Tesis de Tecnicas de Ensayos No Destructivos a Tuberias.este

ÍNDICE GENERAL

DECLARACIÓN............................................................................................................III CERTIFICACIÓN. .........................................................................................................IV CARTA DE LA EMPRESA............................................................................................V AGRADECIMIENTO ....................................................................................................VI DEDICATORIA ........................................................................................................... VII RESUMEN................................................................................................................XXIV SUMMARY ............................................................................................................... XXV

CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................1 1.1 IMPORTANCIA PRÁCTICA DEL ESTUDIO. ....................................................1 1.2 LIMITACIÓN DEL ESTUDIO..............................................................................2 1.3 OBJETIVO GENERAL. .........................................................................................2 1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. .................................................................................2 1.5 JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO.........................................................................3 1.5.1 IMPACTO TECNICO. ..................................................................................3 1.5.2 IMPACTO ACADÉMICO. ...........................................................................4 1.5.3 VIABILIDAD DE LA PROPUESTA............................................................4 1.6 IDEA A DEFENDER .............................................................................................4 1.6.1 IDENTIFICACIÓN DE LAS VARIABLES. ................................................4 1.6.1.1 Variables Dependientes.........................................................................4 1.6.1.2 Variables Independientes .....................................................................5 VIII

1.7 ASPECTOS METODOLOGICOS DEL ESTUDIO ...............................................5 1.7.1 DISEÑO DE INVESTIGACIÓN....................................................................5 1.7.1.2 METODOS DE INVESTIGACIÓN......................................................5 1.7.1.2.1 Método Deductivo...................................................................5 1.7.1.2.2 Método Inductivo....................................................................5 1.7.1.2.3 Método de Análisis. ................................................................6 1.7.1.2.4 Método de Síntesis..................................................................6 1.7.1.2.5 Método observacional.............................................................6 1.8 ANALISIS DE DATOS ...........................................................................................6 1.8.1 Método Cuantitativo. .......................................................................................6 1.8.2 Método Cualitativo. .........................................................................................6 1.9. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN.......................................................................7 1.9.1 Revisión de literatura. ......................................................................................7 1.9.2 Trabajo de campo.............................................................................................7 1.9.3 Consulta a expertos. .........................................................................................7

CAPÍTULO II 2. GENERALIDADES RELACIONADOS A TUBERÍAS DE PERFORACIÓN, REVESTIMIENTO Y PRODUCCIÓN..................................................................7 2.1 Datos sobres las diferentes tuberías. ......................................................................7 2.1.1 Construcción Tubería de revestimiento (TRs) y producción (TPs). .............7 2.1.2 Construcción e identificación tubería de perforación. ..................................8 2.2. Conexiones o Juntas..............................................................................................9 2.3. Sello de las Roscas...............................................................................................9 IX

2.3.1. Sello Resilente...........................................................................................9 2.3.2. Sello de Interferencia. ...............................................................................9 2.4. Clasificación de Juntas........................................................................................10 2.4.1. API ...........................................................................................................10 2.4.2. Premium o Propietarias ............................................................................10 2.5. Tipos de Juntas...................................................................................................11 2.5.1 Juntas para tubería de Revestimiento y Producción.................................11 2.5.1.1 Junta MIJ: Recalcadas.................................................................11 2.5.1.2 Junta MTC: Acopladas................................................................12 2.5.1.3 Junta SLH: Semilisas o Formadas. ............................................12 2.5.1.4 Junta IFJ: Integrales o Lisas........................................................13 2.5.2 Juntas para Tubería de Perforación...........................................................13 2.5.2.1 Junta IEU (Internal-Extremal Upset). ..........................................13 2.5.2.2 Junta IF (Internal-Flush). .............................................................14 2.5.2.3 Junta IU (Internal-Upset). ............................................................14 2.6. Tipos de Roscas. ................................................................................................14 2.6.1 Roscas para Tubería de Revestimiento. ....................................................15 2.6.1.1 Roscas Redondas (Round) de Tubería de Revestimiento. ...........15 2.6.1.2 Rosca Trapezoidal (Buttres) de Tubería de Revestimiento..........16 2.6.2 Roscas para Tubería de Producción API...................................................17 2.6.2.1 Rosca Redonda no reforzada (Non-Upset) ..................................17 2.6.2.2 Rosca redonda con Extremos Reforzados (External-Upset)........18 2.6.3 Rosca para Tubería de Perforación. (Drill-Pipe).......................................18 2.6.3.1 Roscas Trapezoidales con extremo reforzado (External-Upset)...19 X

2.7. Fallas en las juntas y roscas. ...............................................................................20 2.7.1 Falla por carga axial..................................................................................20 2.7.2 Salto de roscas...........................................................................................20 2.7.3 Fractura. ....................................................................................................20 2.7.4 Fallas en las juntas por carga de presión...................................................21 2.7.5 Fuga...........................................................................................................21 2.7.6 Galling (Desprendimiento de material)....................................................21 2.7.7 Cedencia en el Piñón.................................................................................22 2.8. Maquinado de una rosca ......................................................................................22 2.8.1 Recepción de Tubería.................................................................................22 2.8.2 Preparación de extremos. ..........................................................................22 2.8.3 Corte y Biselado.........................................................................................22 2.8.4 Roscado......................................................................................................23 2.8.5 Calibración de la Rosca...............................................................................23 2.8.6 Medición del Ahusamiento de la rosca. ......................................................24 2.8.7 Medición del paso de rosca.........................................................................24 2.8.8 Medición de la altura de la rosca................................................................24 2.8.9 Longitud total de la rosca...........................................................................24 2.9. Grasas para Roscas...............................................................................................25

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CAPÍTULO III 3. PROPIEDADES MECÁNICA DE LAS TUBERÍAS, RESISTENCIA Y CAPACIDAD DE CARGA..................................................................................26 3.1 Capacidad de Resistencia de las Tuberías.............................................................26 3.1.1 Cedencia.......................................................................................................26 3.1.2 Colapso.........................................................................................................28 3.1.2.1 Efectos de Imperfecciones. ..............................................................28 3.1.2.1.1 Ovalidad. ...........................................................................29 3.1.2.1.2 Excentricidad.....................................................................30 3.1.3 Efecto de desgaste. .......................................................................................31 3.1.4 Fatiga............................................................................................................31 3.1.4.1 Ubicación de la falla. .......................................................................32 3.1.4.1.1 Cuerpo de la tubería de perforación..................................32 3.1.4.1.2 Conexiones:......................................................................33 3.1.5 Tensión..........................................................................................................34 3.1.5.1 Resistencia a la tensión. ....................................................................34 3.1.6 Torsión. ..........................................................................................................35 3.1.7 Estallamiento “Burts” ...................................................................................35 3.1.7.1 Resistencia al estallamiento ..............................................................36 3.2 Condiciones de carga. ...........................................................................................37 3.2.1 Cargas axiales. .............................................................................................37 3.2.1.1 Peso. .................................................................................................37 3.2.1.2 Peso Flotado. ....................................................................................38 3.2.1.3 Flexión. ............................................................................................39 XII

3.2.1.4 Choque. .............................................................................................39 3.2.1.5 Fricción. (Arrastre)............................................................................40 3.2.2 Efectos Axiales. ............................................................................................41 3.2.2.1 Pandeo................................................................................................41 3.2.2.2 Balonamiento. ....................................................................................42 3.2.2.3 Efecto Pistón. ....................................................................................43 3.2.2.4 Efecto Térmico...................................................................................43 3.3 Cargas de Presión..................................................................................................44 3.3.1 Perfiles de Presión Externa. .......................................................................45 3.3.1.1 Introducción de la Tubería. ............................................................45 3.3.1.2 Durante la Cementación de la Tubería...........................................45 3.3.1.3 Después de cementar la tubería......................................................46 3.3.1.4 Efectos de la Presión de Formación...............................................46 3.3.1.5 Efecto de la Formación Plástica.....................................................47 3.3.1.6 Efecto de la Expansión de los Fluidos en el Espacio Anular.........47 3.3.2 Perfiles de presión interna. ...........................................................................48 3.3.2.1 Introducción de la Tubería. ............................................................48 3.3.2.2 Durante la cementación..................................................................48 3.3.2.3 Pruebas de presión. ........................................................................49 3.3.2.4 Hidráulica durante la perforación...................................................49 3.3.2.5 Pérdidas de circulación. .................................................................49 3.3.2.6 Condición de un brote. ...................................................................50 3.3.2.7 Por la migración de gas..................................................................50 3.3.2.8 Fuga en el Tubing. .........................................................................50 XIII

3.3.2.9 Estimulación o inyección de fluidos. ................................................51 3.3.2.10 Producción de Fluidos.....................................................................52 3.4 Cargas Torcionales............................................................................................52 3.5 Corrosión...........................................................................................................53

CAPÍTULO IV 4. PROCEDIMIENTO PARA INSPECCIÓN DEL CUERPO EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (DRILL-PIPE)..........................................................................54 4.1 Alcance e introducción.........................................................................................54 4.2 Especificación de los métodos aplicables: ............................................................54 4.2.1 Categoría 1 ...................................................................................................54 4.2.2 Categoría 2: ..................................................................................................55 4.2.3 Categoría 3: ..................................................................................................55 4.2.4 Categoría 4: ..................................................................................................55 4.2.5 Categoría 5: ..................................................................................................55 4.3 Clasificación de la tubería de perforación y el tool-joint mediante el código de... 56 4.4 Procedimiento para inspección de tubería de perforación (drill-pipe).................56 4.4.2 Descarga de Tubulares del Camión al Rack ................................................57 4.4.3 Manipuleo y almacenamiento de la tubería .................................................57 4.4.4 Inspección Visual. ........................................................................................58 4.4.4.1 Propósito ..........................................................................................58 4.4.4.2 Equipo de Inspección.......................................................................58 4.4.4.3 Preparación: .....................................................................................58 4.4.4 4 Procedimiento y Criterios de Aceptación: .......................................58 XIV

4.4.5 Limpieza y Cepillado de la Tubería.............................................................60 4.4.6 Calibración Del Diámetro Externo Del Tubo ..............................................61 4.4.6.1 Propósito. .........................................................................................61 4.4.6.2 Equipo de Inspección: ......................................................................61 4.4.6.3 Preparación: .....................................................................................61 4.4.6.4 Calibración: ......................................................................................62 4.4.6.5 Procedimiento y Criterios de Aceptación: .......................................62 4.4.6.6 Determinación de la sección transversal..........................................62 4.4.7 Medición Ultrasónica Del Espesor De La Pared Del Tubo ..........................63 4.4.7.1 Propósito: ..........................................................................................63 4.4.7.2 Fundamento Teórico. ........................................................................63 4.4.7.2.1 Ondas ultrasónicas mecánicas............................................63 4.4.7.2.2 Velocidad de propagación de las ondas. ............................64 4.4.7.2.3 Efecto Piezoeléctrico..........................................................64 4.4.7.3 Instrumentos para la Inspección y calibración:.................................65 4.4.7.4 Preparación: ......................................................................................66 4.4.7.5 Calibración: .......................................................................................66 4.4.7.6 Procedimiento: ..................................................................................67 4.4.7.7 Criterios de Aceptación:....................................................................68 4.4.7.8 Medida del espesor de la pared del tubo ...........................................68 4.4.8 Inspección Electromagnética .........................................................................69 4.4.8.1 Propósito. ...........................................................................................69 4.4.8.2 Principio Electromagnético de inspección.........................................69 4.4.8.3 Equipo de Inspección: ........................................................................71 XV

4.4.8.4 Preparación: ........................................................................................72 4.4.8.5 Calibración: .........................................................................................72 4.4.8.6 Procedimiento de Inspección: .............................................................74 4.4.8.7 Criterios de Aceptación:......................................................................75 4.4.8.8 Explicación de los Registros Prácticos: ..............................................76 4.4.8.8.1 Registro No 1 .......................................................................76 4.4.8.8.2 Registro No 2 .......................................................................76 4.4.8.8.3 Registro No 4 ......................................................................77

CAPÍTULO V 5. PROCEDIMIENTO PARA INSPECCIÓN DEL AREA DE CUÑAS RECALQUES Y CONEXIONES PARA TUBERÍA DE PERFORACION.................78 5.1 Inspección con Partículas Magnéticas del Área de Cuñas y Recalque .................78 5.1.1 Propósito ......................................................................................................78 5.1.2 Principio con Partículas Magnéticas del Área de Cuñas y Recalque...........78 5.1.2.1 Campos de fuga...............................................................................78 5.1.2.2 Magnetización .................................................................................80 5.1.2.3 Partículas magnéticas......................................................................81 5.1.3 Equipo de Inspección: ..................................................................................82 5.1.4 Preparación: .................................................................................................83 5.1.5 Procedimiento de inspección........................................................................83 5.1.6 Criterios de Aceptación...............................................................................84 5.2 Inspección con Ultrasonido del Área de Cuñas y Recalque. ................................85 5.2.1 Propósito ......................................................................................................85 XVI

5.2.2 Equipo de Inspección: ..................................................................................85 5.2.3 Preparación: .................................................................................................85 5.2.4 Calibración en el Campo:.............................................................................86 5.2.5 Procedimiento: .............................................................................................86 5.2.6 Criterios de Aceptación:...............................................................................87 5.3 Inspección Visual De Conexiones. ........................................................................88 5.3.1 Propósito: .....................................................................................................88 5.3.2 Equipo de Inspección ...................................................................................88 5.3.3 Preparación: .................................................................................................88 5.3.4 Procedimiento y Criterios de Aceptación ....................................................89 5.4 Inspección Dimensional 1 ......................................................................................91 5.4.1 Propósito: .....................................................................................................91 5.4.2 Equipo de Inspección ...................................................................................91 5.4.3 Preparación: .................................................................................................91 5.4.4 Procedimiento y Criterios de Aceptación: ...................................................92 5.5 Inspección Dimensional 2 ......................................................................................94 5.5.1 Propósito ......................................................................................................94 5.5.2 Equipo de Inspección: ..................................................................................94 5.5.3 Preparación: .................................................................................................94 5.5.4 Calibración de profundidad del hilo.............................................................95 5.5.5 Calibración del estiramiento de la rosca ......................................................95 5.5.5.1 Forma de determinar cuando una caja está ensanchada ...............95 5.5.5.2 Determinación de una fractura por fatiga.........................................96 5.5.6 Calibración de la conicidad de la rosca........................................................96 XVII

5.5.7 Evaluación del desgaste de la rosca. ............................................................97 5.5.8 Aceptación....................................................................................................97 5.6 Inspección De Las Uniones Con Luz Ultravioleta................................................98 5.6.1 Propósito: .....................................................................................................98 5.6.2 Equipo de Inspección: ..................................................................................98 5.6.3 Preparación...................................................................................................99 5.6.4 Procedimiento y Criterios de Aceptación: ...................................................99 5.7 Pasos finales.......................................................................................................101 5.7.1 Lubricación de las Roscas ..........................................................................101 5.7.2 Protectores de Roscas.................................................................................102 5.7.3 Reinstalación de los protectores.................................................................102 5.7.4 Finalización de la inspección. ....................................................................102 5.7.5 Reporte de inspección de campo: objetivo descripción y ejemplo. ...........103

CAPÍTULO VI 6. CONCLUSIONES ....................................................................................................104 7. RECOMENDACIONES ...........................................................................................106 ANEXOS ......................................................................................................................107 GLOSARIO...................................................................................................................138 BIBLIOGRAFÍA ..........................................................................................................145 CITAS BIBLIOGRAFICAS.........................................................................................146

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ÍNDICE DE ECUACIONES. Ecuación de ovalidad. ....................................................................................................29 Ecuación de excentricidad..............................................................................................30 Ecuación de resistencia a la tensión...............................................................................34 Ecuación de estallamiento..............................................................................................36 Ecuación de peso total de la sarta ..................................................................................38 Ecuación de flotabilidad.................................................................................................38 Ecuación de carga axial por choque...............................................................................29 Ecuación de peso flotado. ..............................................................................................30 Ecuación de fuerza axial por pandeo. ............................................................................41 Ecuación de balonamiento. ............................................................................................42 Ecuación de efecto pistón...............................................................................................34 Ecuación de fuerza axial total. .......................................................................................44 Ecuación de la tubería dentro del pozo. .........................................................................45 Ecuación para pruebas de presión..................................................................................49 Ecuación para determinar fugas a través del Tubing. ....................................................51 Ecuación para inyectar a través de la tubería.................................................................51 Ecuación para determinar la producción de fluidos.......................................................52

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ÍNDICE DE FIGURAS. Junta MIJ: Recalcadas ....................................................................................................11 Junta MTC: Acopladas ...................................................................................................12 Junta SLH: Semilisas o Formadas . ...............................................................................12 Junta IFJ: Integrales o Lisas . ..........................................................................................13 Junta IEU (Internal-Extremal Upset).. ............................................................................14 Roscas Redondas (Round) de Tubería de Revestimiento ……………………………..15 Rosca Trapezoidal (Buttres) de Tubería de Revestimiento ............................................16 Rosca Redonda no reforzada (Non-Upset) Tubería de Producción................................17 Rosca redonda con Extremos Reforzados (External-Upset) Tubería de Producción ....18 Rosca para tubería de perforación...................................................................................19 Tubería ovalada ..............................................................................................................29 Tubería excéntrica ovalada ............................................................................................30 Efecto de desgaste . ........................................................................................................31 Fatiga en el cuerpo de la tubería . ...................................................................................32 Fatiga en las conexiones ................................................................................................33 Cargas Axiales . .............................................................................................................34 Ondas Longitudinales ....................................................................................................63 Ondas transversales .......................................................................................................64 Ondas Superficiales .......................................................................................................64 Distorsiones creadas por defectos en la tubería .............................................................64 Equipo electromagnético y tubo de calibración .............................................................71 Flujo Disperso ...............................................................................................................79 Polos Magnéticos ...........................................................................................................80 XX

ÍNDICE DE TABLAS. Tabla 1. Relación de grados de tubería de revestimiento y producción. API...............107 Tabla 2. Relación de grados de tubería de perforación. API. .......................................108 Tabla 3. Identificación de la tubería de perforación. ....................................................108 Tabla 4. Fabricantes de la tubería de perforación. .......................................................109 Tabla 5. Identificación de la conexión o Tool-Joint de la tubería de perforación. .......110 Tabla 6. Tipos de conexión más usados en la sarta de perforación. .............................111 Tabla 7 Componentes básicos de grasas y porcentajes en peso y sólido......................112 Tabla 8. Relación de grados para tuberías API............................................................112 Tabla 9. Datos relacionados a la presión para los diferentes grados, para tubería de...112 Tabla 10. Datos de tensión, torsión y resistencia al colapso........................................113 Tabla 11. Métodos de Inspección Cubiertos por la Norma (Ds-1) ...............................114 Tabla 11. Métodos de Inspección Cubiertos por esta Norma (Continuación)..............115 Tabla 11. Métodos de Inspección Cubiertos por esta Norma (Continuación)..............116 Tabla 12. Programas de Inspección Recomendados para Drill Pipe. (Norma DS-1) ...118 Tabla 13. Programas de Inspección Recomendados para Otros Componentes. ...........119 Tabla 14. Clasificación mediante códigos de colores para el cuerpo de la tubería.....120 Tabla 15. Clasificación mediante códigos de colores para el Tool-Joint......................121 Tabla 16. Clasificación de Uniones y Tubos para Barras de Perforación de Peso Normal Usadas .................................................................................................................122 Tabla 17. Clasificación de uso para Drill Pipe..............................................................123 Tabla 18. Datos de dimensiones para tubería de perforación (nueva). ........................125 Tabla 19. OD mínimo recomendado y constitución del torque de la soldadura del ToolJoint basado en la fuerza torcional de la caja (Box) y Drill Pipe........................126 XXI

INDICE DE FOTOGRAFÍAS. Falla en el roscado.........................................................................................................129 Galling (Desprendimiento de material)........................................................................129 Fractura. ........................................................................................................................129 Salto de la Rosca ...........................................................................................................129 Corrosión en el cople ....................................................................................................129 Tubería Colapsada, baloneada ......................................................................................130 Tubería Estallada...........................................................................................................130 Tubería Pandeada..........................................................................................................130 Tubería Cementada .......................................................................................................130 Tubería con falla en la conexión. ..................................................................................130 Tubería Fracturada. .......................................................................................................130 Tubería con carga torcional...........................................................................................131 Tubería Corroída. ..........................................................................................................131 Descarga de Tubulares del Camión al Rack .................................................................131 Manipuleo y almacenamiento de la tubería ..................................................................131 Inspección Visual ..........................................................................................................131 Cepillado de la Tubería. ................................................................................................131 Limpieza a presión de agua...........................................................................................132 Calibradores para cuerpo de la tubería y rosca .............................................................132 Medidor ultrasónico. .....................................................................................................132 Inspección Electromagnética 1. Consola. .....................................................................132 Inspección Electromagnética 1. Bobina Magnetizadora...............................................132 Inspección Electromagnética 1. Sensores o Zapatas.....................................................132 XXII

Inspección Electromagnética 1 Equipo Corriendo sobre la tubería..............................133 Inspección Electromagnética 1 Registro calibrado.......................................................133 Inspección Electromagnética 1 Registro con problemas de corrosión..........................133 Registro con problemas de cuñas y fracturas...............................................................133 Luz Ultravioleta. ...........................................................................................................133 Pasrticulas magnéticas . ................................................................................................133 Regla y medidor de diámetro externo (Compás). .........................................................134 Regla y medidor de diámetro interno (Compás)...........................................................134 Perfiles de rosca. ...........................................................................................................134 Profile Gages.................................................................................................................134 Rosca engrasada............................................................................................................134 Logo después de terminar la inspección. ......................................................................134 Reporte 1. Permiso de trabajo. ......................................................................................135 Reporte 2 Reporte de inspección INSEPECA CIA. LTDA.........................................136

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RESUMEN Básicamente para conocer una tubería se fundamenta en dos factores principales: el conocimiento del material (capacidad de resistencia) y el conocimiento de las condiciones de esfuerzo (cargas) a los que va ha estar sujeta las tuberías. El primer factor abarca desde su fabricación hasta el desempeño mecánico. Es la base para reconocer la capacidad de una tubería. El segundo factor significa el conocimiento teórico. Y experimental necesario para ser capaces de predecir las condiciones de trabajo o de carga que se presentaran en un pozo y en consecuencia, que soporte una tubería. Por lo anterior expuesto, este material se ha dividido en cuatro partes: en la primera se presenta una introducción, en una segunda parte se presenta generalidades relacionadas ha conceptos básicos referentes a los tipos de tubería y clasificación por su función. En una tercera parte se presenta todo lo relacionado con el material “tubo”. Es decir, las propiedades mecánicas, y la forma de evaluar su capacidad de resistencia para poder determinar las distintas condiciones de carga. En una cuarta parte se menciona como se realiza la inspección de la tubería cuando se producido fallas en las tuberías de perforación causadas por diferentes problemas dentro de un pozo y por workover. Y finalmente en la última parte podemos dar un juicio de valor, de lo que realmente se debería hacer, y de lo que se tendría que cuidar en una tubería con el objetivo de alargar la vida útil y tener una mejor producción en los diferentes campos de la Amazonia Ecuatoriana

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SUMMARY Basically to know a pipe it is based in two main factors: the knowledge of the material (resistance capacity) and the knowledge of the conditions of effort (you load) to those that he/she goes it is necessary to be subject the pipes. The first factor embraces from its production until the mechanical acting. It is the base to recognize the capacity of a pipe. The second factor means the theoretical knowledge. And experimental necessary to be able to predict the work conditions or of load that they were presented in a well and in consequence that supports a pipe. For exposed the above-mentioned, this material has been divided in four parts: in the first one an introduction is presented, in a second he leaves it presents related generalities there are relating basic concepts to the pipe types and classification for its function. In a third he/she leaves it presents all the related with the material " tube ". that is to say, the mechanical properties, and the form of evaluating their resistance capacity to be able to determine the different load conditions. In a fourth he/she leaves he/she mentions like he/she is carried out the inspection of the pipe when you produced flaws in the perforation pipes caused by different problems inside a well and for workover. And finally in the last part we can give a trial of value, of what should be made really, and of what would have to take care in a pipe with the objective of to lengthen the useful life and to have a better production in the different fields of the Ecuadorian Amazonia

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CAPÍTULO I

CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN Este trabajo presenta los elementos conceptuales relacionados con las tuberías utilizadas en los pozos petroleros, a fin de propiciar el mejor aprovechamiento sobre las mismas y fortalecer la práctica y el uso de las tuberías de perforación, fundamentalmente la inspección y en cierta parte para el diseño o selección de las tuberías utilizadas, estos bien aplicados y orientados con la premisa de minibar costos, conduce a definir las especificaciones de los materiales y parámetros de operación óptimos para aplicar en un pozo. El material expuesto en este libro incluye tecnicismos más usuales que deben incorporarse en el proceso de inspección y diseño de tuberías.

