Drill Pipe Inspeccion

PDVSA N° TITULO
REV. FECHA DESCRIPCION PAG. REV. APROB. APROB.
APROB. FECHA APROB. FECHA
VOLUMEN 5
E PDVSA, 1983
PI–07–07–01 TUBERIA DE PERFORACION–DRILL PIPE
APROBADA
Eliecer Jiménez Alejandro Newski JUN.94 JUN.94
PROCEDIMIENTO DE INSPECCION
JUN.94 J.S. 0 29 E.J. A.N.
MANUAL DE INSPECCION
ESPECIALISTAS
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Indice
1 INTRODUCCION 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2 ALCANCE 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3 NORMAS A CONSULTAR 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4 CARACTERISTICAS DE LA SARTA DE PERFORACION 2 . . . . . . .
4.1 Tubos de Perforación (Drill Pipe) 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5 ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS UTILIZADOS PARA LA INSPECCION
DE TUBOS DE PERFORACION 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1 Ensayo Ultrasonido (ASME Sección V Artículo 5) 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2 Partículas Magnéticas (ASME Sección V Artículo 7) 4 . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3 Ensayo con Tintes Penetrantes (ASME Sección V Artículo 6) 5 . . . . . . . . .
5.4 Inspección Visual (ASME Sección V Artículo 9) 6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.5 Inspección Electromagnética 7 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6 INSPECCION DE TUBOS DE PERFORACION (DRILL PIPE) 8 . . . .
7 PASOS PARA LA INSPECCION DE TUBOS DE PERFORACION 11
7.1 Encabezado de la Tubería 11 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.2 Limpieza de Conexiones 11 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.3 Identificación y Marcado del Grado y Peso del Tubo 11 . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.4 Selección y Enderezado de la Tubería 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.5 Verificación del Diámetro Exterior del Cuerpo del Tubo 12 . . . . . . . . . . . . . . .
7.6 Verificación del Espesor del Cuerpo del Tubo 13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.7 Inspección del Cuerpo del Tubo 13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.8 Clasificación y Demarcado del Cuerpo del Tubo 14 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.9 Estampado Metálico 14 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.10 Inspección Visual de la Conexión 15 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.11 Verificación de Roscas 15 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.12 Inspección y Reparación de Sellos 16 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.13 Verificación del Diámetro Externo de la Caja 17 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.14 Inspección de Conexiones 18 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.15 Clasificación y Demarcado de la Conexión 18 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.16 Inspección de la Zona de Transición 19 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.17 Protección y Engrase de Roscas 19 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.18 Reporte de Inspección 19 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8 CRITERIOS DE ACEPTACION Y RECHAZO DE LOS
COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACION 20 . . . . . . . . . . .
8.1 Cuerpo del Tubo 20 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.2 Conexiones (Drill Pipe) 20 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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1 INTRODUCCION
El presente procedimiento permite realizar un seguimiento y una óptima
evaluación de los diferentes procesos a los que son sometidos los tubos de
perforación en los patios de compañías especializadas en prestar este servicio
o de las filiales, de tal manera de asegurar la confiabilidad y calidad de los
tubulares inspeccionados.
2 ALCANCE
Este procedimiento señala los aspectos fundamentales para la inspección tanto
del cuerpo como de las conexiones de tubos Drill Pipe, los tipos de ensayos no
destructivos y su procedimiento de aplicación para asegurar calidad en el
diagnóstico de las condiciones de la tubería.
3 NORMAS A CONSULTAR
Las últimas ediciones de las siguientes normas
API RP–7G Recommended practice for Drill Stem Design and
operating
ASME Sección V, Artículos 5, 6, 7 y 9
API SPEC –5D Specification for Drill Pipe
ASTM E–709 Standard practice for magnetic particle examination.
4 CARACTERISTICAS DE LA SARTA DE PERFORACION
4.1 Tubos de Perforación (Drill Pipe)
4.1.1 Definición
Se entiende como tubería de perforación a las conexiones que se usa para
conducir un fluido y transmitir rotación desde el cuadrante hasta las
lastrabarrenas y la barrena. En la Fig. 1. aparecen dibujos de cortes de tubería
de perforación fabricadas según el API SPEC–5D con conexiones soldadas. En
la Fig. 2. aparece la nomenclatura de las conexiones API.
4.1.2 Características
La tubería de perforación hecha según el API SPEC–5D se calibra teniendo en
cuenta el diámetro exterior del tubo. El diámetro exterior de un tubo dado debe
ser una medida específica para adaptarle con la mayor exactitud las conexiones
y el equipo de manejo como los elevadores y las cuñas. Aunque el diámetro
exterior de una tubería de perforación API sean iguales para un tamaño dado, el
diámetro interior varía según el peso nominal por cada pie de longitud. Una
tubería pesada tiene un diámetro más pequeño que una tubería liviana.
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La tubería es provista de resaltos en los extremos con el fin de darle una
resistencia adicional.
4.1.3 Fallas en la tubería de perforación
Las fallas por fátiga son las más comunes en tuberías de perforación y ocurren
por la acción combinada de puntos concentradores de esfuerzos y los esfuerzos
cíclicos a los que es sometida la tubería en las labores de perforación. Estos
esfuerzos cíclicos pueden ser de tensión, compresión, torsión y flexión de los
cuales, la tensión y flexión son los más críticos y se presentan cuando la tubería
gira un hoyo torcido (doblez pata de perro).
