UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/14715/1/68615...DE LA...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E I NDUSTRIAS CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS DESCRIPCIÓN DE LA M ET ODOLOGÍA PARA LA A PLICACIÓN DE LOS ENSAYOS NO DEST RUCT IVOS PARA LA T UBERÍA USADA EN LA FASE DE PERFORACIÓN Y LA FASE DE COM PLET ACION DE LA INDUST RIA HIDROCARBURÍFERA TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNOLOGIA EN PETROLEOS ESTEFANÍA DEL ROCÍO LEÓN CÁRDENAS DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN Quito, Septiembre 2016
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
DESCRIPCIÓN DE LA MET ODOLOGÍA PARA LA APLICACIÓN
DE LOS ENSAYOS NO DEST RUCT IVOS PARA LA T UBERÍA
USADA EN LA FASE DE PERFORACIÓN Y LA FASE DE
COMPLET ACION DE LA INDUST RIA HIDROCARBURÍFERA
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE TECNOLOGIA EN PETROLEOS
ESTEFANÍA DEL ROCÍO LEÓN CÁRDENAS
DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN
Quito, Septiembre 2016
© Universidad Tecnológica Equinoccial.2016
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD:
172463781-2
APELLIDO Y NOMBRES:
León Cárdenas Estefanía del Rocío
DIRECCIÓN:
Tumbaco - San Blas
EMAIL:
TELÉFONO FIJO:
022376-667
TELÉFONO MOVIL:
0983815969
DATOS DE LA OBRA
TITULO:
DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍ
A PARA LA APLICACIÓN DE LOS
ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS PARA
LA TUBERÍ A USADA EN LA FASE DE
PERFORACIÓN Y LA FASE DE
COMPLETACION DE LA
INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA
AUTOR O AUTORES:
León Cárdenas Estefanía del Rocío
FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO
DE TITULACIÓN:
30-09-2016
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
ING. BALDEON RAUL
PROGRAMA
PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA:
TECNOLOGIA EN PETROLEOS
RESUMEN: Mínimo 250 palabras
El presente trabajo de titulación se desarrolla
en el sector petrolero especialmente en la
inspección técnica, cuya ejecución está
enfocada a determinar el estado mecánico
y la probable vida útil de los equipos
Inspeccionados, generando posteriormente,
la programación oportuna para el cambio o
reparación de los mismos. Una inspección
apropiada y a tiempo de la tubería de la fase
de perforación y la fase de completación
desarrollada bajo parámetros
preestablecidos, evitará fallas imprevistas
que trae como consecuencia problemas
operativos, de seguridad, ecológicos y
económicos. Si bien es cierto que la
inspección de tubería se basa en normas
técnicas, se lo realiza bajo procedimientos
generales o particulares, que dependen de
criterio y experiencia adquiridas por las
persona que realiza la inspección, por lo cual
la presente tesis se ha dividido en tres partes.
La primera parte se realiza un estudio a los
diferentes métodos de ensayo no
destructivos (END) especialmente los
empleados para la inspección de tuberías,
se describe su principio de funcionamiento,
sus aplicaciones, ventajas y desventajas.
La segunda parte, se hace una breve
introducción a la descripción individual de las
tuberías usada en la fase perforación y la fase
de completación. En la fase de completación
se describe la tubería de revestimiento y
producción. Se describe las posibles causas
de falla así como los defectos más comunes
encontrados en los tubos.
La tercera parte, se describe cada uno de
los diferentes procedimientos necesarios
para inspeccionar la Tubería de Perforación,
la Tubería de Revestimiento y la Tubería de
Producción, describiendo paso a paso
como desarrollar la inspección, el equipo
necesario requerido y criterios de aceptación
y rechazo.
PALABRAS CLAVES
Electromagnética, tintes penetrantes,
ultrasonido, partículas magnéticas, tubería.
ABSTRACT:
This paper develops titling in the oil sector
especially in the technical inspection, the
execution is focused on determining the
mechanical condition and the estimated
useful life of equipment inspected, generating
later, appropriate time for change or repair
thereof. Proper inspection and timely pipeline
phase drilling and completion phase
developed under preset parameters, avoid
glitches which results in operational
problems, safety, environmental and
economic. While it is true that the inspection
of pipe is based on technical standards, it is
done under general procedures or particular,
they rely on judgment and experience
acquired by the person performing the
inspection, so this thesis is divided into three
parts.
The first part of a study is conducted to the
different methods of non-destructive testing
(NDT) especially used for pipeline inspection,
its operating principle is described,
applications, advantages and disadvantages.
The second part, a brief introduction to the
individual description of the pipes used in the
drilling and completion phase phase is done.
In the completion phase and the production
casing is described. The possible causes of
failure and the most common defects found in
the tubes described.
The third part describes each of the different
procedures required to inspect the drill pipe,
casing and tubing, describing step by step
how to develop the inspection, the necessary
equipment required and criteria for
acceptance and rejection.
KEYWORDS
Electromagnetic, dye penetrant, ultrasonic,
magnetic particle, pipe.
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
f:__________________________________________
León Cárdenas Estefanía del Rocío
1724637812
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, LEÓN CÁRDENAS ESTEFANÍA DEL ROCÍO, CI.1724637812 autor/a del
proyecto titulado: DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA
APLICACIÓN DE LOS ENSAYOS NO DEST RUCT IVOS PARA LA T U BERÍA
USADA EN LA FASE DE PERFORACIÓN Y LA FASE DE COMPLET A CION
DE LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA previo a la obtención del título de
TECNOLOGA EN PETROLEOS en la Universidad Tecnológica Equinoccial.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo 144 de la
Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la SENESCYT en formato
digital una copia del referido trabajo de graduación para que sea integrado al
Sistema Nacional de información de la Educación Superior del Ecuador para
su difusión pública respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial a
tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito de generar
un Repositorio que democratice la información, respetando las políticas de
propiedad intelectual vigentes.
Quito, 30 de septiembre de 2016
f:__________________________________________
LEON CÁRDENAS ESTEFANÍA DEL ROCÍO,
1724637812
DECLARACIÓN
Yo ESTEFANÍA DEL ROCÍO LEÓN CÁRDENAS, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
Estefanía del Rocío León Cárdenas
C.I. 1724637812
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Descripción de la
Metodología para la Aplicación de los Ensayos no Destructivos para la
Tubería usada en la Fase de Perforación y la Fase de Completación de
la Industria Hidrocarburífera”, que, para aspirar al título de
Tecnología en Petróleos fue desarrollado por Estefanía del Rocío León
Cárdenas, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la
Ingeniería e Industrias; y cumple con las condiciones requeridas por el
reglamento de Trabajos de Titulación artículos 19, 27 y 28.
Ing. Raúl Baldeón
DIRECTOR DELTRABAJO
C.I. 1708042534
DEDICATORIA
Dedico esta tesis primero a Dios, por permitirme llegar a este momento tan
especial en mi vida. Por los triunfos y los momentos difíciles que me han
enseñado a valorarlo cada día de mi vida.
A mi madre y mi padre, por ser los pilares más importantes de mi formación
como persona y por demostrarme siempre su cariño y apoyo incondicional.
A mi hermana que siempre ha estado junto a mí brindándome su apoyo, y
muchas veces poniéndose en el papel de madre.
Y gracias a todos los que me brindaron su ayuda en este proyecto.
Estefanía León
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios por cada día de mi vida que él me da, por todas las cosas
grandes y bellas.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial y la carrera de Tecnología en
Petróleos por los conocimientos impartidos a los largo de estos años de
estudio.
Quiero agradecer al Ing. Raúl Baldeón por su apoyo, guía incondicional desde
el inicio de este trabajo hasta su consecución final.
A mi familia, fuente de apoyo constante e incondicional en toda mi vida y
más en los momentos difíciles.
Estefanía León
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PAGINA
RESUMEN ...................................................................................................... 1
ABSTRACT ..................................................................................................... 2
1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 3
2. MARCO TEÓRICO .................................................................................... 5
2.1. INTRODUCCIÓN A LOS ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS ................... 5
2.1.1. VENTAJAS Y LIMITACIONES DE LOS ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS (END)………………………………………………….5
2.2. DESCRIPCIÓN DE LOS ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS MÁS USADOS PARA LA INSPECCIÓN DE T UBERÍA……………………..6
2.2.1. INSPECCIÓN VISUAL ................................................................ 6
2.2.1.1. Ventajas y limitaciones de la Inspección Visual ....................... 6
2.2.2. LÍQUIDOS PENETRANTES ....................................................... 7
2.2.2.1. Etapas de la aplicación de los líquidos penetrantes ................ 7
2.2.2.1.1. Limpieza y preparación previa de la superficie ................... 7
2.2.2.1.2. Ap l icac ión del penetrante y tiempo de penetración ......... 7
2.2.2.1.3. Remoción del liquidó penetrante......................................... 8
2.2.2.1.4.Revelación .......................................................................... 9
2.2.2.1.5. Inspección ......................................................................... 10
2.2.2.2. Ventajas y limitaciones de los líquidos penetrantes .............. 10
2.2.3. PARTÍCULAS MAGNÉTICAS ................................................... 11
2.2.3.1. Tipos de partículas magnéticas.............................................. 12
2.2.3.2. Equipos .................................................................................. 12
2.2.3.2.1. Equipos portátiles .............................................................. 12
2.2.3.2.2. Equipos móviles ................................................................ 14
2.2.3.2.3. Equipos estacionarios ....................................................... 15
2.2.3.2.4. Equipo de luz negra .......................................................... 15
2.2.3.3. Tipos de magnetización .......................................................... 17
2.2.3.3.1. Magnetización circular ....................................................... 17
2.2.3.3.2. Magnetización Longitudinal ............................................... 18
2.2.3.4. Desmagnetización ................................................................. 18
2.2.3.4.1. Desmagnetización con corriente alterna ........................... 18
2.2.3.4.2. Desmagnetización con corriente continúa ........................ 19
2.2.3.5. Ventajas y limitaciones de los líquidos penetrantes .............. 19
ii
2.2.4. ELECTROMAGNÉTICA ................................................................ 20
2.2.4.1. Equipo ..................................................................................... 21
2.2.4.2. Identificación de Imperfecciones ............................................. 21
2.2.5. ULTRASONIDO ............................................................................ 21
2.2.5.1. Propiedades de las ondas ultrasónicas ................................... 22
2.2.5.2. Ventajas y limitaciones del método de Ultrasonido ................. 23
2.3. TUBERÍA USADA EN LA FASE DE PERFORACIÓN…………………23
2.3.1. DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN ........................................... 24
2.3.2. TUBERÍA EXTRA PESADA ...................................................... 25
2.3.3. CAUSAS DE FALLA MÁS COMUNES EN TUBERÍAS DE PERFORACIÓN ............................................. 26
2.3.4. DESCRIPCIÓN DE LAS FALLAS TÍPICAS CAUSADAS EN TUBERÍA DE PERFORACIÓN ............................................. 27
2.3.4.1. Grietas por fatiga ..................................................................... 27
2.3.4.2. Corrosión en forma de hoyos ............................................... 28
2.3.4.3. Desgaste por abrasión en las uniones ................................. 28
2.3.4.4. Desgaste por abrasión en la tubería. ................................... 29
2.3.4.5. Ensanchamiento del diámetro externo ................................. 29
2.3.4.6. Daños en el área de las cuñas ............................................ 29
2.4. T UBERÍA USADA EN LA FASE DE COMPLETACIÓN……………...30
2.4.1. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)................................. 30
2.4.1.1. Tipos de tuberías ................................................................. 30
2.4.1.1.1. Conductora .................................................................... 30
2.4.1.1.2. Superficial ....................................................................... 31
2.4.1.1.3. Intermedia ......................................................................... 32
2.4.1.1.4. Producción ........................................................................ 32
2.4.1.1.5. Tubería Corta (Liners). ...................................................... 33
2.4.1.2. Propiedades de la tubería de revestimiento ......................... 34
2.4.1.2.1. Diámetro exterior y grosor de la pared .............................. 34
2.4.1.2.2. Peso por unidad de longitud ............................................. 34
2.4.1.2.3. Grados de acero .............................................................. 34
2.4.1.2.4. Tipo de conexión ............................................................... 35
2.4.1.3. Causas más comunes de fallas en tubería .......................... 35
2.4.2. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING) ...................................... 36
2.4.2.1. Defectos en la tubería de producción usada ........................... 37
iii
2.4.2.1.1. Hoyos de corrosión ........................................................... 37
2.4.2.1.2. Desgaste por varillas ......................................................... 37
2.4.2.1.3. Daños mecánicos .............................................................. 37
3. METODOLOGÍA ................................................................................ 5
3.1. NORMAS INTERNACIONALES Y NACIONALES…………………...38
3.2. DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS USADAS PARA LA APLICACIÓN DE ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS PARA INSPECCIÓN DE TUBERÍA……………………………………………39
3.2.1. NORMAS ASTM........................................................................ 39
3.2.1.1. Norma ASTM E-709 ............................................................... 39
3.2.1.2. Norma ASNT SNT-TC-1A ...................................................... 40
3.2.2. NORMAS API ............................................................................ 41
3.2.2.1. Norma API 5D ........................................................................ 42
3.2.2.2. Norma API SPEC 5CT. .......................................................... 42
3.2.2.3. Norma API RP 5A5 ................................................................ 43
3.2.2.4. Norma API RP 7G .................................................................. 44
3.2.2.5. Norma API 5B1 ...................................................................... 44
3.2.3. NORMA DS-1 DE TH HILL ....................................................... 45
3.2.3.1. Introducción ........................................................................... 46
3.2.3.2. Diseño .................................................................................... 46
3.2.3.3 Inspección ................................................................................ 46
3.2.3.4. Registro de Compañías de Servicio ........................................ 46
3.2.4. NORMAS INEN ......................................................................... 47
3.2.4.1. Norma INEN 1625 .................................................................. 47
4. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE INSPECCIÓN CON ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS A LA T UBERÍA DE PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN (T UBERÍA DE REVEST IMIENTO Y TUBERÍA DE PRODUCCIÓN) .............................. 48
4.1. PROCEDIMIENTOS DE INSPECCIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN……………………………………………………..48
4.1.1. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN VISUAL DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN ..................................................................... 48
4.1.1.1 Inspección Visual del Cuerpo del tubo ..................................... 48
4.1.1.1.1. Preparación de la tubería a inspeccionar .......................... 48
4.1.1.1.2. Equipo necesario en este procedimiento ........................... 48
4.1.1.1.3. Inspección de la Superficie externa ................................... 49
4.1.1.1.4. Verifique la rectitud del tubo .............................................. 49
iv
4.1.1.1.5. Inspección de la superficie interna .................................... 49
4.1.1.1.6. Procedimiento y Criterios de Aceptación ........................... 49
4.1.1.2. Inspección Visual de la conexión de la Tubería de Producción ............................................................................... 51
4.1.1.2.1. Preparación de la conexión a inspeccionar ....................... 51
4.1.1.2.2. Equipo necesario para la inspección visual de la conexión ............................................................................ 51
4.1.1.2.3. Preparación de la conexión a inspeccionar ....................... 52
4.1.1.2.4. Procedimientos y criterios de aceptación .......................... 53
4.1.1.2.5. Inspección de la conexión ................................................. 54
4.1.1.3. Calibración del diámetro externo del cuerpo del tubo .......... 55
4.1.1.3.1. Equipo a utilizar en la calibración del diámetro externo del tubo .............................................................................. 55
4.1.1.3.2. Calibración ........................................................................ 55
4.1.1.3.3. Procedimiento y Criterios de Aceptación........................... 56
4.1.2. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN CON ULTRASONIDO DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN ....................................... 57
4.1.2.1 Inspección con ultrasonido del espesor de la pared del tubo ... 57
4.1.2.1.1. Preparación ....................................................................... 57
4.1.2.1.2. Equipo para la inspección ultrasónica ............................... 57
4.1.2.1.3. Calibración ........................................................................ 58
