tabla de diseño de sarta

DS- 1™ Diseño e Inspección Sarta Perforación – Segunda Edición

H Hill Associates, Inc.

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Sección 1 INTRODUCCIÓN

1.1 Prologo.

1.1.1 Historia: El DS-1™ es un estándar en cooperación, y patrocinado por miembros de la (DEA) Asociación de Ingenieros Petroleros y otras partes como el proyecto DEA 74. La primera edición del DS-1™, fue publicada en Diciembre, 1972. Esta segunda edición expande el alcance y cobertura de la primera edición.

1.1.2 Patrocinio: El patrocinio para el DS-1™, está abierto a toda compañía, o institución que tenga interés en el diseño, inspección y prevención de fallas en el sondeo de perforación o de sus componentes. El grupo actual de patrocinadores incluye a 23 compañías operadoras de gas y petróleo, 3 compañías de inspección y un instituto de investigación. Las cuotas de patrocinio son pagadas a T H Hill Associates, Inc., y son utilizadas para escribir, actualizar y mantener los estándares. Para información como llegar a ser patrocinador de DS-1™, contacte:

Engineering Manager

T H Hill Associates, Inc 7676 Hillmont , Suite 360

Houston, Texas 77040 (713) 934-9215 (pone) (713) 934-9236 (fax)

[email protected] (email)

1.1.3 Objetivos:

Los Objetivos primarios de estos estándares son:

a. Publicar procedimientos de inspecciones de los componentes usados de la sarta de perforación, para que cuando estos sean utilizados nuevamente, optimicen con uniformidad y beneficios económicos los costos de inspección al arrendatario de la inspección. “Arrendatario del Servicio de Inspección” quiere decir, la parte a riesgo económico en el evento de una falla de la sarta de perforación.

b. Para proveer un diseño de aproximación para aceptar o rechazar componentes usados en la sarta de perforación durante la inspección basándose en sus aptitudes para el propósito, pensado en lugar de atributos arbitrarios.

c. Proveer al usuario con metodología e información necesaria para el diseño de sartas de perforación.

d. Establecer una referencia uniforme, contra referencias del proceso interno de control de calidad, inspección y compañías de roscas para que puedan ser evaluadas por sus clientes.

1.1.4 Aviso Del Derecho de Propiedad Literaria: Quien quiera que desee utilizar este estándar, bien puede hacerlo. Pero está Prohibida su reproducción parcial, o total por cualquier medio, mecánico, eléctrico, de fotocopiado, térmico, u otros, sin el anterior permiso escrito de T H Hill Associates, INC.

1.1.5 Contenido: El contenido de estas normas, está determinado por un comité compuesto de ingenieros y técnicos de las compañías patrocinantes. Todas las sugerencias para el mejoramiento de estas normas son bienvenidas. Estas, deben ser enviarse a la dirección del párrafo 1.1.2 arriba.

1.1.6 Correcciones y Revisiones: Las Correcciones y Revisiones son publicadas de tiempo en tiempo. Antes de utilizar este estándar (normas), asegúrese de comunicarse al número telefónico indicado arriba, para asegurarse que usted tiene la ultima edición.

1.1.7 Conjeturas: Estas normas solamente son redactadas y publicadas para conveniencia del usuario. La información presentada de aquí en adelante, se basa en presunciones sobre las propiedades del material, operación, y condiciones que no aplican en todas las circunstancias. Dado que no pueden proveerse las propiedades actuales del material y condiciones operativas, cada usuario, primero debe asegurarse de la disponibilidad de equipamiento local, o condiciones operativas, que se desvían de estas presunciones. Luego, emplee un juicio técnico y de probada ingeniería para decidir cuando y como emplear cualquiera de éstas normas.

1.1.8 Limitaciones: Este estándar no es un manual de capacitación, no debe ser utilizado por personal no capacitado, inexpertos, o personas que no estén calificadas en ingeniería de perforación, tecnología de roscas, tecnología de inspección, aseguramiento de calidad, o códigos aplicables de estándares y procedimientos. Estas normas, no tienen la intención de suplantar la tarea de empleadores para capacitar, y equipar adecuadamente a sus empleados en algunos de los campos descritos.

1.1.9 Negación de Responsabilidades: T H Hill Associates, Inc, y el comité editorial, han efectuados diligentes esfuerzos para asegurar la fiabilidad de la información presentada en estas normas. De todas formas, T H Hill Associates, Inc, sus empleados y directores, miembros del comité editorial y sus compañías, no representan garantías, demandas, o garantía de ninguna clase de validez en las formulas de diseño utilizadas, o la certeza de cualquier información aquí presentada. T H Hill Associates, Inc, sus empleados y directores, miembros del comité editorial y sus compañías, por este medio expresamente niegan toda responsabilidad u obligaciones por pérdidas o daños, o por cualquier violación a cualquier ley, o infringir en toda patente que surjan fuera de la utilización de este estándar.



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1.1.10 Responsabilidades por Obediencia: Las Responsabilidades por Obediencia para el cumplimiento a todo requerimiento de este estándar, solamente puede establecerse por el usuario, sobre otro usuario, por acuerdo entre ambas partes.

1.2 ALCANCE 1.2.1 Introducción: La Sección 1, muestra el alcance, información general y definiciones para el estándar.

1.2.2 Diseño: La sección 2, muestra los procedimientos, e información para el diseño de las sartas de perforación.

1.2.3 Inspección: La sección 3, presenta los métodos recomendados de inspección y procedimientos requeridos para las uniones cuello botella, barras pesadas, portamechas, y otro equipamiento de perforación.

1.2.4 Registro Compañías de Servicio: La sección 4, enmarca un programa de registro de compañías de servicios que realizan inspecciones de sondeo y roscas.

1.2.5 Análisis y Acción Correctiva para Fallas de la Sarta: La sección 5, muestra como reconocer mecanismos comunes de fallas en componentes de la sarta, y da acciones correctivas para prevenir su recurrencia.

1.2.6 Aptitudes para el Propósito: La sección 6, enmarca un proceso para modificar criterios de aceptación, de manera que los componentes de la sarta puedan ser aceptados o rechazados, basándose en aptitudes para el propósito de intención, en lugar de un criterio de aceptación arbitraria.



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Diseño Sarta Perforación Sección 2 DISEÑO SARTA PERFORACIÓN 2.1 Alcance 2.1.1 Consideraciones Cubiertas de Diseño: La parte uno de esta sección, cubre diseños simples de sartas para pozos verticales a pozos de ángulo moderado. La parte dos, cubre diseños de perforación para pozos de alcance extendido y perforación horizontal. Considerando Cargas aplicadas por tensión, torsión, tensión y torsión combinadas, presión de estallido, presión de colapso, compresión, aplastamiento por cuñas, y fuerzas estabilizadoras. Como así también, pasos de Diseño para reducir daños por fatiga. 2.1.2 Limitaciones de esta Sección: Esta sección no cubre técnicas para análisis de vibración, torque y arrastre, hidráulica o control direccional. 2.1.3 Reconocimiento de Fuentes: Esta sección, saca conclusiones de las variadas y ampliamente reconocidas publicaciones en el diseño de sartas de perforación. En realidad, varias de las recomendaciones de diseño aquí efectuadas, son reiteraciones, o simples derivaciones de estas fuentes. El listado completo de esas fuentes se encuentra al final de esta sección. 2.1.4 Material Nuevo: Con el mejor de nuestros conocimientos, y convicciones, y algo mas de material de diseño es presentado en la segunda edición de DS-1™ por primera vez. Este material incluye:

a. Curvas, cargas de pandeo, barra sondeo para incrementar y disminuir ángulos en pozos.

b. Curvas criticas de carga pandeo, para equipamiento especial en pozos verticales.

c. Curvas del peso de la barra sondeo al levantar y bajar ángulo en pozo.

2.1.5 Hipótesis de Diseño: Por simplicidad, las hipótesis enmarcadas debajo, son construidas dentro de los cálculos de esta norma. Estas hipótesis no aplican a cada situación. El usuario debe ser cauto al evaluar sus propias condiciones de perforación, y ajustar a aquellas hipótesis que no aplican.

a. En pozos de bajo ángulo la tensión es aproximada, utilizando el método “peso en flotación”. Aunque éste método ignora los efectos de presión de circulación en ángulo de pozos en tensión, este continua siendo muy popular para diseños de tensión en pozos de bajo ángulo. Probablemente, es debido a su simplicidad, comparándolo con el método más exacto de “Presión–Área”, debido a que, el error que este causa es fácilmente compensado cuando se fija el margen de sobretensión (MOP. Para perforación de alcance extendido y horizontal, la tensión y torsión son normalmente estimadas utilizando programas de modelo por computadoras.

b. En los pozos verticales se asume que el pandeo ocurra arriba de un punto en la sarta, donde el peso de la sarta en flotación

iguala el peso sobre el trépano. Este punto, erróneamente llamado “Punto Neutral en Tensión”. Estas conjeturas continúan con practicas largamente establecidas de ignorar la fuerza de presión-área, para simplificar los cálculos de diseño de sarta de perforación. En realidad, a menos que la sarta de perforación esté aprisionada, el punto actual neutro, nunca será por sobre este punto, excepto temporalmente cuando la perdida de presión en el trépano se incrementa con el trépano en el fondo. Estas circunstancias son discutidas en el texto y Apéndice A.

c. En pozos inclinados se asume que el pandeo ocurra cuando la carga compresiva en un componente exceda la carga critica de pandeo del componente.

d. Los cálculos de tensión en la parte 1 de está sección, asumen que la sarta está colgando verticalmente. Si el pozo no es vertical, el resultado es un diseño conservador, significando compensar el alto arrastre de tensión esperado, a medida que el ángulo del pozo y alcance se incremente.

e. En la parte 2, el diseño ER, la tensión de arrastre es ignorado para los cálculos en el modo rotación de perforación. Aunque no es absolutamente preciso, esta sola presunción genera insignificantes errores, a no ser que, velocidades muy bajas de rotación sean combinadas con altos regímenes de penetración. Bajo condiciones normales de perforación, la velocidad de rotación será mayor que la velocidad axial. Para probar éstas hipótesis en el campo, levante el trépano del fondo, e inicie la rotación, rotando a velocidad normal, baje el sondeo a su régimen normal de penetración. Sí poco o nada de afloje del freno(levantando la palanca del freno) en superficie es requerido para iniciar y mantener el movimiento hacia abajo a esta velocidad, la hipótesis es verdadera.

f. La capacidad de carga torsional de la sarta, se fija por el torque de ajuste en la unión (tool joint). A diferencia de otras capacidades de carga en este estándar, éste no está basado sobre el estrés en un miembro de unión. Más bien, este se eleva de la necesidad de evitar el sobre ajuste bajo el pozo.

g. La resistencia del material a la fluencia (cedencia) de todos los componentes, es el mínimo especificado para el componente que esta siendo considerado.

h. El espesor del tubo de la pared de barra es el mínimo para el peso, y clase manifestada para la barra.

i. La resistencia torsional de la conexión y torque de ajuste están calculadas utilizando el A.P. Formula FARR del A.P.I. RP 7G.

2.1.6 Objetivos del Diseño: Los objetivos de recomendaciones de diseño son para:

a. Mantener el estrés máximo en todo punto de la sarta de perforación menor a la resistencia de fluencia reducida por un factor (seguridad) de diseño.

b. Seleccione los componentes y configure los conjuntos para retardar la fatiga, tanto como sea económicamente practico.



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Diseño Sarta Perforación 2.2 Fatiga 2.2.1 Definición: Fatiga es el daño estructural permanente, localizado progresivamente, y que ocurre cuando un material sobrelleva repetidos ciclos de estrés. Este daño acumulado de fatiga en altos puntos de estrés, finalmente forma una fisura por fatiga. La fisura puede extenderse bajo continuos ciclos de carga hasta que la falla ocurre. Para un material dado, la severidad del ataque de fatiga es mayor en amplitudes altas de ciclos de estrés, y a mayores promedios tensionales de estrés. La falla ocurrirá en los puntos de concentración de alto estrés, de manera que, por lo general las fallas ocurren cercanas al punto concentrador de estrés, tales como muescas, puntos, cambio de sección o raíz de rosca. 2.2.2 Fuentes de Daño por Fatiga: En los componentes de la sarta de perforación, las fuentes generadoras más comunes de estrés cíclico fatiga-inducida son: rotando la sarta mientras ésta está curvada, o pandeada, y en vibración. Una discusión completa de los mecanismos de fatiga y su prevención, se explayan en la sección 5 de este estándar. 2.2.3 Mitigación de Fatiga: La mayoría de las operaciones de perforación requieren operar la sarta en regiones de estrés, donde la fatiga no puede ser totalmente eliminada. Esto es: no existen pasos de diseño que puedan eliminar totalmente los daños por fatiga y finalmente la falla ocurre (ver sección 5.6). No obstante, a pesar de esto, pueden tomarse varios pasos que retardarán la fatiga, resultando en un significante aumento de la vida útil de la sarta de perforación. Como así también la reducción de costos por fallas. Primordialmente, y desde el punto de vista del diseño, significa configurar y operar la sarta, de manera que las incursiones cíclicas de estrés sean minimizadas. Las acciones especificas son para:

a. Configurar los conjuntos de fondo, y limitar el peso en el trépano, de manera que rotación y pandeo simultáneos no ocurran en las barras de sondeo de peso normal o en tijeras.

b. Seleccione productos, componentes, y configurar secciones de sartas con suaves transiciones geométricas (secciones de cambios abruptos, magnifican el estrés y aceleran la fatiga).

c. Reducir el grado de curvatura de las barras (pata de perro) y el grado de flexión y pandeo del BHA a sus niveles mínimos de consistencia con otros objetivos.

d. Monitorear, y reducir la vibración. 2.2.4 Pandeo: Para retardar el daño por fatiga, evite rotar todo componente de la sarta de perforación mientras esté pandeado. Cuando el pandeo es inevitable, como en el fondo de la sarta de perforación en pozos verticales, largas practicas, han establecido que solo el mayor “pandeo” tolerante de los componentes, tales como portamechas y barras de sondeo pesadas que deben bajarse en zonas de pandeo. Las barras de sondeo de peso normal, son menos tolerante al pandeo y rotación. Herramientas especiales, deben ser ubicadas en lugares de la sarta donde éstas no pandeen. Si esto no es posible o practico, tal como con motores de fondo, entonces los intervalos de inspección y reemplazo deben ser mas cortos. Las cargas compresivas llevan hacia el pandeo a todos los componentes de la sarta de perforación. De todas maneras, la compresión mecánica generada por el peso aplicado sobre el trépano, puede convenientemente ser

separada de la compresión hidráulica inducida por la presión, actuando sobre las áreas expuestas de la sarta. En una sarta colgando libremente, la compresión por efecto de presión–área es compensada por presión–área neta de la fuerza estabilizadora, de manera que ambas son normalmente ignoradas desde el punto de pandeo. Para las consideraciones del pandeo de la sarta de perforación, hemos tomado en cuenta solamente los componentes mecánicos de compresión total. (ver introducción a las tablas de cargas de pandeo para mayor discusión en pandeo de la sarta de perforación). 2.3 Factor de Diseño Los factores de diseño, son números que se utilizan para devaluar (disminución de la calificación de capacidad por un factor de seguridad) las capacidades de cargas de componentes y conjuntos. Los factores de diseño proveen un margen extra de capacidad, tomando en cuenta las inexactitudes en nuestras presunciones sobre las propiedades del material, cargas y condiciones del pozo. Por convicción, todos los factores de diseños igualan o exceden del 1.0. Para las sartas (sondeo) de perforación los siguientes factores de diseños se utilizan: 2.3.1 Tensión: (DFT ) Es el factor dividido entre la capacidad de tensión del tubo de la barra para establecer la carga máxima de tensión permisible para un tubo dado. Los valores de DFT desde 1.0 a 1.1 son utilizados comúnmente. 2.3.2 Margen de Sobretensión: (MOP) Es el exceso de la capacidad de tensión deseada sobre la carga normal colgada y de trabajo (PW). Tomando en cuenta por contingencias, tales como arrastre y aprisionamiento. MOP puede ser toda cantidad positiva, que típicamente varia de 50.000 a 150.000 lbs, dependiendo de la condición del pozo. 2.3.3 Exceso de Peso BHA (DFBHA): Este factor establece el peso disponible en exceso del BHA (conjunto de fondo) para el peso máximo efectivo a aplicar sobre el trépano, dado por el peso contenido en un BHA. Este exceso de peso provee un margen extra para mantener el punto neutral por debajo del tope del BHA. El valor mínimo recomendado para DFBHA es 1.15. 2.3.4 Torsión: La torsión a aplicar está limitada por el torque de ajuste de la unión. El torque de ajuste es del 60% de la resistencia a la fluencia del torque torsional de la unión, las uniones estándar son más débiles en torsión, que los tubos en el cual estas están montadas. Por consiguiente el factor de diseño en torsión no es utilizado en este estándar. 2.3.5 Presión de Colapso (DFC): Las capacidades de presión de colapso son devaluadas, primariamente para tomar en cuenta los efectos de toda tensión simultanea, luego de devaluar la capacidad, esta es nuevamente reducida dividiéndola por el factor de diseño de colapso. Los valores de diseño de colapso de 1.1 a 1.15 no son extraños. 2.3.6 Presión de Estallido (DFBP): El factor de diseño para el estallido es dividido dentro de la capacidad de presión de estallido de un componente para dar el máximo de presión admisible de estallido que pueda ser aplicada a ese componente. La capacidad de estallido se ve incrementa por tensiones simultaneas, pero normalmente, este beneficio es ignorado.



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Diseño Sarta Perforación 2.3.7 Pandeo (DFB): Es factor de diseño de pandeo, es para la perforación de pozos de alto ángulo, como lo es el factor de diseño para el exceso de peso del BHA (DFBHA) en pozos verticales. Ambos tienen la intención de proveer un margen de seguridad para mantener las barras de perforación fuera del pandeo en el modo de rotación. Las diferencias son; que el DFBHA incrementa la longitud del BHA en pozos verticales, para proveer el peso planeado sobre él trépano; Mientras que el DFB disminuye, permitiendo el peso sobre el trépano en aplicaciones de pozos horizontales y ER, donde no se cuenta con el tradicional BHA (conjunto de fondo).

Parte Uno

2.4 Pozos Verticales a Ángulos Moderados Nota: La metodología de diseño y formulas para pozos verticales y de ángulo moderado en la segunda edición de DS-1™, no ha sido cambiada desde la primera edición. Sin embargo algunos párrafos han sido reordenados, de manera que los números de párrafos no coinciden exactamente entre la primera y segunda edición. 2.4.1 Resumen: Esta sección proporciona los pasos para un diseño simple de sarta de perforación, para pozos de ángulos moderados y verticales. Los tópicos cubiertos incluyen:

a. La elección de diámetros de Portamechas, conexiones, y características de conexiones.

b. La determinación de resistencia torsional de conexiones de portamechas.

c. La determinación de longitudes mínimas de sección de portamechas y HWDP.

d. El chequeo de fuerzas de aplaste por cuñas. e. El fijado de factores de diseño y márgenes de sobretensión en

tracción. f. Calculo de cargas de tensiones permisibles y de trabajo. g. Calculo de longitudes máximas permisibles para cada sección

de barras. h. Calculo de capacidad de presión de colapso devaluada

(reducida) para los tubos de barras de sondeo bajo cargas simultaneas de tensión.