Frecuentemente las fallas por fátiga ocurren por los mecanismos de fátiga por
entalla y fátiga por corrosión.
En el mecanismo de fátiga por entalla la falla se origina en las marcas que se
forman en el área de agarre de la tubería producto de la acción de herramientas
como, cuñas, llaves, etc., las cuales constituyen puntos de inicio de grietas que
se propagan por la acción de los esfuerzos cíclicos, ocasionando la fractura de
la tubería.
Las fallas de fátiga por corrosión normalmente se manifiesta como huecos
aproximadamente a 20 pulgadas de las conexiones pin o caja. Esto ocurre por
una acción combinada del efecto corrosivo erosivo del fluido de perforación y los
esfuerzos cíclicos a los cuales esta sometida la tubería.
5 ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS UTILIZADOS PARA LA
INSPECCION DE TUBOS DE PERFORACION
5.1 Ensayo Ultrasonido (ASME Sección V Artículo 5)
5.1.1 Objetivo
Determinar el espesor real de pared de la tubería, para comprobar si está dentro
de especificaciones según la norma API SPEC 5–D.
5.1.2 Método
El método consiste en medir con un equipo de reflexión de ondas ultrasónicas el
espesor de pared del tubo en tres secciones diferentes: centro y los extremos
del cuerpo del tubo.
5.1.3 Procedimiento
a. Calibrar el equipo con el patrón adecuado.
b. Utilizar el palpador adecuado para realizar el ensayo. (El palpador
generalmente es normal de un solo cristal o un medidor de espesor
directamente).
c. Limpiar la pared del tubo de grasas, corrosión superficial para proceder a
aplicar el acoplante adecuado en los puntos a medir.
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d. Observar e interpretar la lectura en la pantalla del equipo.
e. Evaluar el resultado obtenido para así clasificar el cuerpo del tubo de
acuerdo al porcentaje de desgaste que este presente.
5.2 Partículas Magnéticas (ASME Sección V Artículo 7)
5.2.1 Objetivo
Detectar discontinuidades, imperfecciones superficiales o subsuperficiales en el
cuerpo, zona de transición y roscas del tubo de perforación.
5.2.2 Método
La inspección por partículas magnéticas es un método de ensayo no destructivo
utilizado para detectar discontinuidades en materiales ferromagnéticas.
El método consiste en la aplicación de partículas magnéticas finamente divididas
a la superficie de una pieza que ha sido adecuadamente magnetizada.
Una discontinuidad en la superficie o cercana a ella, distorsionará las líneas
magnéticas de fuerza que tratan de fluir a su alrededor cuando la pieza está
magnetizada, haciendo que se produzca una fuga del campo magnético. Este
campo de dispersión va atraer las partículas de hierro, aplicadas sobre el, de
manera proporcional a su concentración.
5.2.3 Aplicación
Las partículas magnéticas se pueden aplicar bien sea como polvo seco, o en
suspensión en un líquido. Cada tipo de aplicación tiene sus ventajas, y su uso
se tiene que juzgar en comparación con el trabajo a desempeñarse.
a. El polvo seco es más conveniente para usar con equipos de inspección
portátiles, en áreas grandes, piezas tubulares o con superficies rugosas y
localización de discontinuidades superficiales y subsuperficiales.
b. El método húmedo se usa para determinar discontinuidades superficiales.
5.2.4 Procedimiento
a. Vía seca
– Preparación y limpieza de la superficie a ensayar.
– Magnetización de la zona a inspeccionar utilizando corriente continua
para defectos subsuperficiales y corriente alterna para defectos
superficiales.
– Rociar el polvo sobre la pieza, con suficiente fuerza como para dirigir las
partículas hacia el área que se está examinando.
– Evaluación de las indicaciones
El inspector debe observar las partículas que se están aplicando. Cada
indicación magnética es el resultado de un campo de fuga magnética.
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La interpretación adecuada requiere la identificación de la causa que
produjo la fuga.
b. Vía húmeda
– Se limpiarán las áreas a inspeccionar, esta limpieza se efectuará con
cepillos de alambre adaptado a un taladro de altas revoluciones para
obtener así el mayor pulimento posible en las roscas.
– Se aplicará un campo magnético longitudinal a las roscas para la
detección de defectos transversales. Este campo deberá ser creado por
corriente continua si se buscan defectos subsuperficiales y corriente
alterna si son defectos superficiales.
– Las especificaciones de la concentración de partículas magnéticas y
líquido donde serán suspendidas, están ampliamente descritas en el
ASTM E–709 estándar para el ensayo con partículas magnéticas. La
temperatura de las dos fases no debe exceder los 135°F.
– En este momento se procede a realizar la inspección con lámparas de
luz ultravioleta.
Esta inspección es horas del día, se hará cubriéndose con una manta
para no permitir la entrada de rayos solares al área a inspeccionar.
En la oscuridad de la noche, esta inspección se puede realizar al
descubierto.
– Las fisuras son las fallas más importantes y deben buscarse en la raíz de
las roscas.
Al observarse una acumulación de polvo en la raíz de las roscas, se debe
marcar la zona, esmerilarla, y repetir el procedimiento de ensayo con las
partículas. Si el defecto persiste significa que es profundo y se debe
eliminar la conexión, se debe demarcar la zona donde está localizado el
defecto con un marcador de metales.