4.1.2.1.3. Procedimiento ................................................................... 59
4.1.2.1.5. Criterios de aceptación y rechazo ..................................... 60
4.1.2.2. Inspección de conexiones con ultrasonido .......................... 61
4.1.2.2.1. Preparación ....................................................................... 61
4.1.2.2.2. Procedimiento de inspección ............................................ 61
4.1.2.2.3. Criterio de aceptación y rechazo ...................................... 62
4.1.3. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN CON ELECTROMAGNÉCTICA PARA TUBERÍA DE PERFORACIÓN 62
4.1.3.1. Preparación de la tubería ..................................................... 63
4.1.3.2. Equipo para la inspección electromagnética ......................... 63
4.1.3.3. Calibración de la unidad electromagnética ........................... 64
4.1.3.4. Procedimiento ...................................................................... 65
4.1.3.5. Criterio de aceptación .......................................................... 66
4.1.4. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN CON PARTICULAS MAGNETICAS DEL ÁREA DE CUÑAS Y RECALQUE DE LA TUBERIA DE PERFORACIÓN .................................................... 67
v
4.1.4.1. Preparación ......................................................................... 68
4.1.4.2. Equipo para la inspección con partículas magnéticas ......... 68
4.1.4.3. Proceso de la inspección del área de cuñas y recalque de la tubería ........................................................................ 70
4.1.4.4. Proceso de la inspección de las conexiones de la tubería ... 70
4.1.4.5. Criterio de aceptación y rechazo ......................................... 71
4.1.4.5.1. Cuñas y recalque .............................................................. 71
4.1.4.5.2. Conexione......................................................................... 71
4.2. PROCEDIMIENTOS DE INSPECCIÓN DE LA T UBERÍA DE COMPLETACIÓN (T UBERÍA DE REVEST IMIENTO Y TUBERÍA DE PRODUCCIÓN)……………………………………………….........72
4.2.1. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN VISUAL DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y PRODUCCIÓN ................................... 72
4.2.1.1. Inspección visual de la tubería de revestimiento y la tubería de producción ........................................................ 72
4.2.1.1.1. Preparación de la tubería a inspeccionar .......................... 72
4.2.1.1.2. Equipo necesario para la inspección visual del cuerpo del tubo.............................................................................. 72
4.2.1.1.2.1. Calibración ................................................................ 73
4.2.1.1.2.2. Procedimiento y criterio de aceptación de la inspección del cuerpo del tubo .................................. 73
4.2.1.1.3. Equipo necesario para la inspección visual de la unión (PIN / BOX/ COUPLING) ........................................ 74
4.2.1.1.3.1. Procedimiento de inspección de las uniones (pin/box/coupling)................................................... 74
4.2.1.1.3.2. Criterios de aceptación y/o rechazo de las uniones (pin / box/ coupling) ................................................... 76
4.2.1.1.4. Calibración del diámetro interno del cuerpo del tubo ........ 77
4.2.2. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN CON ULT RASONIDO ............ 78
4.2.2.1. Preparación de la tubería a inspeccionar ................................ 78
4.2.2.2. Equipo necesario para la inspección ultrasónica .................... 78
4.2.2.1. Calibración del equipo ......................................................... 79
4.2.2.4. Proceso de la inspección ..................................................... 80
4.2.2.5. Criterio de aceptación y rechazo ............................................ 82
4.2.3. PROCEDIMIENTO DE INSPECCIÓN CON ELECTROMAGNÉTICA ............................................................ 82
4.2.3.1. Preparación de la tubería a inspeccionar ................................ 83
4.2.3.2. Equipo usado en la inspección electromagnética .................... 83
vi
4.2.3.3. Calibración de la unidad electromagnética ........................... 84
4.2.3.4. Proceso de inspección electromagnética ............................ 85
4.2.3.5. Criterio de aceptación y rechazo ............................................. 86
4.2.4. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN CON PARTÍCULAS MAGNÉTICAS ................................................................................ 86
4.2.4.1. Preparación de la conexión ..................................................... 87
4.2.4.2. Proceso de inspección con luz negra .................................... 87
4.2.4.3. Criterio de aceptación y rechazo ............................................ 88
4.3. IDENTIFICACIÓN CON COLORES POSTERIORES A LA INSPECCIÓN…………………………………………………………….89
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................... 91
5.1. CONCLUSIONES………………………………………………………..91
5.2. RECOMENDACIONES…………………………………………………92
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................. ….…9392
ANEXOS ....................................................................................................... 94
vii
ÍNDICE DE TABLAS
PAGINA
Tabla 1. Grado del Acero ............................................................................. 24
Tabla 2. Características de Tuberías de Perforación .................................. 35
Tabla 3. Clasificación de Uniones y Tubos para Barras de Perforación de
Peso Normal Usadas .................................................................... 67
Tabla 4. Código de colores y clasificación de tubing y casing usados ........ 89
Tabla5. Identificación con código de colores Tubing y Casing usados ........ 89
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Preparación, limpieza y secado de la superficie. (LP ) .................... 7
Figura 2. Aplicación del penetrante (LP) ........................................................ 8
Figura 3. Remoción (LP) ................................................................................ 9
Figura 4. Revelación (LP) .............................................................................. 9
Figura 5. Inspección (LP ) ............................................................................ 10
Figura 6. Magnetización con yugo .............................................................. 11
Figura 7. Yugo Electromagnético ................................................................ 13
Figura 8. Bobinas Portátiles ........................................................................ 13
Figura 9. Fuente de Poder Portátil .............................................................. 14
Figura 10. Unidad Móvil ............................................................................... 14
Figura 11. Equipo Estacionario ................................................................... 15
Figura 12. Equipo de Luz Negra .................................................................. 16
Figura 13. Magnetización circular directa con cabezales ............................. 17
Figura 14. Magnetización circular indirecta con electrodos ......................... 17
Figura 15. Magnetización longitudinal ......................................................... 18
Figura 16. Desmagnetización con Corriente Alterna ................................... 19
Figura 17. Definición de la Longitud de Onda ............................................. 22
Figura 18. Tubería Extra Pesada ................................................................ 26
Figura 19. Grietas por fatiga ........................................................................ 27
Figura 20. Corrosión en forma de hoyos ..................................................... 28
Figura 21. Desgaste del diámetro externo de las uniones .......................... 28
Figura 22. Desgaste del diámetro externo de la tubería .............................. 29
Figura 23. Tipos de Tubería de Revestimiento ........................................... 33
Figura 24. Medidor de Profundidad ............................................................. 51
ix
Figura 25. Compases para inspección visual de diámetro ......................... 52
Figura 26. Criterio de aceptación y rechazo, para tener en cuenta en la
inspección final de la banda dura ............................................. 53
Figura 27. Colocación de marcas en tubería de perforación usada ............ 90
Figura 28. Identificación del código de colores para la unión de la tubería
de perforación ............................................................................. 90
1
RESUMEN
El presente trabajo de titulación se desarrolla en el sector petrolero en
especial en el área de inspección de tubería de la fase de perforación y la
fase de completación, si bien es cierto que la inspección de tubería se basa en
normas técnicas, se lo realiza bajo procedimientos generales o particulares,
que dependen de criterio y experiencia adquiridas por las personas que
realiza la inspección, este material se ha dividido en tres partes.
La primera parte se realiza un estudio a los diferentes métodos de ensayo no
destructivos (END) especialmente los empleados para la inspección de
tuberías, se describe su principio de funcionamiento, sus aplicaciones,
ventajas y desventajas.
La segunda parte, se hace una breve introducción a la descripción individual
de las tuberías usada en la fase perforación y la fase de completación. En la
fase de completación se describe la tubería de revestimiento y producción. Se
describe las posibles causas de falla así como los defectos más comunes
encontrados en los tubos.
La tercera parte, se describe cada uno de los diferentes procedimientos
necesarios para inspeccionar la tubería de perforación, la tubería de
revestimiento y la tubería de producción, describiendo paso a paso como
desarrollar la inspección, el equipo necesario requerido y criterios de
aceptación y rechazo.
2
ABSTRACT
This paper develops titling in the oil sector especially in the area of pipeline
inspection phase of drilling and completion phase, While it is true that the
inspection of pipe is based on technical standards, it is done under
procedures general or particular, rely on judgment and experience acquired by
the person performing the inspection, this material has been divided into three
parts.
The first part of a study is conducted to the different methods of non-destructi ve
testing (N.D.T) especially used for pipeline inspection, its operating principle is
described, applications, advantages and disadvantages.
The second part, a brief introduction to the individual description of the pipes
used in the drilling and completion phase phase is done. In the completion
phase and the production casing is described. The possible causes of failure
and the most common defects found in the tubes described.
The third part describes each of the different procedures required to inspect
the drill pipe, casing and tubing, describing step by step how to develop the
inspection, the necessary equipment required and criteria for acceptance and
rejection.
1. INTRODUCCIÓN
3
1. INTRODUCCIÓN
El presente tesis tiene el fin de describir la metodología aplicada para los
ensayos no destructivos (también llamados END, o en ingles NDT de
nondestructive testing) utilizados en la inspección de la tubería de perforación
y completación. En el cual presenta términos relacionados a la inspección con
ensayos no destructivos y la tubería usada en la industria hidrocarburífera. Se
realiza una introducción previa de los ensayos no destructivos requeridos en
la inspección, descripción y funcionamiento de tubería. Se ha desarrollado de
acuerdo a normas y estándares bajo las cuales las compañías que
inspeccionan la tubería utilizan actualmente.
Este estudio se desarrolla para conocer los beneficios y los motivos por los
cuales se debe realizar la inspección con ensayos no destructivos a la tubería
de perforación y completación utilizados en la industria hidrocarburífera, como
al momento de ser trasportada y después de ser usada ya que la tubería puede
sufrir una serie de daños como muescas, grietas, abolladuras corrosión entre
otros, lo cual puede afectar la productividad de la operación en el pozo.
Por este motivo es importante la inspección de la tubería con ensayos no
destructivos después del trasporte y antes de entrar en operación el criterio
eficiente del profesional que realice la inspección de la tubería con los ensayos
no destructivos, las empresas operativas deberán llevar un control y tener
conocimientos de los procedimientos de inspección con ensayos no
destructivos efectuados a la tubería de perforación y completación.
El objetivo del presente trabajo fue definir los diferentes métodos usados para la
inspección de la tubería de perforación y completación en la industria
hidrocarburifera.
4
Los objetivos específicos fueron:
Determinar los conceptos básicos en relación a tubería de
perforación y completación de la industria hidrocarburifera.
Analizar los diferentes tipos de ensayos no destructivos para la tubería
utilizada en la industria hidrocarburífera.
Definir los criterios de aceptación que se aplicaran a la tubería durante
la inspección con ensayos no destructivos.
2. MARCO TEÓRICO
5
2. MARCO TEÓRICO
2.1. INTRODUCCIÓN A LOS ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS
Los Ensayos No Destructivos END (o en ingles NDT Non destructive testing),
son métodos de inspección que se emplean para la detección y evaluación de
discontinuidades superficiales, sub - superficiales e internas de los materiales
sin destruirlos, o afectarlo metalúrgicamente o mecánicamente.
2.1.1. VENTAJAS Y LIMITACIONES DE LOS ENSAYOS NO
DESTRUCTIVOS (END)
Ventajas
El material inspeccionado sigue siendo útil
Aumentan la seguridad y confiabilidad de un producto
Son rápidos de aplicar
Limitaciones
Sus determinaciones son cualitativas
Sus resultados siempre dependen del patrón de referencia empleado
en la calibración.
La confiabilidad de los resultados depende de la habilidad y experiencia
del inspector.
6
2.2. DESCRIPCIÓN DE LOS ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS MÁS
USADOS PARA LA INSPECCIÓN DE T UBERÍA
2.2.1. INSPECCIÓN VISUAL
La inspección visual y óptica es aquella que utiliza la energía de la porción
visible del espectro electromagnético. Los cambios en las propiedades de la
luz, después de entrar en contacto con el objeto inspeccionado, pueden ser
detectados por el ojo humano o por un sistema de inspección visual.
La detección puede realizarse o puede ser resaltada mediante el uso de
espejos, amplificadores o magnificadores, boroscopios y otros accesorios o
instrumentos visuales.
2.2.1.1. Ventajas y limitaciones de la Inspección Visual
Ventajas
La geometría de las piezas a inspeccionar no representa un problema
para la inspección.
Se puede aplicar en cualquier etapa de un proceso.
Se realiza en forma rápida y sencilla.
Limitaciones
La principal limitación que solamente se puede inspeccionar
discontinuidades superficiales.
Se requiere considerar las limitaciones de la visión humana.
Se requiere una buena limpieza previa a la inspección.
Se requiere el personal capacitado y experimentado para realizar el
proceso de inspección.
7
2.2.2. LÍQUIDOS PENETRANTES
La inspección con líquidos penetrantes es un medio efectivo para detectar
fisuras en la superficie abierta del material, basándose en la capilaridad de los
líquidos, que permite su penetración y retención en las pequeñas aberturas
existentes en los materiales a los que se llaman discontinuidades
2.2.2.1. Etapas de la aplicación de los líquidos penetrantes
2.2.2.1.1. Limpieza y preparación previa de la superficie
Es necesaria la limpieza previa de la superficie antes de la aplicación del
Líquido Penetrante, pues si la superficie de la pieza estuviera conteniendo
aceites, grasas u otras suciedades que puedan obstruir la abertura de la fisura.
Figura 1. Preparación, limpieza y secado de la superficie. (LP)
(LLOGSA, 2012)
2.2.2.1.2. Apl icac ión del penetrante y tiempo de penetración
El Líquido Penetrante puede ser aplicado en la superficie de la pieza de varias
maneras, pues el objetivo principal es formar un filme sobre esta superficie,
para que en cualquier parte del material a ensayar este cubierto con Liquido
Penetrante y por lo tanto pueda ser posible detectar una fisura. Las técnicas
de aplicación más utilizadas son la aplicación a pincel, pistola de pintura,
aerosol. El Líquido penetrante deberá estar sobre la superficie en inspección
8
por un periodo denominado Tiempo de Penetración, que es el tiempo
necesario para que el Líquido penetre en el interior de la fisura. Este tiempo
en promedio varía entre 10 a 30 minutos.
Figura 2. Aplicación del penetrante (LP)
(LLOGSA, 2012)
2.2.2.1.3. Remoción del liquidó penetrante
Luego de terminar el tiempo de penetración, el líquido penetrante debe ser
removido de la superficie de inspección. El modo como es realizada la
remoción también es una forma de clasificación del tipo del líquido penetrante:
a) Lavable al Agua: Se remueve el exceso de Liquido Penetrante de la
superficie a través de un lavado con agua. Este tipo de penetrante ya
posee en su composición un aditivo emulsionante que facilita su
remoción cuando entra en contacto con el agua.
b) Post Emulsificable: (Normalmente para Líquidos Penetrantes
Fluorescente): C o m o este tipo de Penetrante no posee ningún
emulsionante en su composición es necesario que el exceso del
Penetrante que está en la superficie de ensayo entre en contacto
primero con un producto especial llamado Emulsificador.
c) Removible al solvente: El exceso de este penetrante normalmente se
remueve con el auxilio de un solvente de limpieza y un paño seco,
9
con el mismo tipo de paño pero ahora humedecido con un solvente, se
remueve el resto del exceso.
Este tipo de Penetrante se torna bastante sensible cuando se
aplica en superficies planas.
Figura 3. Remoción (LP) (LLOGSA, 2012)
2.2.2.1.4. Revelación
En esta etapa se obtienen los resultados de la superficie ensayada,
aplicándole un medio revelador, cuya función es generar una película en la
discontinuidad.
El medio revelador puede ser talco o sustancia mineral fina como polvo seco
o en suspensión acuosa, alcohólica o en solvente.
Figura 4. Revelación (LP)
(LLOGSA, 2012)
10
2.2.2.1.5. Inspección
El revelador absorbe el líquido que ha penetrado en las discontinuidades y lo
esparce en la superficie, amplificando la información de la discontinuidad.
La inspección todavía está totalmente ligada al Criterio de Aceptación utilizado
para la aprobación o no de una pieza o área inspeccionada.
Figura 5. Inspección (LP)
(LLOGSA, 2012)
2.2.2.2. Ventajas y limitaciones de los líquidos penetrantes
Ventajas
1. Se pueden aplicar a cualquier tipo de material no poroso.
2. Se aplican fácilmente y los resultados son fáciles de interpretar y
evaluar.
3. Se obtienen resultados inmediatos.
4. Son portátiles.
5. Se pueden examinar piezas completas y de forma compleja.
Limitaciones
1. Solo se detectan discontinuidades abiertas a la superficie.
11
2. La limpieza previa de la superficie a examinar debe ser muy buena y
en algunas ocasiones requerirá reacondicionamiento por medios
mecánicos.
