Drill Pipe Inspeccion

PDVSA N° TITULO

REV. FECHA DESCRIPCION PAG. REV. APROB. APROB.

APROB. FECHAAPROB.FECHA

VOLUMEN 5

� PDVSA, 1983

PI–07–07–01 TUBERIA DE PERFORACION–DRILL PIPE

APROBADA

Eliecer Jiménez Alejandro NewskiJUN.94 JUN.94

PROCEDIMIENTO DE INSPECCION

JUN.94 J.S.0 29 E.J. A.N.

MANUAL DE INSPECCION

ESPECIALISTAS

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TUBERIA DE PERFORACION–DRILL PIPE JUN.940

PDVSA PI–07–07–01

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.Menú Principal Indice manual Indice volumen Indice norma

Indice1 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 INSPECCIONDE 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 117.1 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 INTRODUCCIONEl presente procedimiento permite realizar un seguimiento y una óptimaevaluación de los diferentes procesos a los que son sometidos los tubos deperforación en los patios de compañías especializadas en prestar este servicioo de las filiales, de tal manera de asegurar la confiabilidad y calidad de lostubulares inspeccionados.

2 ALCANCEEste procedimiento señala los aspectos fundamentales para la inspección tantodel cuerpo como de las conexiones de tubos Drill Pipe, los tipos de ensayos nodestructivos y su procedimiento de aplicación para asegurar calidad en eldiagnóstico de las condiciones de la tubería.

3 NORMAS A CONSULTARLas últimas ediciones de las siguientes normas

API RP–7G Recommended practice for Drill Stem Design andoperating

ASME Sección V, Artículos 5, 6, 7 y 9API SPEC –5D Specification for Drill PipeASTM 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 paraconducir un fluido y transmitir rotación desde el cuadrante hasta laslastrabarrenas y la barrena. En la Fig. 1. aparecen dibujos de cortes de tuberíade perforación fabricadas según el API SPEC–5D con conexiones soldadas. Enla 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 encuenta el diámetro exterior del tubo. El diámetro exterior de un tubo dado debeser una medida específica para adaptarle con la mayor exactitud las conexionesy el equipo de manejo como los elevadores y las cuñas. Aunque el diámetroexterior de una tubería de perforación API sean iguales para un tamaño dado, eldiámetro interior varía según el peso nominal por cada pie de longitud. Unatubería 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 unaresistencia adicional.

4.1.3 Fallas en la tubería de perforaciónLas fallas por fátiga son las más comunes en tuberías de perforación y ocurrenpor la acción combinada de puntos concentradores de esfuerzos y los esfuerzoscíclicos a los que es sometida la tubería en las labores de perforación. Estosesfuerzos cíclicos pueden ser de tensión, compresión, torsión y flexión de loscuales, la tensión y flexión son los más críticos y se presentan cuando la tuberíagira un hoyo torcido (doblez pata de perro).

Frecuentemente las fallas por fátiga ocurren por los mecanismos de fátiga porentalla y fátiga por corrosión.

En el mecanismo de fátiga por entalla la falla se origina en las marcas que seforman en el área de agarre de la tubería producto de la acción de herramientascomo, cuñas, llaves, etc., las cuales constituyen puntos de inicio de grietas quese propagan por la acción de los esfuerzos cíclicos, ocasionando la fractura dela tubería.

Las fallas de fátiga por corrosión normalmente se manifiesta como huecosaproximadamente a 20 pulgadas de las conexiones pin o caja. Esto ocurre poruna acción combinada del efecto corrosivo erosivo del fluido de perforación y losesfuerzos cíclicos a los cuales esta sometida la tubería.

5 ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS UTILIZADOS PARA LAINSPECCION 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 dentrode especificaciones según la norma API SPEC 5–D.

5.1.2 MétodoEl método consiste en medir con un equipo de reflexión de ondas ultrasónicas elespesor de pared del tubo en tres secciones diferentes: centro y los extremosdel 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 palpadorgeneralmente es normal de un solo cristal o un medidor de espesordirectamente).

c. Limpiar la pared del tubo de grasas, corrosión superficial para proceder aaplicar 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 deacuerdo 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 elcuerpo, zona de transición y roscas del tubo de perforación.

5.2.2 Método

La inspección por partículas magnéticas es un método de ensayo no destructivoutilizado para detectar discontinuidades en materiales ferromagnéticas.