– Cuando la discontinuidad es profunda, será más brillante y grande la
indicación del defecto.
5.3 Ensayo con Tintes Penetrantes (ASME Sección V
Artículo 6)
5.3.1 Objetivo
Detectar discontinuidades superficiales en materiales no ferromagnéticos.
5.3.2 Método
El ensayo con líquidos penetrantes es un método no destructivo para hallar
discontinuidades superficiales basado en la acción capilar del líquido.
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5.3.3 Procedimiento
a. Antes de efectuar la inspección, hay que quitar todas las cubiertas, pinturas,
carbón, aceites, óxido, agua, grasa de la superficie a inspeccionar, ya que
la eficiencia de la prueba está en la capacidad del líquido de entrar a las
discontinuidades de la superficie.
b. Se aplica el líquido penetrante a la superficie inspeccionada, y se dará
suficiente tiempo para que penetre en las discontinuidades superficiales.
c. Se debe eliminar el exceso del líquido penetrante con un papel secante.
d. Se aplica el revelador para atraer el penetrante de la grieta o defecto.
e. Se realizará una inspección visual de las zonas.
f. Las fisuras son las fallas más importantes y deben buscarse en la raíz de
las roscas.
Al observarse una acumulación de polvo en la raíz de las roscas, se debe
marcar la zona, esmerilarla, y repetir el procedimiento de ensayo con las
partículas. Si el defecto persiste significa que es profundo y se debe
eliminar la conexión, se debe demarcar la zona donde está localizado el
defecto con un marcador de metales.
g. Cuando la discontinuidad es profunda, será más brillante y grande la
indicación del defecto.
5.4 Inspección Visual (ASME Sección V Artículo 9)
5.4.1 Objetivo
Determinar de una manera rápida las condiciones generales en que se encuentra
la tubería, identificar defectos y condiciones físicas tanto de las roscas de las
conexiones como el cuerpo del tubo.
5.4.2 Procedimiento
Observar en forma detallada y minuciosa todo el cuerpo del tubo en la búsqueda
de defectos superficiales que pueden atentar contra la integridad física del tubo
y su rendimiento en las operaciones, estos pueden ser grietas por fátiga,
desgastes por erosión, huecos por lavado, etc.
También se debe detallar las condiciones superficiales de la rosca por ejemplo,
pérdida de la continuidad del hilo, desgaste de los flancos, deformación por
sobretorsión. Algo muy importante y que no se debe pasar por alto es la
inspección visual del hombrillo, ya que se debe evaluar la condición física de ésta
para determinar si es reparable en campo o se debe enviar a un taller calificado.
La zona del hombrillo que necesite refrenteo se debe identificar con un marcador
de metales de color amarillo.
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5.5 Inspección Electromagnética
5.5.1 Objetivo
Determinar las condiciones físicas y la existencia de defectos longitudinales y
transversales a través de toda la sección transversal del tubo, y a su vez
determinar las condiciones en lo referente a corrosión en la parte interna y
externa del cuerpo del tubo.
5.5.2 Método
Consiste en aplicar un campo magnético al cuerpo del tubo utilizando una bobina
para tal fin. La intensidad del campo magnético variará según el espesor y
diámetro del tubo, simultáneamente se van tomando registros en los 360
o
de
pared de las variaciones del flujo magnético debido a defectos detectados por el
buggy o unidad detectora la cual tiene varias zapatas exploradoras que envían
esta información a la cónsola electrónica de registros, para ser interpretada por
el operador.
5.5.3 Procedimiento
a. Calibración del equipo.
b. Colocar las zapatas en el cuerpo del tubo.
c. Colocar la bobina encima de las zapatas.
d. Desplazar la bobina por todo el cuerpo del tubo.
e. Observar el desplazamiento de las plumillas ubicadas en la cónsola para
determinar el tipo de defecto localizado y proceder a clasificar el cuerpo de
acuerdo al defecto localizado.
f. El resultado obtenido debe ir en el reporte de inspección.
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6 INSPECCION DE TUBOS DE PERFORACION (DRILL PIPE)
Encabezado de la tubería.
Limpieza de conexiones.
Identificar y marcado del
grado y peso de la tubería.
Selección y enderezado de
la tubería.
Verificación de diámetro
exterior del cuerpo del tubo.
Verificación de roscas.
¿Presenta algún % de
desgaste el cuerpo del
tubo?
Verificación del espesor de
pared del cuerpo del tubo.
SI
Clasificar el tubo de acuerdo
al % de desgaste.
FLUJOGRAMA DEL PROCESO
NO
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Inspección electromagnética
del cuerpo del tubo.
Clasificar el tubo como
premiun.
Clasificación y demarcado
del cuerpo del tubo.
Estampado metálico.
Inspección visual conexiones.
¿Se encontró algún defecto
en el cuerpo del tubo?
Grietas o perforaciones
superficiales → tubo clase
tres.
Desprendimiento del reves-
timiento interno mayor del %
→ tubo clase dos.
Premiun –– Dos bandas blancas
Clase dos –– Una amarilla
Clase y tres –– Una naranja
N° del tubo
Letra de identificación de la
companía.
Punto de clasificación
Un punto (.) clase premiun
Dos puntos (:) clase dos
SI
NO
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Verificación de roscas.
Inspección y reparación de
sellos.