2.4.2 Ejemplo, Diseño de Sarta de Perforación: Al final de esta sección se da un ejemplo de los cálculos de diseño de sarta de perforación. Este ejemplo utiliza una hoja estándar prediseñada, que incorpora las formulas discutidas debajo. Las tablas de referencias son dadas en las hojas de trabajo, para guiar al usuario al diseño necesario, e información de desempeño para el equipamiento especifico que está utilizando. 2.4.3 Componentes BHA (conjunto de fondo). Salvo que la mecánica del pozo sea un problema de agarre, los diámetros mayores del BHA consistentes con otras necesidades, generalmente son preferibles. El aumento de rigidez representa una mayor estabilidad direccional. Además, habrá menos conexiones para un peso determinado en el trépano. Portamechas de mayores diámetros, significan BHA mas cortas, disminuyendo la posibilidad de

aprisionamiento diferencial. Portamechas de diámetros mayores en un pozo dado, tiene menor libertad de movimiento lateral. Disminuye la magnitud cíclica de incursiones de tensión (stress) por pandeo y vibraciones laterales, aumenta la vida de la conexión a la fatiga. Otras consideraciones son:

a. Habilidad para pescar. b. Capacidad del equipo para manipular equipamiento. c. Requerimientos de control direccional. d. Hidráulica. e. Características exteriores deseadas (espiralados, cuello

para elevador u otras características). 2.4.4 Conexiones y Características BHA: Los siguientes puntos aplican, no solamente a los portamechas, y HWDP del inventario del equipo, sino también a los extremos de conexiones en todas las herramientas especiales que se encuentren en el pozo, tales como estabilizadores, motores, herramientas MWD y LWD, ensanchadores, escariadores, tijeras y muchas otras herramientas que están sujetas a fatiga.

a. Relación de Resistencia a la Curvatura: Las consideraciones predominantes en la selección de conexiones para mayores (OD) BHA, donde la fatiga probablemente es el mecanismo de falla, la Relación de Resistencia a la Curvatura (BSR), es una relación de rigidez relativa de la hembra al macho, para una conexión dada. Si seleccionamos una conexión con un macho o hembra que esté fuera de balance con el otro miembro, tenderemos que incrementar el nivel de tensión (stress) en el miembro más débil y acelerar la fatiga. El objetivo tradicional del BSR es 2.5, y los rangos BSR aceptables centrados en este punto. De todas maneras, los rangos BSR son lineamientos aproximados, establecidos por la “experiencia”, y no deben utilizarse como limites estrictos de operación, tal como, por ejemplo: la capacidad de tensional del tubo de la barra, manteniéndose dentro de los lineamientos recomendados el BSR no elimina las fallas por fatiga de la conexión, ni tan poco, lo hace excediéndose de los rangos recomendados que siempre llevan a fallas por fatiga. En teoría, BSR altos deben causar fallas aceleradas del macho, y BSR bajos causarán fallas aceleradas de la hembra. Un balanceado BSR proveerá el máximo de vida de la conexión. Sin embargo, la experiencia de campo muestra que grandes OD diámetros exteriores de portamechas (8” y mayores) sufren predominantemente de fisuras por fatiga de hembra, aun cuando estas operan a/o cercanos al BSR “ideal” de 2.5. Esto indica que altos BSR podrían ser los mas apropiados para estos tamaños. Por otro lado, portamechas de 4-3/4” con un BSR tan bajo como de 1.8 son utilizados ampliamente, pero raramente experimentan fisuras de hembra por fatiga. Por consiguiente, los rangos sugeridos de BSR en la Tabla 2.1 son probablemente los mejores. No obstante, en cada caso la experiencia ganada bajo ciertas condiciones, deberá ser un determinante mayor en la selección del BSR.



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Diseño Sarta PerforaciónTabla 2.1 Rangos BSR Recomendado

Portamechas Diam. Ext.

Rango Tradicional BSR

Rango Recomendado BSR

<6 pulg. 2.25-275 1.8-2.5 6 – 7 7/8 pulg. 2.25-275 2.25-275

≤8 pulg. 2.25-275 2.5-3.2

b. Forma Rosca Conexión BHA: La forma de la rosca con un radio de fondo de rosca total debe utilizarse en todas las conexiones del BHA (conjunto de fondo) para maximizar la resistencia a la fatiga. API Regular, NC, y conexiones Full hole cumplen con estos requerimientos, aunque las roscas API NC de forma (V-038R) son superiores a las otras. La rosca H-90, también se considera aceptable aunque no tiene un radio de fondo de rosca total. Todas las conexiones que empleen una forma de rosca V-065 “estándar”, excepto la PAC, son obsoletas. Por lo tanto, “NC” debe ser especificada en lugar de los nombres obsoletos de “IF” o “XH”. Esto elimina la posibilidad de recibir las propensas a fatiga forma de rosca V-065 en sus portamechas.

c. Características Alivio Tensión: Las características, del alivio de tensión deben estar especificadas en todas las conexiones BHA NC-38 y mayores. Estas características incluyen el “alivio tensión en macho “ y “diámetro interior de la hembra”, que prolongan la vida de fatiga de la conexión eliminando, raíces de rosca sin encastrar las cuales actúan como concentradores de estrés. Las características del alivio de tensión son benéficas en las conexiones HWDP. No son recomendables las ranuras de alivio de estrés en el macho en conexiones menores de las NC-38 porque estas pueden debilitar la resistencia de torsión y tracción de la conexión, debido a que la fatiga, normalmente es menos problemática que las cargas no cíclicas en pequeñas conexiones. El maquinado interior de la rosca hembra puede utilizarse en conexiones pequeñas sin debilitar a estas, debiendo considerase siempre si fatiga de hembra ocurre.

d. Laminado en Frío: La raíz de la rosca del laminado en frío del BHA y superficies de alivio aumentan la vida de fatiga colocando un residual de esfuerzo, en la raíz de la rosca. El laminado en frió también es benéfico en las roscas de las HWDP, aunque no en las uniones de las barras de peso normal. La fatiga es raramente un problema en las uniones de barras de peso normal debido a la relativa rigidez de la unión comparada con la del tubo.

2.4.5 Uniones de Conexión: Las transiciones entre secciones de diferente rigidez actúa como un concentrador de fatiga. Este problema se ve agravado por reducciones cortas, y reducción de cruce en estabilizadores (crossovers). Si se utiliza una reducción directa (sin-cuello botella), y si su OD es mayor que el OD de la unión de HWDP, el resultante BSR de la reducción de cruce superior podría ser excesivamente alto. Las reducciones (crossover) de los estabilizadores son también concentradoras de estrés en las transiciones criticas.

Deben evitarse las reducciones (crossover) en los estabilizadores, y las reducciones directas deben utilizarse solamente entre componentes de un mismo OD. (diámetro exterior) 2.4.6 Resistencia Torsional Conexión: Dado que la torsión es transmitida de arriba hacia abajo. Las conexiones del BHA están sujetas usualmente a más bajas cargas torsionales que las conexiones superiores. No obstante, en operaciones (stick/slip), “agarre/libera”, o si se utiliza sartas “tapered” (telescópicas) o “slim”(delgada), se debe chequear la resistencia torsional para confirmar si ésta es mayor que la torsión de operación esperada en el BHA. Las tablas de resistencia torsional de la unión (tales como aquellas en este estándar) no deben utilizarse directamente para este propósito porque los materiales de los portamechas y las uniones tiene diferente resistencia a la fluencia. De todas formas la resistencia a la torsión de la conexión de portamecha puede calcularse con la formula siguiente:

)1.2.(........................................f

MUTTS =

Donde: TS = DC resistencia torsional conexión (ft-lb)

MUT= DC torque ajuste (ft-lb) f = (ver tabla 2.2)

Tabla 2.2 Factores Para Convertir MUT Portamechas a

Resistencia Torsional Tipo Conexión OD ≤ 6-7/8 pulg. ID > 6-7/8 pulg.

PAC f= 0.795 N/A H-90 f= 0.511 f= 0.562 Otro f= 0.568 f= 0.625

(El factor “f” es simplemente la fracción decimal de la resistencia torsional de fluencia (yield, strengh) resistencia a la deformación plástica) que forma las bases para los valores del torque de ajuste en este estándar) 2.5 Ubicación Estabilizador y Tijera 2.5.1 Estabilizadores: El tamaño y ubicación de los estabilizadores se determina normalmente por consideraciones direccionales. No obstante, los estabilizadores también impactan en otros aspectos relacionados a la importancia del diseño:

a. Mientras se perfora un pozo vertical, la parte inferior del BHA se pandea siendo soportada por las paredes del pozo. Los estabilizadores reducen el estrés de la conexión restringiendo la libertad del movimiento lateral del portamecha, prolongando la vida de fatiga de la conexión, constante de otras cosas.

b. Si es una preocupación el aprisionamiento mecánico, mas estabilizadores o diámetros mayores aumentarán las oportunidades de quedarse aprisionado. Pero por otro lado, los estabilizadores pueden reducir la oportunidad de aprisionamiento diferencial manteniendo los portamechas alejados de la pared del pozo.



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Diseño Sarta Perforación 2.5.2 Tijeras: Aparte de la necesidad de maximizar el impacto de la tijera en los puntos probables de aprisionamiento, la principal consideración para la ubicación de la tijera es para prevenir las fallas de ésta por fatiga. Hasta recientemente, la regla de la experiencia “rule of thumb” era; bajar la tijera en “tensión” (esto quiere decir sobre el punto mecánico de tensión cero, el cual en un pozo vertical es también el punto neutral de pandeo). Últimamente, debido a los pozos de altos ángulos, esto se ha hecho más aceptable tanto, como bajar las tijeras en compresión pero no en el punto de tensión mecánica cero. El problema con estas reglas del dedo pulgar (experiencia) “rules of thumb” es que genera confusión sobre la diferencia entre tensión, compresión y pandeo o no pandeo. Si los componentes de una sarta de perforación están en tensión o compresión, raramente es un tema de urgente preocupación, pero si están o no los componentes en pandeo es siempre un tema de preocupación, mientras estén en rotación. Para simplificar este asunto, las reglas de arriba deben remplazarse por la siguiente: No baje una tijera en pandeo en ningún momento. Obviamente, esta regla prohíbe bajar las tijeras en compresión mecánica en secciones de pozos verticales o cercanos a la vertical. Sin embargo, en pozos de alto ángulo, la carga de compresión que una tijera sobrelleva sin pandeo puede ser suficientemente alta. Estas cargas dependerán de varios factores, pudiendo ser estimadas fácilmente utilizando las curvas en la figura 2.18 de este estándar. 2.6 Longitud de Sección Portamechas 2.6.1 Tipos de BHA: La longitud de la sección de portamechas será determinada por el tipo de BHA en uso y si se utilizan también las HWDP para aplicar peso sobre el trépano (WOB). La Figura 2.1, muestra tres tipos diferentes de configuraciones del BHA.

a. Tipo A: Esta configuración utiliza las barras de sondeo pesadas (HWDP) sobre los portamechas como transición para suavizar el cambio abrupto de sección. El peso total sobre el trépano, se continúa aplicando con los portamechas.

b. Tipo B: Esta configuración contiene suficientes portamechas para lograr el deseado control direccional u otros objetivos aplicando peso sobre él trépano con portamechas y barras HWDP. Esto provee también un manipuleo más fácil y rápido en el piso de enganche y piso del BHA. Reduce la tendencia al aprisionamiento diferencial, y aparentemente ha reducido las fallas en las uniones (conexiones) de los portamechas.

c. Tipo C: Este tipo de configuración contiene portamechas de varios tamaños, y continua aplicando peso sobre él trépano con portamechas y barras pesadas HWDP.

2.6.2 BHA Tipo A: Si este tipo de configuración se utiliza, la longitud mínima de la sección de portamechas se calcula de la siguiente manera:

Figura 2.1. En este texto, se cubre Tres configuraciones de BHA

)(cos)()()()(θxKxW

DFxWOBLBDC

BHADC = .......................(2.2)

Donde: LDC = Longitud mínima de sección DC (ft).

WOB = Peso máximo sobre trépano (lbs). DFBHA = Factor diseño para exceso peso BHA.

KB = Factor flotación (Tabla 2.14). θ = Ángulo máximo pozo en BHA (grados).

WDC = Peso Portamechas en aire (lb/ft). Este factor de diseño para exceso de peso del BHA (DFBHA) se eligió, para asegurar que el punto neutral esté debajo del tope del BHA. En variadas aplicaciones, a este factor se le designa un valor de 1,15. En condiciones de perforación duras podrían requerirse altos valores. Por conveniencia, luego que la sección mínima de portamechas se calculó, este valor comúnmente se redondea, a un tiro completo de portamechas. 2.6.3 BHA Tipos A y C: Si se utiliza el tipo A, o tipo B de configuración, la cantidad de portamechas es determinado por control direccional, disponibilidad de equipamiento u otras consideraciones. La cantidad requerida de HWDP, para aplicar el peso necesario sobre el trépano, y mantener el punto neutral en el BHA, se determina por la formula 2.3



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Diseño Sarta Perforación 2.7 Longitud Sección HWDP (barras extra pesadas) 2.7.1 BHA Tipo A: Para la configuración del tipo A de BHA la cantidad de HWDP para transición se determina por experiencias pasadas. De todas maneras, es común de 9 a 30 simples. 2.7.2 BHA Tipo B y C: Cuando las HWDP son utilizadas para peso sobre el trépano, la longitud mínima de HWDP para proveer el peso deseado sobre el trépano se calcula de la siguiente manera:

HWDPDCDC

DCDC

B

BHAHWDP WLxw

LxWxK

DFxWOBL 1)()()()(

)(cos)()()(

22

11

+

−=θ

.................(2.3)

Donde: LDC = Longitud mínima de sección DC (ft).

WOB = Peso máximo sobre trépano (lbs). DFBHA = Factor diseño para exceso peso BHA.

KB = Factor flotación (Tabla 2.14). θ = Ángulo máximo pozo en BHA (grados).

WDC = Peso Portamechas en aire (lb/ft). A medida que el ángulo del pozo aumenta, se llega a un punto, donde el peso del BHA (conjunto de fondo) es perjudicial, debido al incremento de tensión y arrastre torsional, que el beneficio de la adición de peso sobre él trépano. La formula 2.2 y 2.3 para calcular el peso necesario del BHA no se aplica mas allá de este punto. En pozos de ángulos altos, se acostumbra aplicar peso sobre trépano bajando barras de peso normal, en la sección de alto ángulo en compresión mecánica. (Estos problemas son cubiertos en el párrafo 20 de esta Sección). 2.8 Otros Chequeos 2.8.1 Chequeo de Capacidad Torsional de la Unión: Para prevenir el ajuste dentro del pozo, que es la resultante de fallas torsionales, la torsión máxima de operación no debe exceder del torque máximo de la unión. Cuando se esperan operaciones de alta torsión, el torque de ajuste de la unión debe incrementarse sobre el estándar 60% de la resistencia torsional de la unión. El procedimiento para su obtención, es dado en el párrafo 2.21.4. Asegúrese siempre, de confirmar las dimensiones de la unión y chequear la exactitud de los indicadores de torque (torquímetro), tenga planeado o no, exceder el torque estándar de ajuste de la unión. 2.8.2 Calcule la Relación de Rigidez: La Relación de Rigidez (SR) de las secciones sobre y debajo de cada transición debe compararse para cuantificar la brusquedad de cada cambio de sección y determinar la necesidad de barras de transición. Esto se obtiene dividiendo la sección de los módulos (Z) de la sección inferior del tubo por la sección del tubo de los módulos superiores.

( )( )UPPER

LOWER

ZZSR = ......................................................................(2.4)

(lower)= inferior, (Upper) = superior En este estándar, se proporciona la sección de los módulos para las barras de sondeo, barras de peso (HWDP) y tubo de los portamechas Igual que el BSR, la relación de rigidez, estrictamente no es un limite de desempeño cuantitativo, indefectiblemente, la experiencia debe ser el determinante mayor en fijar el máximo deseado del SR. Si las fallas en las barras de sondeo están ocurriendo cercanas al tope del BHA (conjunto de fondo) a pesar que el peso adecuado de portamechas se aplica al trépano (WOB), serán necesarias las barras de transición, para suavizar el cambio de sección. El criterio para el radio permisible de rigidez varia entre diferentes operadores y áreas. Los siguientes máximos son típicos:

a. Para perforación rutinaria, o regímenes experimentados de bajas fallas, mantenga el SR, por debajo de 5.5.

b. Para condiciones severas de perforación, o regímenes experimentados significantes de fallas, mantenga el SR, por debajo de 3.5

2.9 Nomenclaturas Diseño de Tensión 2.9.1 Bases: Las bases para seleccionar varios tipos de grado de barras, para el armar una sarta de perforación, y mantener siempre como un mínimo el Margen deseado de Sobretensión (MOP) en todos los puntos de la sarta. Esto se obtiene, sumando el grado más bajo de una unión a la vez, comenzando desde el tope del BHA hacia arriba. Cada unión deberá soportar el peso del BHA, más la barra de sondeo debajo de cada unión. Cuando la carga de trabajo (Pw) se ha obtenido para ese grado de barra, las barra se cambia a un grado mayor. Este proceso, continúa hasta que se haya completado la sarta. La nomenclatura de diseño de Tensión analizada abajo, e ilustrada en Figura 2.6.

a. Capacidad de Carga de Tensión (PT): Es la tensión calculada de tracción para una deformación elástica del cuerpo de la barra. Las capacidades de tensión son dadas en la tabla 2.5.

b. Factor de Diseño en Tensión (DFT): Es un factor utilizado para devaluar (disminuir) la calificación de capacidad de carga por tensión para obtener la carga máxima permisible (PA).Varios operadores utilizan un DFT de 1.1.

c. Carga Permisible (PA): Es la carga máxima colocada normalmente en la barra, adicionándole una concesión por posibles problemas. Es la capacidad tensional (PT) dividida por DFT.

d. Margen de Sobretensión (MOP): Diseño que excede la capacidad de tracción sobre la carga de trabajo (PW) para compensar por arrastres esperados, y posible aprisionamientos, fisuras por cuñas y el efecto de presión de circulación en tensión.



9

Diseño Sarta Perforación

Figura 2.2 Nomenclatura diseño tensión.

e. Carga de Trabajo (PW): La carga de trabajo es la

tensión máxima esperada, que ocurrirían durante las operaciones normales.