El método consiste en la aplicación de partículas magnéticas finamente divididasa la superficie de una pieza que ha sido adecuadamente magnetizada.

Una discontinuidad en la superficie o cercana a ella, distorsionará las líneasmagnéticas de fuerza que tratan de fluir a su alrededor cuando la pieza estámagnetizada, haciendo que se produzca una fuga del campo magnético. Estecampo de dispersión va atraer las partículas de hierro, aplicadas sobre el, demanera proporcional a su concentración.

5.2.3 Aplicación

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

a. El polvo seco es más conveniente para usar con equipos de inspecciónportátiles, en áreas grandes, piezas tubulares o con superficies rugosas ylocalización 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 defectossuperficiales.

– Rociar el polvo sobre la pieza, con suficiente fuerza como para dirigir laspartículas hacia el área que se está examinando.

– Evaluación de las indicacionesEl inspector debe observar las partículas que se están aplicando. Cadaindicación magnética es el resultado de un campo de fuga magnética.



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La interpretación adecuada requiere la identificación de la causa queprodujo la fuga.

b. Vía húmeda

– Se limpiarán las áreas a inspeccionar, esta limpieza se efectuará concepillos de alambre adaptado a un taladro de altas revoluciones paraobtener así el mayor pulimento posible en las roscas.

– Se aplicará un campo magnético longitudinal a las roscas para ladetección de defectos transversales. Este campo deberá ser creado porcorriente continua si se buscan defectos subsuperficiales y corrientealterna si son defectos superficiales.

– Las especificaciones de la concentración de partículas magnéticas ylíquido donde serán suspendidas, están ampliamente descritas en elASTM E–709 estándar para el ensayo con partículas magnéticas. Latemperatura de las dos fases no debe exceder los 135°F.

– En este momento se procede a realizar la inspección con lámparas deluz ultravioleta.Esta inspección es horas del día, se hará cubriéndose con una mantapara no permitir la entrada de rayos solares al área a inspeccionar.

En la oscuridad de la noche, esta inspección se puede realizar aldescubierto.

– Las fisuras son las fallas más importantes y deben buscarse en la raíz delas roscas.

Al observarse una acumulación de polvo en la raíz de las roscas, se debemarcar la zona, esmerilarla, y repetir el procedimiento de ensayo con laspartículas. Si el defecto persiste significa que es profundo y se debeeliminar la conexión, se debe demarcar la zona donde está localizado eldefecto con un marcador de metales.

– Cuando la discontinuidad es profunda, será más brillante y grande laindicación 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 hallardiscontinuidades 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 quela eficiencia de la prueba está en la capacidad del líquido de entrar a lasdiscontinuidades de la superficie.

b. Se aplica el líquido penetrante a la superficie inspeccionada, y se darásuficiente 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 delas roscas.

Al observarse una acumulación de polvo en la raíz de las roscas, se debemarcar la zona, esmerilarla, y repetir el procedimiento de ensayo con laspartículas. Si el defecto persiste significa que es profundo y se debeeliminar la conexión, se debe demarcar la zona donde está localizado eldefecto con un marcador de metales.

g. Cuando la discontinuidad es profunda, será más brillante y grande laindicación 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 encuentrala tubería, identificar defectos y condiciones físicas tanto de las roscas de lasconexiones como el cuerpo del tubo.

5.4.2 Procedimiento

Observar en forma detallada y minuciosa todo el cuerpo del tubo en la búsquedade defectos superficiales que pueden atentar contra la integridad física del tuboy 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 porsobretorsión. Algo muy importante y que no se debe pasar por alto es lainspección visual del hombrillo, ya que se debe evaluar la condición física de éstapara 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 marcadorde 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 ytransversales a través de toda la sección transversal del tubo, y a su vezdeterminar las condiciones en lo referente a corrosión en la parte interna yexterna del cuerpo del tubo.

5.5.2 Método

Consiste en aplicar un campo magnético al cuerpo del tubo utilizando una bobinapara tal fin. La intensidad del campo magnético variará según el espesor ydiámetro del tubo, simultáneamente se van tomando registros en los 360o depared de las variaciones del flujo magnético debido a defectos detectados por elbuggy o unidad detectora la cual tiene varias zapatas exploradoras que envíanesta información a la cónsola electrónica de registros, para ser interpretada porel 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 paradeterminar el tipo de defecto localizado y proceder a clasificar el cuerpo deacuerdo 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 delgrado y peso de la tubería.