Verificación de diámetro
caja y pin.
Existe desgaste del diáme-
tro externo de la caja.
Clasificar la conexión como
clase premiun.
Clasificación y demarcado
del cuerpo del tubo
Inspección de la zona de
transición.
Protección y engrase de
roscas.
SI
Clasificar la conexión de
acuerdo al % de desgaste.
NO
Reporte de inspección.
SI
Premiun –– Dos bandas blancas
Clase dos –– Una amarilla
Clase y tres –– Una naranja
NO
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7 PASOS PARA LA INSPECCION DE TUBOS DE
PERFORACION
7.1 Encabezado de la Tubería
Este es el primer paso que se debe dar antes de comenzar cualquier inspección,
consiste en alinear toda la tubería por el lado pin es decir se deben colocar todos
los tubos con los pines de un mismo lado con la finalidad de facilitar las labores
de limpieza e inspección.
7.2 Limpieza de Conexiones
Con el objeto de acondicionar el tubo para las labores de inspección, se realizará
una limpieza de las roscas de las conexiones. Las roscas del pin deben ser
limpiadas con un cepillo de alambre de celdas finas, instalado en el cabezal
giratorio de un taladro. De igual forma la limpieza de la caja se deberá realizar
con un cepillo cónico que ajuste en el diámetro interno de la conexión, este paso
permitirá remover y eliminar barro, grasas, y suciedades acumuladas en las
conexiones. Se debe eliminar todo el material removido con chorro de aire a alta
presión. Luego de este paso de debe realizar una nueva limpieza que permita
obtener un pulido de la superficie de las roscas de las conexiones.
7.3 Identificación y Marcado del Grado y Peso del Tubo
7.3.1 La tubería nueva será identificada por el estencilado que coloca el fabricante de
origen sobre el cuerpo del tubo. La tubería nueva y usada será identificada de
acuerdo a la información proporcionada por las marcas troqueladas de fábrica o
de inspecciones previas. (ver Fig. 3.).
7.3.2 La identificación de la tubería debe incluir:
– Tipo de tubo (de perforación, lastrabarrena o pesado).
– Condición de uso: nueva o usada.
– Fabricante original.
– Empresa o compañía de última inspección o reparación.
– Grado.
– Diámetro externo e interno.
– Espesor de pared.
– Clasificación de peso: estándar o pesado.
– Tipo de rosca.
– Peso por pie.
– Rango de longitud.
– Orden de compra de la filial respectiva (sólo tubo nuevo).
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– Colada (sólo tubo nuevo).
– Número de tubo (sólo tubo nuevo).
7.3.3 Para la tubería nueva, en caso de requerirse la limpieza de la rosca, no deben
emplearse cepillos de alambre o solventes que puedan remover el recubrimiento
anticorrosivo, y provocar daños por oxidación en el material.
7.3.4 Para determinar la clasificación de la tubería de perforación o drill pipe según su
peso (estándar o pesado), puede ser de utilidad la información que ofrecen las
muescas o ranuras en la espiga del tool joint:
– El grado E, peso estándar, no presenta muescas o ranuras. La identificación
del fabricante, grado y fecha de fabricación del tool joint se encuentra en la
zona lisa de la espiga, entre los hilos de la rosca y el sello.
– El grado E, peso pesado, presenta muesca en el tool joint, donde se indican
los códigos de grados y peso del tubo, de acuerdo a la nomenclatura
establecida en la norma API–RP7G, (Tabla 10.2). La identificación del
fabricante, grado y fecha de fabricación del tool joint se encuentra en la zona
lisa de la espiga, entre los hilos de la rosca y el sello.
– Los grados de alta resistencia (X, G, S), peso estándar presentan una muesca
y una ranura o relevador de esfuerzos circunferenciales sobre el tool joint. En
este caso la ubicación de la ranura o revelador de esfuerzos está entre la
muesca y la rosca de la espiga. En la muesca en el tool joint se indican los
códigos de grado y peso del tubo, de acuerdo a la nomenclatura, establecida
en la norma API–RP7G (Tabla 10.2). La identificación del fabricante, grado y
fecha de fabricación del tool joint se encuentra en la zona lisa de la espiga,
entre los hilos de la rosca y el sello.
– La información obtenida deberá ser marcada sobre la superficie del tubo lado
pin, con la ayuda de una plantilla y pintura blanca en spray.
7.4 Selección y Enderezado de la Tubería
Antes de comenzar la inspección se deberá seleccionar la tubería doblada y
proceder a su enderezamiento paso necesario para poder dar comienzo al
proceso de inspección. Así mismo y luego del enderezado del tubo se agruparán
en el rack de inspección, grupos de tubos de un mismo grado y peso.
Deberá realizarse un reporte de inspección por cada grupo de tubos
inspeccionados de un mismo grado y peso.
7.5 Verificación del Diámetro Exterior del Cuerpo del Tubo
La verificación del diámetro exterior debe ser efectuada con un equipo manual
mecánico, O.D Gage, que permite determinar el porcentaje de desgaste que le
haya sucedido a la tubería.
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Cuando el inspector localice un área de máximo desgaste, se debe detener en
dicho punto y hacer girar el tubo alrededor del O.D. Gage y demarcar las zonas
de máximo y mínimo desgaste que el equipo indique.