(Nota sobre el peso de la barra de sondeo. El peso nominal de una barra de sondeo, es como se la denomina, no por su peso. El peso actual en el aire de una barra de sondeo, siempre diferirá de su peso nominal. Aproximadamente el peso actual, también llamado peso ajustado, o simplemente peso en el aire, puede hallarse en la tabla 2.2, y este deberá utilizarse siempre en los cálculos indicados abajo. Los pesos nominales son útiles solamente para confirmar el tipo de barra a la que usted se está refiriendo. 2.10 Calculando Carga Permisible (PA) La carga permisible de barras de sondeo se determina de la siguiente forma:

T

TA DF

PP = ......................................................................(2.5)

Donde: PA = Carga máxima de tensión permisible (lbs). PT = Capacidad tensión barra (lbs) (tabla 2.5).

DFT = Factor diseño en tensión. 2.11 Margen de Sobretensión (MOP) MOP es la cantidad deseada de exceso de tensión sobre la carga de trabajo (PW) tomando en cuenta el arrastre del pozo, para proveer la capacidad de exceso de tensión (tracción) en el evento que las barras se aprisionen y compensar por los efectos de la presión de circulación en tensión. Los primeros dos elementos son determinados por las condiciones locales, o

políticas de la compañía. El efecto de la presión de circulación puede estimarse por la siguiente formula:

( ) ( )iBIT AP ⋅∆=∆ Pr .....................................................(2.6) Donde:

∆P = El incremento estimado de tensión en barras, dado por presión circulación (lbs).

∆Pr BIT = Perdida presión a través trépano (psi). Ai = Área interna barra (pulg2) (tabla 2.1)

Los valores MOP son comunes entre 50 – 150.000 lbs. El valor MOP, es usualmente más alto para barras de sondeo de diámetros mayores, cuando la probabilidad de aprisionamiento es alta, y/o cuando se esperan posibilidades de alto arrastre. Algunas referencias recomiendan tomar las fuerzas de aplaste (compresión) por las cuñas, tomando en cuenta cuando se fija el MOP, mientras que otros recomiendan ignorar estas fuerzas. Ver párrafo 2.19.3 en esta sección para instrucciones de como incluir las fuerzas de aplaste por cuñas cuando se fija el MOP. 2.12 Carga de Trabajo (PW) La Carga Máxima de Trabajo (PW), es la carga permisible menos el margen mínimo de sobretensión: PW =PA – MOP..................................................................(2.7) Donde:

PW = Carga de trabajo (lbs). PA = Carga permisible (lbs).

MOP = Margen de sobretensión (lbs) 2.13 Longitud Máxima de la Primera Sección de Barras de Sondeo. La longitud máxima de barras de un grado especifico (comenzando por la barra de grado más bajo de resistencia), de la primera sección de barras de sondeo sobre el BHA, calculado por la formula 2.8. Si esta cantidad se disminuye, el diseño conformará exactamente con las limitaciones del diseño. Por supuesto, deberán bajarse menos cantidad de barras de un grado de resistencia mas baja. Si es así, el actual MOP será mas alto que el diseñado MOP.

( ) ( )( ) ( )( ) ( ) 1

22

11

11

1W

LxWLxWLxW

KPL

HWDPHWDP

DCDC

DCDC

B

WDP

++

−

=

..............................................................................................(2.8)



10

Diseño Sarta Perforación Donde:

LDP1 = Máxima longitud de barras sondeo en Sección 1 (ft). P W1 = Carga trabajo barras sondeo en Sección 1 (lbs)

WDC1 = Peso portamechas en aire en primera Sección (lbs/ft) LDC1 = Longitud primera Sección portamechas (ft) WDC2= Peso en aire segunda Sección portamechas (lbs/ft) LDC2 = Longitud segunda Sección portamechas (ft)

KB = Factor Flotación WHWDP = Peso en aire HWDP (lbs/ft) LHWDP = Longitud Sección HWDP (ft)

W1 = Peso en aire barras sondeo en Sección 1 (lbs/ft)

2.14 Longitud Máxima de la Segunda Sección de Barras de Sondeo. Para calcular la longitud máxima de la segunda sección de barras de sondeo (si se requiere) utilice la siguiente formula 2.9:

( )

−=)()( 2

122

B

WWDP KxW

PPL ........................................................(2.9)

Donde:

P W2 = Carga trabajo barras sondeo en Sección 2 (lbs)

P W1 = Carga trabajo barras sondeo en Sección 1 (lbs)

W2= Peso en aire barras de sondeo en Sección 2 (lbs)

KB = Factor Flotación

LDP2 = Longitud barras de sondeo en segunda Sección (ft)

2.15 Longitud Máxima de la Tercera Sección de Barras de Sondeo. Para calcular la máxima longitud de la tercera sección de barras de sondeo (si se requiere), utilice la siguiente formula 2.10:

( )

−=

)()( 3

233

B

WWDP KxW

PPL .......................................................(2.10)

Donde: P W3 = Carga trabajo barras sondeo en Sección 3 (lbs) P W2 = Carga trabajo barras sondeo en Sección 2 (lbs)

W3= Peso en aire barras sondeo Sección 3 (lbs) KB = Factor Flotación

LDP3 = Longitud de las barras sondeo en tercera Sección (ft)

2.16 Presión de Estallido (burst pressure) En general, si las barras no son utilizadas en aplicaciones que requieran altas cargas de presión de estallido, y si el gas es la fuente de alta presión, lo adecuado para este servicio es comúnmente

utilizar Tubing con conexiones Premium, en lugar de utilizar barras de sondeo. En ningún trabajo deberá utilizarse barras de cualquier grado, para trabajar con gas conteniendo (Hidrógeno Sulfhídrico) (H2S), a una presión parcial mayor de 0,05 psia. Para otras aplicaciones, son dadas en la tabla 2.7, la calificación de los tubos de las barras para presión de estallido. Estas calificaciones han sido calculadas asumiendo propiedades mínimas del material y sin cargas axiales. El factor de diseño de presión de estallido (burst pressure) (DFBP) debe dividirse dentro del rango de estallido del tubo de la barra para fijar su máximo de presión de estallido diferencial. Aún cuando las tensiones simultaneas incrementan la capacidad del tubo en la presión de estallido, este beneficio es ignorado en muchos casos.

2.17 Presión de Colapso La presión de colapso neta en cualquier punto de la sarta de perforación bajo condiciones estáticas es: Prc= PrA – PrDP +D(KA – GDP) .....................................(2.11) Donde:

PrC = Presión neta de colapso en barra sondeo (psi) Pr A = Presión anular superficie (psi)

Pr DP = Presión superficie barra sondeo (psi) D = Profundidad interés (psi)

G A = Gradiente fluido en anular (psi/ft) G DP = Gradiente en barra sondeo (psi/ft)

Las tensiones simultaneas reducen la capacidad de colapso de las barras de sondeo. Por consiguiente, la capacidad de colapso, siempre deberá ser devaluada para tensiones anticipadas, como es señalado abajo.

2.18 Cargas Combinadas Las tablas de capacidad de carga mas publicadas, incluyendo aquellas en tabla 2.5–2.8, asumen que las cargas operan independiente una de otra. No obstante, cargas simultáneas bidireccionales pueden reducir la capacidad de carga de un componente en cualquier dirección. Los ejemplos más comunes en sartas de perforación son:

a. Tensiones simultaneas: reducen la capacidad de presión de colapso de las barras de sondeo, y viceversa.

b. Torsiones simultaneas: reducen la capacidad de tensión del tubo de la barra, y viceversa.

c. Ajuste de conexión (torque): pasado un punto dado, reduce la capacidad de tensión de la conexión.

d. Tensiones simultaneas: reducen la resistencia torsional a la fluencia en conexiones de macho-débil.

Estos casos son discutidos a continuación de esta sección.



11

Diseño Sarta Perforación 2.18.1 Devaluando la Capacidad de presión de Colapso para Tensiones Simultaneas: El rango nominal de presión de colapso de las barras de sondeo se da, en la tabla 2.8. Si la barra de sondeo está bajo cargas combinadas de tensión y presión de colapso, el rango de colapso debe ser devaluado. El factor de devaluación puede ser obtenido en la Figura 2.3. La Figura 2.3 requiere asumir un “promedio” de resistencia a la fluencia (yield strenght) para las barras de sondeo. Para este propósito es conveniente utilizar el conservador grado mínimo de resistencia de la barra de sondeo (Tabla 2.3), aunque el API - RP7G, recomienda utilizar un “promedio” de tensión estimado (Tabla 2.3a), que es algo más elevado.

TABLA 2.3 RESISTENCIA MÍNIMA TENSIÓN (Yield Strengths)

Grado Resistencia Mínima Tensión (psi)

E 75,000 X 95,000 G 105,000 S 135,000

TABLA 2.3 A “PROMEDIO” SUPUESTO DE RESISTENCIA TENSIÓN

Grado Asumida Resistencia Tensión (psi)

E 85,000 X 110,000 G 120,000 S 145,000

2.18.2 Problema, Ejemplo: Determine la capacidad de presión de colapso de la barra de sondeo de 5 pulgadas, 19.50 lb/ft grado E, bajo una carga de tensión de 50.000 lbs. Solución: Primero exprese, la carga axial como porcentaje del mínimo de resistencia a la tensión. Nosotros utilizamos un método más conservador, el cual asume que la barra de sondeo tiene un mínimo de resistencia a la tensión en el punto de interés.

Pr100)(% XLoad AxialMinYS =

.................................... (2.12) Donde:

Axial Load = Carga axial en el punto de interés (lbs).

Mínimo YS = Resistencia mínima a la fluencia de barras de sondeo (psi).

PT = Capacidad tensión tubo barra de sondeo (lbs) (tabla 2.5).

%16535.311(

100)000.50(% ==lbsXlbsMinYS

Entrando en la Figura 2.3, en el eje horizontal; en 16%, suba verticalmente hasta la curva, luego horizontalmente al eje vertical de tensión, y lea el factor de devaluación = 0,90.

Luego multiplique la capacidad nominal de colapso (de Tabla 2.8) por el factor de devaluación para obtener la capacidad de colapso devaluada.

(7041 psi)x(0,90) = 6637 psi. Asumiendo un factor de diseño de colapso (DFc) de 1,125 la presión de colapso permisible en esta barra de sondeo, bajo éstas condiciones será:

6337 psi/1.125 = 5632 psi 2.18.3 Capacidad Tensional de Carga Devaluada de la Barra para Tensión/Torsión Simultaneas: Cuando se repasa, traccionando por barra de sondeo aprisionada, o pescando, pueden ocurrir cargas combinadas de tensión y torsión de altas magnitudes en el tubo de la barra. La aplicación simultanea de ambas cargas, reducen la capacidad de las barras, para soportar a cualquiera de estas cargas. La capacidad combinada de tensión /torsión de los tubos de las barras, pueden leerse directamente de las curvas en la figura 2.11. estas curvas fueron diseñadas de las formulas en el Apéndice A, del API RP7G. Chequee Siempre, la capacidad combinada de carga de la unión, a la cual el tubo está conectado, ya que ésta puede ser débil. 2.18.4 Capacidad de Carga de Tensión de la Unión al Torque Aplicado de Ajuste El torque de ajuste no debe exceder del valor recomendado para las dimensiones de la unión, sin considerar el efecto del incremento que pudiera tener sobre la capacidad de tensión de la sarta. Las capacidades de tensión de los tubos normalmente son significantemente más bajas que las capacidades de tensión de las uniones, a las cuales están conectados. Por consiguiente, normalmente se asume que la capacidad de tensión de la sarta está limitada por el tubo. Pero este ajuste imparte una resistencia a la tensión del cuello del macho de la unión, que puede ser sumado a la tensión de la sarta. A medida que el torque de enrosque aumenta, se llegará a un punto que el cuello del macho (no el tubo) es el miembro más débil en tensión.

Figura 2.3 Elipse De Resistencia A La Fluencia Biaxial (tomado del API RP 7G, Holmquits y Nadai, “Colapso de Casing en Pozos Profundos” Practicas de Perforación y Producción API, 1939. Aplicable al colapso plástica solamente).



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Diseño Sarta Perforación Las capacidades de cargas combinada de varias uniones, pueden leerse directamente de la figura 2.13. Estas curvas fueron construidas con las fórmulas dadas en el Apéndice A del API RP7G. Estas son aproximaciones que no toman en cuenta los efectos de presión y pandeo. Por esta razón, los valores en estas curvas son devaluados en un 10% de sus valores calculados. Severas presiones y cargas de pandeo pueden reducir la capacidad de carga combinada de la unión por debajo de los valores mostrados. Mayores consideraciones de alcance extenso sobre estos tópicos se dan al final de esta sección.

2.19 Otras Consideraciones 2.19.1 Fuerzas estabilizadoras y Pandeo de las Barras: Dado que una circulación total este establecida con el trépano en el fondo, la tendencia de fuerzas de estabilización para el pandeo de las barras puede ser ignorada, sin problema en el diseño de la sarta de perforación. Esto simplifica mayormente los cálculos de diseño. De manera tal que si la perdida de presión por fricción es incrementada mientras el trépano esté en el fondo, las barras pueden pandearse sobre el BHA (con el resultado de daño por fatiga), aunque el punto de tensión cero sigue estando debajo del tope del BHA. Esto ocurre porque la barra no puede tensionarse para acomodar el incremento en la presión interna. Pero, si de todas maneras ocurre el pandeo, este será temporario. Cuando se haya perforado suficiente pozo para acomodar la tensión que hubiese ocurrido cuando la barra estaba colgando libre, el pandeo presión-inducido desaparecerá. Si, la barra de sondeo se pandea temporalmente o no, dependen de las condiciones operativas del momento. Perforaciones poco profundas, barras de pared-delgada, grandes cambios en la caída de presión en el trépano mientras se perfora, y altos pesos en el trépano para el peso que se dispone del BHA (conjunto de fondo), todo esto favorece temporalmente el pandeo presión-inducido. La siguiente regla eliminará el pandeo presión-inducido: Siempre que un incremento en el régimen de la bomba ocurra, mientras el trépano esté en el fondo, levante la sarta hasta que una ganancia en el peso se observe. Esto permitirá que la sarta sé tensione y libere la tendencia al pandeo. 2.19.2 Aplastamiento Por Cuñas: Las cuñas ejercen una compresión circular sobre la barra, la cual puede deformar la barra si las condiciones son desfavorables. Una unidad de estrés por tensión (St) de un peso colgando, resultará en un estrés circular (Sh) que es en función de varios factores, tal como longitud de la cuña, coeficiente de fricción entre las cuñas y el buje, diámetro de la barra y otros. La “constante de aplastamiento por cuñas” definido por Casner2, para un conjunto de condiciones dado, es la relación circular al estrés por tensión (Sh/St), resultante de estas condiciones. (Si el aplastamiento por cuñas ocurre, con menores cargas que las

vaticinadas, la causa puede ser mas resbalosa de lo esperado, por la grasa entre las cuñas y el buje). Casner, tabuló las constantes de aplastamiento por cuñas para una variedad de condiciones, algunas de las cuales son listadas en la tabla 2.4.

Tabla 2.4 Constante Aplastamiento Por Cuñas (Sh/St)

Longitud Cuña (plg) Tamaño Barra (plg)

12 16 2-3/8 1.25 1.18 2-7/8 1.31 1.22 3-1/2 1.39 1.28

4 1.45 1.32 4-1/2 1.52 1.37

5 1.59 1.42 5-1/2 1.66 1.47 6-5/8 1.82 1.59

(Por Casner2, asume el coeficiente de fricción entre cuñas y buje =(0,08) Dado que las barras no están aprisionadas, la tensión máxima que cargan las cuñas será la Carga de Trabajo (PW). Para chequear si hay suficiente margen para tomar en cuenta el efecto del aplastamiento por cuñas, multiplique la Carga de trabajo por la constante de aplastamiento por cuñas. El resultado no debe exceder de la Carga Admisible.

)()()()( AW P

StShxP ≤ .........................................................(2.13)

Donde:

=WP Carga de trabajo (lbs).

=)/( TH SS Constante Aplastamiento por Cuña

PA = Carga Permisible (lbs)

(Nota: Si las barras están aprisionadas y es necesario poner las cuñas con mayor tensión que la carga de trabajo, realice los cálculos sustituyendo la tensión total sobre la barra cuando las cuñas son fijadas para (PW.) 2.19.3 Aplastamiento por Cuña y MOP (Margen de Sobretension): La constante de aplastamiento por cuña debe tomarse en cuenta cuando se fija el margen de sobretensión (MOP), para asegurar que la ecuación 2.13 siempre sea verdadera. Para lograr esto, determine primero el MOP, luego asegúrese que el MOP satisfaga la siguiente relación:

−≤ 1)(

StShxPMOP W .............................................(2.14)

Si es necesario, incrementar el MOP para satisfacer la ecuación 2.14



13

Diseño Sarta Perforación Problema: ¿son las condiciones satisfactorias en la Figura 2.2 desde el punto de vista del aplastamiento por cuña?. ¿Que mínimo de MOP será satisfactorio en estas condiciones asumiendo que la barra esté libre? Largo de la cuña 16 pulgadas. Solución: Para barra sondeo de 5 pulg., Sh/St = 1,42

PW = 170.100 lbs (figura 2.6) PA = 270.100 lbs (figura 2.6)

(170.100 lbs)x(1,42) = 241.542 lbs <270.100 lbs.

Por consiguiente, las condiciones son satisfactorias.

Para calcular el mínimo satisfactorio del MOP, para aplastamiento de cuña:

MOP= (170.100 lbs) x (1,42 – 1) = 71.442 lbs El análisis de arriba para el aplastamiento por cuña asume que las cuñas, mordazas y buje estén en buenas condiciones. Esto deberá confirmarse regularmente por inspecciones visuales y ensayos de contacto como es en líneas generales en Manual del Perforador IADC. 2.19.4 Componentes Soldados: En general los componentes soldados en las sartas de perforación deben evitarse. La mayoría de los componentes son construidos con aceros de carbono relativamente alto, tratados térmicamente para lograr las propiedades mecánicas deseadas. Las soldaduras alteran permanentemente aquellas propiedades, a menos que los componentes nuevamente sean tratados térmicamente, generalmente una imposibilidad en el campo. Aun cuando la resistencia no sea de mayor interés, las zonas afectadas por soldaduras y calor, pueden volverse extremadamente quebradizas, a no ser que el proceso de soldadura sea diseñado y efectuado cuidadosamente. Si absolutamente es necesario, bajar un componente soldado el siguiente procedimiento debe seguirse:

a. Diseñe un procedimiento que controle todas las variables necesarias para obtener una soldadura con las propiedades deseadas. Estas variables incluirán el proceso de soldar, posición, pre-calentamiento, enfriado, régimen de alimentación, especificación del material de relleno y muchos otros.

b. Calificar el procedimiento soldando exactamente como fue escrito, luego confirme que todas las propiedades deseadas son logradas. Esto casi siempre requiere de ensayos destructivos de la primera pieza soldada.

c. Si se utiliza un único soldador, el o ella deberá también estar calificado para el procedimiento especifico. La calificación de los soldadores se efectúa de la misma manera, como el procedimiento de calificación.