3. La superficie debe ser tersa, no rugosa.
4. No se pueden examinar superficies pintadas.
5. Las piezas que han estado sumergidas en líquidos antes del examen
deben someterse a un calentamiento para evaporar los residuos
atrapados en las discontinuidades.
2.2.3. PARTÍCULAS MAGNÉTICAS
El ensayo por partículas magnetizables, que se aplica en la detección de
discontinuidades superficiales en materiales ferromagnéticos, que consiste
en lo siguiente: Cuando una pieza de material ferromagnético se somete a la
acción de un campo magnético, las discontinuidades presentes en el material
distorsionan las líneas de fuerza.
Si la discontinuidad está abierta a la superficie, algunas líneas salen de la
pieza formando un campo de fuga. Al aplicar partículas magnetizables sobre
la superficie, algunas serán capturadas por los campos de fuga y forman
indicaciones que dibujan el trazado superficial de la discontinuidad.
Figura 6. Magnetización con yugo
(LLOGSA, 2012)
12
2.2.3.1. Tipos de partículas magnéticas
1. Partículas Secas son consideradas las más sensibles para la
inspección de superficial rugosas y para la detección de
discontinuidades localizadas de la superficie, su aplicación debe ser
realizada de tal manera que alcancen la superficie magnetizada de la
pieza como una nube uniforme.
2. Partículas Húmedas son las más adecuadas para la detección de
discontinuidades final, tales como grietas de fatiga o de corrosión bajo
tensiones. Son suministradas en forma de líquidos concentrados, polvo
o pasta que se diluye en un líquido, normalmente kerosén o un aceite
ligero, para formar el medio de aplicación, el agua también puede ser
utilizada para este fin, siempre y cuando contenga aditivos.
2.2.3.2. Equipos
2.2.3.2.1. Equipos portátiles
Los equipos portátiles son dispositivos livianos que permiten realizar
inspecciones en sitio. Entre estos se encuentran l o s imanes permanentes,
los yugos electromagnéticos, las bobinas y las fuentes de poder portátiles.
a. Imanes permanentes
Los imanes permanentes son utilizados con poca frecuencia e n la
actualidad, ya que la fuerza del campo magnético es menor
que la de los yugos electromagnético, y por lo tanto son menos
sensibles. Se utilizan principalmente en aquellas ocasiones donde no
se dispone de energía eléctrica o en ciertos ambientes de trabajo en
13
los cuales por razones de seguridad se requiere el uso de equipos
eléctricos especiales a prueba de explosión.
b. Yugos electromagnéticos
El yugo electromagnético constituye el generador más simple de
los campos magnéticos. Consiste básicamente de una b a r r a de
hierro dulce en forma de U con una bobina colocada alrededor de la
porción central del núcleo. Cuando el yugo energizado se pone en
contacto con la pieza, esta última cierra el círculo magnético.
Figura 7. Yugo Electromagnético
(LLOGSA, 2012)
c. Bobinas
Las bobinas consisten de muchas vueltas de alambre fino con un
recubrimiento protector de hule. La bobina también puede ser usada
para la desmagnetización de muchos tipos de objetos.
Figura 8. Bobinas Portátiles
(LLOGSA, 2012)
14
d. Fuente de poder portátil
Las fuentes de poder portátil pueden operar con voltaje de 120 y 240
voltios, las unidades de 120 voltios pueden suministrar hasta 500
amperios de corriente alterna o con rectificación de media onda. Las
unidades de 220 voltios pueden suministrar hasta 1000 amperios de
corriente alterna o con rectificación de media onda. Estas portátiles
pueden ser cargadas y trasportadas con facilidad.
Figura 9. Fuente de Poder Portátil
(LLOGSA, 2012)
2.2.3.2.2. Equipos móviles
Este tipo de equipo opera con corriente alterna con voltajes de entre 220 o
440 voltios, pudiendo suministrar normalmente hasta 6.000 amperios de
corriente alterna o de media rectificación.
Figura 10. Unidad Móvil
(LLOGSA, 2012)
15
2.2.3.2.3. Equipos estacionarios
Las unidades estacionarias generalmente son diseñadas para operar con
suministros de 440 voltios de corriente alterna de tres fases y para
proporcionar corriente alterna y directa rectificada de media onda. El selector
de corriente normalmente es infinitamente variable.
Estas máquinas tienen cabezales de contacto para magnetización circular y
una bobina prefabricada para magnetización longitudinal. Normalmente
utilizan partículas en suspensión y cuentan con un tanque para recolectar la
suspensión y una bomba para agitarla y para su recirculación.
Figura 11. Equipo Estacionario
(LLOGSA, 2012)
2.2.3.2.4. Equipo de luz negra
El equipo de luz negra es requerido para suministrar luz ultravioleta con una
longitud de onda adecuada para causar la fluorescencia de las partículas
magnéticas fluorescentes.
Consiste básicamente de un transformador, u n bombillo de mercurio y un
filtro, existen diferentes tipos de lámparas de luz negra.
1. Lámparas tubulares.- Emplean el arco de vapor de mercurio de baja
presión.
2. Lámparas incandescentes.-Son similares a las lámparas foto-
reflectoras ordinarias, excepto que son fabricadas con vidrio rojo -
púrpura.
16
3. Lámparas de vapor de mercurio.- La lámpara de arco de vapor de
mercurio de alta presión es la fuente de luz negra más importante para
la inspección con partículas fluorescentes.
Cuando una lámpara de luz negra se apaga, por cualquier razón, los bulbos
no responden inmediatamente cuando son encendidas nuevamente.
Debe permitirse que transcurra un tiempo para que la lámpara se enfríe y
se restablezca el arco, lo cual puede tardar varios minutos.
Es recomendable dejar la lámpara encendida hasta terminar la inspección
p o r q u e cada vez que se enciende se afecta la vida útil del bulbo,
posiblemente reduciéndola hasta tres horas cada que se enciende, y la vida
del bulbo es limitada. La expectativa de vida nominal para un bulbo es de
aproximadamente 1000 horas.
Figura 12. Equipo de Luz Negra
(A.T.ALTA TECNOLOGIA, 2014)
17
2.2.3.3. Tipos de magnetización
2.2.3.3.1. Magnetización circular
Cuando la pieza es de forma regular (cilíndrica), se puede emplear la técnica
de cabezales, que produce magnetización circular y permite la detección de
defectos paralelos al eje mayor de la pieza.
Figura 13. Magnetización circular directa con cabezales
(LLOGSA, 2012)
Otra técnica de magnetización circular es la técnica de puntas, el cual se utiliza
en piezas preferentemente planas. Para esto se emplea dos puntas o
electrodos, conectados a una fuente de corriente alterna o continua. La pieza
que se examina cierra el circuito. La corriente circula por las puntas y la pieza,
generando un campo magnético alrededor de las puntas.
Figura 14. Magnetización circular indirecta con electrodos
(LLOGSA, 2012)
18
2.2.3.3.2. Magnetización Longitudinal
El campo magnético longitudinal la pieza se magnetiza en su longitud, las
líneas de fuerza viajan a través de la longitud de la barra de sur a norte
cualquier discontinuidad que forme un ángulo comprendido entre 450 y 900
con respecto a las líneas de fuerza, provocara fugas de flujo que ejercerán la
atracción de partículas magnéticas.
Figura 15. Magnetización longitudinal
(LLOGSA, 2012)
2.2.3.4. Desmagnetización
2.2.3.4.1. Desmagnetización con corriente alterna
El método de desmagnetización utilizando una bobina de corriente alterna, ya
que la dirección de este tipo de corriente se invierte continuamente (60 ciclo s
por segundo), el campo magnético que produce también se invierte con cada
ciclo. La reducción de la magnitud del campo magnético se logra retirando
gradualmente la pieza de la bobina mientras la corriente fluye a través de la
misma.
Si la corriente se interrumpe mientras la pieza está bajo la influencia a del
campo magnético, eta retendrá algún magnetismo.
19
Figura 16. Desmagnetización con Corriente Alterna
( A.T.ALTA TECNOLOGIA,2014)
2.2.3.4.2. Desmagnetización con corriente continúa
La corriente continua puede ser utilizada pa ra desmagnetizar siempre y
cuando se tomen las previsiones para invertir u reducir la intensidad de la
corriente, y por consiguiente del campo magnético.
La desmagnetización se logra colocando el objeto en la bobina y aplicando un
valor de corriente igual o superior al utilizado inicialmente para magnetizar el
material. Se invierte la dirección de la corriente y se reduce su valor para
realizar una segunda magnetización
2.2.3.5. Ventajas y limitaciones de los líquidos penetrantes
Ventajas
Inspección relativamente rápida y de bajo costo.
Equipo relativamente simple, provisto de controles u t i l i zados para
ajustar la corriente y un amperímetro visible para verificar la fuerza de
magnetización que ha sido creada para la inspección.
Equipo portátil y adaptable a muestras pequeñas o grandes.
Se requiere menor limpieza que en líquidos penetrantes.
Se pueden detectar discontinuidades sub-superficiales.
20
Las indicaciones se forman directamente en la superficie de la muestra.
No se requiere de lecturas electrónicas de calibración o mantenimiento
excesivo.
Limitaciones
Es aplicable solamente en materiales ferromagnéticos,
Se requiere un suministro de corriente eléctrica.
No se pueden detectar discontinuidades localizadas a grandes
profundidades.
La detección de una discontinuidad depende de varios factores,
Su aplicación en el campo es de mayor costo, ya que se necesita
suministro de energía eléctrica.
La rugosidad superficial puede distorsionar el campo.
Se requiere de dos o más magnetizaciones.
Generalmente, es necesario desmagnetizar después de la inspección.
Se pueden generar quemadas en la superficie, al aplicar la técnica de
puntas de contacto.
Capas de pintura o de algún otro recubrimiento no magnético afectan
la sensibilidad del método.
2.2.4. ELECTROMAGNÉTICA
La inspección por electromagnetismo nos sirve para detectar discontinuidades
superficiales y sub-superficiales dependiendo de la frecuencia de inspección,
consiste en la inducción de corrientes en el material a través de una bobina o
probeta de inspección, la misma que es excitada con una corriente alterna
proveniente del equipo.
21
2.2.4.1. Equipo
La mayoría de los sistemas de inspección de campo EMI contienen escáneres
electromagnéticos para detección de imperfecciones: longitudinales,
transversales, y volumétricas; un método para el espesor de la pared e
inspección de excentricidad; y también puede contener un equipo para hacer
una verificación de calidad.
2.2.4.2. Identificación de Imperfecciones
Las imperfecciones longitudinales son descubiertas pasando la
tubería magnetizada a través del escáner giratorio. Una combinación de
la velocidad longitudinal y la velocidad rotacional del escáner y/o
tubería producirá una superposición que cubre la trayectoria de los
detectores adyacentes.
Las imperfecciones transversales son descubiertas pasando la
tubería magnetizada a través de un escáner fijo.
Las imperfecciones volumétricas pueden ser descubiertas por los
escáneres longitudinales o transversales.
2.2.5. ULTRASONIDO
El ensayo de ultrasonido se basa en el uso de ondas acústicas de alta
frecuencia que no es perceptible por el oído humano, que se trasmite a través
de un medio físico, para la detección de discontinuidades internas y
superficiales o para medir espesores de paredes. Las ondas ultrasónicas son
ondas mecánicas que consisten en oscilaciones o vibraciones de las
partículas atómicas o moleculares de un material respecto a sus posiciones
de equilibrio.
22
2.2.5.1. Propiedades de las ondas ultrasónicas
Las tres principales variables que caracterizan una onda ultrasónica son las
siguientes:
a. Frecuencia (f)
Se define como el número de oscilaciones que realiza cada partícula
por unidad de tiempo. Se expresa generalmente en ciclos por segundo
(Hz), mi les de ciclos por segundo (KHz) o millones de ciclos por
segundo (MHz).
b. Velocidad de propagación (V)
Depende de las características del medio en que se propaga y
representa una constante del material. La unidad de medida es
generalmente met ros por segundo (m/s) o kilómetros por segundo
(km/s).
c. Longitud de onda (I)
Es la distancia que existe entre dos puntos que ejercen una misma
presión y se calcula dividiendo la velocidad entre la frecuencia.
Figura 17. Definición de la Longitud de Onda
( A.T.ALTA TECNOLOGIA,2014)
23
2.2.5.2. Ventajas y limitaciones del método de Ultrasonido
Ventajas
Tiene alta capacidad de penetración y los resultados de prueba son
conocidos inmediatamente.
Se detectan discontinuidades superficiales y sub-superficiales.
Puede delinearse claramente el tamaño de la discontinuidad, su
localización y su orientación.
Tiene alta capacidad de penetración y los resultados de prueba son
conocidos inmediatamente.
Limitaciones
Está limitado por la geometría, estructura interna, espesor y acabado
superficial de los materiales sujetos a inspección.
Las partes pequeñas o delgadas son difíciles de inspeccionar por este
método.
El equipo puede tener un costo elevado, que depende del nivel de
sensibilidad y de sofisticación requerido.
2.3. TUBERÍA USADA EN LA FASE DE PERFORACIÓN
La tubería de perforación (drill pipe) es el elemento tubular utilizado para llevar
a cabo los trabajos durante la operación de la perforación.
Está expuesta a múltiples esfuerzos durante las operaciones de perforación
del pozo.
24
Tabla 1. Características de Tuberías de Perforación
(A.T.ALTA TECNOLOGIA, 2014)
2.3.1. DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES DE LA TUBERÍA
DE PERFORACIÓN
1. Diámetro exterior: es la medida que tiene la tubería en su parte externa.
2. Diámetro interior: es la medida interna del tubo de perforación.
3. Recalcado: es la parte más gruesa del tubo y prevé una superficie de
contacto satisfactoria para la soldadura de las juntas. Este recalcado
permite un factor de seguridad adecuado en el área soldada para
proveer resistencia mecánica y otras consideraciones metalúrgicas. La
junta es también hecha con un cuello soldado, para asegurar una
superficie de contacto considerable con la soldadura.
La tubería de perforación tiene un área en cada extremo, la cual tiene
aproximadamente 6 pulgadas de longitud, llamado recalcado. Los
recalcados son necesarios en los tubos para los cuales las juntas
soldadas son colocadas.
4. Conexión caja-piñón: es el punto donde se realiza el enlace de la caja
de un tubo con el piñón de otro.
Tamaño
2-3/8” a 6-5/8” (diámetro externo del tubo)
Rangos de Longitud
Existen 3 rangos de longitud: R1 = 18 a 22 ft
R2 = 27 a 30 ft
R3 = 38 a 45 ft
Grado del Acero E-75, X-95, G-105, S-135
Peso Nominal Depende de los diversos rangos de tamaño y peso
25
5. Diámetro exterior de la junta: es la medida que resulta de la unión de
la caja con el piñón de un tubo de perforación.
6. Espesor de pared: es el área transversal (grosor) que tiene la pared de
un tubo de perforación.
7. Marca de identificación: es la información referente al grado y el peso
de la tubería de perforación, se graba en una ranura colocada en la
base del piñón; excepto en la tubería E75, ya que en esta la marca se
encuentra en el piñón.
Cabe hacer mención que este marcaje lo realiza la compañía donde se fabrica
la tubería, y por ningún motivo el personal de perforación podrá alterar o marcar
otro tipo de datos en la tubería.
2.3.2. TUBERÍA EXTRA PESADA
La tubería de perforación extra pesada (Heavy-Weigt), es un componente de
peso intermedio para la sarta de perforación, entre los lastrabarrenas y la
tubería de perforación.
La tubería de perforación extra pesada tiene esencialmente el mismo diámetro
exterior que la tubería de perforación convencional; su diámetro interior es
menor debido a que el espesor de pared es mayor provocándole a ésta un
peso de 2 a 3 veces el peso de la tubería convencional.
Los principales beneficios de la tubería de perforación extra pesada son:
Reduce los costos de perforación mediante la eliminación de las fallas
de la tubería de perforación en la zona de transición (la sección
inmediata arriba de los lastrabarrenas).
26
Mejora significativamente el comportamiento y capacidad de la
profundidad de equipos pequeños en áreas de perforación poco
profundas a través del fácil manejo y reemplazo de los lastrabarrenas.
