INSPECCION DE

TUBERIAS

Tuberías de

Revestimiento (T.R.)

Tuberías de

Producción

Tuberías de

Perforación

Tuberías de

Línea

•En la industria petrolera se utiliza una gran variedad de tuberías de acero, siendo en los procesos de

perforación y terminación de pozos donde se utiliza la mayoría, a continuación se mencionan las más

usadas:

•En este curso estudiaremos las tuberías de perforación ya que forma parte esencial de la sarta de

perforación. Como ya se menciono la sección más larga de una sarta de perforación está constituida

por la tubería de perforación y es ésta, la que más se daña durante el proceso de perforación, razón

por la cual le dedicaremos más tiempo. La tubería de perforación al igual que las otras tuberías tiene

las siguientes especificaciones:

•La sarta de perforación es una parte importante en el proceso de perforación rotatorio, su

diseño y selección requieren de un análisis cuidadoso para la obtención de resultados

satisfactorios. Dentro de los objetivos más importantes de una sarta de perforación se

incluyen:

Transmitir el movimiento rotatorio a la barrena.

Servir de conducto de circulación.

Dar peso a la barrena.

Sacar y meter la barrena.

Efectuar pruebas de formación.

Colocar tapones de cemento.

Cementar las tuberías de revestimiento.

•2 •3

•1

•4

•Los componentes de una sarta de perforación son muy variados y cada uno tiene un objetivo

específico, a continuación se mencionan los componentes más comunes: Barrena.

Porta barrena (liso o estabilizador).

Motor de fondo (opcional)

Doble caja.

Válvulas de seguridad.

Lastra barrenas (Drill Collar).

Junta de seguridad.

Rimas.

Estabilizadores.

Martillos.

Tubería pesada (Heavy Weight).

Canastas colectoras.

Tubería de perforación.

Sustituto

Hules protectores.

•LASTRABARRENAS

•COMBINACION

•BNA.

•PORTABARRENA

•DC

•ESTABILIZADOR

•VALVULA SEG

•D. C. DE MONEL

•MARTILLO HDCO

•TUBERIA PESADA

•ESTABILIZADOR

•1

•15

•TUBERIA DE PERF.

COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACION

•Aparejo de fondo

•Tubería de perf

Drill Pipe

• Grado: Mínimo punto sedente del tubo, se usa

para cálculos de tensión, colapso, estallido.

GRADO

LETRA ASIGNADA DESIGNACIÓN

ESFUERZO CEDENTE (psi)

E E-75 75,000

X X-95 95,000

G G-105 105,000

S S-135 135,000

CLASIFICACION DE ACUERDO A LA

LONGITUD

Rango 1 Rango 2 Rango 3

Longitud (pies) 18 a 22 27 a 30 38 a 45

Longitud (mt) 5.49 a 6.71 8.23 a 9.15 11.59 a 13.72

E

X

G

S

Identificación de la TP en campo

•El Instituto Americano del Petróleo API ha establecido

diversos lineamientos para la clasificación de la tubería de

perforación en función del desgaste que esta presente. El

desgaste afecta directamente a la resistencia del tubo.

Clasificación de la TP por usabilidad

Tipo Descripción Código de color

Clase I Tubería nueva

Una franja

blanca

Premium

Resistencia

del 80%

Dos franjas

blancas

Clase II

Resistencia

del 65%

Una franja

amarilla

Clase III

Resistencia

del 55% Una franja azul

Clase IV Deshecho Una franja roja

CLASIFICACION DE USABILIDAD

Clasificación de Usabilidad resumida

Cuerpo Tool Joint

Premium Desgaste uniforma, espesor de

pared min. 80%.. Cortes por

cuñas <10%

Clase 2 Espesor de pared mín. de 70%..