Selección y enderezado dela tubería.

Verificación de diámetroexterior del cuerpo del tubo.

Verificación de roscas.

¿Presenta algún % dedesgaste el cuerpo deltubo?

Verificación del espesor depared del cuerpo del tubo.

SI Clasificar el tubo de acuerdoal % de desgaste.

FLUJOGRAMA DEL PROCESO

NO



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Inspección electromagnéticadel cuerpo del tubo.

Clasificar el tubo comopremiun.

Clasificación y demarcadodel cuerpo del tubo.

Estampado metálico.

Inspección visual conexiones.

¿Se encontró algún defectoen el cuerpo del tubo?

Grietas o perforacionessuperficiales → tubo clasetres.Desprendimiento del reves-timiento interno mayor del %→ tubo clase dos.

Premiun –– Dos bandas blancasClase dos –– Una amarillaClase y tres –– Una naranja

N° del tuboLetra de identificación de lacompanía.Punto de clasificaciónUn punto (.) clase premiunDos puntos (:) clase dos

SI

NO



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Verificación de roscas.

Inspección y reparación desellos.

Verificación de diámetrocaja y pin.

Existe desgaste del diáme-tro externo de la caja.

Clasificar la conexión comoclase premiun.

Clasificación y demarcadodel cuerpo del tubo

Inspección de la zona detransición.

Protección y engrase deroscas.

SI Clasificar la conexión deacuerdo al % de desgaste.

NO

Reporte de inspección.

SI Premiun –– Dos bandas blancasClase dos –– Una amarillaClase y tres –– Una naranja

NO



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7 PASOS PARA LA INSPECCION DE TUBOS DEPERFORACION

7.1 Encabezado de la TuberíaEste 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 todoslos tubos con los pines de un mismo lado con la finalidad de facilitar las laboresde limpieza e inspección.

7.2 Limpieza de ConexionesCon el objeto de acondicionar el tubo para las labores de inspección, se realizaráuna limpieza de las roscas de las conexiones. Las roscas del pin deben serlimpiadas con un cepillo de alambre de celdas finas, instalado en el cabezalgiratorio de un taladro. De igual forma la limpieza de la caja se deberá realizarcon un cepillo cónico que ajuste en el diámetro interno de la conexión, este pasopermitirá remover y eliminar barro, grasas, y suciedades acumuladas en lasconexiones. Se debe eliminar todo el material removido con chorro de aire a altapresión. Luego de este paso de debe realizar una nueva limpieza que permitaobtener 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 deorigen sobre el cuerpo del tubo. La tubería nueva y usada será identificada deacuerdo a la información proporcionada por las marcas troqueladas de fábrica ode 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 debenemplearse cepillos de alambre o solventes que puedan remover el recubrimientoanticorrosivo, y provocar daños por oxidación en el material.

7.3.4 Para determinar la clasificación de la tubería de perforación o drill pipe según supeso (estándar o pesado), puede ser de utilidad la información que ofrecen lasmuescas o ranuras en la espiga del tool joint:

– El grado E, peso estándar, no presenta muescas o ranuras. La identificacióndel fabricante, grado y fecha de fabricación del tool joint se encuentra en lazona 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 indicanlos códigos de grados y peso del tubo, de acuerdo a la nomenclaturaestablecida en la norma API–RP7G, (Tabla 10.2). La identificación delfabricante, grado y fecha de fabricación del tool joint se encuentra en la zonalisa de la espiga, entre los hilos de la rosca y el sello.

– Los grados de alta resistencia (X, G, S), peso estándar presentan una muescay una ranura o relevador de esfuerzos circunferenciales sobre el tool joint. Eneste caso la ubicación de la ranura o revelador de esfuerzos está entre lamuesca y la rosca de la espiga. En la muesca en el tool joint se indican loscódigos de grado y peso del tubo, de acuerdo a la nomenclatura, establecidaen la norma API–RP7G (Tabla 10.2). La identificación del fabricante, grado yfecha 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 ladopin, con la ayuda de una plantilla y pintura blanca en spray.

7.4 Selección y Enderezado de la TuberíaAntes de comenzar la inspección se deberá seleccionar la tubería doblada yproceder a su enderezamiento paso necesario para poder dar comienzo alproceso de inspección. Así mismo y luego del enderezado del tubo se agruparánen el rack de inspección, grupos de tubos de un mismo grado y peso.