Reduce el riesgo de falla por fatiga en la zona de transición.
Figura 18. Tubería Extra Pesada
( TENARIS.com)
2.3.3. CAUSAS DE FALLA MÁS COMUNES EN TUBERÍAS DE
PERFORACIÓN
Una de las principales causas de las fallas de la tubería de perforación
se debe al proceso de corrosión-fatiga, estas fallas por lo general
empiezan en el interior de la tubería, formando grietas diminutas que
se abren en la superficie y se cierran al estar trabajando la tubería en
rotación y tensión o compresión, y los fluidos corrosivos que se
bombean metiéndolos y sacándolos de la grieta de modo que ésta es
agrandada tanto por falla mecánica como por corrosión hasta que el
tramo de tubería debe desecharse o finalmente falla.
La presencia de partículas extrañas puede causar mucha fricción,
arrancando partes del metal, las cuales se conglomeran perjudicando
a la rosca o a la superficie del tope que harán fallar la junta.
Por eso es muy importante que las roscas y los topes se conserven
limpios y protegidos con lubricante adecuado para roscas.
Insuficiente inspección del cuerpo del tubo o roscas.
Roscas mal maquinadas.
27
Uso de grasas no adecuadas, diluidas o sucias
Torque en exceso para forzar la bajada del tubo al pozo.
La pérdida de fluido en las conexiones debido a una presión interna o
externa es una causa común y puede deberse a las siguientes
condiciones:
La rotación de la tubería de perforación durante el giro del taladro,
puede desgastar la tubería de revestimiento, en el caso de perforación
direccionada.
2.3.4. DESCRIPCIÓN DE LAS FALLAS TÍPICAS CAUSADAS EN TUBERÍA DE PERFORACIÓN
2.3.4.1. Grietas por fatiga
Este tipo de fallas se orientan en forma transversal y pueden ubicarse tanto
en el interior como en el exterior de la tubería, suele darse debido al ciclo de
tensión a esfuerzo al cual están expuestas, casi siempre ocurren cuando se
gira la sarta de perforación mientras esta doblada o pandeada.
Figura 19. Grietas por fatiga
( SERVISILVA.CIA.LTDA, 2014)
28
2.3.4.2. Corrosión en forma de hoyos
Esta condición es causada por los agentes corrosivos que están presentes en
el entorno en el cual trabaja la tubería de perforación, especialmente en los
fluidos de perforación que debido a la presión, velocidad y acides del fluido
producen el desprendimiento del recubrimiento plástico interno de la tubería
de perforación.
Figura 20. Corrosión en forma de hoyos
(SERVISILVA.CIA.LTDA, 2014)
2.3.4.3. Desgaste por abrasión en las uniones
El desgate ocasionado en la tubería, es a causa de la rotación de la tubería
de perforación, la cual roza contra las paredes del pozo. Este tipo de daño
reduce considerablemente la superficie exterior de la tubería en la región de
las uniones.
Figura 21. Desgaste del diámetro externo de las uniones
(SERVISILVA.CIA.LTDA, 2014)
29
2.3.4.4. Desgaste por abrasión en la tubería.
Este tipo de daño a menudo reduce peligrosamente el espesor de las paredes
de la tubería. Por tal motivo es importante medir espesores de pared utilizando
el método de ultrasonido, especialmente en el centro de la tubería pa ra
detectar el tipo de daño.
Figura 22. Desgaste del diámetro externo de la tubería
(SERVISILVA.CIA.LTDA, 2014)
2.3.4.5. Ensanchamiento del diámetro externo
Este tipo de daño suele presentarse cuando se estalla explosivos dentro de la
tubería con lo cual se expande considerablemente el diámetro en la unión.
2.3.4.6. Daños en el área de las cuñas
El manejo brusco al cual es necesariamente sujeta la tubería de perforación
frecuentemente, produce daños mecánicos en la tubería. En el área de las
cuñas, estas presionan a la tubería para poder sujetarla durante la subida o
bajada de la sarta de perforación, por lo cual esta zona particularmente es
susceptible para estos daños.
30
2.4. T UBERÍA USADA EN LA FASE DE COMPLETACIÓN
La completación o terminación del conjunto de trabajo que se realiza en un
pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en
condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación de producir
eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos u otros usos, como
inyección de agua o gas.
Los trabajos de completación puede incluir e l revestimiento del intervalo
productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o
el cañón del revestidor y finalmente la instalación de la tubería de producción.
2.4.1. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)
La tubería de revestimiento es la que se introducen en el hoyo perforado y que
luego son cementadas para lograr la protección del hoyo y permitir
posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta superficie. Consiste
en una columna de tuberías de acero que se introducen dentro del pozo
enroscándolas una a otra para formar un tubo continuo hasta que se alcance
la profundidad deseada.
2.4.1.1. Tipos de tuberías
2.4.1.1.1. Conductora
Es la primera tubería de la sección y la de mayor diámetro el cual está
alrededor de 16 a 30 pulgadas, puede ser hincada o cementada; sirve para
sentar el primer cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de
control y las conexiones de circulación del lodo de perforación.
31
Funciones Principales
Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un B.O.P.
anular.
Protege las formaciones de agua dulce superficiales de la
contaminación por el fluido de perforación.
Evita que las formaciones someras no consolidadas se derrumben
dentro del pozo.
Permite guiar la sarta de perforación y el resto de las tuberías de
revestimiento dentro del pozo.
Proporciona una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación
circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de
superficie.
2.4.1.1.2. Superficial
Es la tubería de superficie tiene como función proteger el pozo contra
desmembramientos de formaciones débiles, aísla zonas acuíferas, previene
pérdidas de circulación y proporciona un ancla para el equipo preventor de
reventones.
Funciones Principales
Proteger las formaciones con acuíferos.
Servir de soporte para las instalaciones del equipo de seguridad.
Proporcionar un gradiente de fractura suficiente para permitir la
perforación del pozo.
Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el
pozo.
32
2.4.1.1.3. Intermedia
Es la tubería utilizada para aislar zonas productivas y contener presiones de
formación. También se le llama protectora ya que protege las formaciones de
lodos de alta densidad. Además suministra aislamiento en donde hay pérdidas
de circulación o bajas presiones y en capas productoras.
Funciones Principales
Separar el agujero en secciones para facilitar el trabajo.
Cubrir zonas con pérdidas de circulación severas.
Aislar formaciones problemáticas como lutitas hinchables, flujos de
agua salada o formaciones que contaminan el fluido de perforación.
Facilitar el control del pozo en zonas de presiones anormales.
2.4.1.1.4. Producción
Es la tubería utilizada para aislar zonas productivas y soportar la máxima
presiones de fondo de la formación, tiene resistencia a la corrosión así como
resistir las presiones que se manejarán en caso de que el pozo se fracture
para aumentar su productividad. El buen trabajo de cementación primaria es
crítico para esta sarta.
Funciones Principales
Cubrir la tubería de revestimiento intermedia que esté desgastada o
haya sido dañada en alguna operación.
Aislar la zona de interés de otras formaciones y sus fluidos.
Servir de cubierta protectora para los equipos de producción.
Servir de aislamiento al equipo de control que se instala para manejar
la producción del pozo.
Evitar la migración de los fluidos entre intervalos.
33
2.4.1.1.5. Tubería Corta (Liners).
Es una tubería de revestimiento cortada, la cual es colgada de otra tubería
que le sigue en diámetro, llamado colgador del liners. La tubería colgada
permite reducir costos y mejorar la hidráulica en perforaciones más profundas.
Los liners pueden funcionar como tubería intermedia o de producción,
normalmente está cementada en toda su longitud. La mayoría de
revestimientos cortos o liners son de 4 ½ pulgadas de diámetro externo, los
liners pueden funcionar como tubería intermedia o de producción.
Funciones Principales
Permitir el control de pozo, para poder aislar zonas de alta o baja
presión.
Ayudar a corregir el desgaste de la última tubería de revestimiento
cementada.
Evitar volúmenes muy grandes de cemento, debido a que las tuberías
cortas no son cementadas hasta la superficie.
Auxiliar en la hidráulica durante la perforación al permitir el uso de
sartas de perforación combinadas.
Figura 23. Tipos de Tubería de Revestimiento
(PEMEX, GUÍA DE DISEÑO PARA EL ASENTAMIENTO Y DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO, 2008)
34
2.4.1.2. Propiedades de la tubería de revestimiento
2.4.1.2.1. Diámetro exterior y grosor de la pared
El diámetro exterior (OD) se refiere al cuerpo de la tubería y no a los
coples, El diámetro de los coples es importante, ya que determina el
tamaño mínimo del agujero en el que puede sercorrida la tubería de
revestimiento.
El espesor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por
lo tanto el tamaño máximo de la barrena que puede ser corrida a través
de la tubería.
2.4.1.2.2. Peso por unidad de longitud
El peso de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para
identificar tubería de revestimiento durante el ordenado.
Los pesos nominales no son exactos y están basados en el peso teórico
calculado de una tubería con roscas y coples, de 20 pies de longitud.
2.4.1.2.3. Grados de acero
Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen
de la composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe
durante su fabricación.
35
Tabla 2. Características de Tuberías d e Revestimiento
(TENARIS, 2014)
2.4.1.2.4. Tipo de conexión
La tuberías que se utilizan en los pozos tienen un límite de longitud, es
necesario unir estas tuberías para introducirlas al pozo, con la premisa de que
la unión debe ser hermética y capaz de soportar cualquier esfuerzo al que se
someterá, a esta unión se le conoce como Junta o Conexión está constituida
por 3 elementos principales: piñón, caja y rosca.
2.4.1.3. Causas más comunes de fallas en tubería
Inapropiada selección del tubo para la profundidad y las presiones
encontradas.
36
Insuficiente inspección del cuerpo del tubo o roscas.
Daños durante el manipuleo y/o transporte.
Mala práctica de operación de bajada de los tubos del pozo.
Roscas mal maquinadas.
Uso de acoples de reemplazo de fabricantes no acreditados.
Uso de grasas no adecuadas, diluidas o sucias.
Torque en exceso para forzar la bajada del tubo al pozo.
Rotación en el interior de la tubería de revestimiento. El fijado de la
tubería de revestimiento con una tensión inadecuada luego de
cementar es una de las causas más comunes de falla.
Pandeo del tubo en zonas no cementadas.
La pérdida de fluido en las conexiones debido a una presión interna o
externa es una causa común y puede deberse a las siguientes
condiciones:
La rotación de la tubería de perforación durante el giro del taladro,
puede desgastar la tubería de revestimiento, en el caso de perforación
direccionada.
Corrosión tanto la parte interna como la parte externa de la tubería
puede ser dañada a causa de la corrosión, la cual puede ser reconocida
por la presencia de picaduras o pequeños orificios en el tubo.
2.4.2. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)
Es la tubería de menor diámetro que se instala dentro del pozo, el propósito
principal de esta tubería es la de conducir a la superficie los fluidos producidos
por el yacimiento, además la de alojar en su cuerpo elementos de subsuelo
como equipo de levantamiento artificial, válvulas de control de flujo y otras
herramientas ubicadas en fondo, cuyo objetivo es el de mejorar el recobro de
hidrocarburos del yacimiento.
37
2.4.2.1. Defectos en la tubería de producción usada
2.4.2.1.1. Hoyos de corrosión
Los hoyos de corrosión, es el daño más común en la tubería de producción;
puede darse el caso de que se presente tanto en la superficie interna como
en la superficie externa; así como en ambas superficies a la vez. Esta puede
localizarse en áreas determinadas e incluso llegar a cubrir toda la longitud del
tubo. Esta corrosión se da generalmente por el efecto combinado de corrosión
y desgaste, o por presencia de sulfuros que atacan como corrosión-erosión.
2.4.2.1.2. Desgaste por varillas
El desgaste por varillas, es el desgaste de una ranura longitudinal dentro de
la pared interna de la tubería de producción, producido por el movimiento de
las varillas de succión. Esto es muy común en el bombeo de pozos.
2.4.2.1.3. Daños mecánicos
Los daños mecánicos suele darse debido al manejo o manipulación de la
tubería; estos daños suelen ser muy comunes en el área donde se utiliza las
cuñas para el ajuste de los tubos, sitio donde se suele suscitar niveles altos
de tensión. Este daño se acentúa por una corrosión acelerada, por efecto de
formación de celda galvánica en la zona deformada
3. METODOLOGÍA
38
3. METODOLOGÍA
Para la descripción de la metodología para la aplicación de ensayos no
destructivos usados en la inspección de tubería se propone la descripción de
las normas aplicables.
3.1. NORMAS INTERNACIONALES Y NACIONALES
Se ha conformado un gran número de organismos e instituciones encargados
de editar normas técnicas para la regulación de la gran cantidad de sectores
que conforman la industria.
Las organizaciones reguladoras de la industria tienen conformadas
internamente Comités Técnicos Permanentes, con profesionales altamente
calificados y de gran experiencia, los mismos que se encargan de editar las
normas técnicas que regulan el sin número de procedimientos industriales.
En el Ecuador el organismo encargado del desarrollo de normas para la
industria nacional, es el Instituto Ecuatoriano de Normalización (INEN) el cual
mediante subcomités técnicos con delegados de los sectores involucrados. A
continuación se cita algunos de los organismos e instituciones que dictan
normas técnicas, los organismos que se relacionan directamente con el
presente estudio.
ISO. Intenational Organization for Standarization. (Organización
Internacional de Normalización).
INEN. Instituto Ecuatoriano de Normalización.
ASTM. American Society for Testing and Materials. (Sociedad
Americana para Ensayos y Materiales)
API. American Petroleum Institute. (Instituto Americano de Petróleos)
39
AWS. American Welding Society. (Sociedad Americana para
Soldadura)
ASNT. American Society for Nondestructive Testing, Inc. (Sociedad
Americana para Ensayos no Destructivos)
ASME. American Society of Mechanical Engineers. (Sociedad
Americana de Ingenieros Mecánicos)
ANSI. American National Standards Institute. (Instituto Nacional de
Normas Americanas)
DIN. Instituto Normas Alemanas
COPANT - Comisión Panamericana de Normas Técnicas
3.2. DESCRIPCIÓN DE LAS NORMAS USADAS PARA LA
APLICACIÓN DE ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS PARA
INSPECCIÓN DE TUBERÍA
3.2.1. NORMAS ASTM
La Sociedad Americana para Ensayos y Materiales ASTM, es una
organización científica y técnica formada para el desarrollo de normas
respecto a las características y cualidades de los materiales, productos,
sistemas y servicios. La Sociedad Americana para Ensayos y Materiales
ASTM, provee un amplia gana de normas y guías prácticas concernientes a
ensayos no destructivos (END), los cuales incluyen un sin número de
estándares, procedimientos y demás referencias.
3.2.1.1. Norma ASTM E-709
La norma titulada “Standard Guide for Magnetic Particle Examination” (Norma
Guía para Inspección por Partículas Magnéticas), este documento describe
técnicas para la inspección utilizando tanto partículas secas como partículas
40
húmedas, el cual es un método de ensayo no destructivo utilizado para la
detección de fisuras y otras discontinuidades ubicadas cerca de la superficie
en materiales ferromagnéticos.
En esta norma se encuentran lo referente a: preparación de procedimientos
para la inspección de materiales y partes, describe el uso de varias técnicas
para la inspección con partículas magnéticas, el personal y la calificación que
debe tener este para desempeñar la inspección, equipos y materiales
requeridos para realizar la inspección; además de teoría del campo
magnético, tipos de corrientes de magnetización, dirección del campo
magnético, aplicación para los campos magnéticos secos y húmedos,
desmagnetización, limpieza y post inspección.
Algo muy importante es que esta guía no indica, sugiere o especifica normas
de aceptación y/o rechazo para elementos examinados a través de estas
técnicas.
3.2.1.2. Norma ASNT SNT-TC-1A
El sistema de certificación en uso hoy en Estados Unidos y la en la mayoría
de países está basado en la especificación de la ASNT SNT-TC-1A cuyo título
es:”Recommended Practice for Nondestructive Testing” (Práctica
Recomendada para Ensayos no Destructivos).
Esta norma provee una guía diseñada para asistir al empleador en el
desarrollo de su propio procedimiento o práctica escrita.
