril a fin de dejar una superficie plana apta para un óptimo sellado. – – – – – – – – –

Equipo utilizado (ver Fig. 5.) Tubos impulsores Mandril Pin Mandril caja Adaptador de mandril Esmerilador Discos de pulir Adaptador Placas refrentadoras

Procedimiento

7.13

a.

Colocar el disco esmerilador en la placa refrentadora.

b.

Se enrosca el mandril adecuado (caja o pin) en la conexión que se va a refrentar. El tubo impulsor completo se coloca con disco esmerilador y el motor eléctrico, se sitúa sobre el mandril de caja y sobre el adaptador.

c.

El esmerilador eléctrico hace girar el tubo impulsor mientras el operario aplica un poco de fuerza sobre el eje de la conexión. El operario debe tener presente remover el material del sello lo mínimo posible, solo lo necesario para emparejar la superficie dañada.

d.

Al reborde refrentado se le debe aplicar una solución de sulfato de cobre para evitar el ludimiento al enroscar. Dicha solución se debe preparar disolviendo 100 gr. de vitrido azul (polvo de sulfato de cobre) en 2/3 litros de agua y 50 milímetros del ácido sulfúrico concentrado.

Verificación del Diámetro Externo de la Caja Se debe realizar con un compás de diámetro exterior y una regla graduada. Visualmente debe compararse el desgaste de la zona de agarre de la llave con la zona donde está aplicado el Hard Banding para determinar si es necesario o no repararlo. La medición del diámetro externo se utiliza para la clasificación de la conexión de acuerdo al porcentaje de desgaste que la norma API–RP7G dictamina.


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0

JUN.94



7.14

Indice manual

Indice volumen

Indice norma

Inspección de Conexiones El objetivo es verificar y reacondicionar las condiciones físicas de los componentes de la conexión ya que de ella depende el buen funcionamiento del tubo de perforación.

7.14.1

Inspección con partículas magnéticas Con la finalidad de determinar microgrietas en la estructura de las roscas se deberá realizar una inspección con partículas magnéticas fluorescentes vía húmeda para la detección de defectos que no pudieron ser observados con la inspección visual. Utilizando una bobina circular se creará un campo magnético longitudinal cuya intensidad será función del amperaje, éste a su vez es función del diámetro de la conexión, para la localización de grietas se deberá utilizar una luz ultravioleta y cubrir la zona inspeccionada con una manta que proteja la zona de la luz solar. Al localizar una grieta ésta deberá ser esmerilada para tratar de eliminarla, luego debe repetirse la operación para determinar si el defecto fue eliminado, de no ser así se debe eliminar la conexión clasificándola como clase tres.

7.15

Clasificación y Demarcado de la Conexión Las conexiones de un tubo de perforación deben ser clasificadas y demarcadas de acuerdo al procedimiento que la norma API–RP7G aplica para tubos de perforación, además se recomienda demarcar la condición en que se encuentra la conexión. CONEXION

NUMERO Y COLOR DE LAS BANDAS

Clase premiun

Dos blancas

Clase dos

Una amarilla

Clase tres

Una naranja

Bandas para la condición de la junta. CONDICION DE LA CONEXION

7.15.1

COLOR DE LAS BANDAS

Reparable en campo

Verde

Reparable en taller

Roja

Ubicación de las bandas La banda de clasificación de la junta debe ir ubicado en la zona inmediata al sello, con un espesor de dos pulgadas. La banda que indica la condición de la conexión debe ir seguida a la de la clasificación y de igual ancho.


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0

JUN.94



7.16

Indice manual

Indice volumen

Indice norma

Inspección de la Zona de Transición Por ser esta zona primeramente una zona concentradora de esfuerzos debido al cambio de sección que se observa en la unión de la conexión al cuerpo y por ser la zona donde golpean los elevadores, se recomienda hacer una inspección con partículas magnéticas vía seca para localizar defectos superficiales y subsuperficiales en esta zona, que puedan influir en la fractura del tubo por la misma.

7.17

Protección y Engrase de Roscas Con la finalidad de proteger la rosca de agentes externos y de corrosión se debe colocar una película lubricante, específicamente grasas que contengan compuestos metálicos. Se recomienda grasas con un 40 a 60% de peso en zinc metálico. El uso de protectores de roscas tiene como función, resguardar las conexiones de golpes y deformaciones cuando se manejan o almacenan en depósitos o en el equipo de perforación (ver Fig. 6.).