Cuando el punto de máximo desgaste sea localizado y con la ayuda de un
instrumento de ultrasonido debidamente calibrado, mida el espesor de pared, lo
cual dará como resultado el espesor mínimo del cuerpo del tubo, dato muy
importante porque permitirá clasificar la tubería según API–RP7G (Tabla 2.12).
7.6 Verificación del Espesor del Cuerpo del Tubo
Con la ayuda de un equipo de ultrasonido debidamente calibrado se deben tomar
registros del espesor de la pared del tubo.
Con la finalidad de determinar el mínimo valor del espesor de la pared y proceder
de esta manera a la clasificación del cuerpo de acuerdo a la norma API–RP7G.
Las mediciones de espesores deberán tomarse en tres puntos del cuerpo. En
el centro que es donde el tubo sufre un mayor desgaste ya que esta zona está
sometida a altos niveles de intercambios de esfuerzos cíclicos de tracción y
comprensión. Las otras dos medidas deben tomarse a cada lado del pin y la caja
aproximadamente a 0,5 mts de cada conexión.
En cada punto se deben tomar tres medidas para asegurar un buen muestreo de
la zona inspeccionada.
7.7 Inspección del Cuerpo del Tubo
El objetivo principal es determinar las condiciones en las cuales se encuentra el
cuerpo del tubo con la finalidad de asegurar un correcto funcionamiento en las
labores de perforación.
7.7.1 Inspección electromagnética
Esta inspección se debe realizar para verificar las condiciones del revestimiento
interno del tubo, localización de grietas por fátiga, corrosión interna y externa,
muescas, cavidades y grietas superficiales. Cada defecto produce una variación
diferente del campo magnético por lo tanto el registro de cada defecto será
diferente. Cuando el registro indique la existencia de grietas superficiales,
muescas, presencia de cavidades tanto internas como externas, se deberá
localizar el defecto, preparar la superficie con la ayuda de un cepillo de alambre
y determinar su magnitud con la aplicación de partículas magnéticas vía seca,
magnetizando la zona con la bobina del equipo del ensayo electromagnético,
luego se debe tratar de corregir con un esmerilado suave la superficie del defecto,
hasta eliminarlo, se comprobará si el defecto fue eliminado repitiendo la
aplicación de las partículas, si fue eliminado se deberá medir el espesor de pared
en esta zona con la ayuda de un equipo de ultrasonido para clasificar el tubo. De
persistir el defecto se debe eliminar.
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7.7.2 Inspección de recubrimiento interno
Para realizar la inspección del recubrimiento interno del tubo, este debe estar
completamente limpio de lodo, cemento, grasa, sucio, etc. En tal sentido se
requiere del lavado previo del interior del tubo. El lavado no deberá ser con
solventes que deterioren o degraden el recubrimiento.
La inspección se realizará con boroscopio, se observará la continuidad y
uniformidad del recubrimiento interno.
La presencia de zonas sin recubrimiento, recubrimiento astillado o desconchado,
ampollas, chorreado o gotas, porosidad o escama, serán causas de rechazo por
inspección visual.
Se debe inspeccionar el espesor del recubrimiento o película seca en la zona de
un extremo del tubo, de acuerdo a lo establecido por la norma COVENIN 1306,
el espesor de recubrimiento debe encontrarse dentro del intervalo de 8 a 12
milésimas de pulgadas. Espesores mayores no se recomiendan, debido al
astillamiento del revestimiento por ser tan rígida la película epoxica.
Cuando un tubo tiene más de un 20% de daños en el revestimiento interno deberá
ser degradado a clase dos.
7.8 Clasificación y Demarcado del Cuerpo del Tubo
La tubería de perforación usada debe ser clasificada y demarcada de acuerdo al
procedimiento que indica la norma API–RP7G, el cual clasifica la tubería en base
a un código de colores preestablecidos.
El espesor de las franjas de colores debe ser de dos pulgadas de ancho.
Clasificación y demarcado del cuerpo del tubo
CUERPO DEL TUBO NUMERO Y COLOR DE LAS BANDAS
Clase premiun Dos blancas
Clase dos Una amarilla
Clase tres Una naranja
7.8.1 Ubicación de las bandas
Para tuberías premiun deben pintarse, aproximadamente a un metro de la
conexión pin.
Para clase dos o tres deberán pintarse en el centro.
7.9 Estampado Metálico
La compañía de inspección al efectuar el servicio, deberá colocar una marca
permanente que identifique y deje constancia de que el tubo fue inspeccionado
y quien realizó el trabajo.
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Esta marca deberá contener la siguiente información:
– El número del tubo de acuerdo a la secuencia de inspección.
– Una letra que identifique la compañía que realizó la inspección.
– Indicación de su clasificación por medio de puntos:
– Un punto clase premiun (.)
– Dos puntos clase dos (:)
– Tres puntos clase tres(:)
Debe ser colocado en:
a. En el resalte de 35° de la conexión Pin.
b. En cualquier sección de la conexión Pin, que no llegue a causar una
concentración de esfuerzos y que no se borre fácilmente.
La rotulación del acero en frío debe evitarse en la parte externa del cuerpo de la
tubería.
Los puntos para el marcaje de la clasificación deben estamparse en forma
longitudinal a la dirección del eje del tubo.
7.10 Inspección Visual de la Conexión
Esta inspección permitirá determinar en forma general la condición de las roscas
y la observación del estado físico de los sellos, para realizar dicha inspección las
superficies roscadas y áreas externas deben estar limpias y libres de sucio y
grasa.