El documento entonces provee una guía para establecer un programa de
calificación y certificación del personal que labora en ensayos no destructivos,
tales como:
Inspección Visual
Radiografía Industrial
Ultrasonido
41
Líquidos Penetrantes
Partículas magnéticas
Corrientes de Eddy
Inspección Electromagnética
Esta norma proporciona gran información en cuanto a los conocimientos
necesarios que un inspector que trabaja con ensayos no destructivos debe
tener para alcanzar los niveles I, II y III respectivamente. Generalmente las
personas interesadas en obtener uno de los tres niveles como inspector,
deberán seguir la siguiente secuencia, necesaria para que sean calificados y
certificados como inspectores de ensayos no destructivos para los métodos
anteriormente manifestados.
3.2.2. NORMAS API
El Instituto Americano de Petróleos, API es una de las principales instituciones
encargadas de normar gran parte de lo referente al sector petrolero, sirviendo
de guía para un sin número de industrias que de una u otra forma están
involucradas en este campo tan amplio.
La API ha desarrollado para elementos tubulares estándares los cuales han
sido aceptados a nivel mundial por la industria productora de petróleo. La API
define tanto para el elemento tubular como para accesorios y demás
elementos, propiedades y estándares en lo referente a: esfuerzos,
dimensiones físicas, fórmulas de cálculo, diseño de elementos y
procedimientos que incluyen el control de calidad de los elementos.
Esta organización provee de boletines recomendando el mínimo desempeño
de las propiedades, las cuales son empleadas para el diseño y control de la
sarta de tubos, de tal manera que se minimice la posibilidad de falla.
42
3.2.2.1. Norma API 5D
Esta especificación titulada “Specification for Drill Pipe” (Especificación para
Tubería de Perforación) establece los requisitos necesarios la tubería de
perforación.
3.2.2.2. Norma API SPEC 5CT.
Esta norma es llamada, ”Specification for Casing and Tubing” (Especificación
para Tubería de Revestimiento y Tubería Producción) establece los requisitos
para los dos tipos de tubería antes mencionadas, elaboradas en acero, de las
designaciones y especificaciones correspondientes a los cuatro grupos. Esta
norma también contempla los conectores, acoples y protección de rosca.
Grupo 1.- Comprende toda la tubería de revestimiento y la de
producción de grados H, J, K y N.
Grupo 2.- Comprende toda la tubería de revestimiento y la de
producción de grados con un valor restringido de resistencia a la
fluencia de los grados C, L, T y otros diámetros exteriores y los
espesores de pared de los grados C-90 y T-95.
Grupo 3.- Comprende toda la tubería de revestimiento y la de
producción de alta resistencia sin costura, del grado P, y todos los
tamaños de 5 ½ pulgadas de diámetro y mayores electrosoldadas (ES),
del grado P.
Grupo 4.- Toda la tubería de revestimiento y de servicio especial del
grado Q. En cuanto al tema de inspección la norma API 5CT hace
referencia a un sin número de ensayos destructivos para conocer las
propiedades químicas y mecánicas; ensayos tales como de tracción,
de dureza, hidrostática y dimensionales. En cuanto al tema que se está
tratando los ensayos no destructivos END esta norma incluye, ensayos
dimensionales para determinar espesor de pared, la desviación de la
43
tubería, determinar la longitud del tubo, su peso y además de la
inspección visual tanto del cuerpo como de los extremos de la tubería
3.2.2.3. Norma API RP 5A5
Esta recomendación práctica por el Instituto Americano de Petróleos API tiene
como título “Recommended Practice for Field Inspection of New Casing,
Tubing and Plain-End Drill Pipe” (Recomendación Práctica para Inspección de
Campo para Tubería Nueva de Producción, Revestimiento y el tubo de
perforación.
En esta práctica se incluye procedimientos recomendados para inspección de
campo y pruebas del nuevo (OCTG). Para el propósito de este documento el
OCTG se define como un grupo de elementos en los que se incluyen: tuberías
de producción y revestimiento, niples de manipulación, conectores, y tuberías
de revestimiento y perforación sin sus extremos roscado o uniones. Esta
práctica recomendada ha sido preparada para dirigir las prácticas y
tecnologías comúnmente usadas en la inspección de campo.
Las prácticas recomendadas dentro de este documento tienen como intención
ser una guía de inspección y/o prueba, y nada en esta guía debe ser
interpretado como una prohibición para que el inspector o la agencia de
inspección utilicen criterios personales, suplementando la inspección con
otras técnicas, extendiendo técnicas ya existentes o re-inspeccionando
detenidamente.
Además en esta práctica se cubre la calificación del personal de inspección,
una descripción de métodos de inspección, calibración de aparatos y
estandarización de procedimientos para varios métodos de inspección. Están
incluidos la evaluación de imperfecciones, y señalamiento del nuevo OCTG
inspeccionado. Este documento debe ser usado como guía aplicable a los
44
métodos de inspección de campo y no debe ser usado como una base de
aceptación o rechazo.
Aceptación o rechazo del nuevo API OCTG, debe estar basado en
conformidad con la especificación API 5CT, la API 5D y la Norma API 5B.
3.2.2.4. Norma API RP 7G
La norma API esta titulada como: “Recommended Practice for Drill Stem
Desing and Operating Limits” (Recomendación Práctica para el Diseño y
Límites de Operación de la Sarta de Perforación).
Esta práctica recomendada envuelve no solamente la selección de los
elementos de la sarta de perforación; sino también la consideración de todo el
ángulo de control del hoyo, fluidos de perforación, peso, velocidad de rotación
y otros procedimientos operacionales.
Para un mejor manejo de esta práctica la API ha dividido en diferentes
secciones las cuales se detalla a continuación.
En las secciones 4, 5, 6 y 7 proveen procedimientos para el uso en la selección
de los componentes de la sarta de perforación. Las secciones 8, 9, 10, 11, 12
y 15 están relacionadas las limitaciones de operación, las cuales pueden
reducir la capacidad normal de la sarta de perforación.
La sección 13 contiene un sistema de clasificación para las tuberías de
perforación y producción usadas, procedimientos de inspección e
identificación para otros elementos de la sarta de perforación. La sección 14
contiene afirmaciones referidas a soldadura en herramientas de perforación.
3.2.2.5. Norma API 5B1
Esta norma lleva el nombre: “Recommended Practice for Gauging and
Inspection of Casing, Tubing, and Line Pipe Threads” (Recomendación
Práctica para la Calibración e Inspección de Roscas en Tuberías de
Revestimiento, Producción y Tubería de Línea).
45
La información contenida en esta Práctica Recomendada es útil para el uso
de inspectores de tubería, personal de control de calidad, inspectores de
campo, operadores de la unidad de roscado, usuarios y compradores de
OCTG y tubería de línea.
Este documento se limita a la inspección de tuberías de producción,
revestimiento y conexiones de tubería de línea. Además se muestra las
técnicas básicas del uso de calibradores, que aplican para algunas roscas,
para las cuales las especificaciones del elemento roscado son conocidas.
Esta práctica recomendada está diseñada para usarla como la última edición
de la API 5B (Especificación para Roscado, Calibración e Inspección de Rosca
de Tuberías de Revestimiento, Producción y Tuberías de Línea Roscadas.).
Además esta práctica provee instrucción en técnicas apropiadas de
inspección para comparar las dimensiones reales del producto, con las
dimensiones y tolerancias especificadas para dicho producto.
Esta publicación hace el uso de fotografías para demostrar el uso apropiado
de los calibradores típicos, normalmente utilizados por los inspectores de
rosca. Los calibradores presentados son apropiados tanto para el uso del taller
como para el campo. Así como los instrumentos que no son portátiles tales
como comparadores y lectores de contorno que no están incluidos. Sin
embargo no se limita el uso de tales instrumentos o métodos por los
inspectores.
3.2.3. NORMA DS-1 DE TH HILL
Esta norma llamada "Drill Stem Design and Inspection" (Diseño e Inspección
de la Sarta de Perforación); tiene como objeto reducir la probabilidad de fallas
en la columna durante las operaciones de perforación; para conseguirlo, esta
norma resume las prácticas para el diseño de la sarta de perforación en
formatos fáciles de utilizar, recomienda procedimientos para la inspección de
46
los componentes de la sarta de perforación y además describe métodos para
certificar las compañías de inspección y/o roscado.
La norma DS-1 con el fin de un mejor entendimiento para el usuario, se
encuentra dividida en cuatro secciones que son:
3.2.3.1. Introducción
En esta sección se abarca información general acerca de la norma, su alcance
y definiciones varias referentes a esta.
3.2.3.2. Diseño
En esta parte de la norma se presentan el diseño simple de la sarta de
perforación. El diseño consideran diversos tipos de cargas como: compresión,
tensión, torsión, cargas combinadas, presiones de ruptura y de colapso,
aplaste causado por las cuñas y fuerzas de estabilidad. Esta norma utiliza
fórmulas y formatos de trabajo fáciles de usar para el diseñador.
3.2.3.3 Inspección
Esta sección que sin duda es el de mayor importancia en el presente estudio,
muestra los métodos recomendados y procedimientos requeridos para la
inspección, de tubería de perforación usada, conexiones roscadas, tubos de
perforación, tubos Heavy Weight, y barras de perforación.
Los métodos de inspección que cubre esta norma para cada uno de los
elementos de la sarta de perforación.
Además esta norma recomienda un programa de inspección tanto para la
unión de la tubería como para el cuerpo del tubo de perforación, el cual
depende de la severidad a la cual está sometida el elemento en la perforación.
3.2.3.4. Registro de Compañías de Servicio
Esta sección resume el programa de registro para compañías de servicio que
llevan a cabo la inspección y/o roscado de la sarta de perforación.
47
3.2.4. NORMAS INEN
A pesar de que el INEN no ha desarrollado normas referentes al campo
petrolero, hace referencia a lo concerniente a END, específicamente a la
calificación y certificación del personal que labora en este campo, norma que
más adelante es brevemente detallada, y que para el desarrollo del presente
trabajo es de mucha ayuda. Los documentos pertenecientes al INEN que
tratan los aspectos concernientes a los END son las normas: INEN 1625 que
hace referencia a la calificación de personal y la INEN 1626 que habla de los
requisitos que deben cumplir los centros de calificación de personal que labora
en el campo de los END.
3.2.4.1. Norma INEN 1625
La norma INEN, cuyo título es “Calificación y Certificación del personal para
Ensayos no Destructivos (END)”, establece los procedimientos para la
calificación y certificación del personal que desarrolla actividades en el campo
referente a los END.
El documento muestra los requerimientos necesarios en lo referente a
formación, educación, experiencia práctica, exámenes que se deben rendir y
calificaciones que debe alcanzar el personal que labora en END para poder
obtener los niveles I, II y III respectivamente, dependiendo del nivel al cual el
inspector se encuentra calificado.
En esta norma principalmente se hace referencia a los métodos de END que
a continuación se mencionan:
Corrientes Inducidas CI (ET)
Líquidos Penetrantes LP (PT)
Partículas magnetizables PM (MT)
Radiografía Industrial RI (RT)
Ultrasonido US (UT)
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
48
4. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE
INSPECCIÓN CON ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS A LA
T UBERÍA DE PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN (T UBERÍA
DE REVEST IMIENTO Y T UBERÍA DE PRODUCCIÓN)
4.1. PROCEDIMIENTOS DE INSPECCIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN
4.1.1. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN VISUAL DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN
4.1.1.1 Inspección Visual del Cuerpo del tubo
Este procedimiento tiene por objeto definir las actividades necesarias para la
inspección visual de tubería de perforación para determinar las condiciones
internas y externas, para analizar visualmente daños de la tubería y su
condición en general.
4.1.1.1.1. Preparación de la tubería a inspeccionar
Los tubos tienen que estar marcados en el centro en orden correlativa, la
tubería tiene que ser limpiada de cualquier contaminación de restos de fluidos
de perforación, arena, de tal forma que permita una buena visibilidad, para
poder determinar los daños a encontrar.
4.1.1.1.2. Equipo necesario en este procedimiento
Se debe usar un calibrador de profundidad (Pit Gauge) en escala de mi lésimas
de pulgadas (0.001 – 1 pulgada), marcador metálico o crayolas de cera, una
linterna de alta intensidad capaz de iluminar la superficie interna del tubo o un
espejo de inspección para aprovechar la luz solar.
49
4.1.1.1.3. Inspección de la Superficie externa
La tubería será inspeccionada de extremo a extremo girando el tubo con el
objetivo de detectar imperfecciones superficiales. Determine la profundidad
máxima de cada imperfección que penetre la superficie, el espesor promedio
del tubo alrededor de la misma y calcule el espesor remanente (espesor
promedio de profundidad máxima).
Para cada caso verifique conformidad con el criterio de aceptación (el espesor
remanente debe ser ≥ 87,5% del espesor especificado).
4.1.1.1.4. Verifique la rectitud del tubo
El mismo no debe estar doblado o con curvatura, en el caso de tubos curvos
con diámetros iguales o mayores a 4-1/2 pulgas, determinar la magnitud de la
curvatura con un borde recto o una cuerda y una regla graduada, la máxima
altura de la cuerda permisible es de 0,002 X longitud del tubo (en pulgadas).
4.1.1.1.5. Inspección de la superficie interna
La tubería será inspeccionada a partir de cada extremo, con una iluminación
adecuada, para tuberías con diámetros menores a 10 ¾ se recomienda la
utilización de un boroscopio con las características especificadas en las
norma, la máxima profundidad de picadura medida o estimada no debe ser
mayor de 1/8 pulgada, para tubería Premium y de 3/16 pulgadas, para tubería
clase 2.
4.1.1.1.6. Procedimiento y Criterios de Aceptación
La tubería tiene que ser examinados de recalque a recalque, para poder
determinar torceduras, aplastamientos, picaduras por corrosión tanto en la
50
superficie, externa como en la interna, daños en el revestimiento interno
(couting).
a. Se mide 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 de aceptación
(según fuese aplicable) deben ser causa de rechazo.
b. La tubería que presente demasiadas protuberancias en el área de cuña
puede ser sacada y colocada aparte sin mayor inspección.
c. La tubería que presente metales sobresalientes por encima de la
superficie normal, puede ser removido si el cliente lo autoriza.
d. El nivel de iluminación mínimo en la superficie de inspección debe ser
50 bujías-pie.
e. 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.
f. El pandeo de la tubería no deberá ser visible a simple vista.
g. 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.
51
4.1.1.2. Inspección Visual de la conexión de la Tubería de Producción
Este procedimiento tiene como objetivo cubre los parámetros establecidos
para la inspección visual de las conexiones.
4.1.1.2.1. Preparación de la conexión a inspeccionar
Los tubos tienen que estar marcados en el centro en orden correlativa, la
conexión tiene que ser limpiada de cualquier contaminación de restos de
fluidos de perforación, arena, de tal forma que permita una buena visibilidad,
para poder determinar los daños a encontrar.
4.1.1.2.2. Equipo necesario para la inspección visual de la conexión
Se debe usar un instrumento para medir el paso de la rosca (Lead gauge) y
la barrita de calibración (Setting Block), con las puntas de contacto apropiadas
según la norma API SPEC 7.
a. Indicador de profundidad.- Sirve para determinar las profundidades del
daño.
Figura 24. Medidor de Profundidad
(Drill Stem Design and Inspection DS1, 2012)
b. Regla metálica.- De 12 pulgadas, con divisiones de 1/64 pulgadas, y
sirve para determinar correctamente:
52
Longitud del roscado
Longitud del Hardband
Longitud del área de llave tanto de la espiga como de la caja.
Calibrar los compases metálicos
c. Compás para diámetro externo e interno.- Sirve para determinar los
diámetros internos y externos en la unión de herramienta.
Figura 25. Compases para inspección visual de diámetro
(Drill Stem Design and Inspection DS1, 2012)
4.1.1.2.3. Preparación de la conexión a inspeccionar
Limpiar toda la conexión y sellos que está sin sus protectores, asegurarse que
deben estar totalmente limpia y libre de contaminación de lodo de perforación,
grasa, suciedad, o material de limpieza.
Se requiere usar cepillos de fibra de nylon para la limpieza de roscas
recubiertas por métodos no electro-galvánicos, y para la limpieza de
superficies de materiales con aleaciones resistentes a la corrosión y las
conexiones con sellos de metal a metal.
El material de limpieza así como otros desechos i ncompatibles con el proceso
de inspección serán quitados de las conexiones y extremos del tubo con aire
a presión.