7.18

Reporte de Inspección El reporte de inspección debe contener la información general del resultado de la inspección del tubo (ver Tabla 1, Anexo I). Todo reporte debe contener la siguiente información:

7.18.1

Información general – – – –

7.18.2

Información del resultado de la inspección del cuerpo – – – – – –

7.18.3

Nombre del dueño del tubo. Fecha y lugar de la inspección. N° de orden y seat. Especificaciones de la tubería inspeccionada. N° del tubo. Condición del tubo, si fue enderezado o no. Desgaste diámetro externo. Defectos, tipo, profundidad. Espesor remanente. Clasificación del tubo.

Información del resultado de la inspección de las conexiones – Diámetro del pin exterior e interior. – Diámetro caja exterior. – Clasificación de las conexiones.


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JUN.94



7.18.4

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Indice norma

Condición del sello – – – –

8

Indice manual

Pin reparable en campo. Pin reparable en taller. Caja reparable en campo. Caja reparable en taller.

CRITERIOS DE ACEPTACION Y RECHAZO DE LOS COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACION 8.1 8.1.1

Cuerpo del Tubo Será clase premiun cuando: – El desgaste del diámetro exterior sea menor del 20% del diámetro nominal del tubo. – El desgaste del espesor de pared sea menor del 20% del espesor nominal del tubo. – No presente ningún tipo de defecto en la superficie del cuerpo del tubo.

8.1.2

Será clase dos cuando: – El desgaste del diámetro exterior sea igual o mayor al 20% pero menor al 30% del diámetro nominal del tubo. – El desgaste del espesor de pared sea igual o mayor al 20% pero menor al 30% del espesor nominal del tubo. – Tubo con deterioro mayor del 20% del revestimiento interno.

8.1.3

Será clase tres cuando: – El desgaste del diámetro exterior será mayor o igual al 30% del diámetro nominal del tubo. – El desgaste del espesor de pared sea mayor o igual al 30% del espesor nominal del tubo. – Presencia de perforaciones, lavados, muescas profundas y todos aquellos defectos que afecten la integridad física del tubo. – Presencia de defectos en la cara interna del tubo que puedan favorecer la inicialización de perforaciones o lavados.

8.2 8.2.1

Conexiones (Drill Pipe) Clase premiun – El diámetro exterior de la conexión debe estar dentro del porcentaje de desgaste que establece la API RP7G, (Tabla 2.12). – Las roscas no deben presentar ningún tipo de defecto. – El sello debe estar en perfectas condiciones.


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8.2.2

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Clase dos: – El diámetro exterior de la conexión debe estar dentro del porcentaje de desgaste que establece la API RP7G, (Tabla 2.12).

8.2.3

Clase tres: – Porcentaje de desgaste del diámetro exterior mayor que la clase dos. – Cualquier defecto presente en las roscas, detectado en la inspección visual o con partículas magnéticas fluorescentes. – Sellos no reparables en campo. – Longitud de la caja menor de 10”. – Longitud del pin menor de 7”.


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PDVSA PI–07–07–01


REVISION

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0

JUN.94


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Fig 1. TIPOS DE TUBOS DE PERFORACION CON CONEXIONES SOLDADAS

Hombro para el elevador 18°

Hombro del Pin 35° Soldadura

Soldadura

Tuberia de perforación Pin de la conexión

Refuerzo Exterior Caja de con material duro la conexion RESALTO INTERNO

Tuberia de perforación RESALTO EXTERNO

Tuberia de perforación RESALTO INTERNO Y EXTERNO


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JUN.94


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Fig 2. NOMENCLATURA DE LAS CONEXIONES A.P.I Hombrillo conico para el elevador (asiento) Area con refuerzo ext. Area de las llaves de potencia

Zona afectada por el calentamiento (no es visible en la sarta de perforación)

ESPIGA

CAJA

Soldadura (no es visible en la sarta de perf.)