Cortes por cuñas <20%

Chatarra

Tipos de Conexiones o Juntas

•Las conexiones en la tubería de perforación generalmente son del tipo

recalcado, debido a que son sometidas como sartas de trabajo, a grandes

esfuerzos durante las operaciones de perforación:

•Las roscas más comunes en la tubería de perforación son:

•IEU (Internal – external Upset).- Esta junta se caracteriza por tener un

diámetro externo mayor que el cuerpo del tubo y un diámetro interno menor que

el diámetro interno del tubo.

•IF (Internal Flush).- El diámetro interno es aproximadamente igual al diámetro

interno del tubo y el diámetro externo es mayor que el del tubo.

•IU ( Internal Upset).- El diámetro externo es casi el del tubo y el diámetro

interno es menor que el diámetro interno del tubo.

ROSCAS

Heavy Weight

• Aplicar peso sobre al broca

• Transición entre el DP y los DC, para un

cambio gradual.

• Alta velocidad de perforación con menos

torque

• Proporciona estabilidad con menos contacto

con la pared del pozo.

Drill Collar (Botellas)

• Provee peso a la broca

• Proporciona la fuerza necesaria para correr en compresión

• Asegura que el drill pipe permanezca en tensión y evita el pandeo

• Minimiza problemas de estabilidad en la broca por vibraciones.

• Reduce problemas de control direccional.

• Drill Collar

PRINCIPALES

MANIFESTACIONDE DE

FALLAS

Tipos de Falla

• Washout: morfología de daño que se presenta

como resultado del crecimiento de una grieta o

fractura, por donde se fugan fluidos de

perforación. Esta falla resultara en un twist off, de

no ser detectada a tiempo y tomar acciones

correctivas.

• Twist Off: morfología de daño, resultado de una

falla en la sarta, cuya consecuencia es la perdida

de la tubería u otra herramienta en el hueco.

Washout

• Detección:

1. Caída parcial de Presión

2. Aumento de los Strocks

• Acción:

1. Parar perforación

2. Revisar bombas

3. Revisar filtros de las bombas

4. Revisar las propiedades del lodo

5. Método de taladro

6. Sacar con tubería llena

Twist Off

• Detección:

1. Pérdida total de presión

2. Aumento de los strocks

3. Perdida de peso de la sarta

• Acción:

1. Sacar

2. Revisar profundidad del pescado

MECANISMOS DE FALLA

MECANISMOS DE FALLA

• Daños por fatiga:

– Daño localizado y permanente que ocurre cuando el material es sometido a esfuerzos

cíclicos permanentes. Los cuales se deben a la rotación de la sarta mientras es flexionada o pandeada.

– Se realiza en tres etapas:

• Iniciación de la grieta

•Crecimiento de la grieta

• Fractura final

• Fatiga ocasionada por muescas de cuña

• Corrosión fatiga

Fatiga en el pin

• Daños al superar la capacidad mecánica del componente

– Sobrecarga en tensión

•Cuando un elemento de la sarta es

sometido a un esfuerzo mayor que su capacidad de resistencia a deformarse.

• Para prevenir esta falla:

– Conocer el máximo overpull aplicable

– Capacidad de tensión de la tubería

– Peso del top drive, o el conjunto swivel y

traveling block

– Capacidad de tensión de la torre, malacate,

elevador, cable de perforación, brazos y corona

– Sobrecarga en torsión

• Es un mecanismo de sobrecarga que ocurre cuando la fuerza en la conexión sobrepasa el esfuerzo sedente. Es el resultado de aplicar mas carga de la especificada para cada componente.

• El sendero de fractura es en forma espiral, y forma un ángulo de 45° con el eje de esfuerzo.

–Combinación tensión - torsión

• La apariencia de falla es conocida como

tipo copa-cono; tal como se presenta en la figura.