2.19.5 Factor de Flotación para los Componentes No-Acerados: Los factores de flotación dados en este estándar y en otras referencias, aplican solamente a componentes de acero o componentes que tienen la misma densidad como el acero. Si una herramienta es menos densa que el acero, esta tendrá una tendencia mayor a “flotar” y por consiguiente, tendrá un factor menor de flotación. Esto hará que el peso de flotación de los componentes del BHA sea menor a lo supuesto, y moverá el punto de pandeo en el BHA, para un peso dado sobre él trépano hacia arriba en la sarta. En muchos casos, las diferencias en densidades son pequeñas y manipuladas de forma segura con el factor de diseño para excesos de peso en el BHA (DFBHA). Si secciones muy largas no-aceradas de BHA se bajan, puede determinarse una corrección para el factor de flotación de estas secciones de la siguiente manera:

−

=DDDK MUD

REVB )( .....................................................(2.15)

Donde: KB(REV) = Factor flotación corregido..

D = Densidad componente BHA. DMUD = Densidad lodo.

(Las densidades pueden ser expresadas en cualquier unidad consistente). Luego de calcular el factor corregido de flotación, el peso total en flotación del BHA puede ser determinado de la siguiente manera: WBHA = (WSTEEL) x (KB) + (WOTHER) x (KB(REV)) …………....(2.16)

Donde: WBHA = Peso total en flotación BHA (lbs).

WSTEEL = Peso total en aire de componentes acero (lbs). KB = Factor flotación para acero.

WOTHER = Peso total en aire de otros componentes (lbs). KB(REV) = Factor de flotación para otro material.

Parte Dos 2.20 Pozos de Alcance Extendido (ER) 2.20.1 Alcance: La parte dos de esta sección de diseño, cubre diseños básicos de la perforación de pozos de alcance extendido (ER) y horizontales. Los tópicos tratados incluyen, predicción de carga, análisis de carga, ubicación de tijeras, mitigación de fatiga y pandeo. En esta sección no se cubren, control direccional, hidráulica ni análisis de vibración. 2.20.2 Consideraciones de Diseño: La dirección del acercamiento de diseño de pozos de alto ángulo y ER (alcance extendido), difiere del acercamiento de diseño en pozos verticales en las siguientes consideraciones: a. En pozos de ángulo alto, los componentes tradicionales del

BHA son eliminados normalmente. El peso en él trépano generalmente es aplicado, bajando el peso de las barras en compresión, una practica nunca recomendada en pozos verticales.



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Diseño Sarta Perforación Problemas

Económicos Disponibilidad Componentes. Logística. Costos.

Problemas Pozo

Limpieza Pozo. Estabilidad Pozo. Hidráulica, ECD. Desgaste Casing. Objetivos Direccionales.

Problemas Equipo

Espacio Almacenaje. Espacio Contratiempo. Exactitud Indicadores de Carga. Bomba, Presión / Volumen. Capacidad. Top Drive Entrega Torque

Selección Componentes Sarta

Perforación

Determinar Cargas Esperadas

Iterar

Figura 2.4. Diseñando una sarta ER de perforación puede involucrar consideraciones mayores.

b. Para una profundidad medida dada, las cargas de tensión en superficie de un peso colgado, disminuye en pozos de alto ángulo debido al soporte de la pared, pero el torque y el arrastre requerido para mover la sarta de perforación es alto, comparada con pozos verticales. El límite de carga para la sarta de perforación será su capacidad de tensión en un pozo vertical, pero es más probable que sea su capacidad torsional en un pozo ER.

c. En pozos verticales, las cargas se calculan basándose en el peso colgado: Los efectos de fricción normalmente son pequeños, tradicionalmente ignorados o manipulados sumando factores de diseño, o margen de sobretensión (MOP). En pozos ER (alcance extendido), los efectos de fricción serán demasiado grandes y estos no pueden ser ignorados. La predicción de cargas en un pozo vertical es directa, pero se requiere de simulación por computadora para un pozo ER.

d. El diseño para pozos verticales en la Parte 1, sección de diseño, es a través de un solo calculo. En pozos ER, el diseño de la sarta de perforación, es un proceso interactivo.

2.20.3 Generalidades de Diseño: La figura 2.4, enmarca la mayoría de los factores que deben considerarse al seleccionar los componentes de un pozo ER. No obstante para la mayoría de los pozos, la condición dominante para seleccionar una sarta de perforación será probablemente, su disponibilidad. Esto es, el diseñador se preguntará si el pozo puede ser perforado con los tubulares que se hayan en el equipo. Si es así, esta será la alternativa de más bajo costo. 2.20.4 Estimando las Cargas de la Sarta de Perforación: Los cálculos manuales predicen el torque y arrastre para un pozo ER, aunque teóricamente posible, no es practico debido al volumen

de los cálculos requeridos. Por consiguiente, un programa por computadora se requiere para poder predecir las cargas del Sondeo. Se dispone de variados programas comerciales, la mayoría están basados sobre el modelo de Johancik, et al.3. Esta aproximación involucra fraccionar el pozo en intervalos prudentes, calculando la tensión, fuerzas normales y torsión para cada intervalo, luego sumando la tensión y torsión sobre la longitud del pozo.

( ) NBR FWF µθ ±= sin ........................................................(2.17)

[ ] ( ) ( )[ ]22 sinsin θθθα ×+∆×+×∆×= BN WFrFrF .(2.18)

NFODM µ×=2 .....................................................................(2.19)

Donde: FT= Fuerza de tensión en la barra en un intervalo (lbs). FN= Fuerza normal contra el lado del pozo (lb/ft). µ= Coeficiente de fricción.

θ= Promedio de ángulo del pozo sobre un intervalo (grados). ∆α= Cambio en acimut sobre un intervalo (radianes). ∆θ= Cambio en inclinación sobre un intervalo (radianes). M= Torque generado por rotación (ft-lb).

OD= Diámetro exterior del componente (ft). WB= Peso flotación de barra en un intervalo (lb).

2.20.5 Coeficiente de Arrastre: Los programas de torque y arrastre basan sus preediciones sobre un coeficiente de fricción supuesto, como los cálculos efectuados arriba. Una vez iniciada la perforación, los programas se calibran contra las condiciones actuales de carga para redefinir el modelo de torque y arrastre contra las condiciones actuales. De todas maneras, el torque de arrastre se eleva, no solamente por la fricción, sino también por los efectos de la tortuosidad del pozo, acumulación de cuttings, hidratación de arcillas, aprisionamiento diferencial, y otros impedimentos mecánicos al movimiento de la sarta de perforación. En consecuencia el “coeficiente de fricción” en el programa de torque y arrastre puede ser adecuadamente considerado como un “coeficiente de arrastre” es decir, un coeficiente compuesto que incluye todos los factores que afectan al torque y arrastre. Además, los coeficientes de arrastre para los movimientos rotacionales, movimiento axial, o para una combinación de ambos, a menudo serán diferentes, y también podrían variar con la dirección del movimiento. Finalmente, debido a estos impedimentos mecánicos al movimiento del sondeo, cambia frecuentemente con las condiciones cambiantes del pozo, el coeficiente de arrastre también fluctúa, particularmente para el movimiento axial. 2.20.6 Ángulo Crítico del pozo: A medida que el ángulo en un pozo aumenta el BHA, tiene menor capacidad para deslizarse hacia abajo, impulsado por su propio peso. Eventualmente el modo de perforar por deslizamiento, requerirá que el BHA sea empujado por las barras de arriba en el pozo. El ángulo en el cual, el movimiento hacia bajo de un componente en el modo deslizamiento que se genera imposible de deslizar, sin empujarlo con las barras, es llamado ángulo critico y es dado por la siguiente formula:



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=

fCRIT

1arctanθ................................................................(2.20)

Donde: θCRIT = Ángulo critico pozo (grados).

f = Coeficiente de arrastre del pozo. 2.21 Torsión 2.21.1 Capacidad de Torsión: Las uniones normalmente son más débiles que los tubos en la cual están colocadas. Para prevenir el ajuste bajo pozo, la capacidad de torsión de una unión es considerada de ser su torque de ajuste. Si el torque predicho de superficie es por sobre del torque de ajuste, la sarta será de capacidad de torsión limitada, y deben tomarse en cuenta las siguientes consideraciones: a. El diámetro y peso de los componentes del sondeo en las

secciones de alto ángulo del pozo debe ser minimizado. Esto reduce el torque operacional requerido para rotarlos, y disminuye las altas cargas de torque en el pozo. Por supuesto, esto debe equipararse con las necesidades conflictivas para minimizar la perdida de carga por fricción interna y mantenimiento de la estabilidad del peso normal de las barras (NWDP) la cual está siendo comprimida en el modo de perforación. Un procedimiento para mantener la estabilidad del peso normal de las barras NWDP es dado en la sección bajo “Pandeo” (Buckling).(no confundir NWDP con HWDP)

b. El torque de ajuste existente en las uniones de las barras de sondeo debe incrementarse. Esto no tendrá efecto detrimental en el desempeño de la sarta, mientras la unión no sea sobre tensionada por el ajuste y la capacidad del cuello del macho para soportar las tensiones externas a menos de la necesaria requerida por la operación de perforación. El procedimiento para aumentar el torque de ajuste es dado en esta sección.

c. Las uniones de las barras en el equipo deben ser reemplazadas utilizando uniones de mayor capacidad torsional. Si la hidráulica permite el recambio de las uniones, estas serán simplemente uniones estándar con menores diámetro interior y mayor diámetro exterior. Si las perdidas de presión por fricción no permiten uniones más pesadas, conexiones especiales propietarias son de disponibilidad y proveen alta capacidad torsional a sus diámetros dados que las uniones estándar.

d. El torque operativo debe minimizarse. Esto puede resolverse, utilizando sistemas de lodo o aditivos que reducen la fricción minimizando la tortuosidad del pozo.

2.21.2 Uniones No-Estándar: Las uniones nuevas y clase premium son diseñadas para ser un 80% tan fuerte en torsión como los tubos en que estas se encuentran soldadas. Esta relación está basada en precedentes históricos y especificaciones API. Sin embargo, normalmente los contratistas compran uniones no-estándar por una variedad de buenas razones. Las dimensiones no-estándar no son de particular preocupación con tal que usted ajuste correctamente su torque de ajuste. Sin embargo, debido a las amplias practicas del uso de tamaños no-estándar, es esencial que verifique las dimensiones actuales de las uniones en la sarta. No asuma que las

barras están equipadas con las uniones estándar a menos que sepa usted que es verdad. 2.21.3 Factores que Afectan la Capacidad de Torsión: Dado que todas las uniones API son hechas de materiales teniendo un mínimo especificado de resistencia a la fluencia de 120.000 psi, de capacidad torsional de la unión que es determinada solamente por el tipo de conexión, macho ID (diam.inter.) y hembra OD (diam.ext). Para mostrar el impacto de dimensiones en capacidad, la tabla de abajo lista las dimensiones de las uniones estándar NC-50 para 5-pulg 19.50 ppf, barra grado S. Como así también, los torques de ajuste se muestran utilizando grasa de rosca estándar. (Factor de fricción = 1,0).

PROPIEDADES DE LAS NUEVAS UNIONES “ESTÁNDAR” DIMENSIONADAS EN BARRA SONDEO 5 PULGADAS 19,5 PPF.

Estándar Estándar

Grado Diam. Int.

(pulg) Diam. Extr. (pulg.) Torque Ajuste

(ft-lb) E 3-3/4 6-5/8 22.840 X 3-1/2 6-5/8 27.080 G 3-1/4 6-5/8 31.020 S 2-3/4 6-5/8 38.040

2.21.4 Procedimientos para Incrementar el Torque de Ajuste: Si el torque operativo excede del pronosticado torque de ajuste, el costo alternativo mas bajo para incrementar la capacidad torsional es simplemente aumentar el torque de ajuste. Al hacer esto, tenga presente que un mayor torque de ajuste incrementará la tensión en el cuello del macho y por consiguiente reducirá la capacidad de resistencia del cuello del macho para soportar la tensión externa. Si ésta alternativa es elegida, los limites prácticos para aumentar el torque de ajuste será probablemente el torque de ajuste en el cual la capacidad de tensión externa del cuello del macho es igual a la capacidad tensional del tubo. Para determinar si el propuesto incremento de torque de ajuste reúne estos requerimientos, vaya a la curva en la figura 2.6 para la unión en cuestión.

Figura 2.5 Capacidad Combinada de carga para las uniones son dadas en curvas iguales a este ejemplo desde figura 2.13



16

Diseño Sarta Perforación Entre en la curva en el eje x del torque de ajuste que usted necesita utilizar en la presente aplicación. Lea hacia arriba hasta que intercepte la línea ID (diam. Inter.), del macho. Muévase horizontalmente hacia la izquierda para leer la capacidad de tensión del cuello del macho al torque de ajuste incrementado. Si la capacidad de tensión disminuida continua excediéndose de la capacidad de tensión del tubo de la barra, puede incrementar el ajuste del torque hasta ese nivel con seguridad. Si no, deberá tomar alguna otra acción correctiva listada en párrafo 2.21.1. 2.21.5 Ejemplo, Problema: Está utilizando uniones 6-5/8 x 3-1/4 pulg., Uniones NC50 en barras Clase Premium de 5-pulg 19.50 ppf grado G. El torque estándar de ajuste (por la tabla 2.10) es de 31.020 ft-lbs. Se desea incrementar el torque de ajuste a 34.000 ft-lbs para controlar las cargas de superficie pronosticadas. ¿Puede hacerse sin disminuir la capacidad de tensión de la sarta? Respuesta:

La capacidad de tensión de la Barra de Sondeo es de 436.150 lbs (de la tabla 2.5). La capacidad de tensión del cuello del macho es de 34.000 ft-lbs el torque de ajuste es alrededor de 500.000 lbs (ejemplo figura 2.5)

La capacidad de la Sarta no será disminuida al aumentar el torque de ajuste a 34.000 ft-lbs.

Figura 2.6 Ejemplo curva de capacidad de cargas combinadas tensión/torsión para tubos de barras de sondeo.

2.22 Tensión/Torsión Combinadas A menos que la capacidad de tensión del cuello del macho haya sido degradada por excesivos ajustes, la capacidad de tensión o capacidad combinada de tensión-torsión de la sarta estará limitada probablemente por la capacidad de los tubos de la barra. Estas cantidades son dadas en la tabla 2.5 para tensiones rectas y en figura 2.11 para tensión y torsión combinada. Las curvas de capacidad combinadas de cargas para las uniones y tubos pueden ser utilizada para estimar la tensión y tensión-torsión combinada para la sarta en su totalidad. Esto se efectúa superponiendo la curva combinada de carga apropiada para el tubo, sobre la grafica combinada para la unión (tool joint). 2.23 Fatiga en Pozos ER (alcance extendido) En pozos de alto ángulo en ER y horizontales, se introducen algunas inquietudes especiales de fatiga. Estas son: 2.23.1 Pandeo Barra de Sondeo: La prevención del pandeo mientras se rota con barras de peso normal y tijeras que estén operando en compresión mecánica será una preocupación. Debido a las características en pozos ER de alto ángulo, frecuentemente es necesario, mientras se rota aplicar el peso sobre el trépano, con y a través de barras de peso normal en compresión mecánica. Mientras la barra no esté pandeada, no puede esperarse daño significativo de fatiga con esta practica. En el modo de perforar deslizando, la fricción del pozo bien podría causar pandeo mientras se aplica peso sobre él trépano. De todas manera en la ausencia de rotación, ningún daño significante debe esperarse de esto. Por consiguiente, la metodología en ésta sección se concentra en diseñar una sarta y manejar los pesos en el trépano para estar por debajo de la carga de pandeo de las barras mientras la sarta se está rotando. 2.23.2 Pandeo (comba) Portamecha: Disminuyendo el ciclo de estrés causado cuando los componentes del BHA abruptamente se comban hacia el lado bajo de un pozo de alto ángulo será también un objetivo. 2.24 Pandeo Barra de Sondeo 2.24.1 Pandeo y Fatiga: El pandeo de la barra mientras se rota puede causar rápidas fallas de fatiga en cualquier pozo. Bajando las barras en compresión, evite siempre en un pozo vertical; esto es normalmente necesario al perforar un pozo ER. De todas maneras, si la magnitud de la compresión mecánica no excede su carga de pandeo critica, la barra permanecerá estable y poco o nada de daño por fatiga ocurrirá. 2.24.2 Pandeo en Pozos Verticales: Las carga de pandeo critica en un pozo vertical puede predecirse por medio de la siguiente formula de Dawson y Paslay4.



17


Figura 2.7 Curva ejemplo de figura 2.15 muestra las cargas

criticas de pandeo calculada en la ecuación 2.22

rEIwKF B

CRIT

θsin2 •= ..........................(2.21)

Donde: FCRIT = Carga critica sinuosidad pandeo (lbs).

E = Modulo de Young’s Aproximadamente 3x107 psi).

I = Momento de inercia (pulg4). KB = Factor de flotación.

r = Espacio radial entre barra y pozo (pulg). w = Unidad de peso en aire (lb/in). θ = Ángulo del pozo en el punto de interés (grados).

Si el peso en él trépano es aplicado con las barras de peso normal en un pozo vertical, la ecuación 2.21 predice el comienzo del pandeo por compresión mecánica por consiguiente, provee un limite conveniente para el exceso de barras de sondeo que pueden ser utilizadas para aplicar peso sobre él trépano en un pozo ER. El único requerimiento mayor en un pozo vertical es determinar la cantidad de compresión mecánica en los puntos de interés, luego compare estos, con los valores de la ecuación 2.21 para ver si ocurre un pandeo. Las curvas que dan una solución rápida a la ecuación 2.21 son encontradas en la figura 2.15. 2.24.3 Pandeo en Pozos al incrementar Angulo: La carga critica de pandeo en un pozo dirigido, el incremento de ángulo siempre es mayor que en pozo vertical de la misma inclinación. La curvatura positiva de un pozo tiene un efecto de estabilización en las barras de compresión mecánica, ya que la compresión incrementa la carga lateral de la barra contra la parte exterior de la curva del pozo (parte alta). Esto se suma al efecto estabilizador del peso de la barra en cualquier ángulo. Por consiguiente, una sarta de perforación en una sección positiva de incremento de ángulo, estando mecánicamente en compresión por la parte recta de las secciones del pozo sobre y debajo debe pandear primero en una u otra de las secciones rectas. La cantidad de compresión mecánica que una sarta uniforme puede soportar sin ningún pandeo estará limitada por las cargas criticas de pandeo en las secciones rectas

por sobre y debajo de una sección positiva de aumento, no en la sección misma del aumento. 2.24.4 Pandeo en Disminución de Ángulo: La carga critica de pandeo de barra en un pozo disminuyendo ángulo puede ser más o menos como en un pozo vertical del mismo ángulo. Dejando de lado la rigidez del tubular, a compresión cero, el tubular estará recostado en el fondo (curvatura interior-lado bajo) del pozo con caída de ángulo. Como el tubular (barra) está en compresión, puede terminar en uno de estos cuatro estados, dependiente de varios factores. El tubular puede estar:

a. Estable en el fondo del pozo. b. Pandeado cercano al fondo del pozo. c. Estable en la parte superior (lado alto) del pozo. d. Pandeado cerca del tope (lado alto) del pozo.