Deberá realizarse un reporte de inspección por cada grupo de tubosinspeccionados de un mismo grado y peso.

7.5 Verificación del Diámetro Exterior del Cuerpo del TuboLa verificación del diámetro exterior debe ser efectuada con un equipo manualmecánico, O.D Gage, que permite determinar el porcentaje de desgaste que lehaya sucedido a la tubería.



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Cuando el inspector localice un área de máximo desgaste, se debe detener endicho punto y hacer girar el tubo alrededor del O.D. Gage y demarcar las zonasde máximo y mínimo desgaste que el equipo indique.

Cuando el punto de máximo desgaste sea localizado y con la ayuda de uninstrumento de ultrasonido debidamente calibrado, mida el espesor de pared, locual dará como resultado el espesor mínimo del cuerpo del tubo, dato muyimportante porque permitirá clasificar la tubería según API–RP7G (Tabla 2.12).

7.6 Verificación del Espesor del Cuerpo del TuboCon la ayuda de un equipo de ultrasonido debidamente calibrado se deben tomarregistros del espesor de la pared del tubo.

Con la finalidad de determinar el mínimo valor del espesor de la pared y procederde 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. Enel centro que es donde el tubo sufre un mayor desgaste ya que esta zona estásometida a altos niveles de intercambios de esfuerzos cíclicos de tracción ycomprensión. Las otras dos medidas deben tomarse a cada lado del pin y la cajaaproximadamente a 0,5 mts de cada conexión.

En cada punto se deben tomar tres medidas para asegurar un buen muestreo dela zona inspeccionada.

7.7 Inspección del Cuerpo del TuboEl objetivo principal es determinar las condiciones en las cuales se encuentra elcuerpo del tubo con la finalidad de asegurar un correcto funcionamiento en laslabores de perforación.

7.7.1 Inspección electromagnética

Esta inspección se debe realizar para verificar las condiciones del revestimientointerno del tubo, localización de grietas por fátiga, corrosión interna y externa,muescas, cavidades y grietas superficiales. Cada defecto produce una variacióndiferente del campo magnético por lo tanto el registro de cada defecto serádiferente. Cuando el registro indique la existencia de grietas superficiales,muescas, presencia de cavidades tanto internas como externas, se deberálocalizar el defecto, preparar la superficie con la ayuda de un cepillo de alambrey 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 laaplicación de las partículas, si fue eliminado se deberá medir el espesor de pareden esta zona con la ayuda de un equipo de ultrasonido para clasificar el tubo. Depersistir 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 estarcompletamente limpio de lodo, cemento, grasa, sucio, etc. En tal sentido serequiere del lavado previo del interior del tubo. El lavado no deberá ser consolventes que deterioren o degraden el recubrimiento.

La inspección se realizará con boroscopio, se observará la continuidad yuniformidad del recubrimiento interno.

La presencia de zonas sin recubrimiento, recubrimiento astillado o desconchado,ampollas, chorreado o gotas, porosidad o escama, serán causas de rechazo porinspección visual.

Se debe inspeccionar el espesor del recubrimiento o película seca en la zona deun 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 12milésimas de pulgadas. Espesores mayores no se recomiendan, debido alastillamiento del revestimiento por ser tan rígida la película epoxica.

Cuando un tubo tiene más de un 20% de daños en el revestimiento interno deberáser degradado a clase dos.

7.8 Clasificación y Demarcado del Cuerpo del TuboLa tubería de perforación usada debe ser clasificada y demarcada de acuerdo alprocedimiento que indica la norma API–RP7G, el cual clasifica la tubería en basea 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 laconexión pin.

Para clase dos o tres deberán pintarse en el centro.

7.9 Estampado MetálicoLa compañía de inspección al efectuar el servicio, deberá colocar una marcapermanente que identifique y deje constancia de que el tubo fue inspeccionadoy 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 unaconcentración de esfuerzos y que no se borre fácilmente.

La rotulación del acero en frío debe evitarse en la parte externa del cuerpo de latubería.

Los puntos para el marcaje de la clasificación deben estamparse en formalongitudinal a la dirección del eje del tubo.

7.10 Inspección Visual de la ConexiónEsta inspección permitirá determinar en forma general la condición de las roscasy la observación del estado físico de los sellos, para realizar dicha inspección lassuperficies roscadas y áreas externas deben estar limpias y libres de sucio ygrasa.