53
Las conexiones no cubiertas que han sido limpiadas, no deben dejarse
expuestas a la humedad sin protección durante la noche a no ser que el
material esté bajo techo. Se debe aplicar grasa para roscas, inhibidor de
corrosión soluble, o cubrir con plástico o lonas.
4.1.1.2.4. Procedimientos y criterios de aceptación
a. Marcación de peso y grado.- La estampada de grado y peso deben
estar marcados ya sea en la muesca maquinada en el pin o en el cuello
de la base del pin, si no existiera ninguna de estas marcas, el tubo debe
ser rechazado.
b. Revestimiento del metal duro (HARDBANDING).- El revestimiento con
metal duro no debe extenderse más de 3/16” sobre la superficie de la
junta (tool joint) no puede existir roturas o áreas faltantes mayores a
1/8” a lo largo del dimensión mayor. Se permitirán grietas finas en la
superficie siempre y cuando no se extiendan hacía en metal base.
Figura 26. Criterio de aceptación y rechazo, para tener en cuenta en la inspección final
de la banda dura.
( A.T.ALTA TECNOLOGIA,2014)
c. Grietas.- Todas las conexiones y cuerpos de juntas ( tool joints) deben
encontrarse libres de grietas visibles y de agrietamiento por calor. No
se permitirá remover grietas por medio de esmerilado.
54
4.1.1.2.5. Inspección de la conexión
a. Ancho del bisel.- Debe tener un ángulo aproximadamente de 45
grados y un ancho mínimo de 1/32 pulgada en toda la circunferencia
del pin y la caja.
b. Superficie de las roscas.- No tienen que tener picaduras y otras
imperfecciones que excedan una profundidad de 1/16 pulgada o 1/8
pulgada de diámetro, que penetren por debajo de la raíz de la rosca o
que ocupen más de 1-1/2 pulgada a lo largo de la rosca.
c. Diámetro de la caja.- Se tiene que verificar que la caja mantenga un
diámetro estreno contante, y que no hay una variación mayor a 1/32
pulgada la conexión deberá ser rechazada y pintar con una banda de
pintura azul para enviar a reparación en el torno (según código de color
para tool joint Norma DS-1, o color rojo según la Norma API RP 7G).
d. Superficie de sello.- Se verificara que el sello esté libre de
proyecciones de metal o depósitos, y de picaduras o interrupciones en
la superficie del sello con una profundidad mayor de 1/32 pulgada o
que ocupe más del 20% dl ancho del sello, si se requiere refrentar
(“REFACE”) el sello verifique que no se exceda el limite permisible.
e. Calibración del perfil de rosca.- No debe observarse estiramientos
entre el calibrador y los flancos de la rosca, un máximo de dos crestas
pueden presentar una separación estimada no mayor de 1/16. Un
desgaste uniforme no mayor de 0.010 pulgada es permisible, sin
embargo si se observan de los flanco estirarse se debe verificar el paso
del pin (“PIL LEAD”), el alargamiento del pin no debe exceder 0.006
pulgadas en una longitud de 2 pulgadas.
55
f. Inspección de la ranura de alivio de esfuerzos.- En conexiones del
BHA y tubería pesada, la misma debe estar libre de picaduras mayores
de 1/32 pulgada de profundidad.
4.1.1.3. Calibración del diámetro externo del cuerpo del tubo
4.1.1.3.1. Equipo a utilizar en la calibración del diámetro externo del tubo
Pueden utilizarse calibradores con lectura directa (caliper calibrado) o
calibradores pasa/no pasa (compases), para localizar áreas con
reducción del OD.
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.
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.
4.1.1.3.2. Calibración
a. La calibración del instrumento de medición del diámetro externo debe
ser verificada con los valores máximos y mínimos para los diámetros
exteriores.
b. La calibración del instrumento debe ser verificada:
Al comienzo de cada inspección.
Después de cada 25 tubos.
56
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.
c. 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.
4.1.1.3.3. 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
exceda a los establecidos en las normas.
c. Si encontramos un tubo fuera de los límites de aceptación procedemos
a anotar con un marcador en el punto donde se tomó 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.
57
4.1.2. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN CON ULTRASONIDO DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN
4.1.2.1 Inspección con ultrasonido del espesor de la pared del tubo
Este procedimiento tiene por objeto definir las actividades necesarias para la
inspección con ultrasonido del espesor de pared de la tubería de perforación
(Drill Pepe).
4.1.2.1.1. Preparación
Los tubos tienen que estar enumerados secuencialmente.
La superficie donde va ser tomada la medición deberá estar limpia de
suciedad, pintura o cualquier contaminante, se debe expones la
superficie natural del tubo.
4.1.2.1.2. Equipo para la inspección ultrasónica
1. Medidor de espesores por pulso-eco cuyo indicador de lecturas
pueden ser gigital o análogo, el equipo de ultrasónico debe cumplir los
siguientes requisitos:
Este ultrasonido dispondrá de un palpador dual, que sirva para
transmitir y receptar la onda ultrasónica en forma separada.
El ultrasonido será calibrado linealmente cada seis meses, por
el fabricante o alguna entidad autorizada.
El instrumento ultrasónico deberá tener una calcomanía o sticker
de calibración, y debe de tener la siguiente información:
Fecha de calibración.
Fecha de expiración de dicha calibración
58
2. Pulsador que recibe la señal eléctrica del circuito electrónico
convirtiéndola en una vibración que genera el haz ultrasónico.
3. Patrón de calibración plano de acero 4340 o equivalente con al menos
dos espesores conocidos.
4. Patrón de calibración tubular con al menos dos espesores conocidos,
según las dimensiones y tolerancias establecidas en la norma DS-1.
5. Acoplante 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.
4.1.2.1.3. 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 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.
59
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 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.
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 re-inspeccionada, después de corregir la calibración.
4.1.2.1.3. Procedimiento
a. Se escogerá un punto para medir el espesor de pared. Las lecturas
deben tomarse en el centro del tubo, a 3 pies del pin y del box, y en
aquellas zonas donde se encontraron variaciones de diámetro con el
O.D GAUGE y con la inspección electromagnética.
60
b. Se debe aplicar acoplante apropiado en el área a ser medida.
Este acoplante será el mismo que se usó en la calibración del equipo y
no debe dañar al material del tubo.
c. Después de aplicar el acoplante debe medirse el espesor siguiendo la
circunferencia del tubo en incrementos no mayores a 1 pulgada.
d. Recorrer el cuerpo del tubo midiendo el espesor de pared, con una
velocidad de desplazamiento del palpador no superior a 150 mm/s
(6pulg./seg).
e. La medida se deberá tomar dentro de un pie del centro de cada tubo.
f. El inspector debe examinar la superficie dentro de un radio de 1
pulgada en el área de la lectura menor para confirmar o modificar dicho
valor.
g. Se debe registrar el valor mínimo
h. Si las lecturas son menos que las permitidas, inmediatamente
bosquejar el sitio con pintura roja.
4.1.2.1.5. Criterios de aceptación y rechazo
Se utilizarán los establecidos en las, norma o especificación aplicable a la
tubería de perforación o el acordado en un documento escrito con el cliente.
Solamente personal certificado como Nivel II y Nivel III en Ultrasonido podrá
tomar la decisión de aceptar o rechazar un material inspeccionado.
61
4.1.2.2. Inspección de conexiones con ultrasonido
Se inspeccionara las roscas de las espiga y caja (pin y box) con ondas de
compresión con la finalidad de detectar grietas trasversales en la conexión.
4.1.2.2.1. Preparación
Los hombros tanto de la espiga como de la caja deben estar
completamente limpios, la superficie metálica tiene que estar lisa al
punto de que el plano de contacto sea paralelo a la cuña de inspección,
este proceso debe hacerse con una pulidora.
Las picaduras por corrosión, engranamientos, o metales sobresalientes
en el hombro de las conexiones es motivo para que el rayo de sonido
sea disipado o atenuado, por tal motivo ambos hombros de las
conexiones deberán pulirse o rectificarse de tal forma, que el contacto
sea lo más exacto y la adherencia entre la cuña y el hombro permitan
una buena inspección.
No debe usarse el compuesto para las roscas (grasa) como acoplante
durante la calibración e inspección ultrasónica. El mismo acoplante que
se usa para la calibración, se usara para la inspección (de preferencia
se deberá usar glicerina).
4.1.2.2.2. Procedimiento de inspección
a. Aplicar acoplante apropiado en el área a ser medida. Este acoplante
será el mismo que se usó en la calibración del equipo y no debe dañar
al material del tubo.
Este acoplante deberá distribuirse en las superficies de contacto de las
conexiones.
62
b. Durante la inspección la amplificación de señal puede ser aumentada
si el inspector cree necesario hacerlo.
c. Las conexiones deberán inspeccionarse en todo sus 360 grados. La
velocidad de escaneo no deberá ser mayor a 1" por segundo.
d. Las indicaciones sospechosas deberán ser evaluadas utilizando la
misma amplificación que fue utilizada durante la calibración.
e. Las conexiones cuyas indicaciones estén entre el 50% y 100% del nivel
de referencia deben evaluarse con luz negra para conexiones
ferromagnéticas y con líquidos penetrantes en conexiones no
magnéticas.
4.1.2.2.3. Criterio de aceptación y rechazo
Una grieta de la amplitud debe ser causa para rechazo en la señal producida.
Cualquier discontinuidad detectada al evaluar con luz negra y líquidos
penetrantes es causa de rechazo.
Si se encuentran otras imperfecciones no deben sobrepasar los límites
establecidos en la norma que se aplique.
4.1.3. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN CON ELECTROMAGNÉCTICA
PARA TUBERÍA DE PERFORACIÓN
Este procedimiento tiene por objeto definir las actividades necesarias para la
inspección electromagnética de la tubería de perforación, en busca de fallas
trasversales y tridimensionales, tales como fracturas, corrosión interna o
externa, cortes y metal desprendido, utilizando equipo de detección por
escape de flujo.
63
4.1.3.1. Preparación de la tubería
La tubería tiene que ser numerada en secuencia
Toda la superficie tiene que estar limpia hasta que esté totalmente
visible y no se sienta pegajosa al tocarse.
Capas de pintura o barniz trasparente de menos 0.0010 pulgadas son
aceptables.
Cualquier condición que interfiera con el movimiento de las zapatas de
exploración sobre el tubo deberá corregirse.
4.1.3.2. Equipo para la inspección electromagnética
1. La unidad de Inspección EMI (tipo “buggy”) debe ser de un tamaño
apropiado para el diámetro de tubería a inspeccionar. Debe incorporar
una bobina de corriente continua (CC) para producir una magnetización
longitudinal a medida que se desplaza a través del tubo de extremo a
extremo; así como un juego de sensores de campo magnético tipo
bobina y/o de efecto hall que aseguren una cobertura del 100% de
la zona de barrido.
2. La consola 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 está 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 nchufes para
unir los cables con el Buggy.
3. El patrón de referencia debe ser un tubo con el mismo diámetro nominal
de la tubería a inspeccionar y con suficiente longitud para realizar el
64
proceso de estandarización. Debe contener agujeros pasantes de 1/16”
± 1/64” (1,6 mm ± 0,4 mm) de diámetro distribuidos con un patrón en
espiral uno por cada sensor de la unidad EMI.
4.1.3.3. Calibración de la unidad electromagnética
a. El equipo debe ser ajustado de manera que cada sensor produzca una
señal de referencia de 10 mm de amplitud a partir de cada sensor al
pasar sobre el agujero del patrón de referencia. La mínima relación
señal / ruido debe ser de 3 a 1.
b. Después de realizar la estandarización, el patrón de referencia debe
ser inspeccionado cuatro veces a la misma velocidad que se utilizará
en la inspección, sin cambiar ningún ajuste. Cada canal debe producir
una indicación similar con una variación máxima de ± 20% respecto a
la amplitud de referencia establecida en 8.3.1., y una relación señal /
ruido mínima de 3 a 1.
c. El radio de curvatura de la zapata de exploración deberá ser la misma
que el de la tubería que se está inspeccionando y debe de estar
siempre en 104 contactos con la superficie del tubo durante el recorrido
o escaneo electromagnético.
d. El equipo debe ser estandarizado con la siguiente frecuencia:
Al comienzo de cada inspección
Después de inspeccionar 50 tubos
Cada vez que se encienda el equipo
Cuando se cambie de inspector
Cada vez que se realicen cambios en el sistema mecánico o
electrónico del equipo.
Cuando realicen cambios en el ajuste del equipo
65
Cuando se cuestione la validez de la última estandarización
Cuando se termine la inspección
e. Si la exactitud de una estandarización previa no se puede verificar,
todos los tubos inspeccionados desde la última estandarización valida
deben ser re-inspeccionados una vez corregida la estandarización
f. Los registros de estandarización deben aparecer en la secuencia
correspondiente en los registros de inspección.
4.1.3.4. Procedimiento
a. Verifique que la tubería recibida sea la misma con la guía de ingreso o
de transporte con la finalidad que sea clasificada por diámetros, pesos,
y grados específicos.
b. Todos los tubos deben ser numerados en secuencia en orden
correlativo.
c. Cada tubo debe ser explorado de recalque a recalque.
d. La velocidad debe ser igual durante la calibración y durante la
producción y estar documentada en el reporte de inspección, debe ser
contante a través de toda la longitud del tubo, tiene que ser la misma
para las corridas de inspección y estandarización, tiene que ser
documentada en el reporte de inspección.
e. Cuando se recibe una señal que es significati va, marcar el área de la
imperfección en la superficie del tubo, localizar la imperfección
visualmente y marcarla.
66
f. Durante la corrida electromagnética se deberá también anotar los
siguientes datos en la consola de inspección: número del tubo, extremo
en que se comenzó la inspección bien sea pin o box, clasificación del
tubo por electromagnética, y se deberán anotar todas las indicaciones
encontradas durante la inspección que excedan el 50% del nivel de
referencia en la calibración, para su respectiva evaluación.
g. Si es necesario una desmagnetización, debe ser realizada después de
la inspección de tal manera que el magnetismo residual quede
comprendido en una banda de 0 a 10 gauss.
4.1.3.5. Criterio de aceptación
a. Los tubos con imperfecciones o espesor de pared que no cumpla el
criterio de aceptación especificado en las normas DS1 y API según
aplique deben ser rechazados.
b. El área en la que una indicación de escape de flujo exceda el nivel de
referencia pero donde no se puedan encontrar las imperfecciones,
debe re-inspeccionarse. La repetición continua de tas indicación será
para rechazar el tubo.
c. En algunos casos los clientes tienen sus propios parámetros de
clasificación, aceptación y rechazo de sus componentes de
perforación, si este fuera el caso tenemos que hacer notar en el reporte
técnico de inspección este detalle.
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Tabla 3. Clasificación de Uniones y Tubos para Barras de Perforación de
Peso Normal Usadas
1. 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.
(Drill Stem Design and Inspection DS1, 2012)
4.1.4. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN CON PARTICULAS MAGNETICAS
DEL ÁREA DE CUÑAS Y RECALQUE DE LA TUBERIA DE
PERFORACIÓN
Este procedimiento tiene como objetivo cubrir la inspección de las superficies
externas en el área de cuñas y recalcados (upset) de la tubería de perforación
de acero usada para buscar fallas transversales y tridi mensionales mediante
partículas magnéticas ya sea con partículas secas con un campo activo de
corriente alternas o el método de partículas húmedas con partículas
fluorescentes con un campo activo de corriente directa.
68
Cubrir la inspección de las conexiones pin y caja de tubos o componentes de
una sarta de perforación para la detección de grietas transversales por fatiga
debe realizarse magnetizando con una bobina de corriente continua y
aplicando partículas húmedas fluorescentes.
Se podrán utilizar partículas magnéticas secas, con un color que suministre
un buen contraste, únicamente cuando se aplique la técnica de magnetización
con Yugo para la detección de grietas superficiales en el cuerpo de un
componente o para la detección de grietas por calentamiento “Heat Checks”
en la superficie externa de las cajas.
4.1.4.1. Preparación
Toda la tubería debe enumerarse en secuencia
Las superficies de la tubería deben limpiarse al grado que la superficie
del metal sea visible.
Para la inspección con polvo seco la superficie debe estar seca al tacto.