1.1 IMPORTANCIA PRÁCTICA DEL ESTUDIO. Casi la totalidad de los equipos con los cuales se opera desde hace más de 30 años, han cumplido su periodo de utilidad, por presentar un ejemplo las tuberías no presentan las garantías operativas para mejorar la producción por que buena parte están taponadas o propensas a fugas por que ya cumplieron su tiempo de vida, de ahí la importancia de este documento, en el cual se puede determinar cuales son las fallas mas comunes y como pueden ser mejoradas, una de ellas es la inspección de la tubería en donde se puede mostrar y comprobar donde y como se producen las fallas dentro una tubería.

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1.2 LIMITACIÓN DEL ESTUDIO. Los resultados que se obtengan a partir del presente trabajo serán dirigidos exclusivamente a los técnicos del área que manejan y manipulan la tubería, pues esta información esta basada a las Normas API, en especial a las actividades de perforación exploratoria y de producción. Solamente se trata de un análisis de estas normas, el cual termina en una propuesta que permitirá, escoger el método mas apropiado para el manejo de tubería de perforación y el beneficio que puede obtenerse en las operaciones de campo.

1.3 OBJETIVO GENERAL. Estudiar el procedimiento de inspección, de tuberías de perforación (Drill-Pipe), causados por diferentes problemas dentro de un pozo y por workover.

1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. •

Estudiar los conceptos generales en relación a tuberías de perforación, producción y revestimiento en pozos petroleros.

•

Tratar los diferentes problemas, más comunes que causan el daño en las tuberías. (Capacidad de resistencia y de carga).

•

Estudiar el procedimiento que se realiza para inspeccionar la tubería antes y después de su uso.

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1.5 JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO. En operaciones de campo, transporte así como después de su fabricación las tuberías de producción sufren una serie de daños, lo cual puede afectar a la productividad del pozo por ese motivo se puede definir el éxito o fracaso en una operación de campo dentro de una locación. Por esta razón es muy importante la inspección de la tubería, después de su fabricación, transporte y ubicación en el pozo y la eficiencia de los profesionales que están a cargo de dichas operaciones de inspección. Este trabajo se orienta a establece elementos de juicio para que las empresas mantengan un riguroso manejo de las tuberías, con el objetivo de alargar la vida útil de las mismas. Por estas razones la elaboración de este documento beneficiará a muchas empresas petroleras de nuestro país.

1.5.1 IMPACTO TECNICO. Este documento tiene el objetivo de permitir al personal técnico, detectar e identificar problemas en las tuberías de perforación, antes y después de las operaciones de perforación, en este estudio se busca también beneficiar a las Compañías Operadoras y productoras de petróleo, explicando los beneficios que se pueden conseguir con la aplicación de un método de inspección adecuado.

3

1.5.2 IMPACTO ACADÉMICO. Este documento podrá ser una guía de consulta y de referencia para estudiantes de las Escuelas de petróleo de las diferentes Universidades del Ecuador y para técnicos que estén relacionados al manipuleo de tuberías.

1.5.3 VIABILIDAD DE LA PROPUESTA. Este documento esta basado mediante Normas API, que rigen la Inspección y Manipuleo de la tubería de perforación en la cual está, es una información técnica autorizada para su uso correspondiente.

1.6 IDEA A DEFENDER Si se realiza la inspección de las tuberías antes y después de su uso en pozos productores se podrá mejorar la vida útil de las tuberías y poder contar por primera vez con datos precisos de producción y así reducir el costo en las operaciones cuando se manejan tuberías de producción, revestimiento y perforación.

1.6.1 IDENTIFICACIÓN DE LAS VARIABLES. 1.6.1.1 Variables Dependientes. •

Tipo de completación

•

Tipo de pozo.

•

Tipo de fluido que se va ha inyectar.

•

Tipos de fluidos que se va ha producir.

•

Tipo de enrosque (torque).

•

Tipo de rosca a utilizar.

•

Grado de tubería a utilizarse. 4

Variables Independientes •

Volúmenes de gas, petróleo, agua.

•

Viscosidad.

•

Presiones.

•

Temperaturas.

•

Profundidad.

•

Torque.

•

Tensión

•

Fatiga.

1.7 ASPECTOS METODOLOGICOS DEL ESTUDIO 1.7.1 DISEÑO DE INVESTIGACIÓN. Este documento se enfoca dentro de un diseño explicativo-observacional.

1.7.1.2 METODOS DE INVESTIGACIÓN El presente documento se realizará basándose en estudios bibliográficos, investigativos y de campo mediante los siguientes métodos.

1.7.1.2.1 Método Deductivo. Se toma como punto de partida los conocimientos relacionados a tuberías de perforación.

1.7.1.2.2 Método Inductivo. Se selecciona todos los parámetros que puedan beneficiar a las Compañías Operadoras, explicando los diferentes problemas dentro de un pozo.

5

1.7.1.2.3 Método de Análisis. Este método será de utilidad para revisión y análisis de la información de los datos que entregan los equipos de inspección al momento de correr los equipos a través de la tubería.

1.7.1.2.4 Método de Síntesis. Este método se aplica en la estructura de la tesis.

1.7.1.2.5 Método observacional. Se toma muy en cuenta la experiencia de campo de los técnicos que supervisan estas operaciones

1.8 ANALISIS DE DATOS En este caso se utiliza los siguientes métodos:

1.8.1 Método Cuantitativo. Este método es de utilidad para la revisión, análisis y tabulación de la información que entrega los equipos de inspección.

1.8.2 Método Cualitativo. Se tiene en cuenta las características de calibración de los diferentes equipos de inspección.

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1.9. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN. 1.9.1 Revisión de literatura. Revisión de Normas API, manuales de perforación y tubería y tesis referentes a la inspección y control de calidad de la tubería.

1.9.2 Trabajo de campo. Se desarrolla el estudio investigativo directamente en las instalaciones de INSEPECA-COCA.

1.9.3 Consulta a expertos. Se realiza una consulta directamente con los técnicos especialistas en la inspección de tuberías y ha gerentes de operaciones de INSEPECA-COCA.

1.9.4 Charlas técnicas. Se aprovecha las charlas impartidas por las diferentes empresas petroleras, que han expuesto sus materiales dentro de los previos de la universidad.

1.9.5 Registros de Excel. Se utiliza el programa de Excel para realizar tablas, gráficos que muestren los resultados de los análisis realizados de la presente tesis

7

CAPÍTULO II

CAPÍTULO II 2. GENERALIDADES RELACIONADOS A TUBERÍAS DE PERFORACIÓN, REVESTIMIENTO Y PRODUCCIÓN. 2.1 Datos sobres las diferentes tuberías. Los tubos utilizados en la industria petrolera deben cumplir con ciertas características geométricas y mecánicas dependiendo de su uso. A continuación se presentan algunos datos característicos de las tuberías utilizadas para la perforación de un pozo.

2.1.1 Construcción Tubería de revestimiento (TRs) y producción (TPs). Las características principales a observar en las tuberías de revestimiento y tubería de producción son: diámetro nominal, peso nominal, grado, Drift, resistencia a la tensión resistencia al colapso y resistencia al entallamiento Tabla 1 Las propiedades antes mencionadas están controladas por la composición química del acero utilizado, la misma que para los grados API tiene los siguientes valores. Para H-40, J-55, K-55, N-80, la especificación API-5A indica aceros fundidos en hornos eléctricos a crisol abierto, con una tolerancia de contenido máximo de fósforo de 0.040% y azufre al 0.060% Para los grados C-75, L-80, y C-95 la especificación API-5AC presenta valores de Carbono entre 0.15 a 0.75, Mn 0.30% a 1.90%, Mo de 0.15 a 1.10%, Cr de 0.8% a 14.0%, Ni entre 0.25% a 0.99%, Cu 0.25% a 0.35%, Fósforo (Pmax) 0.020% y Azufre (Smax) 0.010% 7

Para grados P-105 y P-110, la especificación API-5AX establece Pmax 0.040% y Smax 0.060%, Para grados Q-125 la especificación API-5AQ determinar los porcentajes de componentes como sigue: C entre 0.35% a 0.50%; Mn entre 1.00% a 1.90%; Mo entre 0.75% o mas; Cr entre 1.20% o más: Ni 0.99%; Pmax 0.020% a 0.030%; Smax 0.010% a 0.020%.

2.1.2 Construcción e identificación tubería de perforación. Los datos principales que deben conocerse sobre las tuberías de perforación son los siguientes: diámetro nominal, peso nominal, clase, grado, resistencia a la tensión, colapso y torsión. La clase de tubo, se refiere al grado de usabilidad que ha tenido el tubo. El API divide las tuberías en clase I (tubería nueva), II, III y Premium La construcción del tubo de perforación es otro factor a considerar y ya que se realiza a partir de dos elementos, El tubo madre cuyo diámetro exterior determinará el tamaño del tubo, y la junta, cuya función es proporcionar la geometría necesaria para que se pueda labrar una determinada rosca. Ver tabla 4 Estos dos elementos se sueldan por fricción, luego se procede a probar el tubo tensionandolo al 80% o más de su limite de cedencia (deformación elástica), el acero usado para el tubo madre es una aleación de los siguientes elementos; C, Mn, Si, Mo, V, Cr, B, S, y P; cuyas proporciones varían de acuerdo al grado de la tubería ver tabla 2. Es importante llevar el registro del uso que se ha dado a cada tubo, para evaluar su grado de confiabilidad en servicio. La API ha normalizado la nomenclatura de identificación para tubería de perforación la mismas se indica en la tabla 3.

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2.2. Conexiones o Juntas. Debido a que las tuberías que se utilizan en los pozos tienen un límite en longitud (básicamente entre 9 y 13 metros) es necesario que estas tuberías queden unidas al introducirse en el pozo, con la premisa de que la unión entre ellas sea hermética y capaz de soportar cualquier esfuerzo al que se someterá la tubería. Básicamente una junta o conexión está constituida por dos o tres elementos principales. Estos son: un piñón (miembro roscado externamente), una caja (miembro roscado internamente) y la rosca. Se dice que una junta también cuenta con un elemento de sello y elemento hombro paro, elementos que representan o simbolizan parte de los esfuerzos realizados por alcanzar lo ideal en una conexión.

2.3. Sello de las Roscas. 2.3.1. Sello Resilente. Mediante un anillo u o Ring de teflón o materiales similares (utilizadas para presiones excesivamente bajas), a veces sólo funcionan como barreras contra la corrosión.

2.3.2. Sello de Interferencia. Es el sello entre roscas originado por la interferencia entre los hilos de la rosca al momento de conectarse mediante la conicidad del cuerpo de la junta y la aplicación de torsión. El sellado propiamente dicho es causado por la grasa aplicada, la cual rellena los microhuecos entre los hilos de la rosca.

9

2.4. Clasificación de Juntas. Las juntas pueden clasificarse de acuerdo con el tipo de rosca como:

2.4.1. API De acuerdo con las especificaciones API de elementos tubulares, existen únicamente cuatro tipos de roscas. •

Redondas

•

Butress

•

Enganchadas

•

Doble Enganchadas

2.4.2. Premium o Propietarias Son juntas mejoradas a las API y maquinadas por fabricantes que patentan el diseño en cuanto a cambios en la rosca y/o a la integración de elementos adicionales como sellos y hombros que le proporcionan a la junta características y dimensiones especiales para cubrir requerimientos específicos para

la

actividad petrolera, tales como: •

Evitar el brinco de rosca (jump out) en pozos con alto ángulo de desviación. Con sellos mejorados.

•

Mejorar la resistencia a presión interna y externa.

•

Disminuir esfuerzos tangenciales en coples.

•

Facilitar la introducción en agujeros reducidos.

•

Evitar la turbulencia del flujo por cambio de diámetro interior.

•

Múltiples conexiones y desconexiones en pozos de pruebas

10

2.5. Tipos de Juntas La conexión pueden definirse de acuerdo con el maquilado de los extremos de la tubería como: •

Recalcadas.

•

Semilisas o Formadas (Semiflush).

•

Integrales o Lisas (Flush).

•

Acopladas.

En una nueva nomenclatura a nivel internacional, se identifican los anteriores tipos de juntas con las siguientes siglas: •

MIJ: Recalcadas.

•

SLH: Semilisas o Formadas.

•

IFJ: Integrales o Lisas.

•

MTC: Acopladas.

2.5.1. Juntas para tubería de Revestimiento y Producción. 2.5.1.1 Junta MIJ: Recalcadas Se incrementa el espesor y diámetro exterior de la tubería en uno o en ambos extremos en un proceso de forja en caliente, a los que posteriormente se les aplica un revelado de esfuerzos. Estas tienen una resistencia a la tensión del 100%

Título: Junta Recalcada

Fuente: Drill Manual Tomo 5 Elaborado por: Andrés Villacrés

11

2.5.1.2 Junta MTC: Acopladas. Son las que integran un tercer elemento denominado cople, pequeño tramo de tubería de diámetro ligeramente mayor y roscado internamente, el cual, une dos tramos de tubería roscado exteriormente en sus extremos El piñón (espiga o pin) de un extremo del tubo es enroscado en la caja (cuello) del extremo del otro tubo. Este tipo de conexión es el más generalizado en nuestro país. Se maquilan un piñón en cada extremo del tubo y se le enrosca un cople o una doble caja, quedando el tubo con piñón de extremo y caja el otro extremo. Estas tienen una resistencia a la tensión del 85-94%

Título: Junta Acoplada


2.5.1.3 Junta SLH: Semilisas o Formadas. El extremo piñón es guajeado (Cerrado) y el extremo caja es expandido en frió sin rebasar el 5% en diámetro y el 2% en espesor, aplicando un revelado de esfuerzos posterior. Estas tienen una resistencia a la tensión del 70-85% .

Título: Junta Semilisa o Formada


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2.5.1.4 Junta IFJ: Integrales o Lisas. Son las que unen un extremo de la tubería roscado exteriormente como piñón y conectándolo en el otro extremo de la tubería roscado internamente como caja, Se maquilan las roscas directamente sobre los extremos del tubo sin aumentar el diámetro exterior del mismo. Estas tienen una resistencia a la tensión del 55-65%

Título: Junta Integral o lisa


2.5.2 Juntas para Tubería de Perforación. Las conexiones en tuberías de perforación generalmente son del tipo recalcado, debido a que son sometidas como sartas de trabajo, a grandes esfuerzos durante las operaciones de perforación. Estas juntas están diseñadas para trabajar en tensión. A continuación se mencionan las juntas para tuberías de perforación más más comunes:

2.5.2.1 Junta IEU (Internal-Extremal Upset). Este tipo de juntas tiene un diámetro mayor que el del cuerpo del tubo y un diámetro interno menor que el cuerpo del tubo.

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Título: Junta para tubería de perforación

. Fuente: Drill Manual Tomo 5 Elaborado por: Andrés Villacrés

2.5.2.2 Junta IF (Internal-Flush). Este tipo de junta tiene t iene un diámetro interno aproximadamente igual al del tubo y el diámetro externo mayor que el tubo, ya que es en este diámetro donde está el esfuerzo.

2.5.2.3 Junta IU (Internal-Upset). Este tipo de junta tiene un diámetro interno menor que el del tubo y un diámetro externo casi igual al del tubo.

2.6. Tipos de Roscas. Una rosca se define como el artefacto con el cual dos tubos son conectados, el cual es un factor de suma importancia dentro de una tubería, se puede decir que es el lugar donde sufre mayor daño al igual que el tipo de junta. Las especificaciones de tubos API cubren 4 tipos de roscas a continuación se presentan los diferentes tipos geométrico de roscas existentes en diseño, tanto para Juntas API como para Juntas Premiun:

14

•

Roscas Redondas (Round).

•

Roscas Trapezoidales (Buttres).

•

Roscas Enganchadas.

•

Roscas Doble Enganchadas.

2.6.1 Roscas para Tubería de Revestimiento. 2.6.1.1 Roscas Redondas (Round) de Tubería de Revestimiento. Estas rocas como su nombre lo indica básicamente tiene la forma redonda tanto en la cresta como en la raíz de la rosca. El propósito de la parte superior redonda (Cresta) y la base redonda (Raíz) es que mejora la resistencia de las roscas, en la fabricación entre la cresta de la rosca y la raíz elimina la acumulación de partículas extrañas o contaminantes y se fabrica las crestas menos susceptibles a daños menores e irregularidades de superficie en la superficie de la rosca que son ocasionalmente encontradas y no pueden ser necesariamente ser un daño.

Título: Roscas Redondas (Round)


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2.6.1.2 Rosca Trapezoidal (Buttres) de Tubería de Revestimiento. Las roscas trapezoidales (Buttres) están diseñadas para resistir alta tensión a las cargas de compresión, en adición a ofrecer resistencia a las filtraciones. Para diámetros desde 4 ½ pulgada hasta 13 3/8 de pulgada las roscas tienen cinco pasos (paso = 0,200 pulgada) por pulgada en unos ¾ de pulgada de ahusamiento por pie de diámetro. Las roscas trapezoidales de la tubería de revestimiento en diámetros de 16 pulgadas y mas grandes tienen cinco pasos por pulgada en 1 pulgada de ahusamiento por pie de diámetro y tiene crestas planas y raíces paralelas al eje del tubo. Las demás dimensiones y radios de roscas son los mismos que aquellos para 13 3/8 de pulgada y diámetros pequeños.

Título: Rosca Trapezoidal (Buttres)


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2.6.2 Roscas para Tubería de Producción API. 2.6.2.1 Rosca Redonda no reforzada (Non-Upset) El propósito de la parte superior redonda y la base redonda es que: mejora la resistencia de las roscas. La tubería de producción API no reforzada (NonUpset), esta externamente roscada en ambos extremos del tubo. Las longitudes individuales están unidas por un acoplamiento regular internamente roscado. El perfil de la rosca tiene cresta redondas y raíces con flancos de 30º de ángulo con respecto al eje vertical del tubo con 8 o 10 roscas por pulgada en unos ¾ de pulgada por pie de ahusamiento o inclinación.

Título: Rosca Redonda no reforzada (Non-Upset)


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2.6.2.2 Rosca redonda con Extremos Reforzados (External-Upset) La tubería de producción API con refuerzos externos esta externamente roscado en ambos extremos del tubo, las longitudes individuales esta unidos por un acoplamiento roscado y raíces con flancos de 30º grados con respecto al eje vertical del tubo con 8 o 10 roscas por pulgada en unos ¾ de pulgada por pie de ahusamiento o inclinación, presentan una resistencia a la tracción dada por la eficiencia de la junta, da un sello capaz de evitar escapes de fluido,

Título: Rosca Redonda con Extremos Reforzados (External-Upset)


2.6.3 Rosca para Tubería de Perforación. (Drill-Pipe) La tubería de perforación (Drill-Pipe) con refuerzo externo esta internamente soldada dentro del cuerpo de la tubería a este extremo es también conocido como “Tool Joint” el cual tiene un diámetro mayor que el del cuerpo del tubo y un diámetro interno menor que el cuerpo del tubo. Este se encuentra identificado en la base de la rosca ver tabla 5

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2.6.3.1 Roscas Trapezoidales con extremo reforzado (External-Upset). Las funciones principales son de suministrar a la tracción que asegure la unidad de la sarta, dar un buen sello entre el interior y el exterior del tubo para evitar fuga del lodo de perforación hacia fuera (washout), poder ser enroscada y desenroscada sin sufrir deterioros graves, así como el torque adecuado según el tipo de conexión, que ayudan a evitar el desgaste prematuro y las deformaciones.

Para diámetros desde 2 3/8 pulgada hasta 6 5/8 de pulgada las roscas tienen cinco pasos (paso = 0,200 pulgada) por pulgada en unos ¾ de pulgada de ahusamiento por pie de diámetro ver Tabla 6

Título: Rosca Trapezoidal (External-Upset)

. Fuente: Drill Manual Tomo 5 Elaborado por: Andrés Villacrés

Existen otro tipo de roscas que en nuestro medio no se las utilizan debido a que las operadoras, no las creen convenientes.

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2.7 Fallas en las juntas y roscas. Las conexiones roscadas o juntas de tuberías son elementos mecánicos con dimensiones geométricas variables que hacen difícil a diferencia de las tuberías establecer una condición de falla en las mismas. Sin embargo, se han detectado diferentes modos de falla en las juntas por efecto de la carga impuesta a continuación se menciona los diferentes tipos de fallas de roscas y estas se pueden ver en fotografías anexos

2.7.1 Falla por carga axial Las cargas axiales pueden dividirse en cargas de tensión y cargas compresivas. Las cargas de tensión generalmente son soportadas por la forma de la rosca de la conexión. Mientras que las cargas compresivas, se soportan por la forma de la rosca y por los hombros de paro o por ambos

2.7.2 Salto de roscas. Es una situación de falla originada por una carga de tensión en la que se presenta una separación de la rosca del piñón o de la caja con poco o sin ningún daño sobre los elementos de la rosca. En caso de una carga compresiva, el piñón se incrusta dentro de la caja.

2.7.3 Fractura. La carga de tensión genera la separación del piñón de la del cuerpo del tubo, que generalmente ocurre en la última rosca enganchada.

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2.7.4 Fallas en las juntas por carga de presión. Las cargas de presión en una junta pueden aplicarse internamente o externamente. Generalmente, el mismo mecanismo de sello en la conexión puede usarse para el sellado en cualquier dirección. Algunas juntas usan un sello en cada dirección .

2.7.5 Fuga. Se presenta cuando existe comunicación de fluidos hacia el interior o exterior de la junta. Es una de las principales condiciones que debe observar una junta para soportar las cargas por presión. La fuga en una junta es causada generalmente por falla en el diseño de la junta, por las condiciones de fondo, o por algún daño ocurrido en los elementos de la junta durante el manejo o corrida de la tubería.

2.7.6 Galling (Desprendimiento de material). Esta es una condición de falla ocasionada por el desgaste de los metales en contacto (interferencia de las roscas piñón-caja) durante las operaciones de manejo y apriete de las conexiones. Un apriete excesivo genera una alta interferencia de contacto entre las superficies de sello (rosca o los sellos metalmetal).Esto propicia el desprendimiento de metal. Este problema también se presenta por el uso continuo de apriete y desapriete (quebrar tubería) de las conexiones.

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2.7.7 Cedencia en el Piñón Es una condición de falla en el piñón que se presenta cuando se alcanzan esfuerzos (tangenciales) superiores a la cedencia del material por efecto simultaneo de la alta interferencia en el apriete y el efecto actuante de la presión. Esta situación incrementa el riesgo de una falla por agrietamiento del piñón, al trabajar en ambientes amargos. Además, al tener un piñón con problemas de cedencia (deformación plástica) existe la posibilidad de que en las operaciones de apriete y desapriete de las conexiones, no se alcance el sello adecuado en la misma.

2.8 Maquinado de una rosca A continuación se presenta el procedimiento de maquinado de una rosca donde la operación consta de los siguientes pasos.

2.8.1 Recepción de Tubería. La tubería se descarga de los tráileres en el patio de materiales colocando la tubería en los Rack o burros y se corrobora de acuerdo con la documentación de recepción.