2.24.5 Soluciones para Giro de Pozos: Las ecuaciones para resolver cargas criticas de pandeo en giro de pozos (cambio de ángulo) están basadas en He y Kyllingstad5, son resueltas para configuraciones comunes de pozos en la figura 2.17. 2.24.6 Efectos de Cambio de Acimut: Los cambios de acimut en un pozo afectan también las cargas criticas de pandeo. No obstante, los cambios de acimut no son tomados en cuenta en las curvas de la figura 2.15 y 2.17. Las cargas criticas de pandeo en un pozo que camina será siempre mayor que pozos verticales, levantando-bajando ángulo. Por lo tanto el ignorar los efectos de cambio de acimut resulta en una respuesta un poco conservadora para problemas como los ejemplo de abajo. 2.25 Levantando y Manteniendo Angulo El objetivo en un pozo ER u horizontal, como en otros pozos, es el de rotar sin pandeo en las barras de peso normal. De todas formas, el tradicional BHA (conjunto de fondo) es eliminado en pozos ER y horizontales. Y el estabilizador efecto del ángulo del pozo se utiliza para mantener las barras de sondeo sin pandeo en compresión. Por eso, el problema es determinar donde y a que peso sobre el trépano las barras primeramente comenzarán a pandearse. Si éste peso sobre el trépano es suficiente para perforar el pozo, el pandeo puede evitarse simplemente estando por debajo de este. Si el peso sobre él trépano para perforar causa que las barras se panden, es necesario bajar HWDP en la sección(s) de pandeo. 2.25.1 Puntos de iniciación de Pandeo: Al levantar y mantener ángulo en pozos, en el modo rotación el pandeo se iniciará en alguno de estos puntos:

a. En la unión más baja de la sección tangencial. b. En la sección de pozo recta e inmediatamente sobre el

punto de partida (kickoff point). c. Si la sección tangencial es horizontal, teóricamente el

pandeo se iniciará simultáneamente sobre su entera longitud.



18

Diseño Sarta PerforaciónNo obstante, el punto actual de iniciación será probablemente en la región inmediata debajo del punto tangencial. 2.25.2 Pandeo Debajo del Punto Tangencial: Sí el ángulo lateral o tangencial al levantar y sostener ángulo en el pozo es menor que el horizontal, la compresión mecánica más alta en la barra de sondeo ocurrirá en la unión más baja en el tope del BHA. Para prevenir aquí el pandeo, el peso en el trépano no debe exceder de la carga critica de pandeo de la barra de sondeo, más el peso de flotación de los componentes debajo del fondo de la unión de la barra, tomando en cuenta el ángulo del pozo. Este peso máximo sobre el trépano es dado por la ecuación 2.23. Si la sección tangencial es horizontal, el tercer término en la ecuación 2.23, es cero, y el peso máximo sobre el trépano será la carga critica del pandeo del tubular en la sección tangencial, dividida por DFB.

( )

×

×

+×+<

BDADA

HWDPHWDP

TBCRIT DFLWLW

KFWOB 1)(

cosθ

(2.22) Donde:

θT = Inclinación de la sección del pozo debajo de TP (grado). FCRIT = Carga de pandeo de la barra en la sección tangencial

(grado). KB = Factor de flotación (sin unidades).

WOB = Máximo peso sobre el trépano (lbs). WOB = Máximo peso sobre el trépano para las barras sin

pandeo (lbs). DFB = Factor de diseño para pandeo. WHWDP = Peso en aire HWDP (lb/ft).

LHWDP = Longitud de sección HWDP (ft). WDA = Peso en aire de conjunto perforación (lb/ft). LDA = Longitud de conjunto perforación (ft).

2.25.3 Pandeo Sobre El Punto De Partida (kickoff point). El pandeo en esta región ocurrirá si el peso en el trépano excede la carga critica de pandeo mas el peso de flotación de la sarta de perforación debajo de este punto. El peso en flotación, colgando debajo del punto de partida (kickoff) es calculado por la suma del peso en flotación del tubular y la sección de aumento de ángulo para el peso del tubular debajo del punto tangencial. El peso en flotación del tubular en la sección de elevación de ángulo, puede calcularse con la ecuación 2.24. las soluciones para la ecuación 2.24, ya están calculadas y presentadas en la figura 2.19.

θ

− × =

BR a) T W K Weight DP B (SB)

sin (sin 6 , 5729

.........(2.23) Donde:

a = Inclinación del pozo sección sobre KOP (grados). θT = Inclinación del pozo debajo de punto tangencial

(grados). BR = Rango incremento (grados/100 ft). KB = Factor flotación (sin unidades).

WDP = Peso en aire barra sondeo (lb/ft). Weight(BS)= Peso de la barra en flotación en una sección de

incremento (lbs).

Figura 2.8 Ejemplo Grafico Para Encontrar Peso De Barra En

Un Pozo Curvado. Si la sección tangencial no es horizontal, la sarta de perforación debajo del punto tangencial contribuye también al peso colgado debajo del punto de partida. Primero leyendo la solución de la ecuación 2.24 de la figura 2.19, luego sumando ese valor a la carga crítica de pandeo del tubular, más el peso colgado en flotación debajo del punto tangencial, podremos determinar el peso del trépano en la que el tubular pandeará primero en el punto de partida. Este cálculo es dado en la ecuación 2.5.

( )

×

×+×

+×++−<

B

DADA

HWDPHWDP

DPDP

TBBSKOPCRIT DFLW

LWLW

KWeightFWOB 1

)()(cos)()( θ

.....................................................................................................(2.24) Donde:

BR = Rango incremento (grados/100 ft). FCRIT -KOP= Carga pandeo de barra sobre KOP (grados).

KB = Factor de flotación (sin unidades). WDP = Unidad de peso en el aire barra de sondeo (lb/ft).

WOB = Peso sobre el trépano (lbs). Weight(BS)= Peso de la barra en flotación en una sección de

incremento (lbs). WOB = Máximo peso sobre el trépano para las barras sin

pandeo (lbs). DFB = Factor de diseño para pandeo.

WHWDP = Peso en aire HWDP (lb/ft). LHWDP = Longitud de sección HWDP (ft).

WDP = Peso en aire de barra de sondeo (lb/ft). LDP = Longitud barra sondeo debajo punto tangencial

(ft). WDA = Peso en el aire de conjunto perforación (lb/ft). LDA = Longitud de conjunto perforación (ft).



19

Diseño Sarta Perforación 2.25.4 Sumario: Omitiendo la tensión de arrastre mientras esta en el modo perforación, el límite de peso sobre el trépano para prevenir el pandeo en cualquier lugar de la sarta en una sección de incremento positivo es aquel peso en el trépano que exceda primero la carga de pandeo critica en la sección recta (vertical) debajo del punto tangencial (dado por la formula 2.22)o exceda la carga critica de pandeo en la sección sobre el punto de partida (kickoff). Utilice el menor de estos valores para el peso máximo sobre el trépano. 2.25.5 Problema Ejemplo: Usted está perforando un incremento y mantenimiento de ángulo en un pozo con las siguientes características. Diámetro Pozo: 12-1/4” Ángulo Pozo: Sobre el punto de Kickoff: 0 grado

En Sección tangencial: 75° grados. Rango de Incremento: 6° / 100 feet (pies) Peso Lodo: 10 ppg (libras/galón) La Sarta de Perforación consiste de:

Conjunto Perforación: 95 pies – 140 lb/ft HWDP 93 pies – 53.7 lb/ft Barras Sondeo: 5 pulg, 19.50lb/ft

El trépano se encuentra a 1000 pies debajo del punto tangencial. El factor de diseño para el pandeo es 1.15. ¿Cuál es el máximo en el modo de perforación de peso sobre el trépano que puede llevarse a cabo sin que ocurra pandeo en ningún lugar de las barras? Respuesta: El problema de arriba es efectuado en el ejemplo sobre las hojas de trabajo al dorso de esta sección. Las hojas en blanco pueden obtenerse copiándolas del formulario en la parte posterior de este libro. 2.25.6 Factor de diseño para Pandeo (DFB): Este factor es análogo al factor de diseño para el exceso de peso BHA (conjunto de fondo) (DFBHA) utilizado en un pozo vertical. Este provee un margen de seguridad (en este caso sobre el peso en el trépano en lugar del exceso de peso del BHA). Un valor para le DFB de 1.1-1.2 que es probablemente el apropiado. 2.25.7 Adicionando HWDP: Las barras HWDP han demostrado bajo un largo periodo de tiempo de ser mas tolerantes al pandeo en rotación que las barras normales. Además, las HWDP, usualmente son la mejor elección que con los portamechas en un pozo ER y horizontal, dado que tiene mejor capacidad para pasar hipérbolas de radio corto, y crear menor arrastre en secciones de pozos de altos ángulo: Si el peso disponible sobre el trépano dado en el formulario de hojas de trabajo es insuficiente para perforar, será necesario la adición de barras HWDP en las partes de la sarta que pudieran pandearse. La cantidad requerida necesaria de barras HWDP se determina por medio del siguiente procedimiento:

a. Realice primero el análisis de pandeo como en el ejemplo de arriba. Peso disponible es el máximo peso sobre el trépano que puede ser aplicado sin pandear las barras. Adiciones barras HWDP en todas las regiones que pandearán con el peso sobre el trépano planeado.

b. La longitud adicionada de barras HWDP a la sarta en la sección tangencial es dada en la formula 2.25.

•

=HWDPB

WA WRHWDP W

xr K

B - BL 1cos θ

..(2.25) c. La longitud de barras HWDP adicionadas a la sarta en y sobre

el punto de partida (kickoff) es dada por la formula 2.26.

•

=HWDPB

WAWRHWDP W

xa K B - BL 1

cos.... (2.26)

Donde: Peso Trépano Disponible = Peso en el trépano debajo donde no ocurre pandeo (lbs).

BWR= Peso Trepano Requerido. BWA= Peso Trepano Disponible.

WOB = Peso deseado sobre el trépano (lbs) LHWDP = Cantidad de barras HWDP requerida para evitar pandeo

en las barras sondeo (ft) WHWDP = Peso en aire de HWDP (lbs/ft). 2.25.8 Pozos Horizontales: Si la sección lateral o tangencial es cercana a la horizontal, la longitud requerida de barras HWDP podría exceder la longitud del lateral. Si el lateral es horizontal, la ecuación 2.26 tiene una división por cero. En ambas instancias, para prevenir el pandeo de barras debe de todas formas:

a. Estar por debajo del peso disponible sobre el trépano dado por la hoja de trabajo o,

b. Llene totalmente el lateral con barras HWDP 2.25.9 Baje Dos Casos (proyectos): A medida que la sarta se perfora (profundizada) los pesos máximos sobre el trépano y la tendencia al pandeo cambiarán. Por lo tanto, debe bajar ambos casos (proyectos) al inicio y fondo planeado de una bajada de trépano. Configure la sarta de perforación o control del peso en el trépano para evitar el pandeo en ambos extremos, evitando así l no pandeo en el medio. 2.25.10 Pandeo en la Sección de Incremento: No es necesario considerar el pandeo de las barras de sondeo en una sección de incremento de ángulo positivo, si alguna de las siguientes condiciones se presentan:

a. Si el peso máximo sobre él trépano determinado en la hoja de trabajo es el adecuado y no debe adicionar barras HWDP.

b. Si después de adicionar la correcta cantidad de barras HWDP, no ha llenado la sección tangencial con barras HWDP. Es decir, que algunas barras permanecen, en la parte superior de la sección tangencial. No obstante, si ha adicionado barras HWDP a la sarta sobre el punto de partida (kickoff), o ha llenado enteramente la sección tangencial con barras HWDP, chequee la carga critica de pandeo de las barras en la sección de incremento.



20

Diseño Sarta Perforación Las cargas de pandeo para las barras operando en pozos de incremento o disminución de ángulo se encuentran en la figura 2.11. Sí la condición en la ecuación 2.28 se obtiene, las barras no se pandearán en la sección de incremento. Si esta condición no se logra, deberá limitar el WOB (peso sobre él trépano) para que la ecuación 2.28 sea verdadera.

( )WACRIT WWOBF −≥ ......................................(2.27) Donde: Peso Disponible en el Trépano =

Peso en el trépano debajo donde no ocurre pandeo (lbs)

BWA= Peso Trepano Disponible. WOB = Peso actual sobre el Trépano (lbs)

FCRIT = Carga Critica de Pandeo de DP en la sección de incremento (lbs)

2.25.11 Estabilizadores en Pozo de Sección de Alto Ángulo: En una sección de pozo de alto ángulo con el BHA recostado en el lado bajo, la conexión superior del estabilizador en un conjunto direccional es particularmente vulnerable porque el portamecha inmediato sobre ésta se arquea abruptamente. Esto genera un alto estrés sobre la conexión superior del estabilizador acortando la vida de fatiga. Este problema empeorará a medida que la relación calibre-cuerpo del estabilizador incrementa debido a que el portamecha tiene mucho mas para arquearse. La situación puede mejorar bajando un estabilizador más pequeño en el primer portamecha sobre el conjunto direccional. Un estabilizador menor soporta al portamecha y reduce el estrés arqueo-inducido en su conexión inferior.

Figura 2.9 Sumario de aproximación al diseño de sarta de perforación pozo ER.

Figura 2.10 Cargas criticas de Pandeo en pozos de incremento y disminución de ángulo puede leerse de las curvas iguales a estas en el ejemplo de la figura 2.17 El estabilizador adicionado debe dimensionarse para permitir que la mitad del arqueo ocurra en el primer portamecha. 2.25.12 Ubicación Tijera: En pozos verticales, la tijera debe bajarse solo en tensión mecánica, dado que en compresión mecánica es probable de pandearse y causar daños por fatiga cuando se trata de rotarla. En pozos ER esto no es practico y la tijera ha sido rutinariamente bajada en compresión mecánica con efectos no dañinos, mientras que la cantidad de compresión no sea la suficiente como para pandearla. Desde el punto de vista de la prevención de fallas, la principal preocupación para la ubicación de ésta, es que no se pandee mientras está siendo rotada. La sección introductoria en figura 2.11 y las curvas en la figura 2.11, dan los lineamientos para la ubicación de la tijera en las sartas de pozos ER para evitar el pandeo. 2.25.13 Sumario: El organigrama de la figura 2.9 resume los diseños de acercamiento para la perforación de pozos ER en este texto.

2.26 Disminución de Ángulo en Pozos La estabilidad de las barras de sondeo en pozos de disminución de ángulo es mas o menos como en pozos verticales. (Ver párrafo 2.24.4). Las curvas en la figura 2.17 son útiles para determinar la compresión máxima que la barra puede cargar en pozos de disminución de ángulos sin pandeo. Esto a su vez determina el peso máximo sobre el trépano que usted puede utilizar sin pandear las barras de sondeo. A medida que el ángulo cae, la filosofía apropiada del diseño se mueve del modo ER (aplicando peso al trépano con las barras), al modo tradicional (utilización del BHA para peso en el trépano y mantener las barras de sondeo en tensión mecánica).



21

Diseño Sarta Perforación Esto desde el punto de vista del diseño, el mejor acercamiento, probablemente será el de empezar a disminuir ángulo con suficientes barras HWDP en el BHA de manera tal que, cuando el ángulo final se obtiene, se esté operando en la forma tradicional.

( ) ( )( ) ( )

( ) ( )( ) ( ) HWDPDCDC

DCDC

B

BHAHWDP WLxW

LxWxK

DFxWOBL 1cos 22

11

+

−θ

...........(2.3) Donde: LHWDP = Longitud max de Sección HWDP (ft) WOB = Máximo Peso sobre trépano (lbs) DFBHA = Factor diseño para exceso longitud BHA WHWDP = Peso en aire barras HWDP (lbs/ft) WDC1 = Peso en aire primera sección portamechas

(lbs/ft) LDC1 = Longitud primera sección portamechas (ft) WDC2 = Peso en aire segunda sección del

portamecha (ft) LDC2 = Longitud segunda sección portamechas (ft) KB = Factor de Flotación θ = Ángulo final del pozo en BHA (grados) Referencias 1. API RP 7G, “Practicas Recomendadas para el Diseño de Sartas de Perforación y Operaciones Limites”, Edición Catorce, Instituto Americano de Petróleo, Agosto 1, 1990. 2. Casner, John A. “Diseño Sarta Perforación”, Youngstown Sheet and Tube Company, 1973. 3. Johancsik, CA, Friesen, DB, Dawson, R, “ Torque y Arrastre en Pozos Direccionales – Prediccion y Medicionens”, JTP, Junio 1984. 4. Dawson, R, Paslay, PR, “Pandeo Barras Sondeo en Pozos Inclinados”, Periódico de Tecnología Petrolera, Octubre 1984. 5. He, X, Kylingstad, A., SPE 25370, “Pandeo Helicoidal y Condiciones Lock-up para Coil Tubing en Pozos Curvados, Presentado en el SPE Conferencia de Gas y Petroleo Asia-Pacifico, Febrero 1993. 6. Hill, T., Guild, J.G., Summers, M.A., “Diseñando y Calificando Sartas Perforación para Pozos de Alcance Extendido” SPE 29439, Enero 1995.