Todas las conexiones deberán de estar completamente limpias, libres
de contaminación de grasa, fluido de perforación, las raíces de las
roscas deben estar completamente pulidas y brillantes, para esto se
deberá usar un disco blando no metálico.
En el área de la caja sé deberá limpiar completamente todas las roscas
y se limpiara en un mínimo de dos pulgadas más allá del área roscada.
4.1.4.2. Equipo para la inspección con partículas magnéticas
1. Yugo electromagnético articulado con capaci dad para magnetizar con
corriente alterna (CA) o corriente continua (CC), y capaz de levantar un
peso de 10 libras (4,5 Kg) con corriente alterna (CA) y 40 libras (18 Kg)
69
con corriente continua (CC) con sus patas ajustadas al máximo
espaciamiento a utilizar en la inspección.
2. Bobina de corriente continua (CC) con la capacidad de inducir una
Fuerza de Magnetización de 1200 Amperios-vuelta por cada pulgada
de diámetro externo del componente a inspeccionar.
3. Partículas magnéticas fluorescentes, suspendidas en agua. No se
permite usar soluciones a base de petróleo.
4. Partículas magnéticas secas, de color gris, negro o rojo; según se
requiera para asegurar un buen contraste contra la superficie de la pieza
a inspeccionar.
5. Tubo centrifugo ASTM de 100 ml y su soporte.
6. Bomba manual para la aplicación de las Partículas Magnéticas
húmedas.
7. Perilla o dispersor para aplicación de las partículas magnéticas secas.
8. Lámpara de Luz Ultravioleta con una potencia mínima de 100 Vatios.
9. Medidor de campo magnético residual (magnetómetro) calibrado.
10. Medidor de intensidad de luz negra UV (calibrado).
11. Medidor de intensidad de luz visible calibrado para verificar la
iluminación.
12. Indicador de campo para partículas magnéticas MPFI. (“Pie gage”,
“shims”, o equivalente).
13. Espejo para la inspección de zonas inaccesibles (por ejemplo roscas
de las cajas).
70
4.1.4.3. Proceso de la inspección del área de cuñas y recalque de la tubería
1. Los extremos del tubo se inspeccionaran utilizando un campo
magnético longitudinal activo con ayuda de un yugo (Yoke), la
superficie de este deberá estar en contacto en todo momento con la
superficie del tubo simultáneamente se esparcirá el polvo magnético,
con la finalidad de encontrar grietas por fatiga.
2. Cuando encontremos una indicación dudosa, se deberá limpiar
nuevamente la superficie, y se repetirá la misma operación, con la
finalidad de estar seguros de la presencia de la grieta.
3. Después de la inspección limpiar todas las partículas magnéticas
espolvoreadas sobre el tubo.
4.1.4.4. Proceso de la inspección de las conexiones de la tubería
1. La concentración de las partículas magnéticas será de 0.2 y 0.4 ml
/100 ml, en un tubo centrifugo de 100 ml, el asentamiento de las
partículas será de 30 minutos como mínimo en líquidos en base de
agua y de 1 hora como mínimo en líquidos en base de aceite.
2. La intensidad de la luz negra debe medirse con un medidor para luz
ultravioleta cada vez que se encienda la luz, trascurrido 8 horas de
operación y al terminar la inspección.
3. La intensidad de la luz ambiental visible medida no debe exceder de 2
bujias-pie.
4. Determinar la polaridad del campo magnético en cada extremo se lo
realizara con un magnetómetro de bolsillo.
71
5. La aplicación de corriente magnética deberá permanecer activada 2 -3
segundos después de ser aplicado el baño de partículas.
La solución de partículas debe ser agitada antes de cada aplicación.
6. Las superficies da cada conexión deben ser inspeccionadas bajo la luz
negra.
7. Todos los tubos deberán ser girados durante la inspección para así
permitir una inspección a los 360 grados de la conexión y evitar
acumulaciones de solución que puedan obstruir defectos en la raíz de
la rosca.
8. Se usara un espejo para poder inspeccionar la raíz de las roscas de la
caja se debe de prestar mayor atención sobre los últimos hilos de la
espiga y de la caja ya que esta zona es sometida a mayores esfuerzos
durante la rotación de la sarta de perforación.
4.1.4.5. Criterio de aceptación y rechazo
4.1.4.5.1. Cuñas y recalque
Es importante recalcar que está completamente prohibido que los
inspectores, remuevan las fisuras encontradas con la ayuda de un esmeril,
cualquier fisura encontrada es motivo de rechazo del componente, toda falla
encontrada sé deberá anotar en el reporte técnico de inspección.
4.1.4.5.2. Conexiones
Todas las grietas encontradas en el área maquinada de pin o caja de las áreas
maquinadas del pin o caja o dentro de una pulgada de la parte de atrás de la
caja será causa de rechazo. Todas las conexiones que se acepta deben
72
cubrirse con un compuesto para juntas API en toda la superficie de la rosca y
hombros incluyendo la cara del pin.
4.2. PROCEDIMIENTOS DE INSPECCIÓN DE LA T UBERÍA DE COMPLETACIÓN (T UBERÍA DE REVEST IMIENTO Y TUBERÍA DE PRODUCCIÓN)
4.2.1. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN VISUAL DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y PRODUCCIÓN
4.2.1.1. Inspección visual de la tubería de revestimiento y la tubería de producción
Este procedimiento tiene como objetivo indicar todas las actividades
involucradas en la inspección visual de tubería de producción y revestimiento
tanto en el cuerpo como en la conexión, para determinar las condiciones
internas como externas y así poder analizar visualmente daños, defectos,
imperfecciones en la tubería y su condición en general.
4.2.1.1.1. Preparación de la tubería a inspeccionar
Los tubos tienen que estar marcados en el centro en orden correlativa, la
tubería tiene que ser limpiada de cualquier contaminación de restos de fluidos,
arena, de tal forma que permita una buena visibilidad, para poder determinar
los daños a encontrar.
4.2.1.1.2. Equipo necesario para la inspección visual del cuerpo del tubo
Se debe usar un calibrador de profundidad (Pit Gauge) en escala de
milésimas de pulgadas (0.001" - 1")
Marcador metálico o crayolas de cera.
73
Cinta métrica para medir la longitud total de la tubería.
Linterna capaz de iluminar la superficie interna del tubo (roscas internas
y corrosión interna).
Un espejo de inspección para aprovechar la luz solar.
4.2.1.1.2.1. Calibración
Calibrador de Profundidad: mod: id-s101zeb, serie: 72484 digital,
calibración en mm/inch: de .001 a 12.60 mm.
Calibrador analógico HYPAR serie: 005; de .001 pulgada a 90º
4.2.1.1.2.2. Procedimiento y criterio de aceptación de la inspección del cuerpo del tubo
La tunería tiene que ser examinados y medidos del extremo del pin al extremo
del box, para poder determinar torceduras, aplastamientos, picaduras por
corrosión tanto en la superficie externa como en la interna, daños en el
revestimiento interno (couting).
1. Los tubos deben ser medidos de extremo a extremo girando el tubo con
el objeto de detectar imperfecciones superficiales.
Determinar la profundidad máxima de cada imperfección que penetre
la superficie, el espesor promedio del tubo alrededor de la misma y
calcule el espesor remanente. Para cada caso verifique conformidad
con el criterio de aceptación respecto a la profundidad y espesor
remanente permisible, según la clase de tubería, 2, 3,4 o 5. (API RP-
5C1).
2. Se debe verificar la rectitud del tubo utilizando una cinta métrica.
74
3. Se debe verificar la superficie interna a partir de cada extremo di se
observan perdidas de espesores puntuales o extensas en la superficie
interna, verificar la orientación de la perdida de espesor (londitud o
circunferencial).
4. Los tubos con daños en la superficie externa y/o interna, tales como
severa corrosión, aplastamientos, torceduras extremas más de lo
recomendado por las normas de inspección deberán ser separados,
del resto de tubos en buen estado visual, para tomar una decisión de
realizar una inspección mucho más minuciosa, con la participación y
conocimiento del cliente o dueño de la tubería.
4.2.1.1.3. Equipo necesario para la inspección visual de la unión (PIN / BOX/ COUPLING)
Compás para diámetro externo e interno.- Sirve para determinar los
diámetros externos e internos de la tubería de producción.
Regla metálica. - De 12 pulgadas con divisiones de 1/64 pulgada.
Calibradores de perfil de roscas, un instrumento para medir el paso de
la rosca
Lima triangular para reparación si fuera posible y necesario.
Espejo para inspeccionar la superficie interna de la tubería de
producción y revestimiento y las raíces internas de las roscas de las
acoples o caja.
4.2.1.1.3.1. Procedimiento de inspección de las uniones (pin/box/coupling)
a. Se debe remover los protectores de la rosca evitando el daño de las
roscas por golpe entre tubos
75
b. Se debe limpiar la superficie de la rosca no debe haber compuestos de
rosca, sucio o cualquier otro material que afecte la inspección.
c. Se debe examinar cuidadosamente las roscas rotando el tubo una
revolución completa para detectar imperfecciones como grietas,
picaduras, desgarres, golpes, rosca imperfecta, cortes, costuras,
esmerilados, marcas de llaves, marcas de arco y cualquier otra
imperfección que interrumpa la continuidad de la rosca.
d. En las roscas externas se inspeccionan la cara, chaflan, área Lc y área
fuera de Lc, el calibrador el calibrador de perfil de roscas (“Profile Gage)
debe ser utilizado para verificar errores de maquinado.
e. En la rosca interna se tiene que inspeccionar el “couterbore” (abocado
plano), área PTL y área fuera de PTL. El calibrador del perfil de roscas
( Profile Gage) debe ser utilizado para verificar errores de maquinado.
Debe tenerse cuidado en no dañar el revestimiento de las roscas.
f. Cuando se inspeccione las roscas de las tuberías de producción y
revestimiento usado se debe tener bastante cuidado con lo siguiente:
hilos redondeados o desgastados, posibles fracturas por fatiga en los
últimos hilos.
Una rápida visualización del perfil de los últimos hilos del pin, nos
ayudará a determinar posibles estiramientos del conector por exceder
el límite de fluencia del material, engranamientos por torques repetitivos
en operación de enrosque y desenrosque.
g. Se debe verificar si existen muescas producidas por el manipuleo
inadecuado con llaves de tubo lo cual no es recomendable.
h. Perdidas de hermeticidad o liqueo de la conexión puede ser producidas
por las siguientes causas.
76
Bajo torque
Engranamientos
Grasa inadecuada.
Suciedad en las roscas
Excesivo ajuste y desajuste
Ovalidad.
i. Después de la inspección asegurarse de que las roscas estén limpias
y secas.
j. Lubricar las roscas con una grasa. Lubricar totalmente el área de las
roscas, incluyendo los sellos y las raíces de las roscas en toda la
circunferencia. En climas muy fríos se debe calentar la grasa antes de
aplicar.
k. Reinstalar los protectores de rosca limpios en los extremos tanto a los
tubos aceptados como a los rechazados, a los mismos que se les debe
dar apriete.
4.2.1.1.3.2. Criterios de aceptación y/o rechazo de las uniones (pin / box/ coupling)
Las roscas deben de mantener la forma, y estar libres de desgaste, corrosión,
arrancaduras, y engranamientos. Para tal efecto no se permitirán como roscas
operativas, aquellas que tengan picaduras por corrosión, que afecte la raíz de
las mismas, cuya profundidad sea mayor de 1/16" y 1/8" de diámetro.
Según la norma API Spec 5A5 las causas por las que las roscas pueden ser
rechazadas son las siguientes.
Roscas rotas
Cortados
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Pulidos
Filos o gradas
Grietas o Fisuras
Roscas con crestas incompletas
Roscas rasgadas
Roscas gruesas
Roscas delgadas
Rozaduras
Altura inapropiada de las roscas
Agujeros
Golpeados
Con marcas de herramientas
Filos delgados
Alguna otra que rompe la continuidad.
4.2.1.1.4. Calibración del diámetro interno del cuerpo del tubo
La superficie interna de la tubería a inspeccionar deberá estar
completamente limpias, secas y libre de partículas de óxido, grasas,
fluidos de perforación para que el conejo (Drift Mandrel) atraviese
fácilmente.
Seleccionar el conejo correcto antes de empezar la inspección, el
conejo debe ser remedido después de cada 500 tubos.
El conejo debe estar a una temperatura aproximada a la del tubo.
Pasar el conejo a través de la tubería. El conejo deberá pasar
libremente usando una fuerza razonable tal que no exceda el peso del
mismo.
El conejo será insertado y removido cuidadosamente de tal manera queni
los sellos ni las roscas sean golpeados o dañados.
Si el conejo no pasa por toda la tubería, éste se deberá removerlo y
limpiarlo. Si es necesario limpiar nuevamente el interior de la tubería.
78
Si el conejo no pasa por el tubo en el segundo intento entonces el tubo
es considerado como RECHAZADO (API RP 5A5).
4.2.2. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN CON ULT RASONIDO
Esta inspección tiene como objetivo determinar pérdidas de espesores de
pared en la tubería de producción y revestimiento por medio de un equipo
portátil de ultrasonido.
4.2.2.1. Preparación de la tubería a inspeccionar
La tubería estará libres de suciedad, pintura, cascarrilla, oxido y de cualquier
material extraño en la superficie del tubo para efectuarse las lecturas de
ultrasonido.
Este proceso debe hacerse con una pulidora, con el fin de que la superficie
externa esté limpia para la aplicación del acoplante y para que el palpador
tenga un contacto sin ningún tipo de interferencia que pueda afectar la
transmisión del sonido en la pieza, o que cause errores en la interpretación y
evaluación de las indicaciones.
4.2.2.2. Equipo necesario para la inspección ultrasónica
Cables coaxiales: los cables coaxiales deben estar en buenas
condiciones y hacer un buen contacto eléctrico entre el palpador y el
aparato de ultrasonido la longitud del cable puede variar entre 1.5 y 3
metros, los cables a emplearse poseerán condiciones adecuadas al
79
equipo y a los palpadores; en caso contrario se pueden emplear
adaptadores.
Acoplantes: Es el medio lubricante utilizado durante la inspección En
caso de cambiar de acoplante durante la inspección se comprobará
toda la calibración.
Instrumento Ultrasónico: El instrumento para este método de
inspección deberá ser un ultrasonido de pulso y eco, cuyo indicador de
lecturas puede ser digital o análogo.
4.2.2.1. Calibración del equipo
a. Fijar la lectura del medidor la cual, debe ser exactamente igual a la del
espesor del bloque de calibración, este espesor deberá ser verificado
con un micrómetro.
Este bloque estará dentro de las 0.05 pulgadas del espesor nominal de
la pared del tubo a ser inspeccionado.
b. Chequear la exactitud de la lectura en un segundo espesor normado
este es del 87 1/2 % o menos del espesor de la pared especificada del
tubo a ser inspeccionado. La medida leída estará dentro de ±0.001
pulgadas.
c. Todos los espesores normados usados para calibración tendrán
propiedades de velocidad y atenuación similares a la del tubo que está
siendo inspeccionado. Antes de usar, ellos también serán expuestos a
la misma temperatura ambiente del tubo por 30 minutos o más.
Colocando el bloque de calibración sobre la superficie del tubo, y así
maximisando el área de contacto con el tubo, puede permitir en un corto
80
tiempo de exposición, pero no menos que 10 minutos para eliminar
medidas erróneas debido a la diferencia de temperaturas.
d. Si el tubo ensayado es de 3 ½ pulgadas de diámetro exterior o más
pequeño, la norma en "a" y "b" tienen la misma superficie de curvatura
que el diámetro exterior del tubo medida.
Cuando el tubo ensayado es más grande que 3 1/2 pulgadas, de
diámetro exterior, puede usarse un bloque de superficie curva o plana.
e. Si al encender el equipo, este indica que la batería está baja, ésta debe
ser reemplazada o cargada.
f. Chequear periódicamente la superficie del palpador, que no esté
desgastada o curvada, y si está así, tiene que ser rectificada o
reemplazada.
g. Si las lecturas no permanecen estables cuando el palpador es retenido
firmemente e inmóvil en un bloque de calibración, el medidor está
funcionando mal. Este será reemplazado o reparado, y luego calibrado
con los procedimientos anteriores.
h. La temperatura del equipo y del palpador deben ser las del medio
ambiente de trabajo.