2.8.2 Preparación de extremos. Se marca con pintura blanca el rango correspondiente.

2.8.3 Corte y Biselado. Se procede a cortar la sección de rosca que ha sido encontrados con defectos o daños cuya longitud mínima de corte debe ser de ½ pulgada en el caso de la

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tubería de 3 ½ EUE tomando como ejemplo, una vez realizado el corte y biselado se procede ha:

2.8.4 Roscado. a. Medir la longitud de roscado del tubo haciendo referencia desde el mandril o copa de la maquina roscadora (Torno), la longitud debe estar entre 7 u 8 pulgadas. b. Se procede al centrado del tubo asegurando el cuerpo del mismo, se centra la junta del tubo con la ayuda de un centrado o gramil. c. Se procede al análisis de rosca, se observa si la rosca no se encuentra cristalizada o endurecida, esto por lo general ocurre por el calentamiento de la rosca en el momento de realizar el corte por falta de la lubricación. d. Una vez realizado los pasos anteriores procedemos a colocar la cabeza (Donde se encuentran las cuchillas de roscar) en posición inicial el roscado correspondiente, así mismo una vez definido el tipo de rosca a realizar o elaborar en la tubería, así mismo se utilizara los peines o cuchillas de roscar. e. Una vez seleccionado las cuchillas y estado todo en posición se enciende la maquina de roscar hasta que llegue a la longitud deseada indicada en el medidor de avance, como ejemplo 2 3/8 pulgada para tubería de producción de 3 ½ pulgada y 2 1/8 para tubería de producción de 2 7/8 de pulgada, estas longitudes son las longitudes de enrosque o de roscado de la tubería.

2.8.5 Calibración de la Rosca. Una vez diseñado la rosca las mediciones o calibraciones que procede a realizar son las siguientes: 23

2.8.6 Medición del Ahusamiento de la rosca. El ahusamiento es el incremento en el diámetro de inclinación de la rosca, expresado en pulgadas por pie de longitud de rosca. Para el propósito practico de calibración de rosca las mediciones de ahusamiento esta expresado en pulgadas por pie.

2.8.7 Medición del paso de rosca. El paso es la distancia desde el punto específico en una rosca al punto correspondiente en la siguiente rosca medida paralelamente al eje de la rosca. La distancia es pequeña, así la precisión será excesiva, si el paso estuviera determinado de rosca a rosca consecuentemente, el paso es medido en una pulgada por cada pulgada, tanto de 8 roscas redondas, como de 10 roscas redondas por pulgada.

2.8.8 Medición de la altura de la rosca. La altura de la rosca, es la distancia desde la cresta de la rosca hasta la raíz de la misma, medida perfectamente al eje de la rosca, el indicador del dial debe registrar cero antes de realizar la medición y la tolerancia debe estar entre 0.004 y 0.002 pulgadas.

2.8.9 Longitud total de la rosca. La longitud total de la rosca es medida paralelamente al eje de la rosca, desde el extremo de la tubería, hasta el punto donde termina la rosca. La medición es realizada utilizando una escala métrica, La tolerancia es de 0.125 0 1/8 de pulgada. 24

Una vez realizado todos los pasos anteriores y si la rosca a cumplido con los procesos de calibración la rosca que se elaboro será calificada como aceptada y llevada para la aplicación de la grasa respectiva y ser colocado su protector.

2.9. Grasas para Roscas. De acuerdo con el API (Bul 5A2), se debe utilizar un elemento graso para generar una buena conexión entre los elementos piñón y caja (tabla 7), Por lo que es necesario agregar un componente graso al piñón de un junta para mejorar el apriete y garantizar la hermeticidad. Las características que debe tener este elemento graso son las siguientes: •

Cualidades de lubricación adecuada para prevenir el desgarre de las roscas.

•

Ninguna tendencia a desintegrarse ni observar cambios radiales de volumen a temperaturas de hasta 300ºF.

•

No comportarse excesivamente fluida a temperaturas de hasta 300ºF.

•

Propiedades de sello suficientes para prevenir fugas a temperaturas de hasta 300ºF.

•

No secarse, endurecerse, evaporarse u oxidarse cambiando sus propiedades físicas.

•

Resistencia a la absorción de agua.

•

Suficiente capacidad para rellenar microhuecos y prevenir fugas en roscas redondas API para casing y Tubing bajo presiones tan altas como 10000 psi.

•

Debe ser fácilmente aplicable con brocha a las rocas en clima frió 25

CAPÍTULO III

CAPÍTULO III 3. PROPIEDADES MECÁNICA DE LAS TUBERÍAS, RESISTENCIA Y CAPACIDAD DE CARGA. 3.1 Capacidad de Resistencia de las Tuberías. La capacidad de resistencia de una tubería se define como aquella aptitud o condición que ofrece una tubería para reaccionar y evitar cualquier tipo de falla o deformación, ante la acción combinada de cargas. El termino “falla” se entiende como sinónimo de “fractura”. Se dice que ocurre una falla cuando un miembro cesa de realizar satisfactoriamente la función para la cual estaba destinado. Por lo tanto, una falla en las tuberías es una condición mecánica que refleja la falta de resistencia del material ante la situación y exposición de una carga. Con ella propicia la deformación del tubo.

3.1.1 Cedencia. Para entender el comportamiento de falla iniciaremos por definir el concepto de cedencia o fluencia, que es aquella propiedad o condición del material para soportar la deformación elástica, o bien, la resistencia que opone el material a la deformación ante la exposición de una carga. Es decir, el material se comporta plásticamente o se dice que tiene afluencia. Antes de esta deformación, al liberar la carga, el material recupera su estado original. El punto a partir del cual el material se fractura o se rompe, se dice que alcanza su último valor de resistencia a la cedencia

26

Para establecer la cedencia de un acero, el API recomienda que se realice una prueba de tensión sobre un espécimen. A partir de ésta se debe medir la deformación generada hasta alcanzar la fractura del mismo. . Se establece que la cedencia del material es el esfuerzo de tensión aplicado cuando alcanza el 0.5% de deformación. Para tuberías de revestimiento y producción, Para tuberías de perforación,

el API considera una deformación del 0.65% para

establecer la cedencia de estos materiales. La cedencia se mide en unidades de fuerza por unidad de área (psi), que significa la fuerza aplicada en el área de exposición del material para hacer ceder al mismo. La nomenclatura recomendada por el API para identificar los diferentes tipos de acero se define por una letra seguida por un número. La letra simboliza el tipo de acero, y el número y la magnitud de la cedencia del material expresada en miles de libras por pulgada cuadrada (psi). Ejemplificado: un acero denominado N-80 tiene una cedencia de 80000 psi mínima y una máxima de 95000 psi. La tabla 8 muestra un resumen de los diferentes aceros o grados API con sus valores de cedencia

La cedencia de los materiales se ve sensiblemente afectada por la temperatura a la que estén expuestos dichos materiales. Las pruebas de tensión que se realizan para medir la cedencia de un material generalmente se efectúan a la temperatura ambiental. Sin embargo, se ha observado que a temperaturas elevadas (>150 ºC) la resistencia de cedencia de un acero empieza a verse disminuida. 27

3.1.2 Colapso. Se puede definir como una forma de compresión de tal manera que la presión de a fuera trata de comprimir las paredes de la tubería. En otras palabras se origina por el aplastamiento de una tubería por una carga de presión. Esta actúa sobre las paredes externas de la misma y es superior a su capacidad de resistencia. En primera instancia, es una de las causas más comunes de falla en las tuberías colocadas en un pozo y en segundo termino es un fenómeno de falla más complejo de predecir. Y esta es medida en psi y se puede ver en la tabla 10. La falla al colapso depende de diversos factores propios de la naturaleza de fabricación del tubo. Dentro de estos resaltan la cedencia del material, la geometría tubular, imperfecciones (excentricidad, ovalidad) y la condición de esfuerzos en la tubería, a continuación se menciona lo siguiente:

3.1.2.1 Efectos de Imperfecciones. Dentro de los factores que influyen en la resistencia al colapso de las tuberías. Está el aspecto geométrico. Las imperfecciones generadas en el proceso de fabricación dan como resultados el tener un tubo con cierto porcentaje de ovalidad y excentricidad. Es decir, no existen tuberías con diámetro y espesor constante. Se puede apreciar una tubería perfecta a

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3.1.2.1.1 Ovalidad. Se define como el máximo diámetro exterior, menos el mínimo diámetro exterior dado en una sección plana, dividida por el diámetro exterior nominal.

Titulo: Ecuación de ovalidad. S =

( D max D min) Dnom

Donde : S = Ovalidad . D max = Diámetro. Maximo. Exterior D min = Diámetro Minimo . . Exterior Dnom = Diámetro. Exterior . No min al Fuente: Drill Manual Elaborado por: Andrés Villacrés

Queda de manifiesto que el proceso de fabricación de un tubo no es perfecto. Es decir se genera una imperfección al producir un tubo con un diámetro ligeramente irregular en su cara exterior.

Título: Tubería ovalada


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3.1.2.1.2 Excentricidad. Es una medida de las imperfecciones detectadas en una tubería por efecto de los cambios de espesor en el cuerpo del tubo

Titulo: Ecuación de excentricidad. e=

δ

t

Donde : e = Excentridad . δ = t max − t min t max = máximo.espesor t min = mínimo.espesor t = espesor .no min al Fuente: Drill Manual Tomo 5 Elaborado por: Andrés Villacrés

La combinación de estas dos imperfecciones es una sección transversal de una tubería que es mostrada a continuación.

Título: Tubería excéntrica ovalada


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3.1.3 Efecto de desgaste. El desgaste se define como la degradación o deterioro del material por efecto de la fricción producida por el contacto entre dos materiales (Tubos), especialmente la resistencia al colapso se ve deteriorada por el desgaste. En la perforación de pozos desviados ocurren desgastes severos en la superficie interior de la tubería de revestimiento al estar sujeta a grandes flexiones, lo cual, afecta las funciones del tubo. El desgaste también se produce por la rotación de la tubería de perforación contra las paredes del pozo, a menudo reduce peligrosamente el espesor de paredes del tubo. Este tipo de daños siempre ocurre en la superficie exterior de la tubería especialmente en la región de las uniones.

Título: Efecto de desgaste


3.1.4 Fatiga. La fatiga es generalmente la causa más común de falla en la sarta de perforación, Las fallas por fatiga se producen regularmente tanto en los tubos de las barras de perforación como en las conexiones. Sin embargo, son relativamente raras en las uniones de las barras de perforación. Las ubicaciones usuales de las fisuras por fatiga son:

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3.1.4.1 Ubicación de la falla. 3.1.4.1.1 Cuerpo de la tubería de perforación. Las fallas por fatiga se producen principalmente en el área cercana al recalque interno, usualmente 16-24 pulgadas desde el extremo del pin o del box, y en el área de cuñas. Las mismas son menos comunes pero también se pueden producir en otras ubicaciones entre recalques. Estos daños están usualmente orientados transversalmente y pueden existir tanto en el interior como en el exterior de la superficie de la tubería. Esto resulta del ciclo de tensión o esfuerzo al cual han estado expuestos. Una fisura por fatiga será aplanada y perpendicular al eje del tubo. Si la fisura ha penetrado la pared del tubo, el lodo de perforación al filtrar puede haber erosionado la fisura en lo que comúnmente se denomina una “lavadura” del tubo. Sin embargo, aún habiendo sido erosionada por el lodo de perforación, la fisura por fatiga normalmente retiene su orientación transversal.

Título: Fatiga en el cuerpo de la tubería


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3.1.4.1.2 Conexiones: Se producen daños por las operaciones de pesca o al rotar las superficies separadas una sobre otra. A continuación se menciona las fallas por fatiga más comunes dentro de las conexiones. a. Ratchet marks (Marcas de trinquete): Las marcas de trinquete son pequeños pasos en la fisura por fatiga de la conexión ubicadas cerca de la raíz de la rosca. Las marcas de trinquete se producen cuando se inician muchas fisuras pequeñas y comienzan a crecer en la raíz de la rosca desde posiciones apenas distintas. A medida que las pequeñas fisuras crecen, se unen para formar una fisura grande, pero dejan pequeños pasos y depresiones (ratchet marks) en el borde de la fisura b. Beach marks (marcas de arena): Las beach marks son impresiones que se pueden producir en una superficie de la fisura por fatiga cuando la parte experimenta un cambio rápido en la velocidad de crecimiento de la fisura, quizás a medida que un componente entra y sale de servicio. Las beach marks, a pesar de ser menos comunes y más difíciles de ver que las marcas de trinquete, a menudo son visibles cuando la superficie no han sido corroídas

Título: Fatiga en las conexiones


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3.1.5 Tensión. La tensión es una condición mecánica (Tensionada) de una tubería que puede ocasionar la falla o fractura de la misma. Se origina por la acción de cargas axiales (fuerza axial) que actúan perpendicularmente sobre el área de la sección transversal del cuerpo del tubo. Las cargas dominantes en esta condición mecánica son los efectos gravitacionales.

Título: Cargas Axiales


3.1.5.1 Resistencia a la tensión. La resistencia a la falla por tensión de una tubería se puede determinar a partir de la cedencia del material y el área de la sección transversal. Se debe considerar la mínima cedencia del material para este efecto. Es decir:

Título: Ecuación de resistencia a la tensión. RT = 0.7854(d e2 − d i2 )σ y Donde : Rt = Re sistencia.a.la.tensión.( psi). d e = Diámetro.exterior .( pg ) d i = Diámetro. int erno.( pg ) σ = Minimo.esfuerzo.de.cedencia.( psi)


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Puesto que la cedencia de un material se determina a partir de una prueba de tensión, que consiste en aplicar un carga axial en forma incremental, la resistencia a la tensión de una tubería de acuerdo a lo estipulado por el API, se mide en unidades de fuerza (libras) con un valor, resultante de redondear al número mas próximo en múltiplos de 10 libras, al aplicar la ecuación de resistencia a la tensión. Ver tabla 10

3.1.6 Torsión. Es una combinación de compresión y tensión en una dirección horizontal La falla por torsión puede producirse en un tubo de una unión o una barra de perforación, a pesar de que la primera es más común debido a que las conexiones API de dimensiones estándar son más débiles en torsión que los tubos a los cuales las mismas se encuentran soldadas. Una falla por torsión primero se mostrará como un pin estirado o un box abocardado, lo cual depende de cuál es más débil. En casos extremos, el pin puede ser separado o el box dividido. Sin embargo, un box que ha sido dividido por la torsión solamente (no fatiga) también mostrará gran deformación plástica y abultamiento La torsión aplicada sobre las conexiones debe mantenerse menor que su torque de enrosque. Ver tabla 10

3.1.7 Estallamiento “Burts” La falla por estallamiento de una tubería es una condición mecánica que se genera por la acción de cargas de presión actuando por el interior de la misma dicho de otra forma la presión interna de la tubería está tratando de reventar.

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La resistencia que opone el cuerpo del tubo se denomina resistencia al estallamiento, la presión interna generalmente se la ha denominado “Burts”. Sin embargo, es claro anotar que este término se ha utilizado debido a que la presión interna es la carga y la propiedad del material es la resistencia.

3.1.7.1 Resistencia al estallamiento Para predecir la resistencia al estallamiento de tuberías se utiliza la ecuación de “Barlow”. Se recomienda para tubos de espesor delgado, y es avalado por el API como estándar es sus especificaciones.

Título: Ecuación de estallamiento. P EST = 0.875

2 y d t

Donde : P est = Re sitencia.al .estallamiento.( psi) σ y = Cedencia.( psi). d = Diámetro.no min al .( pg ). t = espesor .no min al .( psi).


Hipótesis al aplicar la ecuación de Barlow. •

Considera el mínimo espesor permisible en el cuerpo del tubo (87.5% del espesor nominal).

•

A temperatura ambiental (20ºC).

•

Esfuerzo axial o carga axial = 0

•

Esfuerzo tangencial considerando presión externa = 0

•

Falla por cedencia (presión de cedencia interna)

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3.2 Condiciones de carga. Las condiciones bajo las cuales trabaja una tubería en el interior de un pozo son variadas y de magnitud considerada. Las cargas principales que se presentan en un pozo y que actúan sobre la tubería son: Cargas Axiales, Cargas no axiales, Cargas de presión, Cargas torcionales, Corrosión y flexión.

3.2.1 Cargas axiales. Una de las principales causas de fallas en las tuberías es la acción de las cargas axiales en las operaciones de un pozo, las cargas axiales se producen inicialmente por la acción natural de los efectos gravitaciones, es decir el propio peso de los tubos, también se genera fallas por el contacto entre agujero y tubería y tubería-tubería. También se presenta el efecto de choque que se genera por el paro súbito al momento de introducir, Tambien se ven alterado por efecto de los cambios de presión y/o temperatura que se suscitan al cambiar de densidad del fluido de control y al efectuar operaciones que demandan presión,

3.2.1.1 Peso. El primer efecto axial a considerar que experimentan las tuberías es el peso propio de la sarta de tuberías. Se utiliza el peso nominal del tubo y conexión en las tuberías de revestimiento y en las tuberías de producción. Mientras que para tuberías de perforación, es práctica común utilizar el denominado peso ajustado, que significa considerar el peso nominal del cuerpo del tubo, más el peso de la conexión. Lo anterior se debe a que la sarta de perforación generalmente cuenta con conexiones recalcadas de mayor peso unitario que el cuerpo del tubo.

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Título: Ecuación de peso total de la sarta W =

wi hi

Donde : . .(al .aire)(lbf ) W = Peso.total .de.la sarta wi = Peso.unitario.de.la.tubería.(lbf / ft ). . .( ft ). hi = Longitud .de.la sarta


3.2.1.2 Peso Flotado. El peso de una sarta de perforación o de una de revestimiento puede exceder a las 200 toneladas. Estos enormes pesos representan un gran esfuerzo para los equipos de perforación; sin embargo, estos pesos son parcialmente soportados por el efecto de flotación del fluido de perforación, el cual se reduce a una fuerza. La fuerza de flotación esta en función de la presión ejercida por el fluido y del área de la sección transversal sobre la cual actúa esta presión, al considerar el efecto de flotación por los fluidos presentes en el pozo mediante el método de presión-área. Un método práctico para determinar el efecto de flotación es mediante la aplicación del concepto de Arquímedes. Este establece que todo cuerpo sumergido en el seno de un fluido experimenta una fuerza contraria o empuje sobre el peso del cuerpo con una magnitud igual al peso del fluido desplazado.

Título: Ecuación de flotabilidad. ∆ Fflo =

π

4

( Pi(d ia2 − d ib2 ) − Pe(d ea2 − d ebe ))

Donde : . . por .Cambios.de.Geometria.(lbt ). ∆ Fflo = C arg a.Compresional . por Flotación Pi = Pr esión. por .el Interior . .del .Tubo.( psi). Pe = Pr esión. por .el Exterior . .del .Tubo.( psi). d ia = Diámetro Interno . .de.la.Cima.de.Cambio.de.Sección.( pg ). d eb = Diámetro Exterior . .de.la Base . .de.Cambio.de.sec ción.( pg ).


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3.2.1.3 Flexión. La carga de flexión es una carga axial de doble acción, debido a que se manifiestan como una carga de tensión en las caras exteriores de la tubería, y en una carga axial compresiva sobre la cara interna de la tubería. Este efecto se presenta en pozos altamente desviados, o en aquellas que se tienen grandes severidades o patas de perro. La magnitud de estas cargas se adiciona en forma puntual a las cargas axiales en la tubería.

3.2.1.4 Choque. Una fuerza puede generarse por la aceleración y desaceleración instantánea durante la introducción de la tubería en el pozo (corrida). La magnitud de la fuerza axial generada puede ser de importancia para fines de diseño. Por esto debe estimularse basándose en la teoría elástica.

Título: Ecuación de carga axial por choque F s = 1780∆vA s Donde : F s = C arg a. Axial . por .Choque.(lbf ). ∆v = Velocidad .( ft / seg ) A s = Area.de.la.Sección.Transversal .( pg 2 ) Fuente: Drill Manual Tomo 5 Elaborado por: Andrés Villacrés

Es de observarse que en la medida que se aumente la velocidad de introducción, la tubería se expone a una carga de choque elevada. Esta se considera como medida de seguridad.

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3.2.1.5 Fricción. (Arrastre) Las tuberías experimentan una carga axial por efecto del contacto que tienen con el agujero en el fondo del pozo (TRs) o por el contacto que se tiene entre tuberías, TRs con la sarta de perforación o TP con TRs. Por el contacto entre los materiales la estimación de esta fuerza axial actuante se realiza considerando la fuerza normal de la carga axial presente a una profundidad dada. Por efecto del contacto, cuando la tubería se jala o se levanta, la fuerza axial debe considerarse como positiva (incremento en la tensión). Es decir, se incrementa la carga axial de tensión por la fuerza de fricción contraria al movimiento de la tubería al pozo, esta fuerza axial de contacto se presenta como una fuerza compresiva (negativa). Esto es porque la fuerza de contacto sirve de apoyo para soportar la carga axial presente en la tubería. La siguiente ecuación se utiliza para determinar la carga axial por fricción.

Título: Ecuación de peso flotado . F r = µ W f sen (θ ) L Donde : W f = Peso . Flo tan do .de .la .Tubería µ = Factor . de . Fricción

0 . 25 .....( Tubo − Tubo ) 0 . 35 .....( Tubo − Formación ) Fr = C arg a . Axial . de . Arrastre .( lbf ). θ = Angulo . Maximo . de . Flexión .( lbf ) L = Longitud .de .Tubería .( ft ).


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3.2.2 Efectos Axiales. Las condiciones de presión y de temperatura presentes dentro de un pozo, hacen que el material sufra alteraciones en las condiciones con respecto a su material, en donde tiene la capacidad de deformación elástica hasta los límites de cedencia del acero Durante la evaluación de los cambios axiales que experimenta una tubería, se han detectado cuatro fenómenos que son los siguientes:

3.2.2.1 Pandeo. Se denomina “pandeo” a la deformación mecánica que experimenta una tubería por la acción del las fuerzas compresionales desarrolladas sobre el cuerpo de la misma. Por la forma y severidad del pandeo de la tubería se han definido dos criterios de pandeo. Pandeo Sinuosoidal y pandeo Helicoidal. Es importante mencionar que el pandeo es una deformación que puede hacer fallar a una tubería. Esto ocurre porque se generan grandes esfuerzos por flexión en forma simultánea, el cual limita el trabajo o paso de herramientas por el interior de la tubería,

Título: Ecuación de fuerza axial por pandeo. F ap = F p p i Ai p e Ae Donde : F ap = Fuerza. Axial . por Pandeo . .(lbf ). F p = Fuerza. por Pandeo . .(lbf ). pi = Pr esión. int erna.( psi ). Ai = Área.de.Sección Interna . .( pg 2 ) p e = Pr esión Externa . .( psi ). Ae = Área.de.Sección Externa . .( psi ). Fuente: Drill Manual Tomo 5 Elaborado por: Andrés Villacrés

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3.2.2.2 Balonamiento. Es el efecto natural que presentan las tuberías por la “inflación” o “desinflación” que se manifiesta por efectos de cambios en la presión interna y externa se denomina “balonamiento”. Es una medida de la deformación elástica propia del acero y que induce esfuerzos tensionales y compresionales en la tubería. Es decir la tubería se contrae o elonga longitudinalmente, cuando esta está confinada o sin libre movimiento. Se dice que existe balonamiento cuando la presión interna que actúa en al tubería es superior a la presión externa. Y se dice que existe “balonamiento inverso” cuando se presenta el efecto de “desinflación” motivado por los cambios de presión externa que son superiores a la presión interna prevaleciente en la tubería, la magnitud de este esfuerzo axial puede obtenerse mediante el siguiente modelo:

Título: Ecuación de balonamiento. ∆ F b = 2υ (∆ P i Ai

∆ P e Ae )

vL(∆ ρ i Ai

∆ ρ e Ae )

Donde : to.( psi) ∆ F b = Cambio. Axial . por Balonamien . . .(a dim encional ). υ = relación.de Posición ∆ P i = Cambio.de. Pr esión. int erna.( psi). Ai = Area Interna . .( pg 2 ). ∆ P e = Cambio.de. presión Externa . .( psi). 2 Ae = Área. Externa.( pg ). L = Longitud .de.Tubería.( ft ). ∆ ρ i = Cambio.de Densidad . . Interna .( psi / ft ). ∆ ρ e = Cambio.de Densidad . Externa . .( psi / ft ).