Sobretorque en las juntas

• Genera:

– Falla por tensión del pin de la conexión en los últimos hilos de la rosca

– Acampanamiento de la caja

– Estiramiento del pin

• Contribuye: – Desgaste y/o corrosión, ese pierde capacidad de torsión

– Esfuerzos torsionales que exceden la capacidad de la conexión

Prevención – Sensor de torque (marrano),

– carátula del make up torque calibrado

– Que sean homogeneos

• “La torsión de enrosque debida,

consistentemente medida y aplicada, es

esencial para obtener rendimiento

satisfactorio de las conexiones de los

cuellos de perforación. Nada que se haga en

las etapas de diseño y fabricación puede

eliminar la necesidad de controlar la torsión

en el sitio de trabajo” Eso debe hacer un

equipo de perforación.

Colapso • Si la presión a la que esta expuesta excede su

capacidad mecánica

Estallido Si la presión interna es mayor a la externa

–Daños por corrosión: La corrosión

consiste en la pérdida del metal debido

a la interacción de la pieza con el

ambiente.

• Corrosión general

•Se da en toda la superficie expuesta.

• Corrosión Localizada

•Se presenta en pequeñas regiones conduciendo a picado.

Prevención de la corrosión:

• Control del pH del

Lodo

• Cupones de corrosión:

Corrosión

. Análisis de falla en Drill Pipe 4 ½ „‟ OD, Pozo Santa Clara

15D. CITEMA. Octubre 2003

OTROS MECANISMOS DE

FALLA DE TUBERIAS

–Otros Mecanismos de Falla

• Daño mecánico

•Se presenta como resultado de la presión y/o frotación a la que es

sometido el componente por otro cuerpo físico

•Puede ser por marcas de cuñas y cortes

•Contribuye con otros mecanismos de daño como corrosión y fatiga

• Choque térmico (Heatchecking)

• Es el resultado de la fricción, la cual

causa que la temperatura del componente se incremente significativamente. Cambio de coloración

en la junta.

• Galling (mellado)

•Ocurre comúnmente en las regiones

roscadas de los componentes.

• Es el resultado de deslizar dos superficies metálicas con insuficiente lubricación.

• Desgaste

– Perdida del material a causa de la fricción

contra el casing, la formación o los ripios de

perforación

• Erosión

– Perdida del material por flujos turbulentos.

EVENTOS DE FALLA P-SA-15

FECHA POZO

MORFOLOGÍA

DE FALLA

COMPONENTE

FALLADO

COSTO

FALLA

COSTO

ANUAL

07/06/2000 La Yuca 90 Twis Off Drill Collar $21,730 $21,730

26/08/2001 La Yuca 97 Twis Off Cross Over $184,088 $184,088

02/07/2002 Caño Verde 11 Twis Off Cross Over $13,914

03/09/2002Caño Yarumal 38 Washout

Heavy Weight

Drill Pipe $17,882

17/09/2002 Caño Yarumal 39 Twis Off Cross Over $34,244

28/12/2002 Caño Verde 14 Twis Off Drill Collar $21,345

14/01/2003Redondo 10

Washout &

Twis Off

Drill Pipe &

Cross Over $158,464

06/05/2003Garza 1 Washout

Drill Pipe &

Drill Collar $14,244

$87,384

$172,708

EVENTOS DE FALLA P-SA-23

FECHA POZO

MORFOLOGÍA

DE FALLA

COMPONENTE

FALLADO

COSTO

FALLA

11/03/2003 La Cira 1625K Washout Drill Pipe 5" $13,985

18/03/2003 La Cira 1625K Washout Drill Pipe 5" $11,151

19/03/2003 La Cira 1625K Washout Drill Pipe 5" $1,625

20/03/2003 La Cira 1625K Washout Drill Pipe 5" $27,384

$54,145COSTO TOTAL DE LA FALLA

ESTRATEGIAS PARA REDUCIR FALLAS

• Diseño

• Atributos

• Manejo

• Cultura Organizacional

• Contratos

• Inspección

Manejo

• Cuñas

• Subir y Bajar la sarta

• Almacenamiento

• Planchada

• Aplicación de la Grasa

• Make up Torque

Aplicación de las cuñas

• Inspección de los insertos de las cuñas

• No frenar la tubería con la cuña cuando esta

entrando o saliendo del hueco

• Limpiar los insertos

• Verificar que la cuña sea la apropiada para

el diámetro de tubería.