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Diseño Sarta Perforación DS-1™ Hoja de Trabajo Pandeo Modo Rotación Horizontal y Alcance Extendido FECHA 2-16-98

Información Dada POZO: Ejemplo SECCIÓN POZO: DP PESO NOMINAL: (Lbs/Ft): 19.50

ÁNGULO POZO SOBRE KOP (A) (Grados) 0 Longitud DP En Sección Tangencial (LDP) (Ft): 812 ÁNGULO POZO DEBAJO PT TANGENCIAL (θT) (Grados): 75 Longitud De Barras HWDP (LHWDP) (Ft): 93

DIÁMETRO POZO/DIAM INTER.. CASING (Ft): 121/4 Peso Aire Barras HWDP (WHWDP) (Lb/Ft): 53.7 PESO LODO (Ppg): 10 Longitud Conjunto Perforación (LDA) (Ft): 95

RANGO INCREMENTO (Grados/100 Ft): 6 Peso Aire Conjunto Perforación (WDA) (Lb/Ft): 140 TAMAÑO BARRAS SONDEO (Pulg): 5 Factor De Diseño Para Pandeo (DFB): 1.15

Información Obtenida (Tablas y figuras, fuente de referencias dadas en la información de la Segunda Edición en DS-1™)

CARGAS CRITICAS DE PANDEO EN SECCIÓN TANGENCIAL (FCRIT) (Figura 2.15) 29.000 (lbs) CARGAS CRITICAS DE PANDEO SOBRE PUNTO PARTIDA (KOP) (FCRIT-KOP)

(Figura 2.15) 0 (lbs) (NOTA: FCRIT-KOP =0,si el ángulo a=0)PESO DE BARRAS EN SECCIÓN DE INCREMENTO (WeightBS) (Figura 2.19) 16.000 (lbs)

FACTOR DE FLOTACIÓN (KB) Tabla 2.14): .847 PESO AJUSTADO BARRA SONDEO (WDP) (Tabla 2.2): 22.6 (lb/ft)

Para el Modo Rotación Perforación solamente:

1. Utilice como mínimo un tiro de HWDP para transición entre el conjunto perforación y las barras. 2. Efectúe un chequeo de pandeo al inicio y finalización por cada bajada de trepano. 3. El menor de los dos pesos sobre él trépano, es el máximo de peso sobre él trépano sin pandear cualquier barra de sondeo de peso normal. 4. Si se necesita más peso sobre el trépano que éste, adicione HWDP en la región que se pandeara.

1. Máximo peso sobre el trepano para no pandear las barras en la parte superior del conjunto de perforación (utilice el menor de estos dos):

WOB< ( ) ( )[ ][ ]

⋅⋅+⋅+

B

DADAHWDPHWDPTBCRIT

DFLWLWCOK F 1θ

WOB<[(29,000)+(.847)X(.259)X [(53.7)X(93)+(140)X(95)]]X [1/(1.15)=28,707 (lbs) 2. Máximo peso sobre el trepano para no pandear las barras sobre el punto de partida (KOP) (utilice el menor de estos dos):

WOB< ( ) ( )[ ][ ]

⋅⋅+⋅++

B

HWDPHWDPDPDPTBBSCRIT

DFLWLW)K(WeightKOP) (F 1cosθ

WOB<[(0)+(16.000)+(.847)X(.259)X[(22.6)X(812)+(53.7)X(93)+(140)X(95)]]X [1/(1.15)=20,899 (lbs) Nomenclatura

a Inclinación de la sección del pozo sobre el punto de partida (KOP) (grados)

LDA Longitud conjunto perforación (ft)

(θT) Inclinación tangencial sección pozo (grados) LHWDP Longitud sección de HWDP (ft) DFB Factor diseño para pandeo WDA Unidad de peso en el aire conjunto perforación (lb/ft)

FCRIT Carga critica pandeo (lbs) WHWDP Unidad de peso en el aire HWDP (lb/ft) FCRIT-KOP Carga critica pandeo sobre punto de partida (KOP)

(lbs) WDP Peso ajustado en el aire de barras sondeo (lb/ft)

KB Factor de flotación WeightBS Peso en flotación de las barras en una sección de incremento (lbs)

LDP Longitud sección barras sondeo (ft) WOB Peso sobre el trépano (lbs)



23

Diseño Sarta Perforación HOJA TRABAJO DISEÑO PERFORACIÓN

(Pozos Verticales y De Bajo Ángulo) I. INFORMACIÓN POZO Pozo Nombre: Ejemplo Fecha: 2-16-98 Diseño Profundidad Total (MD) 12.000 (ft) Máximo Ángulo (Ø) 28 (grados) KOP 4,200 (ft) WOB Requerido: 45,000 (lbs) Densidad Lodo: 11.0 (ppg.) Factor de Flotación (KB) (Tabla 2.14): .832 Torsión Max. .Anticipada 18.000 (ft-lbs) II. FACTORES DE DISEÑO Peso en Exceso BHA (DFBHA): 1,15 Tensión (DFT): 1,10 Margen Sobre Tensión (MOP): 150.000 (lbs)

III. EQUIPAMIENTO EN EXISTENCIA PORTAMECHA

LONGITUD- UNIDADES OD (pulg) ID (pulg) CONEXIÓN MAQ. INT. HEMBRA

ALIVIO TEN.

MACHO BSR

(Tabla 12) PESO AIRE (WDC)

(lb/ft) (Tabla4) #1 180’/6 9 3 7-5/8 REG Si Si 2.31 192 #2 720’/6 8 3 6-5/8 REG Si Si 2.66 147

HWDP LONGITUD- UNIDADES

OD (pulg)

ID (pulg) CONEXIÓN

MAQ. INT. HEMBRA

ALIVIO TEN.

MACHO BSR

(Tabla 12)

PESO AIRE (WHDP)

(lb/ft) (Tabla 3) #1 900’/30 5 3 NC50 Si Si 53.7

#2

BARRA SONDEO

LONGITUD- DISPONIBLE (ft)

OD (pulg)

Peso Nom. (lb/ft) CONEXIÓN Grado Clase

Peso Aire (Tabla 2)

(lb/ft)

Cap. Ten. (PT) (Tabla 5)

(lbs)

Carga Max. Admisible (PA) (PA=PT/DFT)

(lbs)

Carga Diseñada Trabajo (PW)

(PW=PA-MOP) (lbs)

#1 8,000 5 19,50 NC50 E P 20.89 311,535 283,214 133,214 #2 8,000 5 19,50 NC50 s p 22.60 560,764 509,785 359,785

#3

TIPO: CONJUNTOS A Longitud HWDP (LHWDP) =_________(ft) (________ tiros)Longitud Portamechas (LDC) (ft)=

( )( )( ){ nosroMasCercadondeadoTiftTirosft

xxx

xxKftlbWxDFlbsWOB

BDC

BHA

Re______________)______(__________________________

________________________cos)/(

)(

=

=

θ

TIPO: CONJUNTOS B Longitud Sección Portamechas (LDC) =_________(ft) Longitud HWDP (LHWDP)=

( )( )

( ){ nosroMasCercadondeadoTiftTirosft

Xxx

WxWL

xCosKWOBxDF

HWDP

DCDC

B

BHA

Re______________)______((____)

1______)(__________________________1)(][

=

−=

−

θ

TIPO: CONJUNTOS C Longitud Sección Portamechas (LDC1) =__90_______(ft) (LDC2) =__270_______(ft) Longitud HWDP (LHWDP)

=[ ( ) ] ( )

( )( ){ nosroMasCercadondeadoTiftTirosft

xxxx

WxWLxWL

xCosKWOBxDF

HWDP

DCDCDCDC

B

BHA

Re__270________3__)______(251____)7.53(

1)147270()19290(883.0832.015.1000.451)(

][2211

=

+−=

+−

θ

Nota: Ingrese Información Portamechas y HWDP en la Tabla de sumarios en Sección IX.



24


V. CHEQUEO REDUCCIÓN BSR

REDUC. CONEX. SUPERIOR

NC50 MACHO UNION ID:

3-1/16 (pulg) REDUC. HEMBRA OD:

8 (pulg) BSR (Tabla 2.12):

> 4.0

Nota: Si la conexión superior BSR es por sobre del rango deseado, utilice X-over Cuello Botella. Si utiliza un conjunto TIPO C, chequee el BSR de todos los X-over del BHA.

VI. CHEQUEO RELACIÓN RIGIDEZ

A. Z Portamechas: B. Z Portamechas: C.Z HWDP D.Z Barras Sondeo: 70.7 (pulg3) 49.3 (pulg3) 10.7 (pulg3) 5.7 (pulg3)

A/B B/C C/D

1.4 4.6 1.9 (Si no hay Presente HWDP: A/C _______) Nota: Si cualquier radio excede del limite deseado, una sarta de transición

podría necesitarse ver ¶2.8.2.

VII. LONGITUD MÁXIMA DE SECCIONES BARRAS SONDEO PRIMERA SECCIÓN LDP1(ft)=

( )[ ])/(

1)/()(()/()(()/()()(1

22(111

ftlbWftlbxWftLftlbxWlbLftlbxWlbL

kglbP

HWDPHWDPDCDClbDCDCW

++−

LDP1(ft)= ( ) ( )[ ] ( )ftxxx 243,4)89.20(

17.53270()147270()19290832.0

)214,133(=

++−

SEGUNDA SECCIÓN LDP2(ft)= )Re(

)(049.12)832.0()60.22(

)214.133()785.359()/(

)()(

2

12

cordarParaOKft

xxKftlbWlbPlbP

B

WW

−=

−=

−

TERCERA SECCIÓN LDP3(ft)= )((_____)(_____)(_______)(_______)

)/()()(

3

23 ftxxKftlbW

lbPlbPB

WW −−−−−−−−−=−

=

−

VIII. CHEQUEO TORSIONAL

Sección Barra Sondeo Conexión OD (Pulg) ID (Pulg)

Torque Ajuste (ft/lbs) (Tabla 2.10)

Resistencia a la Torsión (ft/lbs)

(Tabls 2.10) Torque Max.

Operacional (ft/lbs)#1 NC50 6-3/8 3-1/2 26.800 44.670 18.000 #2 NC50 6-1/2 2-3/4 34.190 56.980 18.000 #3 _______ _______ _______ _______ _______ _______

Nota: El torque de ajuste, siempre debe exceder el máximo torque operativo esperado.

IX. SUMARIO SARTA PERFORACIÓN

Conexión OD

(Pulg) ID

(Pulg)

Torque Ajuste (ft/lbs)

(Tabla 2.10)

Resistencia a la Torsión (ft/lbs)

(Tabls 2.10)

Torque Max. Operacional

(ft/lbs)

Sobretension (PA-CUM BW)

(lbs) Portamechas #1 9x3 7-5/8 R 90 90 17.280 14.377 14.379 ////////// Portamechas #2 8x3 6-5/8R 270 360 39.690 33.022 47.399 /////////

HWDP 5x3 NC50 270 630 14.499 12.063 59.462 ////////// Barra Sondeo #1 5” 19.50E 4.243 4.873 88.636 73.745 133.207 105.007 Barra Sondeo #2 5” 19.50S 7.327 12.200 165.590 137.771 270.978 238.806 Barra Sondeo #3 _______ _______ _______ _______ _______ ______ _______

X. DEFINICIÓN Ai: Corte seccional área interior barra sondeo (pulg2).

MOP: Margen sobre tensión deseada por arrastre y aprisionamiento barra (lbs).

Ao: Corte seccional área exterior barra sondeo (pulg2). PA: Carga máxima permitida para B/S (lbs) (PA=PT/DFT). DFBHA: Factor diseño para exceso peso BHA. (>1.0). Pi: Presión interior B/S sobre BHA (psi). DFT: Factor diseño por tensión (DFT = PT/PA) (>1.0). Po: Presión exterior B/S sobre BHA (psi). KB: Factor flotación (Tabla 2.14) (>1.0). PT: Carga teórica para elongación de B/S (lbs) (Tabla 2.5). FS: Tendencia fuerza estabilizadora al pandeo B/S (lbs) . PW: Carga de trabajo diseño B/S (lbs) (PW=PA-MOP). LDC: Longitud de una sección P/M (ft). W: Peso aire /ft de P/M. (lbs/ft) LDP: Longitud de una sección B/S (ft). WDC: Peso aire /ft de P/M. (lbs/ft) LHWDP: Longitud de una sección HWDP (ft). WHWDP: Peso aire /ft de B/S pesada (lbs/ft). Z: Sección Modular (pulg2) (Tabla 2.1, 2.3, 2.4). WOB: Peso sobre trepano (lbs).



25

Pesos y Dimensiones Tabla 2.1

DIMENSIONES NUEVO TUBO DE BARRAS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

(A0) (Ai) O. D. (pulg) Sección Área (pulg2)

Tamaño Nominal

(OD) (pulg)

Peso Nominal

(lb/ft)

ID. Nominal

(pulg)

Pared Nominal

(pulg) Min. Max. OD ID Wall

(z)1 Modulo Sección (pulg3)

2 ⅜ 4.85

6.65

1.995

1.815

.190

.280

2.344

2.406

4.430

3.125

2.587

1.305

1.843

0.661

0.867

2 ⅞ 6.85

10.40

2.441

2.l5l

.217

.362

2.844 2.906 6.492 4.679

3.634

1.812

2.858

1.121

1.602

3 ½ 9.50

13.30

15.50

2.992

2.764

2.602

.254

.368

.449

3.469 3.531 9.621 7.031

6.000

5.317

2.590

3.621

4.304

1.962

2.572

2.923

4 11.85

14.00

15.70

3.476

3.340

3.240

.262

.330

.380

3.969 4.031 12.567 9.480

8.762

8.244

3.078

3.805

4.322

2.700

3.229

3.579

4 ½ 13.75

16.60

20.00

22.82

3.958

3.826

3.640

3.500

.271

.337

.430

.500

4.478

4.545 15.904 12.303

1 1.497

10.406

9.621

3.600

4.407

5.498

6.283

3.592

4.272

5.116

5.673

5 16.25

19.50

25.60

4.408

4.276

4.000

.296

.362

.500

4.975 5.050 19.635 15.261

14.364

12.566

4.374

5.275

7.069

4.859

5.708

7.245

5 ½ 19.20

21.90

24.70

4.892

4.778

4.670

.304

.361

.415

5.473 5.555 23.758 18.796

17.930

17.128

4.962

5.828

6.629

6.111

7.031

7.844

6 ⅝ 25.20

27.70

5.965

5.901

.330

.362

6.592 6.691

34.472 27.945

27.349

6.526

7.123

9.786

10.578

−

=

ODIDODZ

44

32π

1 Nota: La formula precedente, es una de las dos que se utilizan en API RP7G para el termino "Sección Modular". Para evitar confusión, esta formula es utilizada consistentemente a través de este estándar. Los valores de la Sección Modular, de aquí en adelante, será la mitad de la “Sección Modular Polar” dados en RP7G. De todas maneras, esto no causaran ningún error de calculo mientras los valores de este estándar no sean mezclados con aquellos del RP7G.



26


BARRAS SONDEO "ESTÁNDAR" TAMAÑO CONEXIÓN, PESO AJUSTADO / PIE, Y DESPLAZAMIENTO (Precaución – ver nota al final de esta tabla)

1 2 3 4 5 6 7 8

Tamaño "Estándar" (pulg) Tamaño (pulg)

Peso Nominal (lb/ft) Grado/ Recalque Conexión

(W) Peso Ajustado

(lb/ft) OD lD

Tiro Triple / Desplazamiento

(Bbl) 2 3/8 4.85 EU-E

EU EU EU

NC26 OH

SLH90 WO

5.16 4.89 4.97 5.06

3 3/8 3 1/8 3 1/4 3 3/8

1 3/4 2 2 2

.174

.165

.168

.171

6.65 EU-E EU IU EU EU-X EU EU-G EU

NC26 OH PAC

SLH90 NC26

SLH90 NC26

SLH90

6.92 6.83 6.71 6.73 7.01 6.89 7.01 6.89

3 3/8 3 1/4 2 7/8 3 1/4 3 3/8 3 1/4 3 3/8 3 1/4

1 3/4 1 3/4 1 3/8

2 1 3/4

1 13/16 1 3/4

1 13/16

.234

.231

.227

.228

.237

.233

.237

.233

2 7/8 6.85 EU-E EU EU EU

NC31 OH

SLH90 WO

.7.36 6.85 6.96 7.19

4 1/8 3 3/4 3 7/8 4 1/8

2 1/8 2 7/16 2 7/16 2 7/16

.249

.232

.235

.243

10.40 EU-E EU lU EU IU IU EU-X EU EU-G EU EU-S EU

NC31 OH PAC

SLH90 XH

NC26 NC31

SLH90 NC31

SLH90 NC31

SLH90

10.76 10.51 10.15 10.51 10.99 10.28 10.96 10.84 10.96 10.84 11.38 11.12

4 1/8 3 7/8 3 1/8 3 7/8 4 1/4 3 3/8 4 1/8

4 4 1/8

4 4 3/8 4 1/8

2 1/8 2 5/32 1 1/2

2 5/32 1 7/8 1 3/4

2 2 2 2

1 5/8 15/8

.364

.356

.344

.356

.372

.348

.371

.367

.371

.367

.385

.376

3 ½ 9.50 EU-E EU EU EU

NC38 OH

SLH90 WO

10.44 9.89

10.05 10.20

4 3/4 4 1/2 4 5/8 4 3/4

2-11/16 3 3 3

.353

.335

.340

.345

13.30 EU-E EU EU IU EU EU-X EU EU EU-G EU EU-S EU EU

H90 NC38 OH

NC31 XH H90

NC38 SLH90

NC38 (IF) SLH90 NC38

SLH90 NC40

14Al 13.77 13.77 13A0 13.94 14.63 14Al 14.07 14.49 14.07 14.69 14.69 15.04

5 1/4 4 3/4 4 3/4 4 1/8 4 3/4 5 1/4

5 4 3/4

5 4 3/4

5 5

5 3/8

2 3/4 2 11/16 2 11/16 2 1/8

2 7/16 2 3/4

2 9/16 2 9/16 2 7/16 2 9/16 2 1/8 2 1/8

2 7/16

.488

.466

.466

.454

.472

.495

.488

.476

.490

.476

.497

.497

.509

15.50 EU-E EU-X EU-G EU EU-S

NC38 NC38 NC38 NC40 NC38 NC40

16.39 16.69 16.88 16.96 16.88 17.56

5 5 5

5 1/4 5

5 1/2

2 9/16 2 7/16 2 1/8

2 9/16 21/8 2 1/4

.525

.565

.571

.574

.571

.594



27

Pesos y Dimensiones Tabla 2.2 (continua)


1 2 3 4 5 6 7 8



(W) Peso Ajustado

(lb/ft) OD lD


(Bbl) 4 1 1.85 IU-E

EU EU EU

H90 NC46 OH WO

13.07 13.51 12,10 12.91

5-1/2 6

5-1/4 5-3/4

2-13/16 3-1/4

3-15/32 3-7/16

.442

.457

.409

.437 14.00 IU-E

IU EU EU IU

IU-X IU EU

IU-G IU EU

IU-S IU EU

NC40 H90

NC46 OH SH

NC40 H90

NC46 NC40 H90

NC46 NC40 H90

NC46

15.06 15.41 15.85 15.03 14.37 15.30 15.55 16.14 15.90 15.55 16.14 16.18 15.55 16.38

5-1/4 5-1/2

6 5-1/2 4-5/8 5-1/4 5-1/2

6 5-1/2 5-1/2

6 5-1/2 5-1/2

6

2-13/16 2-13/16 3-1/4 3-1/4 2-9/16

2-11/16 2-13/16 3-1/4 2-7/16

2-13/16 3-1/4

2 2-13/16

3

.510

.522

.537

.509

.486

.518

.526

.546

.538

.526

.546

.548

.526

.554 15.70 IU-E

IU EU

IU-X IU EU

IU-G IU EU

EU-S

NC40 H90

NC46 NC40 H90

NC46 NC40 H90

NC46 NC46

16.81 17.07 17.51 17.55 17.17 17.75 17.55 17,17 17.75 18.03

5-1/4 5-1/2

6 5-1/2 5-1/2

6 5-1/2 5-1/2

6 6

2-11/16 2-13/16 3-1/4 2-7/16

2-11/16 3-1/4 2-7/16

2-13/16 3-1/4

3

.569

.578

.593

.594

.581

.601

.594

.581

.601

.610 4 ½ 13.75 IU-E

EU EU EU

H90 NC50 OH WO

15.21 14.93 14.06 14.79

6 6-3/8 5-3/4 6-1/8

3-1/4 3-3/4

3-31/32 3-7/8

.515

.505

.476

.501 16.60 IEU-E

IEU EU EU IEU IEU

IEU-X IEU EU IEU

IEU-G IEU EU IEU

IEU-S IEU EU IEU

FH H90

NC50 OH

NC38 NC46

FH H90

NC50 NC46

FH H90

NC50 NC46

FH H90

NC50 NC46

18.14 17.81 17.98 17.10 16.79 18.37 18.62 18.39 18.34 18.88 18.62 18.39 18.34 18.88 19.28 18.42 18.61 19.09

6 6

6-3/8 5-7/8

5 6-1/4

6 6

6-3/8 6-1/4

6 6

6-3/8 6-1/4 6-1/4

6 6-3/8 6-1/4

3 3-1/4 3-3/4 3-3/4

2-11/16 3-1/4

3 3-1/4 3-3/4

3 3

3-1/4 3-3/4

3 2-1/2

3 3-1/2 2-3/4

.614

.603

.609

.579

.568

.622

.630

.623

.621

.639

.630

.623

.621

.639

.653

.624

.630

.646 Nota: Diámetros de conexión "Estándar" en esta Tabla se refiere a esos listados en documentos API o literatura del manufacturador, o aquellos de uso común. Esas dimensiones serán utilizadas solamente para estimar el peso actual por pie. Las uniones son comúnmente ordenadas en dimensiones y cambios de OD no “Estándar”. Por consiguiente, la resistencia torsional de la unión, y torque de ajuste deben basarse sobre diámetros medidos de la unión, no aquellos asumidos “Estándar”.