En este caso se refiere al momento en el que alcanza el nivel de la cedencia del material. Las condiciones elásticas del material generan elongaciones longitudinales que dan lugar a una deformación tipo “globo” en la sarta de tubería. 42

3.2.2.3 Efecto Pistón. El efecto de contracción o elongación que presenta una tubería por efecto del cambio en el estado de esfuerzos axiales es denominado efecto “pistón”. La condición elástica que caracteriza a las tuberías de acero da lugar a la deformación axial. Es decir, por cada incremento de carga axial, la tubería experimenta un cambio longitudinal.

Título: Ecuación del efecto pistón. ∆ L = −

L∆ A EA s

Donde : ∆ L = Cambio .de. Longitud .Generado.( ft ) L = Longitu.de.la.Sarta.( ft ). ∆ A = F p − F anclada (lbf ) E = Modulo.de.Young .( psi ) A s = Longitud .de.la.Sarta.( ft ).


3.2.2.4 Efecto Térmico. La temperatura a la cual se expone las tuberías en el interior de un pozo. Son importantes para la estimación de las cargas axiales. Estas cargas se producen por el cambio de temperatura que experimenta la tubería al someterse a diferentes eventos de carga. La magnitud de las cargas axiales generadas por efecto del cambio

Título: Ecuación del efecto pistón . F at = 58.8∆Tw Donde : F at = Fuerza. Axial . ∆T = Cambio.de.Temperatur a. w = Peso.de.la.Tubería.


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Los efectos axiales mencionados de pandeo, pistoneo, balonamiento, y térmico dan lugar a un cambio significativo en el estado de esfuerzos axiales, por la acción combinada de cada uno de ellos. Estos significan que la suma de los efectos axiales generara una deformación total en la tubería. Por lo tanto, la fuerza axial total será:

Título: Ecuación de fuerza axial total. F aT = F ap F aP F aB F aT Donde : F aT = Fuerza . Axial .Total .( lbf ) F ap = Fuerza . Axial . por . Pandeo .( lbf ). F aP = Fuerza . Axial . por . Pistoneo .( lbf ) F aB = Fuerza . Axial . por . Balonamien to.( lbf ) F aT = Fuerza . Axial . por .Temperatur a .( lbf ) Fuente: Drill Manual Tomo 5 Elaborado por: Andrés Villacrés

3.3 Cargas de Presión. Las cargas por presión que se presentan en las tuberías son generadas por efecto de la presión actuantes en las paredes de una tubería en donde pueden ser tanto externas como internas que generan un estado de esfuerzo en la tubería para favorecer la falla por colapso y estallamiento. Las situaciones que dan lugar a la acción de una carga de presión en las tuberías se presentan desde el mismo momento de la introducción de la tubería al interior del pozo. Es decir, las presiones se van generando por el fluido de control, tanto externas como internamente, cada una de las operaciones propician también un cambio en las condiciones térmicas, por lo que el efecto de cambio de temperatura en las tuberías está también vinculado con los cambios de presión a continuación se presenta los dos perfiles de presión tanto interna como externa. Ver tabla 9.

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3.3.1 Perfiles de Presión Externa. A continuación se presenta un resumen de las condiciones que propician la acción de presiones externas sobre la tubería y que generan una presión actuante en cada punto de profundidad.

3.3.1.1 Introducción de la Tubería. Es aquella presión ejercida por la hidrostática del fluido de control al momento de la corrida en el pozo.

Título: Ecuación de la tubería dentro del pozo. P e =

h2 ρ f 10

Donde : P e = presión. Externa.( Kg / cm 2 ). h2 = Pr ofundiad .de. Interes.(m). . .( gr / cm 3 ). ρ f = Densidad .del Lodo


3.3.1.2 Durante la Cementación de la Tubería. Es la presión generada por el desplazamiento de los fluidos inyectados al interior del pozo y circulados en el espacio anular entre agujeros y la tubería. Cabe mencionar que una de las condiciones de presión externa mas severa es precisamente la que se presenta durante la operación de cementación. Sin embargo, la carga neta de presión es significativamente menor debido a que el diferencial de presión es relativamente bajo respecto durante la circulación de los fluidos.

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3.3.1.3 Después de cementar la tubería. Sin embargo una vez cementado la tubería, la parte exterior de la misma queda sujeta a condiciones de presión debido a las geopresiones presentes en las formaciones, o al efecto combinado de la hidrostática de los fluidos entrampados en el espacio anular entre agujero y tubería y los mismos fluidos de la formación, cambio de densidad de los fluidos La hidrostática del lodo considerando la lechada ya fraguada (sin hidrostática). En este punto se tienen estudios en los que se comprueba que al fraguar la lechada, la carga hidrostática transmitida se desvanece, razón por lo cual se presentan problemas de migración de gas.

3.3.1.4 Efectos de la Presión de Formación. La acción de las presiones de poro o de formación actuando sobre las paredes de la tubería es una condición que se da en forma permanente. Sin embargo, dependerá de la permeabilidad del medio para establecer que dicha presión invariablemente actúe sobre la tubería, contrarrestando la acción hidrostática de los fluidos en el espacio anular. Además, en la zona aislada por el cemento, al ser una buena cementación, se considera como impermeable, por lo que deja de actuar la presión de poro sobre las paredes de la tubería. En el caso de considerar una mala cementación, podría considerarse la acción de la presión de formación sobre la tubería, para cuantificar la acción de estas presiones de poro, se debe acudir a la evaluación de geopresiones haciendo uso de la información disponible de registros de pozo (Geofísicos o Sísmicos). 46

3.3.1.5 Efecto de la Formación Plástica. La presencia de una formación plástica como un domo salino propicia que la tubería esté sujeta a un esfuerzo tangencial variable que genera condiciones de presión externa sumamente elevadas. Generalmente estas presiones son una medida de la sobrecarga actuando entre la cima y la base del domo salino. Estas condiciones de presión son puntuales. Es decir, se aplica únicamente en el intervalo en el que está actuando la formación plástica.

3.3.1.6 Efecto de la Expansión de los Fluidos en el Espacio Anular. En pozos donde los espacios anulares quedan confinados se presentan condiciones desfavorables al momento de experimentar un incremento en la temperatura de los fluidos producidos, lo cual genera que se incremente la presión en el espació anular. En un contenedor rígido y cerrado, el incremento de 1ºF al tener agua a 100ºF experimenta un incremento de presión de 38000 psi. Si embargo las tuberías como la formación tienen un comportamiento elástico que permite que el espacio anular tenga cierta conformación de cambio de volumen por efecto del incremento de la presión. Por lo tanto, para estimar el efecto de presión en el espacio anular se debe obtener un equilibrio por la expansión térmica y la expansión volumétrica. Este efecto de presión generado por la expansión térmica es un factor de consideración.

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3.3.2 Perfiles de presión interna. El perfil de presión interna determinado para cada caso u operación dentro del pozo, representa el estudio de por vida de las condiciones de presión a las que se va a someter la tubería. Por lo tanto, debemos evaluar todos los casos que represente un estado de cambio de presión en la tubería. A continuación se presenta los casos más comunes:

3.3.2.1 Introducción de la Tubería. Representa la presión ejercida por la hidrostática del fluido de control al momento de la corrida en el pozo en el interior del pozo.

Título: Ecuación al momento de introducir la tubería P e =

h2 ρ f 10

Donde : P e = presión Externa . .( Kg / cm 2 ). h2 = Pr ofundiad .de Interes . .(m). ρ f = Densidad .del Lodo . .( gr / cm 3 ).


3.3.2.2 Durante la cementación. El perfil de presión generado por el desplazamiento de los fluidos bombeados durante las operaciones de cementación, en el cual se consideran las caídas depresión por fricción y el fenómeno de caída libre en el interior de la tubería.

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3.3.2.3 Pruebas de presión. Es el perfil de presión resultante de la aplicación de una presión de inyección en superficie, a través del uso de un fluido de densidad constante. El resultado es un perfil de presión lineal, desde la superficie hasta el punto de profundidad de la prueba.

Título: Ecuación para pruebas de presión. P i = P iny + h z

ρ f

10

Donde : P i = Pr esión Interna . .( kg / cm 2 ). P iny = Pr esión.de Inyección . .(kg / cm 2 ). h z = Pr ofundidad .de Interes . .( m). ρ f = Densidad .del Fluido . .( gr / cm 3 )


3.3.2.4 Hidráulica durante la perforación. La estimación del comportamiento de la presión de circulación durante las operaciones de perforación, conducen a considerar las caídas de presión por fricción en cada uno de los componentes de la sarta, tanto en el interior como por el espacio anular.

3.3.2.5 Pérdidas de circulación. Esta condición se manifiesta al considerar que la tubería de revestimiento se queda vacía por el interior. Esto se debe a una pérdida total o parcial del fluido de control al continuar con la perforación de la siguiente etapa. Sin embargo, para determinar el perfil de presión por el interior de la tubería, se representa una presión equivalente de 1 atmósfera en el tirante vació, y a partir de este punto, se considera la hidrostática del fluido de control 49

3.3.2.6 Condición de un brote. La manifestación de gas durante la perforación de la siguiente etapa propicia que se modifique el perfil de presión en el interior de la tubería. Al momento de controlar un brote, también se ve alterado el perfil de presión por el interior de la tubería. Una forma convencional de representar los perfiles de presión al momento de manifestación de un volumen de gas se muestra a continuación:

3.3.2.7 Por la migración de gas. Este caso de presión se manifiesta por la canalización del gas a una presión constante hasta la superficie. Propicia que la presión de poro al nivel del intervalo que produce el gas, se manifieste con la misma severidad o intensidad en superficie. Por esto se incrementa la presión en el interior de la tubería al sumar la carga hidrostática del fluido de control.

3.3.2.8 Fuga en el Tubing. Este caso considera que la tubería de producción incurrió en una falla en las conexiones, transmitiendo la presión de producción o inyección hacia el espacio anular o por una fractura en el cuerpo de la tubería. Con esto se incrementa la presión de los fluidos contenidos en dicho espacio anular. El perfil de presión resultante es lineal al considerar la presión hidrostática en el espacio anular más la presión debida al fluido producido.

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Título: Ecuación para determinar fugas a través del Tubing. P i = p gas P hea Donde : P i = Pr esión Interna . .( psi). P gas = Pr esión.de.Gas.( psi). P hea = Pr esión Hidrostáti ca.en.el Espacio . . . Anular .( psi).


3.3.2.9 Estimulación o inyección de fluidos. El efecto de la inyección de fluidos al interior del pozo propicia una condición de cambio de presión en el interior de la tubería. Si la inyección de los fluidos es por el espacio anular, el perfil de presión resultante es el generado por la presión de inyección y la dinámica de los fluidos inyectados en el espacio anular. Si la inyección es por el Tubing, el efecto del cambio de temperatura en el espacio anular debe considerarse, ya que afecta al comportamiento de presión en el espacio anular, por efecto de la expansión térmica en el mismo.

Título: Ecuación para inyectar a través de la tubería. P i = P wh P hea ∆ P f Donde : . .( psi). P i = Pr esión Interna . .( psi). P wh = Pr esión.en.la.Cabeza.del Pozo . . . Anular .( psi). P hea = Pr esión Hidrostati ca.en.el Espacio . .en.el Espacio . . Anular .( psi ). ∆ P f = Caídas.de. Pr esión. por Fricción


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3.3.2.10 Producción de Fluidos. Las condiciones de producción ocasionan un cambio en las condiciones de temperatura en el espacio anular. Es importante evaluarlo para estimar el grado de afectación por expansión térmica. Los perfiles de presión y temperatura que se deben evaluar en función del comportamiento dinámico del flujo prevaleciente del intervalo productor. Es decir puede ser en condiciones de flujo multifásico, de una sola fase o bifásico. Una manera formal de representar la evaluación de esta condición es la siguiente:

Título: Ecuación para determinar la producción de fluidos. P i = P wh P hea

∆ P f

Donde : P i = Pr esión Interna . .( psi). P wh = Pr esión.en.la.Cabeza.del Pozo . .( psi). P hea = Pr esión Hidrostati . ca.en.el Espacio . . Anular .( psi). . .en.el Espacio . . Anular .( psi). ∆ P f = Caídas.de. Pr esión. por Fricción


3.4 Cargas Torcionales. Las cargas torcionales son aquellas generadas por efectos del torque o par de aprietes que experimentan las conexiones al momento de conectar en superficie cada tubería. Adicional torque se manifiesta por efecto de la rotación que se le imprime a la sarta de tuberías (generalmente tuberías de revestimiento corta y tuberías de perforación) durante las diversas operaciones ocurridas durante su colocación. La magnitud de estas cargas es de gran interés debido a que propician un estado de esfuerzo en los extremos de la tubería que causarían la deformación de la conexión o de los elementos de la conexión (hombro, rosca, sello) y de la misma tubería. 52

3.5 Corrosión. La corrosión es un fenómeno electro-químico. Tiene lugar en las tuberías por efecto de la acción del medio ambiente y la reacción de los constituyentes del material con el que están fabricados los tubos, es decir de acero. Este fenómeno tiene muchas y diversas presentaciones en los aceros. Desde una oxidación hasta lo que actualmente conocemos como agrietamiento por ácido sulfhídrico. El efecto de deterioro por los estragos de la corrosión en las tuberías se manifiesta por la pérdida de la capacidad de resistencia, que obliga a prevenir éstos efectos para evitar las fallas en las tuberías.

Los factores que contribuyen a la corrosión son las concentraciones de ácido sulfhídrico, el nivel de pH, la temperatura, oxigeno, velocidad del fluido, el nivel de esfuerzo en la tubería, la cedencia del material, la micro-estructura, el proceso de tratamiento térmico durante la fabricación y las aleaciones que componen el acero. Incrementando la concentración de ácido sulfhídrico se puede tener un efecto significativo en la susceptibilidad al agrietamiento. Sin embargo, se da por arriba de 8 en el medio que rodea a la tubería, disminuye el ritmo de corrosión. Es por esto, que los lodos de perforación con valores de pH mayores de 8 son benéficos para prevenir el ataque del ácido sulfhídrico.

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CAPÍTULO IV

CAPÍTULO IV 4. PROCEDIMIENTO PARA INSPECCIÓN DEL CUERPO EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (DRILL-PIPE). 4.1 Alcance e introducción. Este procedimiento tiene que ver con todas las actividades para la inspección de tubería de perforación dentro de las instalaciones de INSEPECA CIA LTDA, o en las instalaciones del Cliente realizadas por el personal de inspección. Tomando como referencia el manual DS-1

4.2 Especificación de los métodos aplicables: Los Métodos de Inspección que se toma en este documento esta basado en la Norma (Ds-1) y cubre 31 métodos de inspección. El cliente puede seleccionar cualquier conjunto de métodos aplicables de la tabla 11. Sin embargo, la inspección para la tubería de perforación se establecen seis categorías de servicio. Para simplificar las opciones del cliente y al mismo tiempo permitirle adaptar el programa de inspección a los riesgos de la aplicación. Estas categorías, y los programas de inspección recomendados que las acompañan, se muestran en la tabla 12 . Una sexta categoría, Columnas Terrestres de Trabajo Pesado (Heavy Duty Landing String -HDLS), se agregó en la edición de la norma DS-1™. Tabla 13.

4.2.1 Categoría 1 La Categoría 1 se aplica a perforaciones de poca profundidad, pozos de rutina en áreas bien desarrolladas. Cuando ocurren fallas en la sarta de perforación, los

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costos debido a la falla son tan bajos que no justifican el costo de una inspección detallada. (Inspección Visual).

4.2.2 Categoría 2: Se aplica a condiciones de perforación rutinaria donde la práctica establecida es efectuar el mínimo de inspección y donde la experiencia de fallas es baja. (Toma de O.D e I.D)

4.2.3 Categoría 3: Diseñada para condiciones de perforación de una profundidad mediana donde se justifica un programa estándar de inspección. De ocurrir una falla, los riesgos en costos para pescar un tubo o que se pierda parte del pozo son mínimos. Se requiere como mínimo una inspección Categoría 3 como restricción de diseño para el Grupo de Diseño 2. (Dimensional del tubo y Toma de O.D e I.D)

4.2.4 Categoría 4: Esta categoría puede ser utilizada cuando las condiciones de perforación son más difíciles que las de la Categoría 3. En el caso de una falla en la sarta de perforación son probables importantes costos de pesca y la pérdida de parte del pozo. (Corrida de Equipo).

4.2.5 Categoría 5: Esta categoría se aplica a condiciones de perforación severas. Varios factores se combinan para hacer que el costo de una posible falla sea muy elevado. Se requiere de una inspección mínima Categoría 5 como una restricción de diseño en el Grupo de Diseño 3. (Todos los pasos anteriores) 55

4.3 Clasificación de la tubería de perforación y el tool-joint mediante el código de colores. Durante la inspección de la tubería de perforación y Tool-Joint, se clasificara la tubería de acuerdo al código de colores (tabla 14-15) estas deberán marcarse de la siguiente forma: a. Se marca a 35 pulgadas o 18 pulgadas del pin o al final del Tool-Joint, cuando se ha inspeccionado el cuerpo de la tubería. b. Se determina la clase cuando se inspeccionado el cuerpo de la tubería c. Cuando se ha inspeccionado el pin y las cajas estas se marcan en la misma área.

4.4 Procedimiento para inspección de tubería de perforación (drill-pipe). 4.4.1 Seguridad del equipo antes de iniciar la inspección. El Inspector a cargo, antes de iniciar las actividades de inspección verifica las condiciones de salud y seguridad del personal así como sus elementos básicos de acuerdo a lo definido en el procedimiento de salud y seguridad campo base código SI.SG.S431.PO.02 Capitulo VII, a la vez acatando disposiciones y políticas propias del cliente cuando se realice trabajos fuera del campamento de INSEPECA-COCA. En caso de no disponer del equipo de seguridad el inspector solicita al jefe de materiales se dote de todos los implementos de seguridad. El inspector recibe de parte del Gerente de producción una orden interna de trabajo (Reporte 1), para realizar dicho trabajo el inspector con el apoyo de tres ayudantes proceden a recibir el material tubular, con el apoyo del operador del montacargas bajo autorización del jefe de materiales se procede a colocar el material en los racks designados para la inspección. 56

4.4.2 Descarga de Tubulares del Camión al Rack Antes de descargar los camiones, se deben inspeccionar los tubos para verificar la existencia de cualquier señal de movimiento durante el transporte. Si una carga se ha movido durante el viaje, es necesario identificar todo el material, y luego evaluarlo una vez descargado en el rack. Si los tubos se descargan del camión a un rack temporáneo utilizando un autoelevador, es fundamental que el tubo no golpee contra las piezas metálicas o contra cualquier otro objeto u objetos que puedan dañar o alterar más las propiedades físicas del tubo Tal como se especifica en la norma API RP 5C1, es conveniente descargar sólo uno (1), dos (2) o tres (3) tubos por vez, según el número de juntas que puedan controlarse. En el caso de tubos de Aleaciones Resistentes a la Corrosión (CRA), tener precaución de no golpear a los tubos en la carga o descarga de los mismos.

4.4.3 Manipuleo y almacenamiento de la tubería Los tubos deben estar sobre caballetes. No se deben estibar tubos directamente en el suelo, sobre rieles, pisos de acero o concreto. La primera hilera de tubos no debe estar a menos de 46 cm. del piso, de manera que no se vean afectados por la humedad y el polvo. Todo el material tubular, en particular las roscas, está fabricado con niveles de tolerancia estrecha y requiere, por lo tanto, un manipuleo especial. Ya se trate de material tubular y/o roscas nuevas, usadas o reacondicionadas, siempre deben manipularse con los protectores de rosca colocados y ajustados. Asegurar los tubos clavando tacos de madera de 2,5 por 5 cm. o de 5 por 5 cm. en ambos extremos de los listones espaciadores. Si se usan topes metálicos, es necesario recubrirlos previamente 57

4.4.4 Inspección Visual. 4.4.4.1 Propósito Este procedimiento cubre la inspección visual de las superficies internas y externas de los tubos de perforación para determinar: desgastes, picaduras o escamas por corrosión, deformaciones (generalmente en cuanto a la rectitud del cuerpo tubular, grietas, huecos, y daños físicos superficiales como marcas de herramientas y cortes con cable) etc.

4.4.4.2 Equipo de Inspección Se necesita un marcador de pintura, medidor de profundidad, un medidor de espesor ultrasónico y una luz que pueda iluminar toda la superficie interior accesible del tubo (Espejo).

4.4.4.3 Preparación: a. Todos los tubos deben ser numerados en secuencia. b. La superficie debe estar limpia de manera que pueda verse la superficie del metal y no debe tener partículas en la superficie de más de 1/8 pulgadas y que puedan despegarse con la uña.

4.4.4 4 Procedimiento y Criterios de Aceptación: a. La superficie exterior debe ser examinada de recalque a recalque. Se medirán las imperfecciones en la superficie que penetren la superficie normal del tubo y se restará la profundidad de la imperfección del espesor de pared adyacente promedio para determinar el espesor de pared remanente por debajo de la imperfección. Las imperfecciones en la superficie que causen que el espesor de pared remanente por debajo de la imperfección sea menor que el de los criterios 58

de aceptación en la Tabla 16 (según fuese aplicable) deben ser causa de rechazo. El espesor de pared adyacente promedio se determinará promediando las lecturas de espesor de pared desde dos lados opuestos de la imperfección. Cualquier metal sobresaliente de la superficie normal debe ser removido para facilitar la medición de la profundidad de la penetración. b. Aquella tubería con muchas protuberancias en el área de la cuña puede ser sacada y colocada aparte sin mayor inspección. c. Los tubos con metales sobresalidos deben ser retirados y con conexiones dañadas. d. La superficie interior iluminada debe ser examinada visualmente desde cada extremo.

Las picaduras en el interior no deben exceder 1/8 pulgadas de

profundidad medido o estimado visualmente para Clase Premium, o no deben exceder 3/16 pulgadas para Clase 2. e. El pandeo de la tubería no deberá ser visible a simple vista. f. Aquellos tubos con revestimiento interior deben ser examinados y determinar si existen señales de deterioro en el revestimiento El número de condición de referencia del revestimiento interior deberá informarse al cliente. Los tubos con Condición de Referencia del Revestimiento 3 ó 4 serán rechazados a no ser que esto sea descartado por el cliente . g. La tubería inservible pasa a ser rechazada, anotada en el reporte y notifica al cliente de la misma. 59

4.4.5 Limpieza y Cepillado de la Tubería. La productos tubulares que han pasado por la inspección visual pasan a la siguiente fase en donde se someten a la limpieza del cuerpo, esta se realiza por medio de un equipo llamado cepilladora el cual consta de cepillos propiamente dichos los cuales operan mediante un motor a diesel, en esta consta de dos rack que se colocan entre la cepilladora, en el primer rack se coloca las tuberías que se encuentran, cementadas, corroídas ligeramente, con presencia de escamas, lodos de perforación, fluidos producidos, con la ayuda de un montacargas. El operador que se encuentra a cargo de este equipo desliza la tubería del primer rack hacia la cepilladora en donde la tubería cae sobre unas ruedas de hule, mediante palancas de mando en la consola central, hace que la tubería gire y pase a través de un cepillo que se encuentra en la parte exterior del equipo y otro cepillo que pase por el interior de la tubería, el operador observa a la tubería y decide cuantas veces tiene que pasar a través de los cepillos, una ves que se encuentra lista la tubería (limpia) el operador mediante las palancas de mando, envía la tubería hacia el segundo rack en donde queda limpia para el siguiente paso. En la limpieza de las roscas es fundamental que no haya materias duras y extrañas en las roscas o el sello Se limpia toda la grasa de rosca con un solvente o agua a presión. El mejor procedimiento consiste en limpiar la conexión con agua a presión a una temperatura superior a los 10ºC (50°F) y luego quitar todo rastro de humedad y/o cuerpos extraños. Luego, sopletear minuciosamente la conexión teniendo cuidado de que el líquido no se acumule en el interior del tubo.