Movilización

• Protectores de rosca

• Evitar golpes y caídas

• Informar de los incidentes

Antes de la corrida en pozo

• Limpiar la tubería antes de aplicar la grasa

• Realizar una inspección visual de roscas y

sellos

• Al realizar una reconexión, se debe lavar la

rosca

• Los protectores defectuosos deben ser

retirados

Por falta de protectores..

Para Perforar o Viajar

• Inspección del BHA (Bottom hole asambly)

• Solicitar a la Operadora el BHA para

trabajar

• Recoger el serial del BHA

• Revisar roscas y sellos

• Tomar dimensiones del BHA (OD, ID,

Longitud, Cuello de pesca)

Al levantar o sacar la sarta

• Utilizar el equipo adecuado y debidamente inspeccionado

• Levantar la tubería con los protectores instalados en las conexiones

• Al remover los protectores, estos deben ser almacenados de forma adecuada

• Si alguna conexión se golpea esta debe ser reinspeccionada

• Tener documentados los torques de apriete

• Verificar la alineación de las conexiones

• Prevenir el enrosque forzado

• Controlar la velocidad de enrosque

• No golpear los sellos y conexiones con el gancho o el elevador

• Al realizar un nuevo viaje, limpie las conexiones y aplique nuevamente grasa

• Romper la conexión de la parada en viajes continuos

Bajar y Subir la sarta

• No llevar a la mesa herramientas sin reporte de inspección

• Realizar verificación del peso y grado

• Limpiar las conexiones con solvente apropiado

• Usar vaporelas para limpiar las conexiones

• Llevar la tubería a la mesa previamente conejeada

• Certificar la alineación del Top Drive

• Anotar el número de tubo que se baja al pozo para la trazabilidad

• Usar lifting plugs para su levantamiento

Nunca..

Aplicación de la grasa

• Si no se aplica correctamente: – Arrancaduras

– Torque no adeacuado

– Conexiones soldadas

• Cambiar la grasa de almacenamiento con que llego la tubería

• Verificar especificaciones de la grasa

• No diluir la grasa

• Evitar su contaminación

• Aplicar en el pin

• Aplicar con brocha

Descargue a los Racks

• Tener las eslingas apropiadas para manipular la tubería

• Mover entre 5 y 6 jts de DP y 1-2 DC, dependiendo del tamaño

• Utilizar Manila para mover la carga

• Mover con las cuchillas cerca al suelo

• No dejar caer la tubería bruscamente

• Asegurarse que los burros estén nivelados

• Ruede los tubos desde los extremos

• Empuje desde atrás

• Acuñar la tubería antes de caminar sobre ella.

Descargue a los Racks

• Operario certificado

• Protectores de rosca instalados

• Las cuchillas deben estar lo mas cerca posible a la superficie de descarga

• Analice el centro de gravedad cuando se este izando

• Verifique que los dispositivos de detención de los racks este instalado

• La tubería debe orientarse con la caja dirigida hacia la subestructura

• Ruede el tubo de una manera lenta y controlada

• Nunca se para entre la tubería cuando este rodando

• Utilice una vara para mover la tubería cuando este atascada. Proteja sus manos

• Para colocar varias tandas, separe la tubería con listones de madera

• No sobrecargue los racks

ALMACENAMIENTO

Torque de apriete

• Realizar el “Breaking New” en Tool Joint nuevos (insp visual con camara)

• Calibración de los equipos indicadores de torque y peso.

• Verificar la longitud de la llave

• Verificar unidades de lectura en el torquimetro

• Aplicar torque con la llave superior

Transporte

• El camión debe estar en una superficie horizontal

• La tubería debe ser transportada con separadores

de madera, ajustados con bandas sintéticas en los

extremos, y en el centro

• Cargar los tubos con el pin y la caja en el mismo

sentido

• Los protectores de rosca deben estar

correctamente ajustados

• Diseño de los racks:

– No almacenar la tubería directamente sobre el

piso.