28



1 2 3 4 5 6 7 8



(W) Peso Ajustado

(lb/ft) OD lD


(Bbl)

4½ 20.00

IEU-E IEU EU IEU

IEU-X IEU EU IEU

IEU-G IEU EU IEU

EU-S IEU

FH H90

NC50 NC4fi

FH H90

NC50 NC46

FH H90

NC50 NC46 NC50 NC46

21.63 21.63 21.62 22.09 22.29 21.79 22.13 22.56 22.29 21.90 22.13 22.75 23.22 22.93

6 6

6-318 6-1/4

6 6

6-3/8 6-1/4

6 6

6-3/8 6-1/4 6-5/8 6-1/4

3 3

3-5/8 3

2-1/2 3-1/4 3-1/2 2-3/4 2-1/2

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IEU-E

IEU-X

IEU-G

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5-1/2 FH NC50

5-1/2 FH NC50 NC50

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32


PORTAMECHAS, PESO, SECCIÓN MODULAR Y DESPLAZAMIENTO 1 2 3 4 5 6

Dimensiones (pulg) (WDC) Peso

(Z)l Sección

Modular

Desplazamiento / Tiro (Fondo Abierto) (Bbl)

OD ID (lb/ft) (pulg3) Triple Doble 2.7/8

1

1-1/4 1-1/2

19 18 16

2.299 2.250 2.160

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1 1-1/4 1-1/2

21 20 18

2.618 2.571 2.485

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1 1-1/4 1-1/2

22 22 20

2.965 2.919 2.837

.766

.717

.657

.511

.478

.438

3-1/4

1 1-1/4 1-1/2

26 24 22

3.340 3.296 3.217

.836

.787

.723

.557

.525

.482

3.1/2

1 1-1/4 1-1/2

30 29 27

4.181 4,141 4.067

.984

.934

.874

.656

.623

.583

3.3/4

1 1-1/4 1-1/2

35 33 32

5.151 5.113 5.045

1.142 1.093 1.033

.761

.729

.689

4

1 1-1/4 1-1/2 1-3/4

2 2-1/4

40 39 37 35 32 29

6.259 6.223 6.159 6.053 5.890 5.654

1.311 1.262 1.202 1.131 1.049 .956

.874

.841

.801

.754

.699

.637

4.1/8 1 1-1/4 1-1/2 1-3/4

2 2-1/4

43 41 39 37 35 32

6.867 6.833 6.770 6.668 6.510 6.281

1.400 1.351 1.291 1.220 1.138 1.045

.933

.901

.861

.813

.759

.697

4-1/4 1 1-1/4 1-1/2 1-3/4

2 2-1/4

46 44 42 40 38 35

7.513 7.480 7.419 7.320 7.167 6.944

l.492 1.443 1.382 1.311 1.229 1.137

.995

.962

.921

.874

.819

.758

4-1/2

1 1-1/4 1-1/2 1-3/4

2 2-1/4

51 50 48 46 43 41

8.924 8.893 8.836 8.742 8.597 8.387

1.682 1.634 1.574 1.503 1.421 1.328

1.121 1.089 1.049 1.002 .947 .885

4-3/4

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

54 52 50 47 44

10.417 10.328 10.191 9.992 9.714

1.776 1.705 1.623 1.530 l.426

1.184 1,137 1.082 1.020 .951

1Ver la nota al pie de página, Tabla 2.1



33




(Z)l Sección

Modular


OD ID (lb/ft) (pulg3) Triple Doble 5 1-1/2

1-3/4 2

2-1/4 2-1/2

61 59 56 53 50

12.172 12.088 11.958 11.769 11.505

1.989 1.918 1.836 1.743 1.639

1.326 1.279 1.224 1.162 1.093

5-1/4

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

68 65 63 60 57

14.l12 14.031 13.907 13.727 13.476

2.213 2.142 2.060 1.967 1.863

1.475 1 .428 1.373 1.31 1 1.242

5-1/2

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16

75 73 70 67 64 60

16.243 16.166 16.048 15.876 15.636 15.216

2.448 2.377 2.295 2.202 2.098 1.953

1.632 1.585 1.530 1.468 1.399 1.302

5-3/4 1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4

82 80 78 75 72 67 64 60

18.578 18.504 18.391 18.226 17.997 17.595 17.281 16.759

2.694 2.623 2.541 2.448 2.344 2.199 2.104 1.967

1.796 1.749 1.694 1.632 1.563 1.466 1.403 1.311

6 1-l12

1-3/4 2

2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4

90 88 85 83 79 75 72 68

21.123 21.052 20.944 20.786 20.567 20.181 19.880 19.380

2.951 2.880 2.798 2.705 2.601 2.456 2.361 2.224

1.967 1.920 1.865 1.803 1.734 1.637 1.574 1.483

6-1/4 1-1/2

1-3/4 2

2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2

98 96 94 91 88 83 80 76 72

23.889 23.821 23.717 23.566 23.355 22.985 22.696 22.216 21.611

3.218 3.147 3.065 2.972 2.869 2.723 2.628 2.492 2.344

2.145 2.098 2.043 1.981 1.913 1.815 1.752 1.661 1.563

6-1/2 1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2

107 105 102 99 96 91 89 85 80

26.885 26.819 26.719 26.574 26.371 26.016 25.738 25.276 24.695

3.497 3.426 3.344 3.251 3.147 3.002 2.907 2.770 2.623

2.331 2.284 2.229 2.167 2.098 2.001 1.938 1.847 1.749




34




(Z)l Sección

Modular


OD ID (lb/ft) (pulg3) Triple Doble 6.3/4

1-l/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2

116 114 111 108 105 100 98 93 89

30.120 30.057 29.961 29.821 29.623 29.283 29.015 28.571 28.011

3.787 3.716 3.634 3.541 3.437 3.292 3.197 3.060 2.912

2.525 2.477 2.423 2.361 2.291 2.195 2.131 2.040 1.941

7

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

125 123 120 l17 l14 l10 107 103 98 93 84

33.603 33.542 33.450 33.315 33.126 32.796 32.538 32.109 31.569 30.900 30.084

4.087 4.016 3.934 3.841 3.738 3.592 3.497 3.361 3.213 3.055 2.885

2.725 2.677 2.623 2.561 2.492 2.395 2.331 2.241 2.142 2.037 1.923

7-1/4

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

134 132 130 127 124 l19 l16 l12 108 103 93

37.344 37.285 37.196 37.065 36.883 36.564 36.315 35.901 35.380 34.734 33.946

4.399 4.328 4.246 4.153 4.049 3.904 3.809 3.672 3.524 3.366 3.197

2.933 2.885 2.831 2.769 2.699 2.603 2.539 2.448 2.349 2.244 2.131

7-1/2

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

144 142 139 137 133 129 126 122 117 113 102

41.351 41.295 41.208 41.082 40.906 40.598 40.357 39.957 39.453 38.829 38.066

4.721 4.650 4.568 4.475 4.371 4.226 4.131 3.994 3.847 3.688 3.519

3.147 3.100 3.045 2.983 2.914 2.817 2.754 2.663 2.565 2.459 2.346

7-3/4

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

154 152 150 147 144 139 136 132 128 123 112

45.635 45.580 45.496 45.374 45.204 44.906 44.673 44.286 43.798 43.194 42.456

5.054 4.983 4.901 4.809 4.705 4.559 4.464 4.328 4.180 4.022 3.852

3.369 3.322 3.267 3.206 3.137 3.039 2.976 2.885 2.787 2.681 2.568




35




(Z)l Sección

Modular


OD ID (lb/ft) (pulg3) Triple Doble 8

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

165 163 160 157 154 150 147 143 138 133 122

50.203 50.150 50.069 49.951 49.786 49.497 49.271 48.896 48.424 47.839 47.124

5.399 5.328 5.246 5.153 5.049 4.904 4.809 4.672 4.524 4.366 4.196

3.599 3.552 3.497 3.435 3.366 3.269 3.206 3.115 3.016 2.911 2.797

8-1/4

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

176 174 171 168 165 160 158 154 149 144 133

55.066 55.015 54.936 54.822 54.662 54.382 54.163 53.799 53.341 52.773 52.080

5.724 5.683 5.601 5.508 5A04 5.259 5.164 5.027 4.880 4.721 4.552

3.836 3.789 3.734 3.672 3.603 3.506 3.443 3.351 3.253 3.147 3.035

8-1/2 1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

187 185 182 179 176 172 169 165 160 155 150

60.233 60.183 60.107 59.996 59.840 59.568 59.356 59.003 58.558 58.008 57.335

6.120 6.049 5.967 5.874 5.770 5.625 5.530 5.393 5.246 5.087 4.918

4.080 4.033 3.978 3.916 3.847 3.750 3.687 3.595 3.497 3.391 3.279

9 1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

210 208 206 203 200 195 192 188 184 179 174

71.514 71.467 71.395 71.290 71.143 70.886 70.686 70.352 69.932 69.412 68.777

6.885 6.814 6.732 6.639 6.535 6.390 6.295 6.158 6.011 5.852 5.683

4.590 4.543 4.488 4.426 4.357 4.260 4.197 4.105 4.007 3.901 3.789

9-1/2

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4

234 232 230 227 224 220 216 212

84.120 84.076 84.007 83.908 83.769 83.526 83.336 83.020

7.694 7.623 7.541 7.448 7.344 7.199 7.104 6.967

5.129 5.082 5.027 4.965 4.896 4.799 4.736 4.645




36




(Z)l Sección

Modular


OD ID (lb/ft) (pulg3) Triple Doble 9-1/2

3-112 3-114

4

209 206 198

82.622 82.129 81.527

6.819 6.661 6.492

4.546 4.441 4.328

9-3/4

1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

248 245 243 240 237 232 229 225 221 216 211

90.943 90.900 90.833 90.736 90.601 90.364 90.179 89.871 89.483 89.003 88.416

8.l14 8.043 7.961 7.869 7.765 7.619 7.524 7.388 7.240 7.082 6.912

5.409 5.362 5.307 5.246 5.177 5.079 5.016 4.925 4.827 4.721 4.608

10 1-1/2

1-3/4 2

2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

261 259 257 254 251 246 243 239 235 230 225

98.125 98.083 98.018 97.923 97.791 97.560 97.380 97.079 96.702 96.233 95.661

8.546 8.475 8.393 8.300 8.196 8.051 7.956 7.819 7.672 7.513 7.344

5.697 5.650 5.595 5.533 5.464 5.367 5.304 5.213 5.115 5.009 4.896

11 1-1/2 1-3/4

2 2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

317 315 313 310 307 302 299 295 291 286 281

130.625 130.587 130.528 130.442 130.322 130.l12 129.948 129.675 129.331 128.906 128.386

10.382 10.311 10.229 10.136 10.032 9.887 9.792 9.655 9.508 9.349 9.180

6.921 6.874 6.819 6.757 6.688 6.591 6.528 6.437 6.339 6.233 6.120

12 1-1/2

1-3/4 2

2-1/4 2-1/2

2-13/16 3

3-1/4 3-1/2 3-3/4

4

379 377 374 371 368 364 361 357 352 347 342

169.605 169.569 169.515 169.436 169.326 169.134 168.983 168.733 168.418 168.028 167.552

12.393 12.322 12.240 12.147 12.043 11.898 11.803 11.666 11.519 11.360 11.191

8.262 8.215 8.160 8.098 8.029 7.932 7.869 7.777 7.679 7.573 7.461




37

Capacidades de Carga

Tabla 2.5 CAPACIDAD TENSIÓN BARRA SONDEO (LBS)

(PT) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Barra Clase 1 (Nueva) Barra Clase Premium Barra Clase 2 Tamaño

(pulg)

Peso Nominal

(lb/ft) E X G S E X G S E X G S 2-3/8 4.85

6.65 97817 138214

123902 175072

136944 193500

176071 248786

76893 107616

97398 136313

107650 150662

138407 193709

66686 92871

84469 117636

93360 130019

120035 167167

2-7/8 6.85 10.40

135902 214344

172143 271503

190263 300082

244624 385820

106946 166535

135465 210945

149725 233149

192503 299764

92801 143557

117549 181839

129922 200980

167043 258403

3-1/2

9.50 13.30 15.50

194264 271569 322775

246068 343988 408848

271970 380197 451885

349676 488825 580995

152979 212150 250620

193774 268723 317452

214171 297010 350868

275363 381870 451115

132793 183398 215967

168204 232304 273558

585910 256757 302354

239027 330116 388741

4 11.85 14.00 15.70

230755 285359 324118

292290 361454 410550

323057 399502 453765

415360 513646 583413

802016 224182 253851

230554 283963 311544

254823 313854 355391

377630 403527 456931

158132 194363 219738

200301 246193 278335

221385 272108 307633

284638 349852 395528

4-1/2 13.75 16.60 20.00 22.82

270034 330558 412358 471239

342043 418707 522320 596903

378047 462781 577301 659735

486061 595004 742244 848232

213258 260165 322916 367566

270127 329542 409026 465584

298561 364231 452082 514593

383864 468297 581248 661620

185389 225771 279502 317497

234827 285977 354035 402163

259545 316080 391302 444496

333701 406388 503103 571495

5 16.25

19.50 25.60

328073 395595 530144

415559 501087 671515

459302 553833 742201

590531 712070 954259

259155 311535 414690

328263 394612 525274

332817 436150 580566

466479 560764 746443

225316 270432 358731

285400 342548 454392

315442 378605 502223

405568 486778 654715

5-1/2 19.20

21.90 24.70

372181 437116 497222

471429 553681 629814

521053 611963 696111

669925 786809 844499

294260 344780 391285

372730 436721 495627

411965 482692 547799

529669 620604 704313

255954 299533 339533

344208 379409 430076

358335 419346 475347

460717 539160 611160

6-5/8 25.20

27.70 489464 534240

619988 676670

685250 747937

881035 961632

387466 422418

490790 535063

542452 591385

697438 760352

337236 367455

427166 465443

472131 514437

607026 661419

Bases de estos números: La capacidad de tensión de la barra de sondeo es la carga de tensión para elongar un tubo de barra. Estos valores asumen un mínimo de espesor de pared para la barra Premium y Clase 2, y para las barras (nueva) Clase 1 para espesor de pared nominal. La resistencia mínima a la elongación, es también asumida para cada grado, no asumiendo cargas simultaneas torsionales. Nota: Los Números en estas tablas para la Clase Premium, también aplican para la barra Clase Premium, Reducido TSR. PRECAUCIONES:

1. El espesor de la pared de una barra Clase 1 puede ser tan bajo como 87-1/2% del nominal, y continua cubriendo con los requerimientos del API, especificaciones 5D para barras nuevas. Si esto es conocido, o se sospecha que este sea el caso, la capacidad de tensión de la barra Clase 1, deberá reducirse.

2. Si una carga simultanea torsional esta siendo aplicada, la capacidad de tensión del tubo de una barra de sondeo es reducida. Ver figura 2.11.