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4.4.6 Calibración Del Diámetro Externo Del Tubo 4.4.6.1 Propósito. El inspector y tres ayudantes proceden a realizar la calibración externa de toda la longitud del tubo con un caliper calibrado Este procedimiento cubre la medición completa del tubo por medios mecánicos para determinar variaciones en su diámetro externo (OD), desgaste abrasivos, estiramientos, aplastamientos mínimos.

4.4.6.2 Equipo de Inspección: a. Pueden utilizarse calibradores con lectura directa (caliper calibrado). o calibradores pasa/no pasa (compases), para localizar áreas con reducción del OD. Los instrumentos utilizados debe servir para identificar los diámetros externos más pequeños permitidos. b. Cualquier instrumento electrónico de esfera o vernier que se use para calibrar o normalizar el diámetro exterior debe ser calibrado dentro de los seis meses anteriores de acuerdo con el Instituto Nacional de Normas y Tecnología (NIST) u organismo equivalente. El instrumento debe estar identificado con una calcomanía o etiqueta como evidencia de dicha calibración. c. La precisión del equipo usado en el campo debe ser comprobada por uno de los instrumentos antes mencionados y no debe variar ±0.002 pulgadas.

4.4.6.3 Preparación: a. Todos los tubos deben ser numerados en secuencia. b. La superficie exterior del tubo debe estar libre de partículas o revestimiento que exceda 0.010 pulgadas en espesor.

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4.4.6.4 Calibración: a. La calibración del instrumento de medición del diámetro externo debe ser verificada con los valores máximos y mínimos para los diámetros exteriores presentados en la Tabla 17 como fuera aplicable. b. La calibración del instrumento debe ser verificada: •

Al comienzo de cada inspección.

•

Después de cada 25 tubos.

•

Cuando la variación en diámetro exterior excede los límites de aceptación.

•

Cuando se sospecha que el instrumento puede haberse dañado en cualquier forma.

•

Al completar la inspección.

d. Si se requiriese realizar ajustes al calibre de OD, se deberán volver a calibrar todos los tubos medidos desde el último control de calibración válido.

4.4.6.5 Procedimiento y Criterios de Aceptación: a. El cuerpo del tubo debe ser calibrado en forma mecánica solamente el tubo madre arrastrando el instrumento en todo el largo del tubo mientras éste está girando y sosteniendo el instrumento perpendicular al tubo. b. Aquellos tubos que tengan reducción o incremento de diámetro que excedan los valores de la Tabla 17 (como fuese aplicable), deben ser rechazados. c. Si encontramos un tubo fuera de los límites de aceptación procedemos a anotar

con un marcador en el punto donde se tomo la lectura mínima así mismo identificamos con una banda de pintura de color amarilla en el área del pin y con el apoyo del operador del montacargas se procede a separarlo.

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4.4.7 Medición Ultrasónica Del Espesor De La Pared Del Tubo 4.4.7.1 Propósito: Este procedimiento cubre las mediciones ultrasónicas de espesor de pared de barras de perforación de acero cerca del centro del tubo y donde el desgaste sea obvio

4.4.7.2 Fundamento Teórico. 4.4.7.2.1 Ondas ultrasónicas mecánicas Onda ultrasónica es aquella cuya frecuencia es mayor a 20.000Hz, que es la máxima a la que el oído humano tiene sensibilidad. Las pruebas con ultrasonido se efectúan con niveles de frecuencia entre 0.5 y 15MHz. Este tipo de ondas pertenecen al conjunto de las llamadas mecánicas, ya que necesitan un medio elástico para su propagación. Si el medio tiene estructura cristalina (como los metales), las partículas que forma la red oscilaran originando los siguientes tipos de ondas ultrasónicas. a. Ondas Longitudinales; en las cuales la dirección de propagación de la onda es paralela a la oscilación de las partículas.

Título: Ondas Longitudinales.

Fuente: Control de calidad de tuberías (Tesis de Grado) Elaborado por: Andrés Villacrés

b. Ondas Transversales; cuando la dirección de propagación de la onda es perpendicular a la dirección de oscilación de las partículas.

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Título: Ondas transversales.


c. Ondas Superficiales; cuando la onda se propaga exclusivamente en la superficie del material siguiendo el perfil del campo.

Título: Ondas Superficiales.


4.4.7.2.2 Velocidad de propagación de las ondas. Las ondas de ultrasonido se propagan en el material a una velocidad que depende de las propiedades mecánicas del mismo.

4.4.7.2.3 Efecto Piezoeléctrico. Es producido por cierto tipo de cristales los cuales al ser comprimidos o pensionados respecto de sus ejes cristalográficos, generan una diferencia de potencial entre sus caras convirtiendo la energía mecánica en una señal eléctrica. Este efecto es reversible. Es decir una señal eléctrica puede ser convertida por un cristal piezoeléctrico, en una señal mecánica. 64

Los cristales piezoeléctricos son los encargados de producir el ultrasonido, otros materiales como el titanio de bario, bajo ciertas condiciones, tiene el mismo comportamiento que los cristales piezoeléctricos y sirven para producir ultrasonido.

4.4.7.3 Instrumentos para la Inspección y calibración: a. El circuito eléctrico, cuya función es generar, recibir y representar las señales eléctricas (Por ejemplo en una pantalla o en un dial). b. El pulsador, que recibe la señal eléctrica del circuito electrónico convirtiéndola (por efecto piezoeléctrico) en una vibración que genera el haz ultrasónico. En el pulsador en donde se encuentran los cristales piezoeléctricos o sus equivalentes. c. Cables de interconexiones. d. Medio de acoplamiento, cuya función es procurar una adecuada interfaces entre pulsador y superficie del elemento a inspeccionarse, generalmente se usa aceite ya que este pega el pulsador con la tubería, para evitar que el aire atenué la transferencia de la onda ultrasónica al material que se inspecciona. e. Patrones de Referencia para Espesor de Pared; El patrón de espesor de pared debe estar hecho de acero y ser del mismo diámetro y espesor nominal de pared que el del tubo a ser inspeccionado. El patron deberá poseer dos espesores conocidos dentro del 80% y del 100% de los espesores de pared nominal y debe diferir en más del 5% del espesor de pared nominal.

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4.4.7.4 Preparación: a. Todos los tubos deben ser numerados en secuencia. b. La superficie exterior del tubo, donde han de tomarse las mediciones, deberá limpiarse hasta exponer la superficie natural del tubo.

4.4.7.5 Calibración: a.

La calibración lineal del instrumento deberá realizarse en un rango de 0.100 pulgadas a 2.000 pulgadas luego de cualquier reparación del instrumento o al menos cada seis meses. La calibración debe estar indicada por una calcomanía o etiqueta

b.

Deberá utilizarse el mismo acoplante para la calibración y para la medición de espesores.

c. El patrón o estándar para calibrar el instrumento en el campo debe ser de acero y debe tener por lo menos dos espesores que llenen los siguientes requisitos:

•

•

Sección gruesa = pared nominal, +0.050, -0 pulgadas. Sección fina = 70% de la pared nominal, +0, -0.050 pulgadas.

d. El patrón de calibración de referencia de campo deberá ser verificado con un micrómetro vernier o calibrador de cuadrante y su espesor deberá estar dentro de ±0.002 pulgadas del espesor indicado. identificado con una calcomanía o etiqueta como evidencia de dicha calibración. e. Después de los ajustes de calibración en el campo, el instrumento debe medir los dos espesores en el patrón con una precisión de ±0.001 pulgadas.

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f.

La calibración del instrumento debe ser verificada en el campo con la siguiente frecuencia: •

Al inicio de cada inspección.

•


•

Cuando la medición indica que la pieza debe ser rechazada.

•

Cada vez que el instrumento es activado.

•

Cuando se sospecha que el instrumento puede haber sufrido daño.

•

Cuando se cambian el sensor, el cable, el operador o la tubería de diferente peso.

•

A la terminación de cada trabajo de inspección.

g. Si la precisión de la última calibración efectuada en el campo no puede verificarse, toda la tubería inspeccionada desde la última verificación deberá ser reinspeccionada, después de corregir la calibración.

4.4.7.6 Procedimiento: a. En un transductor de dos elementos, la línea divisoria entre el elemento de transmisión y el de recepción debe mantenerse perpendicular al eje longitudinal del tubo. b.

Después de aplicar el acoplante, debe medirse el espesor siguiendo la circunferencia del tubo en incrementos de 1 pulgada como máximo.

c. Las medidas deben tomarse cerca de un pie del centro de cada tubo. Pueden tomarse lecturas adicionales de la misma forma en cualquier área seleccionada por el inspector o por el representante del cliente.

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d. El inspector debe examinar la superficie dentro de un radio de 1 pulgada de la lectura menor para confirmar o modificar dicho valor.

4.4.7.7 Criterios de Aceptación: Aquellos tubos que no cumplan con los requisitos aplicables de la Tabla 17 (según corresponda) deberán ser rechazados. Si encontramos un tubo fuera de los límites de aceptación procedemos a anotar con un marcador en el punto donde se tomo la lectura mínima así mismo identificamos con una banda de pintura de color amarilla en el área del pin y con el apoyo del operador del montacargas se procede a separarlo

4.4.7.8 Medida del espesor de la pared del tubo Las condiciones del cuerpo de la tubería de perforación deben estar clasificadas en base a las bajas medidas obtenidas de las lecturas ultrasónicas del espesor de pared, y la conservación de los requisitos contenidos en la tabla No. 5. Las únicas lecturas aceptables del espesor de pared, son aquellas que se efectúan con medidores ultrasónicos (miden el espesor de la pared en milésimas de pulgadas), con los que el operador puede demostrar si la pared del tubo está dentro del rango aceptable. Por ejemplo si tenemos una lectura ultrasónica en una tubería de diámetro exterior D.E.= 4 1/2" y un peso nominal de 16.6O Ibs/pie, y cuyo espesor de pared nominal sea de O.337 milésimas de pulgadas, y si se toma una lectura ultrasónica de 0.280 milésimas de pulgadas; por lo tanto este cuerpo de tubería de perforación puede ser rechazado por bajo espesor de pared, si no cumple con el porcentaje mínimo de espesor. Ver tabla No 2

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4.4.8 Inspección Electromagnética 4.4.8.1 Propósito. El inspector y tres ayudantes, después de haber realizado el paso anterior y considerando todos los tubos buenos se realiza la inspección electromagnética , y con el apoyo del operador del montacargas dichos tubos que fueron enderezados son trasladados al rack de inspección; para realizar la inspección electromagnética exploramos toda la longitud del tubo ( sin considerar los recalcados ), para esto utilizamos el Buggy de campo longitudinal, con el propósito de evaluar picaduras por corrosión, daños mecánicos, grietas por fatiga.

4.4.8.2 Principio Electromagnético de inspección. En la inspección electromagnética del cuerpo de la tubería de perforación usada, el tubo es magnetizado mediante una bobina magnetizadora, generando un campo magnético D.C (corriente continua), alrededor de la tubería se establecen muestras de campo de flujo. Cuando la tubería es lisa el campo de flujo es parejo, y uniforme. Sin embargo cuando la tubería no está lisa crean distorsiones en el campo magnético, el modelo del flujo es alterado, el flujo se eleva a un puente modelo que salta la abertura o rotura creada por el daño.

Título: Distorsiones creadas por efectos en la tubería

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Fuente: Inspección de Tuberías (Tesis de Grado) Elaborado por: Andrés Villacrés

Los conductores electromagnéticos contienen ocho sensores o zapatas arregladas para cubrir la circunferencia completa del tubo están diseñadas especialmente para detectar las distorsiones en el campo magnético, el cual induce una señal eléctrica. Estas señales cuyas características son relacionadas al tamaño y configuración del daño, es conducida atrás del cable hacia un amplificador que se encuentra en la parte interior de la consola el cual aumenta la señal generada por los sensores, y es enviada a un galvanómetro el cual es un instrumento principal para detectar el paso de una corriente eléctrica y mide su intensidad y esta conectada a una pluma la cual imprime las distorsiones en el campo magnético, en un papel la señal generada, esta consola consta de elementos como regulador de velocidad del Buggy, amperaje, voltaje, alarma, paneles para calibrar el tubo de prueba. Y enchufes para unir los cables con el Buggy

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4.4.8.3 Equipo de Inspección: El equipo de inspección es portátil, permitiendo ser trasladado al sitio donde está ubicada la tubería, o a la locación donde se encuentra el taladro de perforación. Esta unidad de inspección consta de tres componentes principales. a. De una consola de control La cual contiene en su parte interior un amplificador el cual aumenta la señal generada por los censores, y es enviada a un galvanómetro el cual es un instrumento principal para detectar el paso de una corriente eléctrica y para medir su intensidad y esta conectada a una pluma la cual imprime en un papel la señal generada, consta de elementos como regulador de velocidad del Buggy, amperaje, voltaje, alarma, paneles para calibrar el tubo de prueba. Y enchufes para unir los cables con el Buggy. b. La unidad de inspección electromagnética (EMI) debe estar equipada con una bobina de corriente continua la cual debe estar diseñada para permitir la inspección del tubo con un campo activo longitudinal con una combinación de sensores los cuales determinan las imperfecciones del tubo. La unidad deberá generar un registro permanente de la calibración e inspección del tubo.

Título: Equipo electromagnético y tubo de calibración.

Fuente: Inspección de Tuberías (Tesis de Grado) Elaborado por: Andrés Villacrés

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c. Patrones de Referencia para Flujo Magnético El patrón de referencia para una unidad que funcione bajo el principio de flujo magnético debe consistir en un tubo del mismo diámetro nominal que la tubería a ser inspeccionada y éste debe llevar un agujero perforado a través de todo el espesor. El agujero debe tener 1/16 pulgadas, ±1/64 pulgadas de diámetro. El patrón puede tener un agujero por cada zapata de exploración con los agujeros colocados en forma espiral.

4.4.8.4 Preparación: a. Todos los tubos deben ser numerados en secuencia. b. Todas las superficies deben estar limpias hasta el punto en que la superficie de metal esté visible y no se sienta pegajosa al tocarse. Capas de pintura o barniz transparente de menos de 0.010 pulgadas de espesor son aceptables. Cualquier condición que interfiera con el movimiento de las zapatas de exploración sobre el tubo deberá corregirse.

4.4.8.5 Calibración: a. En el tubo estándar se coloca un pedazo de madera de 4”x 2“opuesto al extremo donde se encuentra una flecha, de tal forma que constituya una extensión para este. b. El tubo estándar se alinea en dirección paralela con el tubo a ser inspeccionado. El tubo estándar no se debe colocar directamente en los burros de la tubería de acero u otros soportes de acero. La extensión de madera es un aislador magnético y separa el tubo estándar de su soporte magnéticamente

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c. Levantar el tubo estándar del gato hidráulico y colocar la bobina o corona magnetizadora en el tubo estándar. d. Seguido de eso colocar el detector auto propulsado bien pegado mediante los brazos sujetadores a la corona magnetizadora. e. El detector auto propulsado y los ocho efectos del tubo estándar son grabados en el registro, el control de ajuste de velocidad se lo efectúa como se requiera o midiendo una u otra vez en el tubo estándar. f. El equipo debe estar calibrado de manera que cada zapata de exploración produzca una amplitud de referencia común de (10mm mínimo) al explorar un agujero o ranura. La mínima relación de señal /ruido debe ser de 3 a 1. g. Después de terminar los ajustes de calibración, el patrón de referencia debe ser explorado dinámicamente cuatro veces, a la misma velocidad que se ha de utilizar durante la inspección, sin tener que efectuar ajustes a los controles. Cada canal de señal debe producir indicaciones de al menos 80% de la amplitud h. La zapata de exploración debe ser para el diámetro de tubería a inspeccionarse y debe deslizarse sobre la superficie del tubo sin ninguna apertura visible. i. La unidad se debe calibrar o recalibrar: • Al inicio de cada inspección. • Después de cada 50 tubos. • Cada vez que se active la unidad.

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• Cada vez que ocurran cambios mecánicos o electrónicos o se hagan ajustes en la calibración. • Cuando se cuestione la validez de la última calibración. • Al terminar la inspección. Se debe realizar la re-calibración antes de hacer ajustes al amperaje de la bobina de corriente continua. Las funciones de calibración automática deben apagarse durante la re-calibración. e. Si se perdiera la calibración entre uno de los intervalos más arriba mencionados, todos los tubos inspeccionados desde la última calibración válida deben ser reinspeccionados una vez corregida la calibración. f. Todas las calibraciones deben aparecer en el registro en la misma secuencia en que fueron efectuadas.

4.4.8.6 Procedimiento de Inspección: a. Cada tubo debe examinarse (cuerpo de la tubería). b. La siguiente información debe ser registrada en el registro permanente para cada tubo inspeccionado • Número de serie permanente o número de identificación estampada en metal • Extremo en que comenzó la exploración (pin o box) • Marcación de las indicaciones que han de ser evaluadas. c. La velocidad debe ser igual durante la calibración y durante la producción y estar documentada en el reporte de inspección. En unidades EMI tipo carro (buggy), el cabezal de inspección debe ser propulsado primeramente hacia la unión más 74

cercana con las zapatas de exploración en ese sentido y luego se gira el cabezal y se lo propulsa en todo su largo hacia la unión opuesta. d. El operador debe estar pendiente de cambios en las señales o la condición del tubo que pueda justificar una variación de los límites mínimos y/o una recalibración cuando el equipo esta viajando a través del cuerpo de la tubería. El nivel umbral debe ser anotado en el registro permanente de inspección. f. Aquellas áreas que produzcan indicaciones mayores que el nivel umbral establecido deben ser confirmadas.

4.4.8.7 Criterios de Aceptación: a. Los tubos con imperfecciones que exceden los límites especificados en la Tabla 16. Y Tabla 17 (como fuese aplicable) deben ser rechazados. b. El área en la cual una indicación exceda el nivel de referencia pero en la que no se pueden encontrar imperfecciones debe ser reexaminada. La repetición continua de tal indicación será causa para rechazar el tubo. c. Si encontramos tubos que exceden los límites aceptables, son identificados con una banda de pintura de color amarilla al lado del pin, con el apoyo del operador del montacargas se procede a separar, tubos totalmente buenos pasan para la siguiente actividad. e. La tubería de perforación es calificada e identificada de acuerdo a la condición en se encuentran, para esto nos guiamos en la tabla 16.

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4.4.8.8 Explicación de los Registros Prácticos: Estos registros de campo son obtenidos una vez realizado la inspección de la tubería. A continuación se ilustran algunos ejemplos que corresponden a la inspección electromagnética del cuerpo de la tubería.

4.4.8.8.1 Registro No 1 Es este registro se representa la grabación de la carta lista y estandarizada, las deflexiones de cada una de los ocho sensores, en donde debe tener la altura de 10 mm. Una vez estandarizado el equipo, se da comienzo a la inspección de la tubería respectiva.

4.4.8.8.2 Registro No 2 En este registro podemos observar que esta tubería presenta problemas de corrosión interna, en este caso se presenta alteraciones continuas ene. Registro y los espacios interiores en las deflexiones presentan una amplitud considerable lo que nos da indicios de corrosión interna. En este caso se ha una revisión visual del interior de la tubería y se podrá observar claramente la abolladuras producidas por la corrosión. Igualmente si se hace una medición ultrasónica del cuerpo de la tubería se podrá determinar que el espesor de la pared de la tubería puede estar por debajo del espesor de pared nominal recomendado, por lo tanto este tubo debe estar rechazado por problemas de corrosión interna.

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4.4.8.8.3 Registro No 4 Estas fluctuaciones que se presentan nos indican que existen mellas o rayaduras producidas por el apasionamiento de las cuñas, Par determinar si el daño es importante se realiza una medición de profundidad de la mella o rayadura. Esta medición se hace con el medidor de profundidad estas mediciones se realizan en milésimas de pulgada, se resta del espesor de pared nominal de la tubería, para determinar se el resultado obtenido esta dentro de los porcentajes de espesor de la pared. Los rollos de registro y/o datos electrónicos de todas las pasadas de calibración y de inspección deberán ser guardados por la compañía de inspección por un período mínimo de un año. Estos registros deberán estar disponibles para su revisión por el cliente o por su representante designado a pedido

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CAPÍTULO V

CAPÍTULO V 5. PROCEDIMIENTO PARA INSPECCIÓN DEL AREA DE CUÑAS, RECALQUES Y CONEXIONES PARA TUBERÍA DE PERFORACION 5.1 Inspección con Partículas Magnéticas del Área de Cuñas y Recalque 5.1.1 Propósito El inspector con el apoyo de tres ayudantes proceden a realizar la inspección en el área de las cuñas y recalcados de la superficie externa del tubo, con la finalidad de ubicar fallas tales como picaduras por corrosión, daños mecánicos grietas por fatiga y detectar imperfecciones transversales o tridimensionales utilizando la técnica de partículas magnéticas secas con un campo activo de corriente alterna (CA) o la técnica de partículas magnéticas fluorescentes húmedas. El área inspeccionada incluye las primeras 36 pulgadas desde el hombro del pin y las primeras 48 pulgadas desde el hombro del box en las uniones de tubería de perforación.

5.1.2 Principio con Partículas Magnéticas del Área de Cuñas y Recalque La norma API RP 5A5 Reconmend Practice for Field Inspection of New Casing, Tubing, and Drill Pipe, dice que la inspección con partículas magnéticas consiste en un “método seco” y “método húmedo” de partículas aplicadas en la superficie exterior de la tubería.

5.1.2.1 Campos de fuga. La ejecución de esta inspección es inducir un “campo residual circunferencial magnético” de suficiente magnitud dentro del tubo, cuando un imán es parcialmente cortado, se forman dos polos opuestos apareciendo una pequeña 78

cantidad de líneas de fuerzas que se unen a través del aire formando un “flujo disperso” Por lo tanto en la zona correspondiente al corte se formaran una gran densidad de flujo que debe pasar por una sección reducida, ocasionando que la permeabilidad sea menor que en el resto de la pieza, lo que hará que parte del flujo escape fuera de la misma formando un campo de fuga

Título: Campo residual magnético circunferencial.


Título: Flujo Disperso.


El método de partículas magnéticas consiste en detectar los campos de fuga provocados por la formación de polos magnéticos a ambos lados de una discontinuidad que interrumpe el camino de las líneas de fuerza.

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5.1.2.2 Magnetización La corriente eléctrica, al pasar por una bobina crea un campo magnético. Este efecto es la base del método de magnetización para cuerpos tubulares el mismo que se utiliza en la inspección electromagnética, y el mismo que permite localizar discontinuidades transversales tanto exteriores como interiores, para magnetizar se utiliza la cantidad correcta de amperaje utilizando yugos magnéticos o bobinas magnetizadoras, un componente especial de polvo magnético son aplicados en la superficie exterior del tubo, la barra actúa como un imán con un polo norte en un extremo y un polo sur en el otro. Las partículas magnéticas son atraídas a los polos del imán Si la barra contiene una muesca, cada lado de la muesca se convierte en un polo magnético, si la muesca es delgada, las partículas formarán un puente entre los polos, así se comportan las grietas en las conexiones roscadas y otras partes de las herramientas al imantarse.

Título: Polos Magnéticos.