– Los racks deben tener una capacidad de 40Ton

– Los extremos de los racks deben estar

asegurados.

– Los racks deben inspeccionarse

– Deben estar espaciado aprox. 6 pies. Para evitar

el pandeo

– Material de los racks: Acero al carbón

Almacenamiento • Lavar la tubería con agua fresca

• Instalar protectores limpios, en buen estado

• Engrasar las conexiones

• Para largos periodos los protectores deben ser retirados y la tubería debe ser reengrasada

• Utilizar espaciadores de madera unos sobre otros, para evitar que la tubería descanse sobre el tool joint.

• Los espaciadores deben colocar formando un ángulo de 90° con respecto al eje de la tubería

• No almacenar en estilo pirámide

• Almacenar con las cajas hacia el mismo extremo

• Realizar una inspección visual periódicamente

• El área alrededor del tubo debe estar libre de pasto, agua, etc.

• La primera hilera debe estar a mínimo 12” del piso

• Almacenamiento al trabajar con fluidos

corrosivos:

– Lavar interna y externamente con agua

– Las superficies internas deben ser

inspeccionadas con una herramienta óptica.

– Las superficies internas y externas deben ser

rociadas con un inhibidor de corrosión

INSPECCIÓN

• Métodos de Inspección No destructivos

• Categoría de Inspección

• Frecuencia

• Solicitud

• Trazabilidad

• Control de calidad

Métodos de Inspección No destructivos

• Visual del cuerpo y la conexión

• Calibración del OD

• Espesor de pared con Ultrasonido >>

• Electromagnética 1

• Partículas Magnéticas

• Dimensional 1, 2, 3 >>

• Luz Negra >>

• Líquidos penetrantes >>

• Medición del espesor de pared con ultrasonido

•Inspección dimensional

•OI LTEK

• Inspección con Luz Negra

Categoría de Inspección

• Categoría: uno de los cinco niveles de

inspección, los cuales están definidos por la severidad de la perforación. La categoría de

inspección establece el programa de inspección que debe ser aplicado a la sarta.

Programas de Inspección

Recomendados para Drill Pipe COMPONENTE CATEGORÍA 1 CATEGORÍA 2 CATEGORÍA 3 CATEGORÍA 4 CATEGORÍA 5

Tool Joint Inspección

visual

Inspección

visual

Dimensional

1

Inspección visual

Dimensional 1

Inspección visual

Dimensional 2

Inspección visual

Dimensional 2

Luz negra

Cuerpo del Drill

Pipe

Inspección

visual

Inspección

visual

Calibración

OD

Medición del

espesor de

pared UT

Inspección visual

Calibración OD

Medición del

espesor de pared

UT

Electromagnética

1

Inspección visual

Calibración OD

Medición del

espesor de pared

UT

Electromagnética

1

MPI Slip/Upset

Inspección visual

Calibración OD

Medición por el

método Ultra

sónico de

Slip/Upset,

Electromagnética

2

MPI Slip/Upset

Fuente. Norma DS 1 Diseño e Inspección de la Sarta de Perforación, T H Hill Associates, Capitulo 2, p 17, Año 2004

Programas de Inspección

Recomendados para el BHA COMPONENTE CATEGORÍA 1 CATEGORÍA 2 CATEGORÍA 3-5

DC & HWDP Visual a

Conexiones

Receso para el

elevador

Visual a Conexiones

Luz negra a

conexiones

Receso para el

elevador

Visual a conexiones

Luz negra a

conexiones

Dimensional 3

Receso para el

elevador

HWDP Visual al cuerpo Visual al cuerpo Visual al cuerpo

MPI Slip/Upset

Fuente. Norma DS 1 Diseño e Inspección de la Sarta de Perforación, T H HillAssociates, Capitulo 2, p 18, Año 2004