7.10.1 Indicación de sobretorsión
El hincamiento de la caja y elongación de la espiga son indicadores de
sobretorsión, y su presencia afectan notablemente el futuro rendimiento de la
conexión.
En conexiones usadas, se recomienda que los pines que presenten una
elongación que exceda de 0.006 pulg. por cada 2 pulg. se deben rechazar y
mandar a reparación. Todas las espigas que se hallan elongado se deben
inspeccionar con partículas magnéticas vía húmeda para verificar la existencia
de grietas. Las cajas usadas que tengan más de 0.031 pulg. (1/3 de pulg) de
hinchamiento del diámetro externo se deberán rechazar y mandarlas a
reparación.
7.11 Verificación de Roscas
Se deberá realizar una observación detallada de las condiciones físicas de las
roscas, por ejemplo roscas montadas, dobladas, elongadas y pérdidas de la
continuidad de hilo.
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Con la ayuda de un verificador del perfil de la rosca se debe determinar el estado
de la rosca tanto de la espiga como de la caja y examinar el paso, altura y
desgaste de los flancos.
Con la ayuda de una regla drilco, se deberá medir el diámetro interno de la caja
y el diámetro de la raíz del pin para determinar el tipo de rosca.
La inspección de roscas busca determinar la presencia de daños por corrosión
o mecánicos en dichos elementos, los defectos que a continuación se mencionan
serán causa de rechazo.
– Daños mecánicos
– Hilos fracturados
– Rebaba
– Roscas golpeadas
– Crestas afiladas
– Hilos fuera de altura
– Hilos desgarrados
– Picaduras
– Rosca escalonada
– Grietas
– Lavados o erosión
7.12 Inspección y Reparación de Sellos
La deformación de los sellos, como filtraciones, raspaduras y muescas, para su
corrección se puede utilizar herramientas manuales, como herramientas de
potencia o aisladores de rebordes.
Este tipo de herramientas es recomendable utilizarla con mucho cuidado, para
evitar remover demasiado material, por esta razón se debe usar una marca de
referencia para determinar la cantidad de material que puede ser removido del
sello de la conexión.
Esta marca deberá ser una circunferencia de 3/16” de diámetro con una tangente
a la paralela del círculo del sello. La distancia del sello a la barra deberá ser de
1/8” . La posición de la marca en la caja y sobre el pin se muestra en la Fig. 4.
Es recomendable no remover mas de 1/32” de la caja o del pin y no más de 1/16”
acumulativo.
Las conexiones con sellos muy deteriorados se deben reparar solamente en un
taller calificado.
Se deberá tomar medida de la excentricidad del sello con la finalidad de
comprobar si el espesor del sello cumple con el valor mínimo establecido por la
norma API RP7G (Tabla 2.12).
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7.12.1 Procedimientos para el refrenteo de sellos
Objetivo
Reparar daños menores de los sellos de las conexiones en el sitio de inspección.
Las caras de los sellos deben ser emparejadas con un papel de esmeril a fin de
dejar una superficie plana apta para un óptimo sellado.
– Equipo utilizado (ver Fig. 5.)
– Tubos impulsores
– Mandril Pin
– Mandril caja
– Adaptador de mandril
– Esmerilador
– Discos de pulir
– Adaptador
– Placas refrentadoras
Procedimiento
a. Colocar el disco esmerilador en la placa refrentadora.
b. Se enrosca el mandril adecuado (caja o pin) en la conexión que se va a
refrentar. El tubo impulsor completo se coloca con disco esmerilador y el
motor eléctrico, se sitúa sobre el mandril de caja y sobre el adaptador.
c. El esmerilador eléctrico hace girar el tubo impulsor mientras el operario
aplica un poco de fuerza sobre el eje de la conexión. El operario debe tener
presente remover el material del sello lo mínimo posible, solo lo necesario
para emparejar la superficie dañada.
d. Al reborde refrentado se le debe aplicar una solución de sulfato de cobre
para evitar el ludimiento al enroscar. Dicha solución se debe preparar
disolviendo 100 gr. de vitrido azul (polvo de sulfato de cobre) en 2/3 litros
de agua y 50 milímetros del ácido sulfúrico concentrado.
7.13 Verificación del Diámetro Externo de la Caja
Se debe realizar con un compás de diámetro exterior y una regla graduada.
Visualmente debe compararse el desgaste de la zona de agarre de la llave con
la zona donde está aplicado el Hard Banding para determinar si es necesario o
no repararlo.
La medición del diámetro externo se utiliza para la clasificación de la conexión de
acuerdo al porcentaje de desgaste que la norma API–RP7G dictamina.
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7.14 Inspección de Conexiones
El objetivo es verificar y reacondicionar las condiciones físicas de los
componentes de la conexión ya que de ella depende el buen funcionamiento del
tubo de perforación.
7.14.1 Inspección con partículas magnéticas
Con la finalidad de determinar microgrietas en la estructura de las roscas se
deberá realizar una inspección con partículas magnéticas fluorescentes vía
húmeda para la detección de defectos que no pudieron ser observados con la
inspección visual.
Utilizando una bobina circular se creará un campo magnético longitudinal cuya
intensidad será función del amperaje, éste a su vez es función del diámetro de
la conexión, para la localización de grietas se deberá utilizar una luz ultravioleta
y cubrir la zona inspeccionada con una manta que proteja la zona de la luz solar.