4.2.2.4. Proceso de la inspección
a. Escoger un punto para medir el espesor de pared. Las lecturas deben
tomarse en el centro del tubo o en aquellas zonas donde se
encontraron variaciones de diámetro con el O.D GAUGE y con la
inspección electromagnética.
81
b. Aplicar acoplante apropiado en el área a ser medida. Este acoplante
será el mismo que se usó en la calibración del equipo y no debe dañar al
material del tubo.
c. Una vez aplicado el acoplante, se medirán los espesores de pared
siguiendo la circunferencia del tubo, presionando el palpador
firmemente a la superficie. La línea divisora del palpador estará siempre
perpendicular al eje longitudinal de la tubería para obtener una lectura
más exacta.
d. Permitir que la lectura se estabilice, luego comparar la lectura con el
mínimo espesor de pared permitido. Una lectura estable es una que
mantiene el mismo valor (±0.001 pulgadas) en por lo menos cada tres
segundos.
e. Recorrer el cuerpo del tubo midiendo el espesor de pared, con una
velocidad de desplazamiento del palpador no superior 6
pulgadas/segundos.
f. Si una lectura es hecha clasificando al tubo como un rechazo, limpiar
las superficies que cubren al tubo, raspar las escamas sueltas de la
superficie, alisar la superficie, y volver a revisar la exactitud del medidor
en el bloque de ensayo. No remover el metal base.
g. Volver a revisar el espesor de la pared del tubo para confirmar o verificar
algún aumento y/o disminución de pared cercana a la lectura
encontrada.
h. Si las lecturas son menos que las permitidas, inmediatamente
bosquejar el sitio con pintura roja.
i. Cuando es para evaluación de imperfecciones interiores,
previamente bosquejar los pasos usados excepto que el palpador es
82
movido de atrás para adelante sobre el tubo como una forma para
examinar, buscando el espesor de pared delgado.
j. Cuando se usa un medidor de alta sensibilidad, se debe tener cuidado
para asegurar que la detección de una inclusión o laminación no sea
interpretada como una medida del espesor de pared.
4.2.2.5. Criterio de aceptación y rechazo
a. Todos los tubos que tengan remanentes de espesores de pared
mayores al 87 ½ % de la pared nominal serán clasificados como clase de
servicio crítico y serán identificados con una banda de pintura blanca.
b. Los espesores remanentes de pared menores al 87½ % pero mayores
del 80% de la pared nominal serán clasificados como clase premium y
serán identificados con dos bandas de pintura blanca.
c. Los espesores remanentes de pared menores al 80% pero mayores
del 70% de la pared nominal serán clasificados como clase 2, y serán
identificados con una banda de pintura azul.
4.2.3. PROCEDIMIENTO DE INSPECCIÓN CON ELECTROMAGNÉTICA
Este procedimiento cubre la inspección de la longitud del tubo de
Producción desde el pin hasta la caja, con la finalidad de encontrar
discontinuidades transversales de Origen tridimensional, tales como
fracturas (cracks), corrosión interna y/o externa, cortes y arrancaduras de metal
los cuales son detectados con una Unidad de Inspección que utiliza el
principio de escape de Flujo Magnético.
83
4.2.3.1. Preparación de la tubería a inspeccionar
La tubería a inspeccionar deberá estar completamente limpia, tanto en la
superficie interna como externa, libre de partículas de óxido, grasas, y la
superficie externa debe estar completamente lisa, para que no altere el
recorrido de las zapatas durante la inspección.
4.2.3.2. Equipo usado en la inspección electromagnética
a. Equipo de Inspección Electromagnético (EMI) que deberá constar de
un cabezal electromagnético y de una bobina de corriente directa,
con inducción de campo magnético longitudinal, capaz de recorrer e
inspeccionar el tubo de extremo a extremo.
b. El cabezal electromagnético se desplaza a lo largo de la tubería
detectando discontinuidades que esta pueda tener.
c. Standard o tubo de calibración para la electromagnética debe ser del
mismo diámetro de la tubería a inspeccionar y deberá tener 8 agujeros
perforados de 1/16" ± 1/64" de diámetro, que será orientados en espiral,
de tal forma para que sean detectados por cada palpador o zapata de
exploración.
d. Se deberá tener un patrón alterno de calibración para las unidades
electromagnéticas, y será del mismo diámetro de la tubería a
inspeccionar. Este tubo tendrá una ranura transversal en el diámetro
externo, que cumpla con los siguientes requisitos.
Profundidad de ranura = 5% del espesor nominal ± 0.004 pulgadas, con
una profundidad mínima de 0.012 pulgadas. Ancho de ranura = será de
84
0.040 pulgadas como máximo. Largo de ranura = 1 pulgada + O - 0.500
pulgadas.
e. Además el equipo de inspección deberá constar de los siguientes
accesorios: cables eléctricos, gatos de aire (soportes para el tubo),
mangueras de aire, fuente de poder, compresor, tizas.
4.2.3.3. Calibración de la unidad electromagnética
1. La unidad de inspección estará calibrada de tal manera que cada
zapata de exploración produzca una amplitud de señal de 10 milímetros
como mínimo, al explorar cada agujero o ranura. Y la relación de señal
de ruido mínima deberá ser de 3 a 1.
2. Después de realizar todos los ajustes durante la calibración en la
consola, se deberá pasar dinámicamente el cabezal cuatro veces a
través del tubo de prueba, una vez por cada una de las siguientes
posiciones horarias: 12, 3, 6, y 9; sin hacer ajustes en los
potenciómetros. La velocidad del buggy durante la calibración deberá
ser la misma velocidad que durante la inspección 60 pies ± 5 pies por
minuto.
3. La reacción de la unidad electromagnética al explorar cada agujero y
ranura deberá producir indicaciones de por lo menos 80% de la
amplitud de referencia establecida.
4. El radio de curvatura de la zapata de exploración deberá ser la misma
que el de la tubería que se está inspeccionando y debe de estar
siempre en contacto con la superficie del tubo durante el recorrido o
escaneo electromagnético.
85
5. La calibración de la unidad electromagnética deberá realizarse: Al inicio
del trabajo.
Después de 50 tubos corridos.
Cada vez que la unidad es activada.
Cada vez que ocurra alguna interferencia.
Cuando un elemento del sistema sea reparado o reemplazado.
Cuando se cambia de inspector.
Cada vez que se sospeche de algún problema en el equipo.
Y al final del trabajo.
6. Si durante cualquier calibración se sospecha que la unidad tuvo
problemas de sensibilidad, voltaje, amperaje, durante la inspección por
seguridad se deberán de inspeccionar nuevamente todos los tubos
anteriores a esta sospecha y calibración.
4.2.3.4. Proceso de inspección electromagnética
a. Todos los tubos deben ser numerados en secuencia en orden
correlativo, anotando con pintura o marcadores metálicos el número del
tubo.
b. Separar los tubos torcidos del grupo que esta sobre los racks, para
precederlos a enderezar antes de realizar la inspección
electromagnética.
c. Verifique que la tubería recibida sea la misma con la guía de ingreso o
de transporte con la finalidad que sea clasificada por diámetros, pesos,
y grados específicos.
d. Desplazar el sistema de inspección electromagnética a través del tubo.
86
e. Cuando se recibe una señal que es significativa, marcar el área de la
imperfección en la superficie del tubo, localizar la imperfección
visualmente y bosquejarla con tiza.
f. Durante la corrida electromagnética se deberá también anotar los
siguientes datos en el chart de inspección: número del tubo extremo en
que se comenzó la inspección bien sea pin o box, clasificación del tubo
por electromagnética, y se deberán anotar todas las indicaciones
encontradas durante la inspección que excedan el 50% del nivel de
referencia en la calibración, para ser evaluados.
g. Cuando sea necesario una desmagnetización, debe ser realizada
después de la inspección de tal manera que el magnetismo residual
quede comprendido en una banda de 0 a 10 gauss.
4.2.3.5. Criterio de aceptación y rechazo
a. Si durante la inspección la unidad detecta imperfecciones, que no
pueden ser localizadas, y si se repiten nuevamente estas deflexiones
en el chart, el tubo tiene que ser rechazado.
b. Tomar en cuenta que los clientes tienen sus propios parámetros de
clasificación, aceptación y rechazo de sus componentes de
perforación, si este fuera el caso tenemos que hacer notar en el reporte
técnico de inspección este detalle.
4.2.4. PROCEDIMIENTO INSPECCIÓN CON PARTÍCULAS MAGNÉTICAS
El objetivo de este procedimiento es detectar discontinuidades transversales
en las roscas ferromagneticas mediante el uso de partículas magnéticas.
87
4.2.4.1. Preparación de la conexión
Para una adecuada sensibilidad de la inspección por partículas magnéticas
todas las conexiones deberán de estar completamente limpias, libres de
contaminación de grasa, las raíces de las roscas deben estar completamente
pulidas y brillantes, para esto se deberá usar un disco blando no metálico.
4.2.4.2. Proceso de inspección con luz negra
a. El inspector tiene que medir la intensidad de luz negra de la lámpara
con la ayuda de un instrumento para luz negra. Ésta se deberá medir
al momento de iniciar el trabajo, cada 8 horas de trabajo continuo, y al
terminar el trabajo. La intensidad mínima deberá ser de 1,000
microvatios/cm2 a 15 pulgadas de la lámpara o a la distancia en que
se realiza el trabajo de inspección.
b. La concentración de las partículas magnéticas será de 0.2 y 0.4
milimetro / 100 milimetro, en un tubo centrifugo de 100 ml, el
asentamiento de las partículas será de 30 minutos como mínimo en
líquidos en base de agua y de 1 hora como mínimo en líquidos en base
de aceite.
c. El inspector deberá tener cuidado con la polaridad y la magnitud del
campo existente en la conexión, con la ayuda del gausímetro.
d. La bobina de magnetización debe colocarse sobre la conexión para
reforzar (no oponer) cualquier campo magnético ya existente. El baño
de partículas y la activación del campo magnético deberán realizarse
simultáneamente para mejores resultados. La aplicación de corriente
magnética deberá permanecer activada 2-3 segundos después de ser
aplicado el baño de partículas. La solución de partículas debe ser
agitada antes de cada aplicación.
88
e. Cada vez que se realice la inspección con luz negra, se deberá de
verificar la magnitud y orientación del campo con la ayuda de una
lámina, mientras se realice el baño y la solución es esparcida en la
conexión.
f. Las superficies da cada conexión deben ser inspeccionadas bajo la luz
negra.
g. Todos los tubos deberán ser girados durante la inspección para así
permitir una inspección a los 360 grados de la conexión y evitar
acumulaciones de solución que puedan obstruir defectos en la raíz de
la rosca.
h. Debe utilizarse un espejo de aumento para inspeccionar la raíz en la
rosca de la caja, asimismo se debe de prestar mayor atención sobre
los últimos hilos de la espiga y de la caja ya que esta zona es sometida
a mayores esfuerzos durante la rotación de la sarta de perforación.
4.2.4.3. Criterio de aceptación y rechazo
Las fisuras encontradas deberán ser motivo para rechazar la conexión, el
inspector no deberá esmerilar estas fisuras, para tratar de borrarlas, cualquier
duda de alguna indicación encontrada se deberá limpiar nuevamente con un
disco suave no metálico, y realizar nuevamente la inspección, si la indicación
aparece nuevamente la conexión deberá ser rechazada.
89
4.3. IDENTIFICACIÓN CON COLORES POSTERIORES A LA INSPECCIÓN
Las marcas o bandas de pintura serán de aproximadamente una pulgada de
ancho y deberán ser pintadas cuidadosamente sobre los elementos tubulares;
estas franjas serán colocadas tan cerca como sea posible de los acoples (en
el caso de tuberías de producción y revestimiento), caja o pín (si se trata de
tubería de perforación), y de los extremos en general para los demás
elementos tubulares y accesorios. Tener muy en cuenta el no colocar las
franjas sobre las roscas.
Tabla4. Código de colores y clasificación de Tubing y Casing usados
(Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing, 1999)
Tabla5. Identificación con código de colores Tubing y Casing usados
(Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing, 1999)
90
Figura 27. Colocación de marcas en tubería de perforación us ada
(Drill Stem Design and Inspection DS1 Addendum3, 2015)
Figura 28. Identificación del código de colores para la unión de la tubería de perforación
(Drill Stem Design and Inspection DS1, 2012)
FRANJAS PARA LA CONDICIÓN DEL TUBO
CLASE
NÚMERO
COLOR A
(±1¨)
B (±1/4¨) C (±1/4¨) D (±1/4¨)
Ultra 1 Azul 18 2 - -
Premium 2 Blanco 18 2 2 2
2 1 Amarillo 18 2 - -
FRANJAS PARA LA CONDICIÓN DE LAS UNIONES
CONDICIÓN DE LAS
UNIONES
COLOR
Chatarra Rojo
Reparable en el taller Azul
Reparable en el campo Verde
Aceptable Blanca
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
91
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
Se describe los procedimientos de inspección de las tuberías usadas en la
fase de perforación y la fase de completación, de modo que estos facilitarán
al inspector en el desarrollo de su trabajo sin necesidad de que éste tenga un
vasto conocimiento del proceso y/o normas, puesto que estos muestran paso
por paso de manera simple y detallada como: inspeccionar, manejar y cuidar
los equipos, la manera de interpretar los resultados.
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.
La mayoría de las fallas y los trabajos de pesca causados por las herramientas
de perforación pueden evitarse mediante el uso de inspecciones periódicas y
el mantenimiento.
La utilización y aplicación de normas de tubería utilizadas en la industria
petrolera en las actividades laborales producen una mejora en la calidad del
trabajo realizado, la seguridad y la competitividad industrial.
92
5.2. RECOMENDACIONES
Poner en marcha de manera continua un programa de mantenimiento
preventivo atreves de los diferentes tipos de inspección a la tuberías usadas
en las diferentes áreas de la industria hidrocarburífera, para poder determinar
el tiempo de vida útil de la tubería.
Para asegura un buen resultado de la inspección, es el hecho de mantener el
equipo y herramientas en buenas condiciones por lo que se recomienda que
tanto la calibración como el mantenimiento de estos sea el adecuado y que
sea controlado permanentemente.
BIBLIOGRAFÍA
93
BIBLIOGRAFÍA
American Petroleum Institute. (1997). API Recommended Practice 5A5
“Recommended Practice for Field Inspection of New Casing, Tubing
and Plain-End Drill Pipe". Washington: API Publish Service.
American Petroleum Institute. (1998). API Recommended Practice 7G
“Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits”.
Washington: API Publish Service.
American Petroleum Institute. (1999). API Recommended Practice 5A5
“Recommended Practice for Care and Use of Casing and Tubing, and
Line Pipe Threads" . Washington: API Publish Service.
American Petroleum Institute. (1999). API Recommended Practice 5B1
“Recommended Practice for Gauging and Inspection of Casing,
Tubing, and Line Pipe Threads”. Washington: API Publish Service.
American Petroleum Institute. (2001). API Specification 5D “Specification for
Drill Pipe". Washington: API Publish Service.
American Petroleum Institute. (2011). API Specification 5CT “Specification for
Casing and Tubing”. Washington: API Publish Service.
CENDE. (2004). Capacitación en Ensayos no Destructivos del Ecuador.
Quito: CENDE.
TENARIS. (2012). Manual de uso de Casing y Tubing. Obtenido de
http://www.tenaris.com/shared/documents/files/CB362.pdf
TH-HILL ASSOCIATES. (2012). Standard DS-1 "Drill Stem Design and
Inspection". Texas: TH-Hill Associates Inc.
ANEXOS
94
ANEXOS
Anexo 1. Programa de Inspección recomendado para tubería de perforación
(Drill Stem Design and Inspection DS1, 2012)
95
Anexo 2. Criterio dimensional para la aceptación de los tubos en tubería de perforación
(Drill Stem Design and Inspection DS1, 2012)
96
Anexo 3. Criterio dimensional para la aceptación de las uniones en tubería de perforación usadas
Anexo 3. Criterio dimensional para la aceptación de las uniones en tubería de perforación usadas
(Drill Stem Design and Inspection DS1, 2012)
97
Anexo 4. Clasificación de la tubería de perforación usada
(Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits”; Sixteenth Edition 7G, 1998)
98
Anexo 5. Clasificación de la tubería de producción usada
(Recommended Practice for Drill St em Design and Operating Limits 7G, 1998)