Hombrillo de aparejamiento Caja de boca ensanchada

Area para las llaves de Area con refuerzo Area para las llaves de potencia exterior potencia Base del pin Soldadura

PIÑON

CAJA

Ranura de alivio de la espiga o radio de la Hombrillo ranura de apareamiento

Ultimo filete de enroscado–espiga

ESPIGA

Long. de la espiga

Hombrillo cuadrado para el elevador (asiento)

Ultimo filete de enroscado–caja

CAJA

Long. de la caja (El refuerzo exterior es opcional)


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Fig 3. MARCA Y RANURA DE IDENTIFICACION RECOMENDADOS POR A.P.I PARA LA TUBERIA DE PERFORACION

LPS

Código del peso

LPS

Código del grado

“B”

LPS: Longitud del espacio para las llaves de potencia.

“B”


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0

JUN.94



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Código de Clasificación de la Tubería de Perforación Grado Símbolo N–80

N

D .

D

E..

E

C–75

C

X–95

X

G–105

G

P–110

P

S–135

S

V–150

V

NOTA C: Se debe marcar el grado y el peso en la muesca hecha en la espiga. Las letras de las marcas deben tener 1/4 de pulgada para que se puedan leer cuando esta colgada la tubería en el elevador.

Código de Peso de la Tubería de 3 4 2 Perforación

1

Tamaño, D.E en pulgadas

Peso nominal, Grosor de la pared pullibras/pie gadas

Número en código del peso.

2–3/8

4,85 6,65

0,190 0,280

1 2

2–7/8

6,95 10,40*

0,217 0,362

1 2

3–1/2

9,50 13,30* 15,50

0,254 0,363 0,449

1 2 3

4

11,85 14,00* 15,70

0,262 0,330 0,380

1 2 3

4–1/2

13,75 16,60* 20,00 22,82

0,271 0,337 0,430 0,500

1 2 3 4

24,66 25,50

0,550 0,575

5 6

5

16,25 19,50* 25,60

0,296 0,362 0,500

1 2 3

5–1/2

19,20 21,90 24,70

0,304 0,361 0,415

1 2 3

6–3/8

25,20

0,330

2

NOTA A: La tubería de perforación de grado E y peso estándar designada con un asterisco (*) no tiene ranura o muesca grabada para su identificación. La tubería de perforación pesada, grado E tiene una muesca hecha solamente en el control del espacio para las llaves de potencia. NOTA B: El radio de la ranura debe ser aproximadamente 3/8 de pulgada de profundidad y la muesca debe tener 1/4 de pulgada de profundidad en las conexiones de 5–1/4 de diámetro externo o más y 3/16 de pulgadas en las conexiones más pequeñas.

Indice norma

*

Indica el peso estándar para cada medida de la tubería de perforación


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0

JUN.94


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Fig 4. POSICION DE LA MARCA DE REFERENCIA SOBRE EL PIN Y LA CAJA DE LA CONEXION

3”/16 día 1”/8

1”/8

3”/16 día

Indice norma


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PDVSA PI–07–07–01


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0

JUN.94


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Indice volumen

Indice norma

Fig 5. HERRAMIENTA PARA REFRENTAR SELLOS DE CONEXIONES

Cartucho de cojinete Mandril espiga Mandril caja Tubos impulsores Adaptador de mandril

Esmerilador Placas refrentadoras Disco de pulir

Adaptador


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0

JUN.94


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Fig 6. PROTECTORES DE ROSCAS

Protector de pin

Protector de pin

Protector de caja

Protector de caja

Indice norma


PDVSA


FECHA

0

JUL.94



Indice manual

Indice volumen

Indice norma

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TABLA 1. REPORTE DE INSPECCION – TUBERIA DE PERFORACION. P CLIENTE:

FECHA:

LUGAR:

ORDEN:

2

3

4

5

CONEXION O EXT. REQ. MINIMOS

SEAT:

DIAMETRO:

PESO:

ESP:

GRADO:

RANGO:

CLASIFICACION DEL CUERPO DEL TUBO

SUB TOTAL

INSPECTOR:

EXTERNO O

DESGAST TE

STRING

ENDEREZA ADO

TUBO O

NUMER RO

ESPESOR

CONEXION DEFECTOS

CLASE

MAXIMO

PROMEDIO

TIPO

PROF.

Espesor Remanente

P

2

3

CONDICION/CONEXION

PIN

4

REFRENTEO

CLASE FINAL

DIAMETRO MINIMO

ESPESOR PARED

CONEX:

5

CAJA

PIN

DIAMETRO EXTERNO

INTERNO

P EXTERNO

2

3

4

CAJA

REP.

REP

REP.

REP

Campo

TALLER

Campo

TALLER

5

Drill Pipe Inspeccion

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