Al localizar una grieta ésta deberá ser esmerilada para tratar de eliminarla, luego
debe repetirse la operación para determinar si el defecto fue eliminado, de no ser
así se debe eliminar la conexión clasificándola como clase tres.
7.15 Clasificación y Demarcado de la Conexión
Las conexiones de un tubo de perforación deben ser clasificadas y demarcadas
de acuerdo al procedimiento que la norma API–RP7G aplica para tubos de
perforación, además se recomienda demarcar la condición en que se encuentra
la conexión.
CONEXION NUMERO Y COLOR DE LAS BANDAS
Clase premiun Dos blancas
Clase dos Una amarilla
Clase tres Una naranja
Bandas para la condición de la junta.
CONDICION DE LA CONEXION COLOR DE LAS BANDAS
Reparable en campo Verde
Reparable en taller Roja
7.15.1 Ubicación de las bandas
La banda de clasificación de la junta debe ir ubicado en la zona inmediata al sello,
con un espesor de dos pulgadas. La banda que indica la condición de la conexión
debe ir seguida a la de la clasificación y de igual ancho.
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7.16 Inspección de la Zona de Transición
Por ser esta zona primeramente una zona concentradora de esfuerzos debido al
cambio de sección que se observa en la unión de la conexión al cuerpo y por ser
la zona donde golpean los elevadores, se recomienda hacer una inspección con
partículas magnéticas vía seca para localizar defectos superficiales y
subsuperficiales en esta zona, que puedan influir en la fractura del tubo por la
misma.
7.17 Protección y Engrase de Roscas
Con la finalidad de proteger la rosca de agentes externos y de corrosión se debe
colocar una película lubricante, específicamente grasas que contengan
compuestos metálicos. Se recomienda grasas con un 40 a 60% de peso en zinc
metálico.
El uso de protectores de roscas tiene como función, resguardar las conexiones
de golpes y deformaciones cuando se manejan o almacenan en depósitos o en
el equipo de perforación (ver Fig. 6.).
7.18 Reporte de Inspección
El reporte de inspección debe contener la información general del resultado de
la inspección del tubo (ver Tabla 1, Anexo I). Todo reporte debe contener la
siguiente información:
7.18.1 Información general
– Nombre del dueño del tubo.
– Fecha y lugar de la inspección.
– N° de orden y seat.
– Especificaciones de la tubería inspeccionada.
7.18.2 Información del resultado de la inspección del cuerpo
– N° del tubo.
– Condición del tubo, si fue enderezado o no.
– Desgaste diámetro externo.
– Defectos, tipo, profundidad.
– Espesor remanente.
– Clasificación del tubo.
7.18.3 Información del resultado de la inspección de las conexiones
– Diámetro del pin exterior e interior.
– Diámetro caja exterior.
– Clasificación de las conexiones.
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7.18.4 Condición del sello
– Pin reparable en campo.
– Pin reparable en taller.
– Caja reparable en campo.
– Caja reparable en taller.
8 CRITERIOS DE ACEPTACION Y RECHAZO DE LOS
COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACION
8.1 Cuerpo del Tubo
8.1.1 Será clase premiun cuando:
– El desgaste del diámetro exterior sea menor del 20% del diámetro nominal del
tubo.
– El desgaste del espesor de pared sea menor del 20% del espesor nominal del
tubo.
– No presente ningún tipo de defecto en la superficie del cuerpo del tubo.
8.1.2 Será clase dos cuando:
– El desgaste del diámetro exterior sea igual o mayor al 20% pero menor al 30%
del diámetro nominal del tubo.
– El desgaste del espesor de pared sea igual o mayor al 20% pero menor al 30%
del espesor nominal del tubo.
– Tubo con deterioro mayor del 20% del revestimiento interno.
8.1.3 Será clase tres cuando:
– El desgaste del diámetro exterior será mayor o igual al 30% del diámetro
nominal del tubo.
– El desgaste del espesor de pared sea mayor o igual al 30% del espesor
nominal del tubo.
– Presencia de perforaciones, lavados, muescas profundas y todos aquellos
defectos que afecten la integridad física del tubo.
– Presencia de defectos en la cara interna del tubo que puedan favorecer la
inicialización de perforaciones o lavados.
8.2 Conexiones (Drill Pipe)
8.2.1 Clase premiun
– El diámetro exterior de la conexión debe estar dentro del porcentaje de
desgaste que establece la API RP7G, (Tabla 2.12).
– Las roscas no deben presentar ningún tipo de defecto.
– El sello debe estar en perfectas condiciones.
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8.2.2 Clase dos:
– El diámetro exterior de la conexión debe estar dentro del porcentaje de
desgaste que establece la API RP7G, (Tabla 2.12).
8.2.3 Clase tres:
– Porcentaje de desgaste del diámetro exterior mayor que la clase dos.
– Cualquier defecto presente en las roscas, detectado en la inspección visual o
con partículas magnéticas fluorescentes.
– Sellos no reparables en campo.
– Longitud de la caja menor de 10”.
– Longitud del pin menor de 7”.