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5.1.2.3 Partículas magnéticas. Las sustancias según sus respuestas a un campo magnético se clasifican en: a. Ferromagnéticas: Son fuertemente atraídas por un imán, ejemplo Hierro, Níquel, Cobalto, casi todos los aceros. b. Paramagnéticas: Son levemente atraídas por un imán, ejemplo Platino, Aluminio, Cromo, Potasio. c. Diamagnéticas: Levemente atraídas por un imán, ejemplo: Plata. Plomo, Cobre, Potasio. Se dividen en dos clases: a. Para observar con luz blanca: en este caso pueden ser de color gris, rojo, amarillo, blanco. b. Para observar con luz ultravioleta: Esta clase es fluorescente, siendo de color más apropiado el amarillo verdoso, por ser el que ofrece más alta visibilidad al ojo humano. Existen dos técnicas de aplicación que son las siguientes: a. Técnica Seca: Las partículas magnéticas con esparcidas directamente sobre la superficie a inspeccionarse debidamente magnetizada. b. Técnica húmeda: En este caso las partículas magnéticas se encuentran en suspensión en un liquido (Keroseno). Y esparcidas directamente sobre la superficie a inspeccionarse debidamente magnetizada.

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5.1.3 Equipo de Inspección: a. Para inspección con polvo seco: La superficie del tubo debe ser magnetizada con un yugo de corriente alterna o una bobina de corriente alterna. b. Para inspección fluorescente húmeda: •

Se pueden utilizar para magnetizar la superficie de la tubería una bobina de corriente continua, un yugo de corriente alterna o una bobina de corriente alterna.

•

No se deben utilizar medios para las partículas que sean base petróleo que expuestos a luz ultravioleta exhiben fluorescencia. No son aceptables la gasolina y el combustible Diesel.

•

Son aceptables los medios base agua si los mismos humedecen la superficie sin aperturas visibles. Si se produjese humedecimiento incompleto, puede ser necesaria la limpieza adicional, un nuevo baño de partículas o el agregado de más agentes humectantes.

•

Otros equipos. Se necesitan un medidor de intensidad de la luz ultravioleta, un tubo y soporte centrifugo ASTM, y una luz ultravioleta con una lámpara de vapor de mercurio de al menos 100 vatios. El medidor de intensidad de luz ultravioleta debe tener una etiqueta o calcomanía adherida que muestre la calibración de los últimos seis meses. La etiqueta o calcomanía debe mostrar la fecha de la calibración, la fecha de vencimiento de la próxima calibración, así como también la compañía y la persona que realizaron la calibración. También se requiere un indicador de campo de partículas magnéticas 82

5.1.4 Preparación: a. Toda la tubería debe ser numerada en secuencia. b. Toda la superficie del tubo debe limpiarse hasta el punto en que la superficie de metal sea visible. Para la inspección con polvo seco, las superficies también se deben encontrar secas al tacto.

5.1.5 Procedimiento de inspección. a. El yugo de corriente alterna debidamente aislado se coloca paralelamente en la tubería se realiza un disparo de corriente durante el tiempo del disparo de la corriente se debe conectar firmemente para así prevenir arcos y reducción de corriente. b. Se induce un campo circular magnético en cada tubo pasando la corriente recomendada desde una unidad de carga capasitiva (batería) que es la unidad magnetizadora a través del yugo de corriente alterna. c. En cada disparo de corriente se debe ver el amperímetro de la batería, para asegurar que la corriente aplicada a través del yugo de corriente alterna sea la adecuada. d. Usar un espolvoreador no magnético para aplicar polvo magnético uniformemente en la rosca de la unión. El área inspeccionada incluye las primeras 36 pulgadas desde el hombro del pin y las primeras 48 pulgadas desde el hombro del box en las uniones de tubería de perforación. e. Y mediante inspección visual determinar si existe alguna fractura o muesca por fatiga en la conexión.

83

Para la inspección con partículas fluorescentes: •

La intensidad de la luz ultravioleta debe medirse en la superficie de inspección y debe ser de al menos 1000 micro vatios/cm 2.

•

La concentración de polvo de hierro en la solución de partículas debe ser entre 0.1-0.4 ml/100 ml por volumen.

•

Se prepara la suspensión y se baña con ella el área a inspeccionarse, con la ayuda de un chisguete aplicador.

•

Se espera un tiempo (dos a tres minutos) para que las partículas migren hacia las discontinuidades y se coloca la luz ultravioleta y se procede a una inspección visual.

5.1.6 Criterios de Aceptación a) Las áreas con indicaciones dudosas deben limpiarse e inspeccionarse nuevamente. b) Cualquier fisura detectada es causa de rechazo. No se permite el amolado para remover las fisuras. c) Otras imperfecciones no deben exceder los límites especificados en la Tabla 16 o tabla 17 (según corresponda). d) Para tubería de tubos que exceden los limites aceptables son identificados con una banda de color roja en el área del pin, con el apoyo del operador del montacargas se procede a colocar en el área del rack de los tubos ya inspeccionados. 84

5.2 Inspección con Ultrasonido del Área de Cuñas y Recalque. 5.2.1 Propósito El inspector con el apoyo de tres ayudantes después de haber realizado la inspección con partículas electromagnéticas, proceden a realizar la inspección del área de cuñas y recalcados de los tubos utilizando una unidad ultrasónica de onda angular, para detectar fallas tales como picaduras por corrosión, daños mecánicos grietas por fatiga, detectar imperfecciones transversales y tridimensionales en la superficie externa e interna del tubo. El área a ser inspeccionada cubre desde la conicidad de la unión hasta 36 pulgadas desde el hombro del pin de la unión y 48 pulgadas desde el hombro del box.

5.2.2 Equipo de Inspección: a.

Los instrumentos ultrasónicos usados para la exploración y verificación debe ser del tipo pulso y eco con una exposición en A-scan y ajuste de controles de ganancia en incrementos no mayores a 2dB. Las unidades deben tener alarmas visuales y audibles y es similar al párrafo 4.5.6

5.2.3 Preparación: a.

Todos los tubos deben ser numerados en secuencia.

b.

Las superficies deben estar limpias al grado en que el metal esté visible

c.

Cualquier metal sobresaliente en el área, que obstruya el movimiento del transductor, debe ser rebajado hasta el nivel de la superficie del tubo o el tubo debe ser rechazado.

85

5.2.4 Calibración en el Campo: a.

La unidad debe ser Estandarizada en el campo igualmente que en el párrafo 4.5.6

•

Al comenzar la inspección.

•


•

Cada vez que se encienda el instrumento.

•

Cuando el instrumento o el transductor hayan sufrido daño.

•

Cuando se cambie el transductor, el cable, el operador o el material a inspeccionarse.

•

Cuando la precisión de la última estandarización es cuestionable.

•

Al terminar el trabajo.

5.2.5 Procedimiento: a.

Después de estandarizar el instrumento y preparar la superficie, debe establecerse el flujo del acoplante y el transductor debe ponerse sobre el tubo a un mínimo de 36 pulgadas desde el hombro del pin o a 48 pulgadas desde el hombro del box. Al explorar manualmente con transductor individual, la superficie debe mantenerse húmeda continuamente o utilizar un acoplante viscoso para mantener el sonido acoplado al tubo.

b.

El cabezal o transductor debe moverse hacia el extremo del tubo. La exploración debe continuarse sobre el recalque hacia el hombro de la unión hasta que se pierda el acople. Para la exploración se puede aumentar la ganancia del instrumento. 86

c.

El procedimiento de exploración debe repetirse hasta que el 100% de la superficie requerida haya sido inspeccionada.

d.

El umbral de compuerta puede ajustarse si la verificación confirma que las indicaciones encontradas son irrelevantes. Un nivel umbral deberá establecerse durante la comprobación para garantizar la evaluación de todas las futuras indicaciones en el tubo. El umbral de compuerta no deberá encontrase dentro de los 3 dB. El inspector deberá estar atento a los cambios en la respuesta de la señal para garantizar los ajustes y/o recalibración del umbral. Los niveles umbral serán registrados en los registros de inspección.

5.2.6 Criterios de Aceptación: a.

Una indicación inaccesible (donde no pueden usarse instrumentos mecánicos)

b.

Una fisura debe ser causa de rechazo independientemente de la amplitud en la señal producida.

c.

Otras imperfecciones no deben exceder los límites especificados en las Tabla 16 o tabla 17

d.

Tubos que exceden los limites aceptables son identificados con una banda de pintura de color roja en el área del pin, con el apoyo del operador del montacargas se sacan y se ubican en el rack de tubos rechazados.

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5.3 Inspección Visual De Conexiones. 5.3.1 Propósito: El inspector con el apoyo de tres ayudantes, después de haber realizado el paso anterior se procede a realizar la inspección visual de roscas, para eso utilizamos solvente (JP-1, DIESEL, VARSOL) para sacar toda la grasa acumulada en los hilos de las conexiones, una vez limpiada la rosca inspeccionamos visualmente las conexiones, hombros y uniones el perfil de la rosca y expansión de la caja, para evaluar corrosión en los hilos, manipuleo, daño por torsión, lavados, rebabas , etc.

5.3.2 Equipo de Inspección Consiste en una regla de acero de 12" con graduaciones en incrementos de 1/64 pulgadas, un perfil de roscas templado y pulido, calibradores de compás para diámetro exterior e interno

5.3.3 Preparación: a. Todos los tubos deben ser numerados en secuencia. b. Todas las uniones deben estar limpias de modo que al pasar un paño limpio por la superficie de la rosca o el espejo no se quite escama, lodo o lubricante. c. En la inspección visual se debe considerar la identificación de la conexión o ToolJoint para poder saber a que tubo pertenece y así poder tener un control adecuado de la conexión en el momento de la identificación y la inspección ver tabla 5 para esto, también se debe identificar la clave del peso de la tubería y el grado de la tubería que se encuentra en la muesca del Tool-Joint.

88

5.3.4 Procedimiento y Criterios de Aceptación Todas las conexiones deben cumplir con los siguientes requisitos. a. Marcación de peso y grado: El grado y el peso deben estar marcados en la muesca colocada en el diámetro externo de la unión pin o en la base de la unión pin de acuerdo con la tabla 5 Si están marcados en los dos lugares, las marcas en la base de la rosca pin y en la muesca en el diámetro externo de la unión pin labrada del pasador, deben ser iguales. i guales. Si S i la unión no tiene ninguna de estas marcas, el tubo será rechazado salvo que se pueda rastrear el grado y el peso de la conexión a través del número de serie de la unión otorgada por el fabricante. b. Revestimiento con metal duro: Si se encuentra presente, el revestimiento con metal duro debe extenderse a no más de 3/16 pulgadas sobre la superficie de la unión y no pueden haber roturas o áreas faltantes mayores a 1/8 pulgadas a lo largo de la dimensión mayor. Las grietas internas en la superficie con revestimiento de metal duro se permiten siempre y cuando las mismas no se extiendan hacia la base del metal. No están permitidas las virutas o cordones de tungsteno sobresalientes, salvo que las mismas estén permitidas por el usuario final. En caso de que surjan conflictos entre esta especificación y los requerimientos de la inspección de campo del fabricante del revestimiento de metal duro, se aplicarán los requerimientos de la inspección de campo del fabricante del revestimiento con metal duro.

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c. Fisuras: Todas las conexiones y cuerpos de uniones deben encontrarse libres de fisuras visibles y de fisuras por calor, excepto las fisuras internas durante el revestimiento con metal duro que son aceptables si no se extienden hacia la base de metal. No está permitido remover las fisuras fisuras por medio de del amolado. d. Una vez limpiada la rosca inspeccionamos visualmente las conexiones, hombros y uniones el perfil de la rosca y expansión de la caja, para evaluar corrosión en los hilos, manipuleo, daño por torsión, lavados, rebabas, roscas que se encuentren en malas condiciones son identificados con una banda de color azul en el pin y la caja.

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5.4 Inspección Dimensional 1 5.4.1 Propósito: El inspector con el apoyo de tres ayudantes después de haber realizado el paso anterior se procede a realizar la dimensiónal 1, Realizamos medidas para determinar al diámetro externo (O.D) de la caja, diámetro interno (I.D) del pin, ancho del hombro, abocardado abocardado de la caja, espacio para las llaves utilizando calibración de compás, diámetro externo, interno, una (1) regla metálica, con esto evaluamos capacidad de torsión de la caja y el pin que los hombros estén adecuados para soportar esfuerzos en el momento que son enroscados, así mismo tener un espacio para el agarre de las llaves, Se presume que la l a Inspección Visual de la Conexión se realizará junto con esta inspección.

5.4.2 Equipo de Inspección Consiste en una regla de acero de 12 pulgadas con graduaciones en incrementos de 1/64 pulgadas, una regla recta y compás para la medición de los diámetros externos e internos.

5.4.3 Preparación: a. Todos los tubos deben ser numerados en secuencia. b. Todas las uniones deben estar limpias de forma que nada interfiera con la medición de las dimensiones.

91

5.4.4 Procedimiento y Criterios de Aceptación: a. Diámetro Externo de las Uniones. El diámetro externo del box en una unión debe medirse a 3/8 pulgadas ±1/8 pulgadas del espejo. Se deben realizar al menos dos mediciones espaciadas a intervalos de 90±10 grados. El diámetro externo del box debe cumplir con los requisitos de la tabla 19 según corresponda. b. Diámetro interno del pin. El diámetro interno del pin debe medirse directamente debajo de la última rosca más cercana al espejo (±1/4 pulgadas) y debe cumplir con los requisitos de la tabla 19 según corresponda. c. Ancho del Espejo del Box: El ancho del espejo del box debe medirse colocando una regla en forma longitudinal sobre la unión y extendiéndola hasta sobrepasar la superficie del espejo, entonces se toma la dimensión del ancho del espejo desde esta extensión de la regla hasta el abocardado (excluyendo cualquier bisel en el diámetro interno). La unión debe ser rechazada si cualquiera de las dimensiones no cumple con los requisitos mínimos para el ancho del espejo, según tabla 19 d. Espacio para llaves de torque. El espacio para las llaves de torque en el box y el pin (excluyendo el bisel del diámetro externo) debe cumplir con los requisitos de la tabla 19 según corresponda. Las mediciones para el espacio de las llaves sobre los componentes con revestimiento de metal duro deben realizarse desde el bisel hasta el borde del metal con revestimiento superficial. e. Diámetro del Bisel. El diámetro del bisel tanto en el box como en el pin no debe

92

exceder el valor máximo establecido en la Tabla 19 f.

Ancho del Sello del Box. La medición del sello se la realiza para determinar, hundimientos, cortes, fugas por erosión, fallas producidas por un mal manejo en el ajuste del tubo en el momento de la perforación, la mala condición del sello puede afectar la capacidad de sostenimiento de la presión a la cual está sometida la unión (caja-pin). El ancho del sello del box debe ser medido en su menor punto y debe ser igual o exceder el valor mínimo de la Tabla 19 según corresponda.

g. Largo de la Base del Pin. Se debe medir el largo de la base del pin (la distancia desde el espejo del pin de 90º hasta la intersección del lado de la primera rosca de profundidad total con la base del pin). El largo de la base del pin no debe exceder 9/16 pulgadas. h. Aplanado del espejo. El aplanado del espejo del box debe ser verificado colocando una regla recta de metal a través de un diámetro de la cara del sello de la unión y girándola por lo menos 180º a lo largo del plano del espejo. Cualquier separación visible debe ser causa de rechazo. Este procedimiento debe repetirse en el pin colocando la regla recta a través de una cuerda de la superficie del espejo. Cualquier separación visible entre la regla recta y la superficie del espejo debe ser causa de rechazo. i.

Uniones que se encuentran fuera de tolerancia, son identificados con una banda de color amarilla en el pin o caja, considerados como Tool Joint No- 2 por lo tanto con el operador del montacargas son sacados y colocados en el rack de tubería rechazada 93

5.5 Inspección Dimensional 2 5.5.1 Propósito El inspector con el apoyo de tres ayudantes después de haber realizado el paso anterior proceden a hacer la dimensional 2, para esto con el dimensional 1, mas medición de paso del pin, profundidad del abocardado , largo del pin, diámetro del bisel, ancho del sello, para esto utilizamos calibradores de compás diámetro externo interna, una (1) regla metálica, perfil de rosca (profile gage)

5.5.2 Equipo de Inspección: Conexiones API y similares sin Licencia: Se requiere una regla de acero de 12" con graduaciones en incrementos de 1/64 pulgadas, una regla recta de metal, un perfil de roscas de acero templado y pulido y compases para diámetros externos e internos. También se requieren un calibre de paso y su patrón de referencia. El calibre de paso deberá mostrar evidencia de calibración de los últimos seis meses y el patrón de referencia deberá mostrar evidencia de calibración por el último año. La calibración debe mantener su seguimiento al National Institute of Standards and Technology (NIST)

5.5.3 Preparación: a. Todos los tubos deben ser numerados en secuencia. b. Todas las uniones deben estar limpias de forma que nada interfiera con cualquier medición.

94

5.5.4 Calibración de profundidad del hilo. Existen varios tipos de calibradores para medir la altura del hilo, calibradores internos-externos especialmente para medición interna (en la caja) de tubería de 3” y menores. La exactitud de los calibradores debe ser verificada usando bloques normalizados para cada tipo de conexión

5.5.5 Calibración del estiramiento de la rosca Hay dos tipos de realizarla: a. Calibrando a intervalos de 1” b. Midiendo el estiramiento acumulado sobre la longitud de la rosca, tomando en cuenta sólo los hilos perfectos. Los calibradores para este tipo de inspección consisten básicamente de un armazón con un dial, además de dos puntos de contacto (de la herramienta con la rosca), uno fijo y otro móvil, la variación de la distancia entre los puntos de contacto cuando están sobre la rosca, nos dan la medida del estiramiento que no debe ser mayor a 0.003” cuando se lo mide en intervalos de 1” o 0.006” cuando se mide el estiramiento acumulado.

5.5.5.1 Forma de determinar cuando una caja está ensanchada o un pin está estirado. El ensanchamiento de la caja y el estiramiento de la espiga indican excesiva torsión

de enrosque

y afectarán

el comportamiento futuro de la unión de

tubería, las espigas o Pin que tienen un estiramiento que excede 0.006 milésimas de pulgadas en 2 pulgadas (0.15 mm. en 50.8 mm.) Deberán recortarse. 95

Todas aquellas espigas estiradas deberán ser inspeccionadas por posibles fracturas. Aquellas cajas usadas que tengas 1/32 de pulgada (0.79 rnm.) de ensanchamiento apreciable en el diámetro exterior deberá descartarse o deberá ser rechazada. El diámetro exterior en el hombro de enrosque y desenrosque debe compararse con el diámetro exterior medido a 2 pulgadas del hombro de enrosque y desenrosque para poder apreciar el ensanchamiento. Debido a que el desgaste puede disminuir la cantidad del ensanchamiento del diámetro exterior a medirse, será necesario comprobar el ensanchamiento de la boca de la caja.

5.5.5.2 Determinación de una fractura por fatiga. Una fractura por fatiga, es una simple ruptura lineal de la superficie de la tubería. a. La ruptura será de suficiente longitud para ser identificada por la luz ultravioleta o partículas magnéticas. Usadas en la inspección respectiva. b. La ruptura es identificable mediante una inspección visual de la superficie exterior del tubo y/o mediante una inspección óptica del interior del tubo. Hay que recordar que la fatiga es la tendencia de un material tal como el metal a romperse bajo cargas o esfuerzos considerablemente menores.

5.5.6 Calibración de la conicidad de la rosca Para este tipo de inspección hay dos clases: para rosca externa (pin) y para rosca interna (caja). Ambos tipos tienen un dial y un punto de contacto móvil y otro fijo. La medición se hace generalmente a intervalos de 1”, el calibrador se ajusta sobre la rosca que está siendo inspeccionada, colocando el punto fijo sobre la raíz posterior a un hilo perfecto y poniendo el punto móvil en el lado diametralmente opuesto de la misma raíz. La lectura del dial en esta posición debe ajustarse a cero. Desplazando el 96

calibrador una pulgada en el sentido del eje de la rosca, se tomara una segunda lectura que señalara el cambio de diámetro en milésimas de pulgada, siendo más o menos 0.005” una tolerancia aceptable.

5.5.7 Evaluación del desgaste de la rosca. En la práctica para este tipo de inspección se usan generalmente las galgas o “peines”. Esta herramienta tiene la forma del “perfil” de la rosca. Se utilizan apoyándolas sobre la rosca con la orientación paralela al eje de la misma. La observación del perfil de las galgas contra el de la rosca nos indica el nivel de desgaste de la conexión, asi como otras deformaciones producidas por golpes o ludimientos. A pesar de su simplicidad las galgas proporcionan información confiable para tomar decisiones sobre el rechazo o la aceptación de un tubo, otra forma de evaluar el desgaste de una conexión es enroscando una conexión de prueba (profile gage) Que es una herramienta construida específicamente para el efecto, la misma que enroscara hasta una distancia de diseño prevista. Si el borde de la conexión de prueba no ajusta a esa distancia especifica, la rosca inspeccionada esta fuera de especificaciones.

5.5.8 Aceptación. Donde se realiza la medición del paso del pin, profundidad del abocardado, largo del pin, diámetro del bisel, ancho del sello, que estén fuera de tolerancia se identificaran con una (1) banda de pintura de color azul y continuara con el proceso de inspección

97

5.6 Inspección De Las Uniones Con Luz Ultravioleta 5.6.1 Propósito: El inspector con el apoyo de tres ayudantes después de realizar el paso anterior proceden a realizar el chequeo de conexiones con luz negra utilizando partículas magnéticas fluorescentes y húmedas, debiendo utilizar campo y corrientes directa para detectar la existencia de grietas por fatiga, cubre la evaluación de las fisuras causadas por el calentamiento (heat checking) en la conexión caja utilizando la técnica de luz negra o las partículas magnéticas secas .

5.6.2 Equipo de Inspección: a. Líquidos para el baño con partículas: •

No se deben utilizar los líquidos a base de petróleo que exhiben una fluorescencia natural bajo luz negra. No son aceptables los combustibles como la gasolina y el gasoil (diesel).

•

Los líquidos a base de agua son aceptables si humedecen la superficie sin dejar espacios visibles.

b. Equipo para luz negra. Se requiere una fuente de luz negra con energía de al menos 100 vatios y un medidor de intensidad de luz negra. c. Se requieren un soporte y un tubo centrífugo ASTM. d. Bobina: Se requiere una bobina de corriente continua capaz de generar un campo magnético longitudinal no inferior a 1200 amperio-vueltas por cada pulgada de diámetro externo de la unión.

98

e. Deberá utilizarse un espejo para examinar la raíz de la rosca del box. f. Para oscurecer el área de inspección se deben utilizar cabinas o toldos.

5.6.3 Preparación Todas las superficies a ser inspeccionadas deben estar limpias al punto de que el metal brille y que no se vean rastros de grasa al pasarle un paño o papel seco y limpio.

5.6.4 Procedimiento y Criterios de Aceptación: a. La concentración de partículas debe ser entre 0.1 y 0.4 ml/100 ml cuando se utiliza un tubo centrífugo ASTM 100 ml para medirla, con un tiempo de asentamiento mínimo de 30 minutos en transportadores basados en agua o 1 hora en transportadores basados en aceite. b. La intensidad de la luz negra debe ser tomada con un instrumento para medir luz ultravioleta cada vez que se encienda la luz, después de 8 horas de operación y al terminar el trabajo. c. Determine la polaridad del campo magnético existente (si lo hubiera) en cada extremo de la pieza de ensayo utilizando el magnetómetro portátil. Marque cada extremo con una “N” (norte) o una “S” (Polo sur), el que sea aplicable. La bobina de magnetización debe colocarse sobre la unión para reforzar

La

solución debe ser esparcida sobre el área La corriente de magnetización debe permanecer activada por lo menos 2 segundos después que la solución haya sido esparcida. La solución debe agitarse antes de cada aplicación. d. La magnitud y orientación adecuadas del campo deben ser verificadas bajo la luz 99

negra ya sea con la cinta indicadora de flujo magnético o el magnetómetro magnético colocado sobre la superficie interna de cada unión mientras la solución es esparcida y la corriente es activada. e. El tubo debe girarse para permitir un examen de 360 grados y para permitir que se examinen las áreas con acumulación de solución. Debe utilizarse un espejo de aumento para inspeccionar las raíces en la rosca del box. Debe prestársele atención especial a las raíces de las últimas roscas del pin y del box comprometida. f.