7.10.1 Indicación de sobretorsión

El hincamiento de la caja y elongación de la espiga son indicadores desobretorsión, y su presencia afectan notablemente el futuro rendimiento de laconexión.

En conexiones usadas, se recomienda que los pines que presenten unaelongación que exceda de 0.006 pulg. por cada 2 pulg. se deben rechazar ymandar a reparación. Todas las espigas que se hallan elongado se debeninspeccionar con partículas magnéticas vía húmeda para verificar la existenciade grietas. Las cajas usadas que tengan más de 0.031 pulg. (1/3 de pulg) dehinchamiento del diámetro externo se deberán rechazar y mandarlas areparación.

7.11 Verificación de RoscasSe deberá realizar una observación detallada de las condiciones físicas de lasroscas, por ejemplo roscas montadas, dobladas, elongadas y pérdidas de lacontinuidad de hilo.



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Con la ayuda de un verificador del perfil de la rosca se debe determinar el estadode la rosca tanto de la espiga como de la caja y examinar el paso, altura ydesgaste de los flancos.

Con la ayuda de una regla drilco, se deberá medir el diámetro interno de la cajay el diámetro de la raíz del pin para determinar el tipo de rosca.

La inspección de roscas busca determinar la presencia de daños por corrosióno mecánicos en dichos elementos, los defectos que a continuación se mencionanserán 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 SellosLa deformación de los sellos, como filtraciones, raspaduras y muescas, para sucorrección se puede utilizar herramientas manuales, como herramientas depotencia o aisladores de rebordes.

Este tipo de herramientas es recomendable utilizarla con mucho cuidado, paraevitar remover demasiado material, por esta razón se debe usar una marca dereferencia para determinar la cantidad de material que puede ser removido delsello de la conexión.

Esta marca deberá ser una circunferencia de 3/16” de diámetro con una tangentea la paralela del círculo del sello. La distancia del sello a la barra deberá ser de1/8” . 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 untaller calificado.

Se deberá tomar medida de la excentricidad del sello con la finalidad decomprobar si el espesor del sello cumple con el valor mínimo establecido por lanorma 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 dedejar 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 arefrentar. El tubo impulsor completo se coloca con disco esmerilador y elmotor eléctrico, se sitúa sobre el mandril de caja y sobre el adaptador.

c. El esmerilador eléctrico hace girar el tubo impulsor mientras el operarioaplica un poco de fuerza sobre el eje de la conexión. El operario debe tenerpresente remover el material del sello lo mínimo posible, solo lo necesariopara emparejar la superficie dañada.

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

7.13 Verificación del Diámetro Externo de la CajaSe 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 conla zona donde está aplicado el Hard Banding para determinar si es necesario ono repararlo.

La medición del diámetro externo se utiliza para la clasificación de la conexión deacuerdo al porcentaje de desgaste que la norma API–RP7G dictamina.



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7.14 Inspección de ConexionesEl objetivo es verificar y reacondicionar las condiciones físicas de loscomponentes de la conexión ya que de ella depende el buen funcionamiento deltubo de perforación.

7.14.1 Inspección con partículas magnéticas

Con la finalidad de determinar microgrietas en la estructura de las roscas sedeberá realizar una inspección con partículas magnéticas fluorescentes víahúmeda para la detección de defectos que no pudieron ser observados con lainspección visual.

Utilizando una bobina circular se creará un campo magnético longitudinal cuyaintensidad será función del amperaje, éste a su vez es función del diámetro dela conexión, para la localización de grietas se deberá utilizar una luz ultravioletay 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, luegodebe repetirse la operación para determinar si el defecto fue eliminado, de no serasí se debe eliminar la conexión clasificándola como clase tres.

7.15 Clasificación y Demarcado de la ConexiónLas conexiones de un tubo de perforación deben ser clasificadas y demarcadasde acuerdo al procedimiento que la norma API–RP7G aplica para tubos deperforación, además se recomienda demarcar la condición en que se encuentrala 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 conexióndebe ir seguida a la de la clasificación y de igual ancho.



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7.16 Inspección de la Zona de TransiciónPor ser esta zona primeramente una zona concentradora de esfuerzos debido alcambio de sección que se observa en la unión de la conexión al cuerpo y por serla zona donde golpean los elevadores, se recomienda hacer una inspección conpartículas magnéticas vía seca para localizar defectos superficiales ysubsuperficiales en esta zona, que puedan influir en la fractura del tubo por lamisma.