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Fig 1. TIPOS DE TUBOS DE PERFORACION CON CONEXIONES SOLDADAS
Hombro del Pin
35°
Soldadura
Tuberia de perforación
Soldadura
Hombro para el
18°
elevador
Refuerzo Exterior
con material duro
Caja de
la conexion
Tuberia de perforación
RESALTO INTERNO
RESALTO EXTERNO
Tuberia de perforación
RESALTO INTERNO Y EXTERNO
Pin de la
conexión
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Fig 2. NOMENCLATURA DE LAS CONEXIONES A.P.I
Hombrillo conico para el
elevador (asiento)
Area con refuerzo ext.
Area de las llaves
de potencia
Zona afectada por el calen-
tamiento (no es visible en la
sarta de perforación)
CAJA ESPIGA
Hombrillo de aparejamiento
Caja de boca
ensanchada
Area para las llaves de
potencia
Base del pin
(no es visible en la sarta de perf.)
Soldadura
Ranura de alivio de la
espiga o radio de la
ranura
Hombrillo
de apareamiento
Area para las llaves de
potencia
Area con refuerzo
exterior
Soldadura
Hombrillo cuadrado
para el elevador
(asiento)
PIÑON CAJA
Ultimo filete de
enroscado–espiga
Ultimo filete de
enroscado–caja
ESPIGA
CAJA
Long. de la
espiga
Long. de la caja
(El refuerzo exterior es opcional)
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Fig 3. MARCA Y RANURA DE IDENTIFICACION RECOMENDADOS
POR A.P.I PARA LA TUBERIA DE PERFORACION
LPS
LPS
“B”
“B”
Código del peso
Código del grado
LPS: Longitud del espacio para las llaves de potencia.
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Código de Clasificación de la Tubería de
Perforación
Grado Símbolo
N–80 N
D D .
E E . .
C–75 C
X–95 X
G–105 G
P–110 P
S–135 S
V–150 V
Código de Peso de la Tubería de
Perforación
1 2 3 4
NOTA A: La tubería de perforación de
grado E y peso estándar designada con
un asterisco (*) no tiene ranura o
muesca grabada para su identificación.
La tubería de perforación pesada, grado
E tiene una muesca hecha solamente
en el control del espacio para las llaves
de potencia.
NOTA B: El radio de la ranura debe ser
aproximadamente 3/8 de pulgada de
profundidad y la muesca debe tener 1/4
de pulgada de profundidad en las
conexiones de 5–1/4 de diámetro
externo o más y 3/16 de pulgadas en
las conexiones más pequeñas.
NOTA C: Se debe marcar el grado y el
peso en la muesca hecha en la espiga.
Las letras de las marcas deben tener
1/4 de pulgada para que se puedan leer
cuando esta colgada la tubería en el
elevador.
2–3/8 4,85
6,65
0,190
0,280
1
2
2–7/8
3–1/2
6,95
10,40*
0,217
0,362
1
2
9,50
13,30*
15,50
0,254
0,363
0,449
1
2
3
4 11,85
14,00*
15,70
0,262
0,330
0,380
1
2
3
4–1/2
13,75
16,60*
20,00
22,82
24,66
25,50
0,271
0,337
0,430
0,500
0,550
0,575
1
2
3
4
5
6
5 16,25
19,50*
25,60
0,296
0,362
0,500
1
2
3
5–1/2 19,20
21,90
24,70
0,304
0,361
0,415
1
2
3
6–3/8 25,20 0,330 2
Tamaño, D.E
en pulgadas
Peso nominal,
libras/pie
Grosor de la
pared pul-
gadas
Número en
código del
peso.
* Indica el peso estándar para cada medida de la
tubería de perforación
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Fig 4. POSICION DE LA MARCA DE REFERENCIA
SOBRE EL PIN Y LA CAJA DE LA CONEXION
3”/16 día
1”/8
1”/8
3”/16 día
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Fig 5. HERRAMIENTA PARA REFRENTAR SELLOS DE CONEXIONES
Tubos
impulsores
Cartucho
de cojinete
Mandril
espiga
Mandril
caja
Adaptador
de mandril
Esmerilador
Adaptador Disco de pulir
Placas
refrentadoras
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Fig 6. PROTECTORES DE ROSCAS
Protector de pin
Protector de pin
Protector de caja
Protector de caja
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CLIENTE: FECHA: LUGAR: ORDEN:
REQ.
MINIMOS
ESPESOR PARED
CONEXION O EXT.
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SEAT: PESO: ESP: GRADO: RANGO: CONEX:
TABLA 1. REPORTE DE INSPECCION – TUBERIA DE PERFORACION.
DIAMETRO:
CLASIFICACION DEL CUERPO DEL TUBO CONEXION CONDICION/CONEXION
ESPESOR DEFECTOS CLASE PIN
CLASE FINAL
REFRENTEO
O
R
O
A
D
O
T
E
O
DIAMETRO CAJA
CLASE FINAL
PIN CAJA
T
U
B
O
N
U
M
E
R
E
N
D
E
R
E
Z
A
S
T
R
I
N
G
D
E
S
G
A
S
T
E
X
T
E
R
N
O
MINIMO MAXIMO PROMEDIO TIPO PROF.
Espesor
Remanente
P 2 3 4 5
EXTERNO INTERNO
DIAMETRO
EXTERNO
P 2 3 4 5
REP.
Campo
REP
TALLER
REP.
Campo
REP
TALLER
SUB
TOTAL
INSPECTOR:
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