El diámetro externo de la unión box, excluyendo la banda dura, deberá ser inspeccionadas para detectar grietas longitudinales. Estas superficies deberán ser inspeccionadas utilizando la técnica de partículas magnéticas secas con un yugo de CA activa o la técnica de partículas liquidas fluorescentes.

g. Cualquier fisura dentro de las áreas maquinadas del pin y del box o dentro de una pulgada de la parte trasera de una unión box sin aliviador de tensión será causa de rechazo. h. Si al realizar dicha inspección determinamos alguna fatiga o fisura se identifica con una banda de pintura de color roja en la caja o el pin, así mismo las conexiones

100

5.7 Pasos finales. Después de haber realizados dichos métodos el inspector con el apoyo de tres ayudantes, inician la identificación de los tubos buenos colocando dos (2) bandas en el área del pin a 36 pulgadas tomando como punto de inicio del sello del pin, así mismo a todas las conexiones buenas se les colocara una banda de pintura de color blanca en la caja o el pin, las roscas son lubricadas con grasa y colocados sus respectivos protectores.

5.7.1 Lubricación de las Roscas De acuerdo con el API (Bul 5A2), se debe utilizar un elemento graso para generar una buena conexión entre los elementos piñón y caja. Por lo que es necesario agregar un componente graso al piñón de un junta para mejorar el apriete y garantizar la hermeticidad Las características que debe tener este elemento graso son las siguientes: •

Cualidades de lubricación adecuada para prevenir el desgarre de las roscas.

•

Ninguna tendencia a desintegrarse ni observar cambios radiales de volumen a temperaturas de hasta 300ºF.

•

No comportarse excesivamente fluida a temperaturas de hasta 300ºF.

•

Propiedades de sello suficientes para prevenir fugas a temperaturas de hasta 300ºF.

•

No secarse, endurecerse, evaporarse u oxidarse cambiando sus propiedades físicas.

•

Resistencia a la absorción de agua.

•

Suficiente capacidad para rellenar microhuecos y prevenir fugas en roscas redondas API para casing y Tubing bajo presiones tan altas como 10000 psi. 101

•

Debe ser fácilmente aplicable con brocha a las rocas en clima frió.

Las grasas se identifican como “Thread Compound” y se clasifican por sus componentes básicos. El 64% en peso de sólidos en ambos casos debe ser un compuesto de las siguientes proporciones: Tabla 7

5.7.2 Protectores de Roscas. Los protectores de roscas son piezas que se atornillan a la caja o al pin de una unión de tubería para proteger las roscas. Se encuentran disponibles en acero prensado, acero vaciado, plástico, o caucho los protectores de rosca se los retira y se los apila a un lado de tal forma que sea un trabajo al azar. az ar.

5.7.3 Reinstalación de los protectores. Colocar los protectores de rosca disponible en los extremos de la tubería (caja y pin) en la tubería nueva y rechazada, la tubería que se encuentra inspeccionada, fijarse que los protectores se encuentren limpios y sin golpes, unas ves colocadas darles el ajuste necesario.

5.7.4 Finalización de la inspección. El inspector luego de concluir la inspección detallada anteriormente pinta los tubo con el logo de la empresa y la fecha cuando ha sido terminada la inspección y aquellos que pasaron la inspección. El inspector realiza el reporte final de inspección y entrega al supervisor, quien a su vez envía el reporte a la gerencia de producción y este a su vez envía un reporte al cliente y gerente general. El cliente satisfecho con el reporte, da la orden de retirar la tubería de los racks y embarcar en las plataformas para ser llevadas al taladro de perforación, y ser utilizadas nuevamente, la inspección de la tubería se debe realizar una sola vez. 102

5.7.5 Reporte de inspección de campo: objetivo descripción y ejemplo. El objetivo de un reporte de inspección de tubulares, es esencialmente documentar el tipo, cantidad y caracterización de la tubería inspeccionada y los resultaos del trabajo, para el usuario del reporte, deben quedar claros cuatro estados de la tubería: a. tubería en buenas condiciones de servicio. b. Tubería en condiciones limitadas de servicio. servicio. c. Tubería en malas condiciones pero que puede ser reparada. d. Tubería en malas condiciones sin posibilidades de reparación.

Además, un reporte de campo puede ofrecer información sobre los métodos de inspección empleados y de las condiciones de trabajo, como ejemplo tenemos en la sección de reportes reales de inspección efectuada a tuberías de perforación respectivamente.

103

CAPÍTULO VI

6. CONCLUSIONES. •

Básicamente para conocer una tubería se fundamenta en dos factores principales: el conocimiento del material (capacidad de resistencia) y el conocimiento de las condiciones de esfuerzo (cargas) a los que va ha estar sujeta las tuberías durante las operaciones de perforación.

•

Dependiendo de las necesidades operativas, se puede emplear tubería usada, siempre y cuando haya sido inspeccionada y clasificada de acuerdo a los parámetros estándares u otras especificaciones por las compañías que realizan la inspección y manejo de tuberías.

•

Las limitaciones que tienen las tuberías de perforación para un diseño y para se catalogadas como buenas o malas en una inspección son, la fatiga, resistencia al colapso, cedencia, cambios de presión en el interior y exterior de la misma, pandeo, fracturas, alta corrosión en el cuerpo como en las juntas y daños totales en las conexiones.

•

Casi la totalidad de los equipos con los cuales se opera desde hace más de 30 años han cumplido su periodo de utilidad. Por citar un ejemplo las tuberías no presentan las garantías operativas para mejorar la producción porque en una buena parte están taponadas o propensas a fugas porque ya cumplieron su tiempo de vida.

104

•

Cada compañía operadora o perforadora debe determinar y evaluar los factores que afectan a las tuberías, según el área y el tipo de operaciones a que esta es sometida.

•

Con una inspección adecuada para los diferentes tipos de tuberías estas pueden aumentar su vida útil y tener datos precisos de cuanto tiempo se podrá utilizar las mismas.

•

Las conexiones y tipos de juntas son las más propensas a daños y son los elementos más débiles y que sufren mas daño en las operaciones de perforación en especial cuando son enroscadas y desenroscadas, por ese motivo la inspección se tiene mucho más cuidado que en el cuerpo de la tubería.

•

La mayoría de las fallas y los trabajos de pesca causados por las herramientas de perforación pozo abajo pueden evitarse mediante el uso de inspecciones periódicas y el mantenimiento y reparación de los principales puntos de fatiga, las principales zonas de fatiga son las partes de la tubería que reciben altas concentraciones de esfuerzo durante la perforación.

•

Las diferentes normas API, están distribuidas y normadas para las diferentes tuberías así como para cualquier inspección. ins pección.

•

El cliente es aquel que determina que equipo o que procedimiento se toma para la inspección de una tubería. 105

7. RECOMENDACIONES. •

Es necesario que los responsables de las compañías operadoras hacia como de las compañías que prestan servicios conozcan los diferentes métodos de inspección para cada tipo de tuberías, con sus diferentes alcance y limitaciones.

•

Hay que elaborar programas de conservación para la existencias de tuberías en bodega, como forma de proteger la inversión.

•

Asimismo deben desarrollarse programas de recuperación de tuberías en mal estado, mediante la inspección y reparación del material que aun que pueda prestar servicios.

•

Como parte de los insumos que demanda un pozo, las tuberías representan un alto porcentaje en el costo del mismo. Se tienen estimaciones generales de que varía del 15 al 30% de la inversión total. Por lo tanto, es importante considerar el costo de las tuberías.

•

Las acciones que desarrollan las empresas productoras de petróleo y gas, no solo deberían involucran los aspectos relacionados con los procesos de extracción, sino también aquellas acciones necesarias para proteger sus instalaciones. En este sentido, se vuelve muy importante conocer el estado de las líneas y tuberías de conducción de sus yacimientos (“pipeline integrity”), de manera de reducir o evitar las probabilidades de fallas o pérdidas de las mismas.

106

ANEXOS

TABLAS

Tabla 1. Relación de grados de tubería de revestimiento y producción. API. Diámetro nominal (Pg) 4 1/2 5 5 1/2 6 5/8 7 7 5/8 8 5/8 9 5/8 10 3/4 11 3/4 13 3/8 16 18 5/8 20

Peso Nominal. (lb./pie) 9.5 11.60 15.10 11.50 15.00 24.10 14.00 17.00 20.00 20.00 24.00 24.00 17.00 23.00 35.00 47.10 26.40 29.70 24.00 36.00 49.00 32.30 36.00 53.50 32.75 51.00 65.70 60.00 60.00 60.00 72.00 72.00 72.00 65.00 75.00 84.00 87.50 87.50 87.50 94.00 94.00 133.00

Grado H-40 K-55 P-110 J-55 N-80 P-110 J-55 K-55 P-110 H-40 C-90 P-110 H-40 L-80 P-110 N-80 C-95 P-110 K-55 L-80 P-110 H-40 K-55 P-110 H-40 C-90 P-110 C-75 L-80 C-90 G-90 C-95 P-110 H-40 J-55 K-55 H-40 J-55 K-55 H-40 J-55 K-55

Diámetro Drift (pg) 3.965 3.875 3.701 4.435 4.283 3.875 4.887 4.767 4.653 5.924 5.796 5.796 6.413 6.241 5.879 6.250 6.844 6.750 7.972 7.700 7.386 8.845 8.765 8.379 10.036 9.694 9.404 10.616 10.616 10.616 12.191 12.191 12.191 15.062 14.936 14.822 17.567 17.567 17.567 18.936 18.936 18.542

107

Diámetro Interior (pg) 4.090 4.052 3.826 4.560 4.408 4.000 5.012 4.892 4.778 6.049 5.921 5.921 6.538 6.366 6.004 6.375 6.969 68.750 8.097 7.825 7.511 9.001 8.921 8.535 10.192 9.850 9.560 10.722 10.722 10.722 12.347 12.347 12.347 15.250 15.124 15.010 17.775 17.775 17.775 19.124 19.124 18.730

Resistencia al Colapso (psi) 2760 4010 14350 3060 7250 19800 3120 4910 11100 2520 6140 6730 1420 3830 13020 12040 3710 5350 1370 4100 10750 1370 2020 7920 840 3400 7500 3070 3180 3180 2780 2820 2890 630 1020 1410 630 630 630 520 520 1490

Tensión (1000 lbf) 10500 165 485 182 350 778 222 273 641 229 624 763 196 532 1119 1100 714 940 381 827 1553 365 564 1710 367 1310 2088 1298 1384 1384 1869 1973 2284 736 1178 1326 994 1367 1367 1077 1480 2125

Tabla 2. Relación de grados de tubería de perforación. API. Espesor Diámetro Peso de la Código nominal Nominal. pared de peso Clase (pg) (lb/pie) (pg) Numero 4.85 0.19 1 I 6.65 0.28 2 II 2.3/8 8.45 0.371 3 Premiun 9.50 0.254 1 I 13.30 0.368 2 II 3 1/2 15.50 0.449 3 Premiun 11.85 0.262 1 I 14.00 0.33 2 II 4 15.70 0.38 3 Premiun 13.75 0.271 1 I 16.60 0.337 2 II 4 1/2 20.00 0.43 3 Premiun 16.25 0.296 1 I 19.50 0.362 2 II 5 25.60 0.5 3 Premiun 19.20 0.304 1 I 21.90 0.361 2 II 5 1/2 24.70 0.415 3 Premiun 6 5/8 25.20 0.33 2 I

Grado E75 G105 X95 G105 S135 E75 X95 S135 G105 E75 S135 G105 X95 X95 S135 S135 G105 E75 E75

Tabla 3. Identificación de la tubería de perforación. 1 1 Número del tubo

2 2 Fabricante (símbolo)

3 6 Día que se fabrico

4 : Clase de tubería

108

5 9 Mes de la fabricación

6 1 Año de fabricación.

Tabla 4. Fabricantes de la tubería de perforación. Activos Fabricantes Símbolo Algoma Bristish Steel x Seamless Tubes LTD B Dalmine D Kawasaki H Nippon I NKK K Mannesmann M Reynolds Aluminum RA Sumitomo S Siderca SD Tamsa T US Steel N Vallourec V Used U Grant TFW TFW Omsco OMS Prideco PI

Inactivos Fabricantes Símbolo Armco A American Seamless AI B&W W CF&I C J&L J Lone Star L Ohio O Republic R TI Z Tubemuse TU Voest VA Wheeling Pittsburgh P Youngstown Y

109

Tabla 5. Identificación de la conexión o Tool-Joint de la tubería de perforación.

Marcación en la Base del Pin 1

2

3

4

5

ZZ

6

70

N

E

1. Símbolo de la compañía fabricante, ZZ COMPANY. 2. Mes en el cual la herramienta de unión (TOOL-JOINT), ha sido soldada: 6 = Junio. 3. Año en el que la herramienta de unión (TOOL-JOINT), ha sido soldada: 70 = 1970. 4. Compañía que realiza la fundición de la tubería: N =United Estates Steel Company. 5. Grado de la tubería de perforación: E = Grado E75 Drill Pipe.

110

Tabla 6. Tipos de conexión más usados en la sarta de perforación. Tipo de Conexión

A (Pulg)

B (Pulg.)

C (Pulg.)

D (Pulg.)

E (Pulg.)

F (Pulg.)

G (Pulg.)

2 7/8 IF 3 ½ IF 4 ½ XH 4 ½ IF 5 ½ REG

31/2 4 43/8 41/2 43/4 5

41/8 43/4 6 61/8 63/4 73/4

325/64

4 1/64 4 53/64 5¼ 5 33/64 6

2 13/16 3 11/32 4 7 /64 4½ 4 21/64 5 5/32

3 29/64 4 5/64 4 29/32 5 5/16 5 37/64 6 1/16

3 7/8 4 3/8 4 15/16 4 7/8 5 1/8 5 3/8

2 1/8 2 11/16 3¼ 3¾ 2¾ 3½

6 5/8 REG

111

H hilos ( ) pu lg 4 4 4 4 4 4

K pu lg ( ) pie 2 22 2 2 2 2

Torque (lbxpie) 5900 13300 17000 18900 46200 62700

Tabla 7 Componentes básicos de grasas y porcentajes en peso y sólido. Nombre

Sólidos (%peso)

Grasas (%peso) 20

Silicones sólidos (%peso) 03

Silicones Fluidos (%peso) 03

Silicone Thread Compound Modified Thread Compound

64 64

36

0

0

Sólido

Porcentaje 18 31 12 03

Polvo de grafito Polvo de plomo Polvo de zinc Hojuelas de cobre

Tabla 8. Relación de grados para tuberías API. Grado H-40 J-55 K-55 N-80 L-80 P-110 C-75 T-95

Cedencia Mínima 40000 55000 55000 80000 80000 110000 75000 95000

Cedencia Máxima 60000 60000 65000 95000 90000 125000 95000 105000

Grado C-95 Q-125 E-75 X-95 S-135 C-95 P-105 G-105

Cedencia Máxima 105000 145000 95000 115000 155000 105000 120000 120000

Tabla 9. Datos relacionados a la presión para los diferentes grados, para tubería de perforación. Grados Grado E75 Grado X95 Grado G105 Grado S135

Presión (psi) 85000 110000 120000 145000

112

Tabla 10. Datos de tensión, torsión y resistencia al colapso para tuberías de perforación API.

Diámetro Peso nominal Nominal. (Pg) (lb/pie) 4.85 6.65 2.3/8 8.45 9.50 13.30 3 1/2 15.50 11.85 14.00 4 15.70 13.75 16.60 4 1/2 20.00 16.25 19.50 5 25.60 19.20 21.90 5 1/2 24.70 6 5/8 25.20

Espesor de la Código pared de peso Clase (pg) Numero 0.19 1 I 0.28 2 II 0.371 3 Premiun 0.254 1 I 0.368 2 II 0.449 3 Premiun 0.262 1 I 0.33 2 II 0.38 3 Premiun 0.271 1 I 0.337 2 II 0.43 3 Premiun 0.296 1 I 0.362 2 II 0.5 3 Premiun 0.304 1 I 0.361 2 II 0.415 3 Premiun 0.33 2 I

113

Grado E75 G105 X95 G105 S135 E75 X95 S135 G105 E75 S135 G105 X95 X95 S135 S135 G105 E75 E75

Tensión Torsión (lbf) (ft-lbf) 98000 4760 151000 5810 136000 6090 452000 29520 382000 22160 153000 11090 361000 29500 404000 27740 314000 25420 412000 36900 581000 44030 452000 40160 501000 52140 395000 34460 561000 58110 895000 101830 548000 52370 391000 44320 489000 70580

Resistencia al Colapso (psi) 10500 11763 12155 13344 13721 8703 13721 15592 13866 12546 18058 16042 12039 9631 15636 17626 119096 9051 6542

Tabla 11. Métodos de Inspección Cubiertos por esta Norma (Continuación) NOMBRE DEL METODO:

APLICADO A:

QUE HACE:

14. “Conexión UT”

Uniones HWDP Conexiones BHA (todas)

Inspección por ultrasonido pulso-eco por Fisuras por fatiga onda de compresión de las conexiones

15. Inspección con Líquidos Conexiones Penetrantes” magnéticas

BHA

QUE SE ESTÁ EVALUANDO:

no Inspección con líquidos penetrantes de Fisuras por fatiga conexiones y otras superficies

16. “Inspección en el Taller de Tijeras de Perforación Tijeras de Perforación”

Desmontaje, inspección de conexiones y Fisuras por fatiga, condición de la conexión, funcionamiento de partes internas & ensayo de funcionamiento la herramienta

17. “Inspección de Vástagos de Vástagos de Perforación Perforación”

Inspección de conexiones y cuerpo

18. “Inspección en el Taller de MWD/LWD MWD/LWD”

Desmontaje, inspección de conexiones y Fisuras por fatiga, condición de la conexión, funcionamiento de partes internas & ensayo de funcionamiento la herramienta

19. “Inspección en Taller de Motores & Turbinas Motores & Turbinas”

Desmontaje, inspección de conexiones y Fisuras por fatiga, condición de la conexión, funcionamiento de partes internas & ensayo de funcionamiento la herramienta, calibración del estabilizador

Fisuras por fatiga, condición de la conexión, patrones de desgaste, rectitud

20. “Inspección en Taller de Undrereamers, Hole Openers Desmontaje, inspección de conexiones y Abrehoyos, Ensanchadores & Roller reamer partes internas & ensayo de funcionamiento & Raspatubos” (Undrereamers, Hole Openers & Roller reamer) 21.“Inspección del Estabilizador” Estabilizadores Inspección dimensional y por luz negra de las conexiones, aletas, soldadura y cuerpo

Fisuras por fatiga, condición de la conexión, funcionamiento de la herramienta.

22. “Inspección de Sustitutos”

Fisuras por fatiga, condición de la conexión, Largo, largo del cuello, Diámetro Interno, otras dimensiones

Sustitutos

Inspección dimensional y por luz negra de conexiones y cuerpo

116

Fisuras por fatiga, condición de la conexión, calibre, largo del cuello, fisuras de soldaduras

Tabla 12. Programas de Inspección Recomendados para Drill Pipe. (Norma DS-1) Categoría de Servicio Componente Unión

1 Conexión Visual

2 Conexión Visual Dimensional 1



5* Conexión Visual Dimensional 2 Conexión Luz Negra

HDLS Conexión Visual Dimensional 2 Conexión Luz Negra Trazabilidad

Tubo para Barra Visual Tubo de Perforación

Visual Tubo Visual Tubo Calibre OD Calibre OD Espesor de Pared Espesor de Pared UT UT Electromagnética 1

Visual Tubo Calibre OD Espesor de Pared UT Electromagnética 1 MPI Cuña/Recalque

Visual Tubo Calibre OD Electromagnética 2 MPI Cuña/Recalque UT Cuña/Recalque

Visual Tubo Calibre OD FLUT 2 MPI Cuña/Recalque UT Cuña/Recalque Trazabilidad

Criterios Aceptación

Clase 2

Clase Premium

Clase Premium

Específico Proyecto

Clase 2

Clase Premium

Notas para la Inspección Categoría 5: 1) FLUT 1 o Electromagnética 1 más Espesor de Pared UT puede sustituir a EMI 2 si el equipo EMI 2 no se encontrara disponible. 2) Inspección de la Conexión con Luz Negra para fisuras por fatiga en las uniones de barras de perforación es relativamente cara cuando se realiza en grandes lotes de barras de perforación, y las fallas por fatiga en las uniones de las barras de perforación son raras. Los usuarios podrían considerar omitir la Inspección de la Conexión con Luz Negra de las uniones de barras de perforación del programa de inspección de la Categoría 5 excepto que se hayan producido fisuras por fatiga en la unión. Se recomiendan otras inspecciones para la Categoría 5. Aún se requiere de la Inspección de Conexión con Luz Negra en los componentes BHA para la Categoría 2 y superiores.

118

Tabla 13. Programas de Inspección Recomendados para Otros Componentes. (Norma DS-1) Categoría de Servicio 1

Componente

DC & HWDP

3-5

HDLS

Conexión Visual Conexión Visual Conexión Visual ------Ranura del Elevador (Si fuese Conexión Luz Negra Conexión Luz Negra aplicable) Ranura del Elevador (Si fuese Dimensional 3 aplicable) Ranura del Elevador (Si fuese aplicable)

HWDP Sustitutos, Vástagos

2

Visual del Tubo Estabilizadores,

-----------------

Visual del Tubo

Visual del Tubo

------------------

Inspección Aplicable

Inspección Aplicable Trazabilidad

Válvulas de Seguridad & BOP´s Inspección en el Taller

Inspección en el Taller


Inspección en el Taller Trazabilidad

Tijeras, Motores & Otros

---------------

Inspección en el Campo


(Ver Nota 2)

Herramientas de Pesca

------------------

----------------


------------------

Nota 1: Para componentes no magnéticos, sustituir CONEXIÓN UT o CONEXIÓN LIQUIDOS PENETRANTES por CONEXIÓN LUZ NE GRA. Nota 2: Inspecciones otros componentes HDLS de acuerdo con los requerimientos del fabricante y/o del cliente. También se solicita la inspección de trazabilidad.

119

Tabla 14. Clasificación mediante códigos de colores para el cuerpo de la tubería de perforación. CLASE Clase Premiun

NUMERO Y COLOR DE BANDA Dos bandas blancas

TIPO DE DAÑOS Nueva •

Clase 2

Una banda Amarilla

•

• •

Clase 3

Una banda naranja

Picaduras por corrosión. Grietas por fatiga.

Algunas imperfecciones o daños que exceden a la clase 2, estas son consideras por el inspector a cargo. • • • • •

Clase 4

Desgaste y estiramiento del cuerpo. Disminución del Espesor de la pared.

TIPO DE INSPECCIÓN. Ninguna • •

Caliper Ultrasonido

Electromagnética 1-2

Equipos para la clase 2

Tubos pandeados Roscas degolladas. Cajas y pines fracturados. Tubos altamente corroídos. Tubos Fracturados

Visualmente

Una banda roja • • •

Picaduras por corrosión Daños mecánicos, grietas por fatiga. Tubos que exceden los límites aceptables.

•

•

Partículas magnéticas secas. Ultrasonido.

º Una ves terminada la inspección inician la identificación de los tubos buenos colocando dos (2) bandas en el área del pin a 36 pulgadas tomando como punto de inicio del sello del pin, así mismo a todas las conexiones buenas se les colocara una banda de pintura de color blanca en la caja o el pin

120

Tabla 15. Clasificación para el Tool-Joint de la tubería de perforación. Mediante códigos de colores CRITERIO

Desechable o reparable en el campo

Reparable en el campo.

NUMERO Y COLOR DE BANDA • • •

Una banda roja.