Frecuencia de Inspección

Componente Cat. 1 Cat 2-3 Cat 4-5

Drill Pipe Según criterios de operadora

BHA 250-400 Hrs

Rotacion

150-300 Hrs

Rotación

120-250 Hrs

Rotación

CONSERVACION DE LA

INTEGRIDAD DE LA

TUBERIA

HARDBANDING

Hardbanding

• Que es, y cual es el objetivo de su aplicación

• En que herramientas se debe aplicar

• Sitios de aplicación

• Tipos (Ventajas y desventajas)

• Aplicación

• Inspección

• Problemas con su aplicación

Que es?

• Hardbanding, es el método usado para

aplicar una banda de metal duro resistente al

desgaste en la tubería de perforación (DP,

HWDP, DC).

• El objetivo de su aplicación es incrementar

la resistencia a la abrasión, al desgaste, a la

fricción.

Sitios de aplicación

• Drill Pipe

• Heavy Weigth Drill Pipe

• Drill Collar

Ventajas

• Protección de la tubería contra el csg

• Minimiza el desgaste en el Tool Joint

• Indica cuando el metal base se comienza a

desgastar (Benchmark)

• Minimiza el fenómeno de Heatcheacking

Tipos de Hardband

• Resistentes al desgaste del casing: Armacor,

TCS 8000, Arnco. Se desgasta con mayor

facilidad.

• Carburo de tugsteno: Capas con partículas

de carburo de tugsteno. Usada en

herramientas que trabajan en hueco abierto.

Minimiza el desgaste en las herramientas.

Desgasta el csg.

Aplicación

• En la aplicación de ambos tipos de HB, es necesario maquinarse una cajuela en la superficie que sirva de anclaje.

• Flush: a nivel de la superficie del área aplicada +1/32”.

• Proud: sobresaliente de la superficie del área. Mínimo 3/32”, máximo 5/32”.

EVIDENCIAS DE DAÑO EN

TUBERIAS

•Daños por Marcas de Cuña

•Daño por Sobretorque •Daño por Mal Manejo

•Daños por Corrosión

•Daños por Corrosión

•Daños por Corrosión

•Daños Por Mal Manejo

•H I L O S R A S G A D O S •H I L O S F I L U D O S

•Daños Por Mal Manejo

•H I L O S M E L L A D O S •M A R C A S D E C U Ñ A S

Racks de Tubería Los burros de tubería se recomienda que estén a nivel de la planchada de tubería.

•Sistema de Levantamiento

•Página 1

Racks de Tubería Los burros de tubería se recomienda que estén a nivel de la

planchada de tubería.

•Sistema de Levantamiento

•Página 1

Racks de Tubería Una manila utilizada para sujetar el soporte al final de un rack

de tubería.

•Sistema de Levantamiento

•Página 1

Racks de Tubería No se puede utilizar tubos galvanizados para detener la tubería

en los racks de tubería.

•Sistema de Levantamiento

•Página 1

Planchada de Tubería Planchada de tubería en mal estado.

•Sistema de Levantamiento

•Página 1

• Soldar un borde para evitar caída de Objetos

Planchada de Tubería Planchada de tubería desajustada.

•Sistema de Levantamiento

•Página 1

RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E

INSPECCIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN

1. Llevar el control de las revisiones hechas por inspección tubular con la

finalidad de tener actualizada las condiciones de la sarta de perforación.

2. Aplicar el apriete óptimo durante su introducción para evitar deformaciones

en caja y piñón.

3. Los instrumentos de medida de apriete, se deben revisar y calibrar

periódicamente.

4. Verificar las condiciones de la tubería de perforación nueva y usada de

acuerdo a la codificación API.

5. Verificar las condiciones de las cuñas y buje maestro. Es recomendable una

prueba de las cuñas cada tres meses o de acuerdo a las condiciones

observadas.