7.17 Protección y Engrase de RoscasCon la finalidad de proteger la rosca de agentes externos y de corrosión se debecolocar una película lubricante, específicamente grasas que contengancompuestos metálicos. Se recomienda grasas con un 40 a 60% de peso en zincmetálico.

El uso de protectores de roscas tiene como función, resguardar las conexionesde golpes y deformaciones cuando se manejan o almacenan en depósitos o enel equipo de perforación (ver Fig. 6.).

7.18 Reporte de InspecciónEl reporte de inspección debe contener la información general del resultado dela inspección del tubo (ver Tabla 1, Anexo I). Todo reporte debe contener lasiguiente 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 LOSCOMPONENTES 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 deltubo.

– El desgaste del espesor de pared sea menor del 20% del espesor nominal deltubo.

– 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 diámetronominal del tubo.

– El desgaste del espesor de pared sea mayor o igual al 30% del espesornominal del tubo.

– Presencia de perforaciones, lavados, muescas profundas y todos aquellosdefectos que afecten la integridad física del tubo.

– Presencia de defectos en la cara interna del tubo que puedan favorecer lainicialización 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 dedesgaste 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 dedesgaste 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 Pin35°

Soldadura

Tuberia de perforación

Soldadura

Hombro para el

18°elevador

Refuerzo Exteriorcon material duro

Caja dela conexion


RESALTO INTERNO

RESALTO EXTERNO


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 llavesde potencia

Zona afectada por el calen-tamiento (no es visible en lasarta de perforación)

CAJA ESPIGA

Hombrillo de aparejamientoCaja 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 laespiga o radio de laranura Hombrillo

de apareamiento

Area para las llaves de potencia Area con refuerzo

exteriorSoldadura

Hombrillo cuadradopara el elevador(asiento)

PIÑON CAJA

Ultimo filete de enroscado–espiga

Ultimo filete de enroscado–caja

ESPIGA CAJA

Long. de laespiga

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 dePerforación

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 dePerforación1 2 3 4

NOTA A: La tubería de perforación degrado E y peso estándar designada con

un asterisco (*) no tiene ranura omuesca grabada para su identificación.La tubería de perforación pesada, grado

E tiene una muesca hecha solamenteen el control del espacio para las llaves

de potencia.

NOTA B: El radio de la ranura debe seraproximadamente 3/8 de pulgada de

profundidad y la muesca debe tener 1/4de pulgada de profundidad en lasconexiones de 5–1/4 de diámetro

externo o más y 3/16 de pulgadas enlas conexiones más pequeñas.

NOTA C: Se debe marcar el grado y elpeso en la muesca hecha en la espiga.Las letras de las marcas deben tener

1/4 de pulgada para que se puedan leercuando 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

0,3621

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.Een pulgadas

Peso nominal,libras/pie

Grosor de lapared pul-gadas

Número encódigo delpeso.

* Indica el peso estándar para cada medida de latubería 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”/83”/16 día



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Fig 5. HERRAMIENTA PARA REFRENTAR SELLOS DE CONEXIONES

Tubos impulsores

Cartuchode cojinete

Mandrilespiga

Mandrilcaja

Adaptadorde mandril

Esmerilador

AdaptadorDisco de pulir

Placasrefrentadoras



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Fig 6. PROTECTORES DE ROSCAS

Protector de pin

Protector de pinProtector de caja

Protector de caja



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TUBERIA DE PERFORACION–DRILL PIPE JUL.940


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CLIENTE: FECHA: LUGAR: ORDEN:REQ.

MINIMOSESPESOR PARED

CONEXION � EXT.

P 2 3 4 5

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 PINCLASE FINAL

REFRENTEO

O RO

AD

O

TE O

DIAMETRO CAJA

CLASE FINAL

PIN CAJA

TU

BO

NU

ME

R

EN

DE

RE

ZA

STR

ING

DE

SGA

ST

EX

TE

RN

O

MINIMO MAXIMO PROMEDIO TIPO PROF.Espesor

Remanente P 2 3 4 5EXTERNO INTERNO

DIAMETRO

EXTERNOP 2 3 4 5

REP.

Campo

REP

TALLER

REP.

Campo

REP

TALLER

SUB

TOTAL

INSPECTOR:

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Drill Pipe Inspeccion

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