Estas son consideradas por el inspector a cargo

Una banda verde

• • • • • • •

Pines y Cajas rechazada.

Una banda azul

TIPO DE DAÑOS picaduras por corrosión grietas por fatiga tubos que exceden los limites

expansión de la caja corrosión en los hilos manipuleo daño por torsión lavados rebabas Fracturas en caja y pines

Medición del paso del pin. Profundidad del abocardado. • Largo del pin • Diámetro del bisel. • Ancho del sello

TIPO DE INSPECCIÓN. •

Partículas magnética s secas

•

Ultrasonid o de onda angular

El inspector determina el equipo a utilizar

Visualmente

• •

Torsión en la caja y pin. Espacio de llaves que estén fuera de tolerancia • Reducción del ancho del hombro y sello. • Reducción o aumento en el O.D e I.D.

Dimensional 2

• •

Pines y Cajas rechazada.

Una banda amarilla

121

Dimensional 1-2

Tabla 16. Clasificación de Uniones y Tubos para Barras de Perforación de Peso Normal Usadas CONDICION TUBOS

Espesor de pared remanente mínimo Cortes de Cuñas y Arrancaduras2 (Prof.) Reducción de Diámetro Aumento de Diámetro Fisuras

Esfuerzo de Torsión Estiramiento del Pin UNIONES Otras dimensiones Fisuras

CLASE PREMIUM ≥ 80% 3 ≤ 10% de Pared adyacente promedio ≤ 3% de OD especificado ≤ 3% de OD especificado Ninguno ≥ 80%

de un tubo Clase Premium en 2” Según especificaciones en Tabla 3.7.1 – 3.7.8 Ninguna ≤ 0.006”

1

CLASE 2

1 ≥ 70% ≤ 20% de pared adyacente promedio3 ≤ 4% de OD especificado ≤ 4% de OD especificado Ninguno ≥ 80% de un tubo Clase 2 ≤ 0.006” en 2” Según especificaciones en Tabla 3.7.1-3.7.8 Ninguna

El espesor de pared remanente mínimo debe ser de ≥ 80% debajo de arrancaduras y cortes transversales 2 Los cortes y arrancaduras pueden quitarse mediante el amolado siempre y cuando la pared remanente no se vea reducida por debajo de la pared remanente mínima que se muestra en esta tabla. 3 La pared adyacente promedio se determina promediando el espesor de pared a cada lado de la imperfección adyacente a la penetración más profunda.

122

Tabla 17. Clasificación de uso para Drill Pipe (Todos los tamaños, pesos, grados, diámetros nominales) 1

2

3

4

Condición de la tubería

Clase premiun1 2 Bandas Blancas Marcada en el centro

Clase 2 1 Banda Amarilla 2 Marcadas en el centro

Clase 3 1 Banda Amarilla 3 Marcas en el centro

A. Desgaste O.D Pared

Remanente de pared no menos de 80%

Remanente de pared no menos de 70%

Cualquier imperfección o daño excediendo Clase 2.

B. Mellas y Golpes

Reducción del diámetro por encima del 3% del O.D.

Reducción de diámetro no por encima del 4% del O.D.

Reducción del diámetro no por encima del 3% del O.D. Profundidad no exceder 10% de el promedio adyacente de pared.

Reducción del diámetro no por encima del 4% del O.D. Profundidad no exceder 20% de el promedio adyacente de pared.

I. CONDICIONES EXTERIORES

C. Área de cuñas Daños mecánicos C.1 Aplastamientos

C.2 Cortes

D. Variación del diámetro inducido por tensión. D.1 Ensanchamiento. No por encima del 3% D.2. Disparo en la Incremento del sarta diámetro no por encima del 3% del O.D E. Corrosión, golpes y cortes.

No por encima del 4% Incremento del diámetro no por encima del 4% del O.D.

E. 1. Corrosión

Remanente de pared no menos del 80%

Remanente de pared no menos al 70%

E. 2. Cortes y golpes longitudinales.


Remanente de pared no menos que el 70%

123

E. 3. Transversales.

F. Fracturas



Ninguno

Ninguno

Remanente de pared no menos que el 80% medio desde la base del hoyo

Remanente de pared no menos al 70% medido desde la base del hoyo.

Ninguno

II. CONDICIONES INTERIORES. A. Corrosión de hoyos de pared.

B Erosión y desgaste Remanente de pared no menos al 80% de pared C Fracturas.

Remanente de pared no menos al 70%.

Ninguno

Ninguno

124

Ninguno

Tabla 18. Datos de dimensiones para tubería de perforación (nueva).

125

Tabla 19. OD mínimo recomendado y constitución del torque de la soldadura del Tool-Joint basado en la fuerza torcional de la caja (Box) y Drill Pipe.

Continua. 126

Continua.

127

128

FOTOGRAFÍAS

Título: Falla en el roscado

Título: (Desprendimiento de rosca).

Fuente: INSEPECA-COCA Elaborado por: Andrés Villacrés


Título: Fractura de la caja

Título: Salto en el roscado



Título: Corrosión en el cople


129

Título: Tubería Colapsada

Título: Tubería Estallada



Título: Tubería Pandeada

Título: Tubería Cementada



Título: Tubería con falla en la conexión

Título: Fracturada



130

Título: Tubería con carga torcional

Título: Tubería corroída



Título: Descarga de tubulares

Título: Almacenamiento de tubería



Título: Inspección Visual

Título: Cepilladora de tubos



131

Título: Limpieza a presión de agua

Título: Calibradores de rosca y cuerpo



Título: Medidor ultrasónico

Título: Consola Electromagnetica



Título: Bobinas Magnetizadora

Título: Sensore o zapatas



132

Título: Equipo Corriendo sobre la tubería

Título: Registro Calibrado



Título: Registro con problemas de corrosión


Título: Registro con problemas de Cuñas y fracturas


Título: Luz ultravioleta

Título: Partículas Magnéticas



133

Título: Regla y medidor de diámetro externo

Título: medidor de diámetro interno



Título: Perfil de Rosca

Título: Profil Gages



Título: Rosca Engrasada

Título: Logo terminada la inspección



134

REPORTES

Reporte 1. Permiso de trabajo.

135

Reporte 2 Reporte de inspección INSEPECA CIA. LTDA.

REPORTE DE INSPECCION DE TUBERIA DE PERFORACION FECHA: COMPAÑÍA: LOCACION:

TIPO DE INSPECCION 1.2.3.4.5.-

MATERIAL INSPECCIONADO JUNTAS DE

O.D,

I.D,

LBS/PIE,

GRADO ,

NOTA: ESTA TUBERIA HA SIDO INSPECCIONADA DE ACUERDO A: ESPECIFICACIONES DEL CLIENTE

CONEXIÓN

X API RP7G

RESULTADOS JUNTAS CLASE PREMIUM QUEDAN IDENTIFICADAS CON DOS FRANJAS BLANCAS

TUBO ELECTROMAGNÉTI TORCID O

ANCHO MINIMO PIN CAJA

CONEXIONES LONGITUD MINIMA ROSCAS MALAS PIN CAJA PIN CAJA

REFRENTADO PIN CAJA

19 JUNTAS CLASE DOS QUEDAN IDENTIF ICADAS CON UNA FRANJA AMARILLA TUBO ELECTROMAGNÉTI TORCID O



REFRENTADO PIN CAJA

JUNTAS CLASE TRES QUEDAN IDENTIFI CADAS CON UNA FRANJA NARANJA TUBO ELECTROMAGNÉTI TORCID O



OBSERVACIONES:

RECIBIDO POR:

SERVIDO POR:

136

REFRENTADO PIN CAJA

137

GLOSARIO 1. Acero El acero es un metal refinado. Se obtiene a partir de la fundición de un lingote de hierro combinado al mismo tiempo con otros elementos químicos. Los aceros se dividen en ordinarios y especiales. Los aceros ordinarios contienen tres elementos principales: hierro, carbono y manganeso. Y se consideran como aceros de bajo contenido de carbono. Los aceros especiales se hacen como los ordinarios; pero se les agregan otros elementos tales como: níquel, cromo, molibdeno, cobre, vanadio y tungsteno. 2. Diámetro. Diámetro es la distancia medida por el centro desde una pared de la tubería hasta la otra. Existe una diferencia usualmente de media pulgada, entre el diámetro interior conocido como I.D. y el diámetro exterior conocido como O.D. En tubería de revestimiento (Casing), el diámetro exterior O.D. es la medida más importante en el momento de encajar en el hueco. Realmente el diámetro interior (I.D.) es el más significativo en la descripción del Casing, pues es la medida clave cuando equipos, brocas, herramientas de registros, herramientas de pesca, empaquetaduras equipos de limpieza son corridas dentro de la tubería revestidora y puesto que el diámetro (I.D.) es también requerido para calcular la capacidad de la tubería para los fines de circulación, producción y cementación.

138

3. Grado. Representa la calidad del acero. Depende de la cantidad proporcional de carbono, molibdeno, cromo y otros elementos presentes en la aleación. 4. Longitud. En la terminología de la industria petrolera, la longitud de la tubería es referida como escala “range” de la tubería. El instituto Americano de Petróleo (API), establece que la tubería sea manufacturada en tres escalas de longitud. Escala 1: 16-25 pies. Escala 2: 25-34 pies. Escala 3: > 34 pies Casi toda la tubería usada por PETROECUADOR viene en +/- 30 pies, escala 2 de longitud. Alguna tubería anterior es de escala 1, o sea +/- 20 pies de longitud. 5. Peso. Una especificación de interés de la tubería es el peso. El peso de la tubería esta determinada por el espesor de la pared, que al mismo tiempo determina la resistencia de la tubería. La tubería de un mismo diámetro exterior puede venir en pesos diferentes variando consecuentemente los espesores y diámetros internos a más de sus aleaciones metálicas en ciertos casos; diferencias que son especificadas por el grado de tubería de acuerdo a normas establecidas por la API. La información del peso de obtiene en libras por pie (lb. / Pie) incluyendo las uniones. La información acerca del peso da un control mayor a los trabajadores de un taladro en el levantamiento y la corrida de la tubería en el pozo.

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6. Tubería. Una tubería es un elemento cilíndrico hueco compuesto generalmente de acero, con una geometría definida por el diámetro y el espesor del cuerpo que lo conforma, y constituye la estructura mecánica del pozo, el conducto por el cual la zona productora se comunica a superficie o por la cual las presiones de la formación son dirigidas y controladas para producir el petróleo eficientemente, perforación como en pruebas, completaciones; reacondicionamiento y pesca. 7. Tubería de revestimiento. Son tuberías que constituyen el medio con el cual se reviste el agujero que se va perforando. Con ello se asegura el éxito de las operaciones llevadas a cabo durante las etapas de perforación y terminación del pozo. El objetivo de las tuberías de revestimiento es proteger las zonas perforar y aislar las zonas problemáticas que se presentan durante la perforación. Tal es el caso de revestir el agujero para mantener la estabilidad del mismo, prevenir contaminaciones aislar los fluidos de las formaciones productoras controlar las presiones durante la perforación y la vida productiva del pozo. Además, las tuberías de revestimiento proporcionan el medio para instalar las conexiones superficiales de control (cabezales, BOP), los empacadores y la tubería de producción, los diferentes tipos de tubería se detalla en la Tabla 1

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8. Tubería de producción. La función principal de la tubería de producción es suministrar un conducto para movilizar fluidos desde la formación hacia la superficie o viceversa, ya sea en pruebas de pozo, producción o trabajos de reacondicionamiento, se pueden observar en la Tabla 1. 9. Tubería de perforación. Esta tubería suministra la capacidad mecánica requerida para formar una sarta continua tan larga como la profundidad total programada, en donde a su vez conduce el fluido de perforación evitando cualquier fuga del mismo desde el interior de la tubería hacia el anular. Esta transmite eficientemente la rotación desde la mesa rotaria al ensamblaje de fondo los diferentes tipos de esta tubería se encuentran en la Tabla 2. 10. Tubería de línea (Ductos). Se les conoce como ducto al elemento tubular (conocido como tubería de línea) utilizado para conducir los fluidos producidos del pozo hacia los centros de recolección, separadores, compresores o tanques de almacenamiento. Son conductos que se conectan en la superficie a partir del cabezal o árbol de válvulas del pozo. 11. Tubería flexible. Son conductos tubulares de gran longitud y flexibilidad que no requieren utilizar conexión o junta para conformar todo un tren o sarta de tuberías. Es decir, la tubería es continua, a diferencia de las tuberías convencionales que requieren un elemento conector para unir tubo por tubo y lograr contar con una longitud apropiada para el trabajo a realizar. La tubería flexible es de dimensiones geométricas esbeltas (< 3 141

1/2” de diámetro), aunque actualmente existen de grandes dimensiones (7” de diámetro) y la mayoría de las veces se utiliza como tubería de trabajo en proceso de recuperación avanzada durante la vida productiva del pozo.

12. Lastrabarrenas. Los elementos tubulares denominados lastrabarrenas son tuberías utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación a dar peso a la barrena durante las operaciones de perforación. 13. Tubería Pesada (heavy weigth). La tubería pesada (“heavy weigth”) se compone de elementos tubulares de grandes dimensiones geométricas (espesor) que se utilizan como auxiliar entre la tubería de perforación y los lastrabarrenas. Con esto se evita la fatiga de los tubos durante la perforación. 14. Tubería Conductora o Estructural. Antes de iniciar propiamente la perforación, se prepara el punto donde se va a perforar el pozo, cavando un hoyo rectangular llamado contrapozo, el cual sirve para sentar el primer cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de control (BOP) y las conexiones de circulación del lodo de perforación en otras palabras provee el soporte estructural para toda la torre de perforación, y el soporte de las demás tuberías que serán corridas dentro del pozo. Esta primera parte del hueco es de gran diámetro que se utiliza en el pozo, pues a través de ella pasan todas las tuberías de revestimiento que se utilizaran, esta es sentada a poca profundidad. (80 a 200 pies). Se la reviste y se la cementa con una tubería ancha conocida como Tubo

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Conductor con un diámetro de (30 – 20 pulgadas). Con un hueco que puede ser de 36 pulgadas a 26 pulgadas. 15. Tubería de Revestimiento Superficial. Una vez terminado de cementar la tubería conductora o estructural, se procede a seguir perforando con la ayuda de una broca hasta que se haya llegado a varios cientos o miles de pies de profundidad, generalmente usando lodo de perforación. Cuando se termina el hueco hasta la profundidad estimada para la tubería de revestimiento superficial (más o menos de 2000 a 6000 pies) se la asienta y se la cementa desde el zapato hasta la superficie o se la cementa desde el zapato de la tubería de revestimiento superficial hacia el zapato de la tubería conductora o estructural. Esta tubería tiene diámetros que son (16 pulgadas). Con un hueco de 20 pulgadas La función principal de estas tuberías es aislar formaciones no consolidadas y evitar la contaminación de mantos acuíferos que se encuentren a profundidades someras; mantener el agujero íntegro y evitar la probable migración de aceite, agua y gas de alguna arena productora superficial, además de permitir la continuación de la etapa de perforación. Proporciona solucionar problemas de perforación como perdida de circulación e inestabilidad de la formación. 16 Tubería de Revestimiento Intermedia. Estas tuberías es necesaria para mantener la integridad del pozo al continuar la perforación para profundizarlo. Sus rangos de diámetro varia de (13 3/8” con un hueco de 17 ½ pulgadas, 9 5/8 con hueco de 12 ¼ de pulgada) y su profundidad de asentamiento varían de (7500 a 8800 pies). Normalmente es la sección más larga de 143

las tuberías en el pozo y van corridas hasta la superficie, por lo cual los preventores se instalan en estas tuberías para perforar las siguientes etapas y cementada a una profundidad predeterminada. Las funciones principales de esta tubería es proteger formaciones de baja o alta presión de las paredes del pozo (Zonas Débiles), que pueden ser fracturadas con densidades de lodos mayores, y así evitar pérdidas de circulación. Permite solucionar problemas de perforación como perdida de circulación, inestabilidad de las formaciones pegas diferenciales al igual de proporcionar la capacidad de control del pozo. 17 Tubería de Producción o Explotación. La sarta de explotación es el propio pozo, esta debe soportar la máxima presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión así como resistir las presiones que se manejan en caso de que el pozo se fracture para aumentar su productividad, el tipo de levantamiento artificial es otro factor que se debe tomar en cuenta así como la cementación es critica en esta sarta. Sus rangos de diámetro varia de (5 1/2” a 2 3/8”) y su profundidad de asentamiento varían de (9000 a 12000pies). Esta tubería sirve para aislar los yacimientos de hidrocarburos de fluidos indeseables, pero deben conservar la formación productora aislada. Proporciona la estabilidad en las paredes del pozo, pruebas de producción del pozo, operaciones de producción y protege los revestimientos intermedios.

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18. Tubería Corta (Liner). Es una sarta de tubería que no se extiende a la cabeza del pozo. En cambio, se sostiene por otra sarta. También tiene la particularidad de ser tubería ranurada. La tubería corta puede ser usada tanto en la sarta intermedia como en la de producción. La tubería corta es cementada típicamente a lo largo de toda su longitud. Sus rangos de diámetro varia de (7” a 5 1/2” con un hueco de 8 ½ pulgadas) y su profundidad de asentamiento varían de (9000 a 12000pies). La tubería corta es utilizada en completaciones de pozos con problemas de arena, con el propósito de controlar la producción excesiva de arena, que constituye un serio problema en la producción del pozo,

Las funciones principales es

proporcionar la capacidad de control del pozo, soluciona problemas de pérdida de circulación, inestabilidad de la formación, pega diferencial, y básicamente aísla zonas productoras. 19. Tubería Complemento (TIE-BACK). Es una sarta de tubería que proporciona integridad al pozo desde la cima de la tubería corta hasta la superficie. Es un refuerzo para la tubería de explotación. Si se tienen altas presiones protege de los fluidos corrosivos y refuerza la tubería de explotación en caso de que se presente daños. Puede cementarse parcialmente. 20. Tubería Complemento Corto (STUB). Es una sarta de tubería que funciona igual que el complemento. Proporciona integridad por presión para extender la cima de la tubería corta. Puede cementarse parcialmente.

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9. BIBLIOGRAFÍA API BULL 5A2. Bulletin on Thread Compounds for Casing, Tubing, and Line Pipe. Sixth Edition, May 1988. API SPEC 7. Specification for Rotary Drill Stem Elements, Thirty-Ninth Edition, December 1997. API SPEC 5D. Specification for Drill Pipe Third Edition, August 1999. API RECOMMENDED PRACTICE 7G (RP 7G). Recommended practice for drill stem design and operating limits CONTROL DE CALIDAD DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN, REVESTIMIENTO,

Y

PRODUCCIÓN

UTILIZADA

EN

POZOS

PETROLEROS. Cesar Sacoto S. Tesis de Grado, Escuela Superior Politécnica del Litoral, 1990, Guayaquil-Ecuador. DISEÑO E INSPECCION DE LA SARTA DE PERFORACION NORMA (DS1) DRILL MANUAL. Tuberías, Tomo 5. INSPECCIÓN DE TUBERÍAS Y DISEÑO DE UN EQUIPO ROTATORIO DE PERFORACIÓN. Jairo Mideros, Tesis de Grado, Universidad Tecnológica Equinoccial, 1996. Quito-Ecuador. PROCEDIMIENTO PARA INSPECCIÓN DE TUBERÍA DE PERFORACION. INSEPECA CIA. LTDA, 2005-03-04.

PRUEBAS, COMPLETACIONES, REACONDICIONAMIENTOS DE POZOS PETROLIFEROS. Ing. Klever H. Quiroga S. 146

Título: Equipo Corriendo sobre la tubería

Título: Registro Calibrado



Título: Registro con problemas de corrosión


Título: Registro con problemas de Cuñas y fracturas


Título: Luz ultravioleta

Título: Partículas Magnéticas



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Título: Regla y medidor de diámetro externo

Título: medidor de diámetro interno



Título: Perfil de Rosca

Título: Profil Gages



Título: Rosca Engrasada

Título: Logo terminada la inspección



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REPORTES

Reporte 1. Permiso de trabajo.

135

Reporte 2 Reporte de inspección INSEPECA CIA. LTDA.

REPORTE DE INSPECCION DE TUBERIA DE PERFORACION FECHA: COMPAÑÍA: LOCACION:

TIPO DE INSPECCION 1.2.3.4.5.-

MATERIAL INSPECCIONADO JUNTAS DE

O.D,

I.D,

LBS/PIE,

GRADO ,

NOTA: ESTA TUBERIA HA SIDO INSPECCIONADA DE ACUERDO A: ESPECIFICACIONES DEL CLIENTE

CONEXIÓN

X API RP7G

RESULTADOS JUNTAS CLASE PREMIUM QUEDAN IDENTIFICADAS CON DOS FRANJAS BLANCAS

TUBO ELECTROMAGNÉTI TORCID O



REFRENTADO PIN CAJA

19 JUNTAS CLASE DOS QUEDAN IDENTIF ICADAS CON UNA FRANJA AMARILLA TUBO ELECTROMAGNÉTI TORCID O



REFRENTADO PIN CAJA

JUNTAS CLASE TRES QUEDAN IDENTIFI CADAS CON UNA FRANJA NARANJA TUBO ELECTROMAGNÉTI TORCID O



OBSERVACIONES:

RECIBIDO POR:

SERVIDO POR:

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REFRENTADO PIN CAJA

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GLOSARIO 1. Acero El acero es un metal refinado. Se obtiene a partir de la fundición de un lingote de hierro combinado al mismo tiempo con otros elementos químicos. Los aceros se dividen en ordinarios y especiales. Los aceros ordinarios contienen tres elementos principales: hierro, carbono y manganeso. Y se consideran como aceros de bajo contenido de carbono. Los aceros especiales se hacen como los ordinarios; pero se les agregan otros elementos tales como: níquel, cromo, molibdeno, cobre, vanadio y tungsteno. 2. Diámetro. Diámetro es la distancia medida por el centro desde una pared de la tubería hasta la otra. Existe una diferencia usualmente de media pulgada, entre el diámetro interior conocido como I.D. y el diámetro exterior conocido como O.D. En tubería de revestimiento (Casing), el diámetro exterior O.D. es la medida más importante en el momento de encajar en el hueco. Realmente el diámetro interior (I.D.) es el más significativo en la descripción del Casing, pues es la medida clave cuando equipos, brocas, herramientas de registros, herramientas de pesca, empaquetaduras equipos de limpieza son corridas dentro de la tubería revestidora y puesto que el diámetro (I.D.) es también requerido para calcular la capacidad de la tubería para los fines de circulación, producción y cementación.

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3. Grado. Representa la calidad del acero. Depende de la cantidad proporcional de carbono, molibdeno, cromo y otros elementos presentes en la aleación. 4. Longitud. En la terminología de la industria petrolera, la longitud de la tubería es referida como escala “range” de la tubería. El instituto Americano de Petróleo (API), establece que la tubería sea manufacturada en tres escalas de longitud. Escala 1: 16-25 pies. Escala 2: 25-34 pies. Escala 3: > 34 pies Casi toda la tubería usada por PETROECUADOR viene en +/- 30 pies, escala 2 de longitud. Alguna tubería anterior es de escala 1, o sea +/- 20 pies de longitud. 5. Peso. Una especificación de interés de la tubería es el peso. El peso de la tubería esta determinada por el espesor de la pared, que al mismo tiempo determina la resistencia de la tubería. La tubería de un mismo diámetro exterior puede venir en pesos diferentes variando consecuentemente los espesores y diámetros internos a más de sus aleaciones metálicas en ciertos casos; diferencias que son especificadas por el grado de tubería de acuerdo a normas establecidas por la API. La información del peso de obtiene en libras por pie (lb. / Pie) incluyendo las uniones. La información acerca del peso da un control mayor a los trabajadores de un taladro en el levantamiento y la corrida de la tubería en el pozo.

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Tesis de Tecnicas de Ensayos No Destructivos a Tuberias.este

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