38

Capacidades de Carga Tabla 2.6

CAPACIDAD TORSIONAL BARRA SONDEO (FT/LBS) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Barra Clase 1 (Nueva) Barra Clase Premium Barra Clase 2

Tamaño (pulg)

Peso Nominal

(lb/ft) E X

G S E X G S E X G S

2-3/8 4.85 6.65

10500 15474

13300 19600

14700 21663

18900 27853

9600 14147

12160 17920

13440 19806

17280 25465

8400 12379

10640 15680

11760 17331

15120 22282

2-7/8 6.85

10.40 9907 16526

12548 20933

13869 23137

17832 29747

9057 15110

11473 19139

12680 21153

16303 27197

7925 13221

10039 16746

11095 18509

14265 23798

3-1/2 9.50 13.30 15.50

9525 13800 16838

12065 17480 21328

13335 19320 23573

17145 24840 30308

8709 12617 15394

11031 15982 19499

12192 17664 21552

15675 22711 27710

7620 11040 13470

9652 13984 17062

10668 15456 18858

13716 19872 24246

4 11.85 14.00 15.70

8597 10828 12469

10889 13716 15794

12036 15159 17456

15474 19491 22444

7860 9900 11400

9956 12540 14440

11004 13860 15960

14148 17820 20520

6878 8663 9975

8712 10973 12635

9629 12128 13965

12380 15593 17955

4-1/2 13.75 16.60 20.00 22.82

7904 9829 12542 14583

10012 12450 15886 18472

11066 13761 17558 20417

14228 17693 22575 26250

7227 8987 11467 13333

9154 11383 14524 16889

10117 12581 16053 18667

1308 16176 20640 24000

6323 7863

10033 11667

8010 9960

12709 14779

8853 11009 14047 16333

11382 14154 18060 21000

5 16.25

19.50 25.60

7770 9503 13125

9842 12037 16625

10878 13304 18375

13986 17105 23625

7104 8688 12000

8998 11005 15200

9946 12163 16800

12787 15638 21600

6216 7602

10500

7874 9629

13300

8702 10643 14700

11189 13684 18900

5-1/2 19.20 21.90 24.70

7255 8615 9903

9189 10912 12544

10156 12061 13865

13058 15507 17826

6633 7876 9055

8401 9977 11469

9286 11027 12676

11939 14177 16298

5804 6892 7923

7351 8730

10035

8125 9649 1092

10447 12405 14261

6-5/8 25.20 27.70

6538 7172

8281 9085

9153 10041

11768 12910

5977 6557

7571 8305

8368 9179

10759 11802

5230 5728

6625 7255

7322 8019

9414 10310

Bases de estos números: La capacidad torsional de las barras de sondeo, es la carga torsional para deformar el tubo de la barra de sondeo. Si es calculado utilizando las formulas en Apéndice A, del API RP7G, y se asume 1) mínimas propiedades mecánicas para cada Grado. 2) dimensión nominal para Clase 1 y dimensiones mínimas para Premium y Clase 2, 3) sin simultanea carga de tensión, y 4) tubos concéntricos. Nota: Los Números en estas tablas para la Clase Premium, también aplican para la barra Clase Premium, Reducido TSR. PRECAUCIONES:

1. El espesor de la pared de una barra Clase 1 puede ser tan bajo como 87-1/2% del nominal, y continua cubriendo con los requerimientos del API, especificaciones 5D para barras nuevas. Si esto es conocido, o se sospecha que este sea el caso, la capacidad de tensión de la barra Clase 1, deberá reducirse.

2. Si una carga simultanea torsional esta siendo aplicada, la capacidad de tensión del tubo de una barra de sondeo es reducida. (Ver figura 2.4).

3. Los tubos de las barras, son normalmente más fuertes en torsión que la unión colocada en estos. Por consiguiente, la capacidad torsional de ambos, uniones y tubos deben chequearse ambas, y el valor más bajo determinara la capacidad torsional.

4. La resistencia torsional del tubo será afectada por la excentricidad del tubo.



39


Tabla 2.7 CAPACIDAD PRESIÓN (BURST) ESTALLIDO BARRA SONDEO (PSI)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Barra Clase 1 (Nueva) Barra Clase Premium Barra Clase 2 Tamaño

(pulg)

Peso Nominal

(lb/ft) E X G S E X G S E X G S

2-3/8

4.85 6.65

10500 15474

13300 19600

14700 21663

18900 27853

9600 14147

12160 17920

13440 19806

17280 25465

8400 12379

10640 15680

11760 17331

15120 22282

2-7/8

6.85 10.40

9907 16526

12548 20933

13869 23137

17832 29747

9057 15110

11473 19139

12680 21153

16303 27197

7925 13221

10039 16746

11095 18509

14265 23798

3-1/2

9.50 13.30 15.50

9525 13800 16838

12065 17480 21328

13335 19320 23573

17145 24840 30308

8709 12617 15394

11031 15982 19499

12192 17664 21552

15675 22711 27710

7620 11040 13470

9652 13984 17062

10668 15456 18858

13716 19872 24246

4

11.85 14.00 15.70

8597 10828 12469

10889 13716 15794

12036 15159 17456

15474 19491 22444

7860 9900 11400

9956 12540 14440

11004 13860 15960

14148 17820 20520

6878 8663 9975

8712 10973 12635

9629 12128 13965

12380 15593 17955

4-1/2 13.75 16.60 20.00 22.82

7904 9829

12542 14583

10012 12450 15886 18472

11066 13761 17558 20417

14228 17693 22575 26250

7227 8987 11467 13333

9154 11383 14524 16889

10117 12581 16053 18667

13008 16176 20640 24000

6323 7863

10033 11667

8010 9960

12709 14779

8853 11009 14047 16333

11382 14154 18060 21000

5 16.25 19.50 25.60

7770 9503

13125

9842 12037 16625

10878 13304 18375

13986 17105 23625

7104 8688 12000

8998 11005 15200

9946 12163 16800

12787 15638 21600

6216 7602

10500

7874 9629

13300

8702 10643 14700

11189 13684 18900

5-1/2 19.20 21.90 24.70

7255 8615 9903

9189 10912 12544

10156 12061 13865

13058 15507 17826

6633 7876 9055

8401 9977 11469

9286 11027 12676

11939 14177 16298

5804 6892 7923

7351 8730

10035

8125 9649

11092

10447 12405 14261

6-5/8 25.20

27.70 6538 7172

8281 9085

9153 10041

11768 12910

5977 6557

7571 8305

8368 9179

10759 11802

5230 5728

6625 7255

7322 8019

9414 10310

Bases de estos números: La capacidad de presión de estallido de la barra de sondeo es la presión diferencial de estallido para deformar el tubo de la barra de sondeo. Si esta es calculada, utilizando la formula del Apéndice A, del API RP7G, y se asume 1) dimensiones mínimas para las barras Premium y Clase 2, 2) dimensiones mínimas 87-1/2% nominal de pared para la barra Clase 1, 3) mínima resistencia a la deformación para cada grado, y 4) sin tensiones de cargas simultaneas, 5) desgaste uniforme y/o de nominal. Nota: Los Números en estas tablas para la Clase Premium, también aplican para la barra Clase Premium, Reducido TSR. PRECAUCIONES:

1. Cargas de torsión y tensión simultaneas pueden afectar los valores de estallido.



40


Tabla 2.8 CAPACIDAD PRESIÓN DE COLAPSO BARRA SONDEO (PSI)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Barra Clase 1 (Nueva) Barra Clase Premium Barra Clase 2 Tamaño (pulg)

Peso Nominal

(lb/ft) E X G S E X G S E X G S 2-3/8 4.85

6.65 11040 15599

13984 19759

15456 21839

19035 28079

8522 13378

10161 16945

10912 18729

12191 24080

6852 12138

7996 15375

8491 16993

9664 21849

2-7/8

6.85 10.40

10467 16509

12940 20911

14020 23112

17034 29716

7640 14223

9017 18016

9633 19912

11186 25602

6055 12938

6963 16388

7335 18113

8123 23288

3-1/2 9.50 13.30 15.50

10001 14113 16774

12077 17877 21247

13055 19758 23484

15748 25404 30194

7074 12015 14472

8284 15218 18331

8813 16820 20260

10093 21626 26049

5544 10858 13174

6301 13753 16686

6596 15042 18443

7137 18396 23712

4 11.85 14.00 15.70

8381 11354 12896

9978 14382 16335

10708 15896 18055

12618 20141 23213

5704 9012 10914

6508 10795 13825

6827 11622 15190

7445 13836 18593

4311 7295 9531

4702 8570 11468

4876 9134 12374

5436 10520 14840

4-1/2 13.75 16.60 20.00 22.82

7173 10392 12964 14815

8412 12765 16421 18765

8956 13825 18149 20741

10283 16773 23335 26667

4686 7525 10975 12655

5190 8868 13901 16030

5352 9467 15350 17718

5908 10964 18806 22780

3397 5951 9631 11458

3845 6828 11598 14514

4016 7185 12520 16042

4287 7923 15033 20510

5 16.25 19.50 25.60

6938 9962 13500

8108 12026 17100

8616 12999 18900

9831 15672 24300

4490 7041 11458

4935 8241 1514

5067 8765 16042

5661 10029 20510

3275 5514 10338

3696 6262 12640

3850 6552 13685

4065 7079 16587

5-1/2 19.20 21.90 24.70

6039 8413 10464

6942 10019 12933

7313 10753 14013

8093 12679 17023

3736 5730 7635

4130 6542 9011

4336 6865 9626

4714 7496 11177

2835 4334 6050

3128 4733 6957

3215 4899 7329

3265 5465 8115

6-5/8 25.20 27.70

4788 5920

5321 6739

5500 7094

6036 7429

2931 3535

3252 4048

3353 4235

3429 4611

2227 2750

2343 3023

2346 3099

2346 3132

Bases de estos números: La capacidad de presión de colapso de la barra de sondeo es la presión diferencial de colapso del tubo de la barra de sondeo. Estos números asumen 1) dimensiones nominales para los tubos de Clase 1, 2) dimensiones mínimas para la Premium y tubos Clase 2, 3) propiedades mecánicas mínimas para cada grado, 4) sin cargas simultaneas de presión, y 5) concentricidad de los tubos. Nota: Los Números en estas tablas para la Clase Premium, también aplican para la barra Clase Premium, Reducido TSR. PRECAUCIONES:

1. Cargas simultaneas de tensión reducirán la capacidad de colapso. 2. El espesor en la pared actual en las barras Clase 1 puede ser tan baja como 87-1/2% del nominal y seguirá

cubriendo los requerimientos del API, especificaciones 5D. Si esto es conocido, o se supone de ser el caso, la capacidad de presión de colapso debe reducirse acorde.

3. La capacidad de colapso del tubo será afectada por la excentricidad del tubo.



41

Curvas Cargas Combinadas – Tubo Barras Sondeo

2.27 Cargas Combinadas – Tubo Barra Sondeo 2.27.1 Apreciación General: Las capacidades de torsión y tensión del tubo de la barra de sondeo son listadas en varias referencias, como si las dos cargas actuaran independientemente una de otra. De todas maneras, cualquier situación simultanea, involucrando aplicaciones de ambas cargas en grandes magnitudes requieren tomar en cuenta sus efectos mutuos. Las curvas dadas aquí, permiten rápidamente al usuario obtenerlas. Las curvas son diseñadas de la formula de carga combinada del API RP7G, y asume el mínimo de resistencia a la deformación para los grados listados. Estas asumen también el espesor de pared, y el mínimo permitido para la Clase Premium. 2.27.2 Utilizando Las Curvas: Ingrese en la curva apropiada la torsión aplicada. Lea horizontalmente hasta que la línea del grado apropiado sea interceptada, luego verticalmente hasta encontrar la carga de fluencia de tensión de la barra. (Reverse el proceso para ir desde la tensión aplicada a la capacidad torsional).

Pregunta: Una carga de tensión de 1.000 lbs, está siendo aplicada a 2-3/8 pulg, 4.85 lb/ft Grado “S” barra de sondeo Clase Premium Grado S. ¿Cual es la resistencia torsional de deformación del tubo de la barra bajo estas condiciones? Respuesta: Leyendo en las curvas de abajo, la resistencia torsional de deformación que es alrededor de 4.600 ft/lbs. (Nota: estas curvas para la capacidad de carga de las barras de sondeo entregarán respuestas que son un poco mayor que en las curvas de la primera edición del DS-1™. Esto es debido al programa mejorado de ploteo, que muestra resultado más certeros. No fueron efectuados cambios en la formula).

Figura 2.11

CAPACIDAD CARGA COMBINADA TUBO BARRA SONDEO (TUBOS CLASE PREMIUM)



42

Curvas Cargas Combinadas – Tubo Barras Sondeo Figura 2.11 CAPACIDAD CARGA COMBINADA TUBO BARRA SONDEO

(TUBOS CLASE PREMIUM)



43





44





45

Curvas Cargas Combinadas Unión 2.28 CURVAS DE CARGAS COMBINADAS PARA BARRAS DE SONDEO 2.28.1 Introducción: Las practicas operativas de campo son mantener la torsión de operación por debajo del torque de ajuste. Por consiguiente, para determinar la capacidad de una conexión para soportar torsión y tensión combinada aplicada externamente, estas curvas consideran que la máxima torsión que tendrá esta, es el torque de ajuste. Estas curvas también se aplican en situaciones de emergencias cuando el torque operativo excede. En estos casos, el eje horizontal podría representar el torque aplicado externamente en lugar del torque de ajuste. Las curvas en la figura 2.13 son construidas por la formula en referencia 1, como es modificadas en concordancia con la referencia 2. 2.28.2 Modos Fallas Unión: Las uniones pueden tener tres modos posibles de fallas bajo cargas combinadas de torsión/ tensión. La figura 2.12 muestra estos modos de fallas en las regiones con fondo sombreado: Estos tres modos de fallas son: 1) fluencia del (cedencia) macho debido a la combinación de torque y tensión aplicada externamente. 2) Fluencia de la hembra debido al exceso de torsión, 3) separación de hombro (y falla de sello) debido a la tensión combinada con inadecuado torque de ajuste. (La capacidad torsional es independiente de la tensión aplicada, se encuentra en la en la tabla 2.9. Las líneas de capacidad torsional de la hembra fueron omitidas en estas curvas por simplicidad.) 2.28.3 Utilizando Las Curvas: Primero mida el ID del macho. Entre en la curva con el torque de ajuste actual que esté utilizando en la conexión, lea hacia arriba hasta interseptar la línea correcta del ID del macho, luego horizontalmente hacia la izquierda hasta encontrar la capacidad de tensión del cuello del macho para la tensión aplicada externamente. Cada curva tiene cuatro líneas horizontales representando la capacidad de tensión del tubo de la barra de sondeo que es probable que sea la que esté utilizando con la unión en cuestión. Estas líneas están colocadas aquí para facilitar problemas comunes de perforación de alcance extendido, como el de abajo. Estas líneas no representan la capacidad de los tubos de las barras de sondeo bajo cargas combinadas de torsión y tensión. Las curvas combinadas de cargas de los tubos se encuentran en figura 2.11. Problema 1: Una unión de 3-1/4” ID, NC50 está siendo utilizada para perforar un pozo de alcance extendido. La barra es de 5 pulg, 19,50 ppf, Grado S, Clase Premium. Debido al alto torque operativo pronosticado se desea incrementar el torque de ajuste a 34.000 ft-lbs. ¿Puedo hacerlo y continuar manteniendo una unión tan resistente para la tensión externa aplicada como el tubo en el cual esta soldada? Respuesta: Capacidad de Tensión de la barra de sondeo =560.764 lbs (tabla 2.5) MUT Normal =30.870 ft-lbs (tabla 2.10) Capacidad tensión conexión =625.000 lbs Nuevo torque de ajuste = 34.000 ft-lbs Nueva capacidad de tensión de la conexión = 500.000 lbs

El cuello del macho de la unión tiene menos capacidad para soportar la tensión de la sarta que el tubo. 2.28.4 Precaución: Estas curvas son aproximaciones que no toman en cuenta los efectos de presión y pandeo. Por esta razón, los valores de estas curvas son devaluados en un 10% (excepto las curvas para conexiones HT, las cuales no son devaluadas). Presiones y cargas de severos pandeo, pueden reducir la capacidad de carga combinada de la unión por debajo de los valores mostrados. Asegúrese siempre de chequear la capacidad de carga combinada del tubo en el cual la unión es adherida, dado que este podría ser más débil.

Figura 2.12 Falla de la conexión rotary con recalque bajo cargas estática (arriba). Puntos de medición (centro). Ejemplo Problema (abajo).



46

Curvas Cargas Combinadas Unión 2.28.5 Utilizando Las Curvas Para Conexiones Portamecha: Para las conexiones de portamechas, los valores obtenidos de las curvas, deben multiplicarse por los siguientes factores.

Portamechas 6-7/8” y menores: Multiplicar por 0.92

Portamechas 7” y mayores. Multiplicar por 0.83

Estos son factores de corrección para diferencias de resistencia, y fluencia del material entre el portamechas y uniones.

2.28.6 Curvas Corregida de Fluencia del Macho: En adición a los cambios obvios en las curvas de la primera edición, esta segunda edición representa la fluencia del macho en las curvas por las líneas P1, T4, T2, en lugar de las líneas P1, T3, T2. Esto hace a las curvas mas precisas reflejando la capacidad de carga de la unión bajo condiciones típicas de campo. La necesidad de este cambio fue indicada por primera vez en referencia 2.

2.28.7 Hipótesis: Las hipótesis asumidas detrás de las capacidades de cargas combinadas, dadas en la figura 2.13 incluyen lo siguiente.

a. Resistencia a la fluencia del material de la unión es 120.000 psi.

b. Si existen Presión y cargas de pandeo, no se consideran.

c. Los valores de tensión y torsión en las curvas son reducidas un 10 porciento (como se recomienda en

referencia 1), debido que el pandeo y la presión no se toman en cuenta para determinar las cargas del cuello del macho.

d. Como es recomendado en referencia 2, el OD de la hembra, se asume que es del diámetro mínimo de la Clase Premium para la unión y combinaciones de barras que se emplean normalmente. Por ejemplo, una unión de 3-1/4 pulg. NC50, se asume que esta soldada en el tubo de una barra de sondeo de 5 pulg, 19.50 Grado G, y la curva es calculada asumiendo el OD de la unión en 6-3/32 pulg, (mínimo Clase Premium). Esto resulta en una respuesta conservadora para la capacidad de tensión a un torque de ajuste dado, asumiendo que la unión tiene al menos un diámetro exterior Clase Premium.

Referencias: 1. API RP7G, “Practicas Recomendadas para el Diseño

de Sartas de Perforación y Limites Operativos” Instituto Americano de Petróleo, Enero 1 de 1.995.

2. Baryshnikov, A., Schenato, A., Ligrone, A., Ferrara, P., “Optimización de Conexiones Rotary con Recalque, Fiabilidad, y Análisis de Falla. Parte 1: Carga estática” SPE/IADC 27535, documento presentado en Spring Drilling Conference, Dallas, Texas, 1.994.

FIGURA 2.13

CURVAS COMBINADAS DE CARGAS UNIÓN



47

Curvas Cargas Combinadas Unión FIGURA 2.13 CURVAS CARGAS COMBINADAS – UNIÓN



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59

Pandeo Barra Sondeo en Pozos No-Curvilíneos

2.29 Pandeo Barra Sondeo en Pozos Horizontales e Inclinados No-Curvilíneos . 2.29.1 Generalidades: El pandeo en las barras de peso normal puede ser una preocupación en la perforación de pozos rotando o deslizando. De todas maneras, el pandeo mientras se está rotando es el único caso que presenta rutinariamente un significante riesgo de daño a la sarta de perforación.

a. Modo Perforación Rotativa: Rotando barras de sondeo de peso normal en pandeo puede causar fallas por fatiga.

b. Modo Perforación Deslizando: Pandeo en el modo deslizando puede incrementar las cargas laterales en la sarta a tal punto que el peso no puede ser transmitido eficientemente al trepano aunque, excepto por el raro caso cuando se saca del pozo la barra curvada o de forma espiralada: en el modo de deslizamiento pandeado probablemente cause muy poco daño a la sarta de perforación.

2.29.2 Curvas: Estas curvas dan la carga de compresión axial, en que la sinuosidad del pandeo se espera que ocurra en las barras de pozos no-curvilíneos. Estas son adaptaciones de las curvas en la referencia 1. Las asunciones detrás de estas curvas incluyen:

a. Peso de Barra es un nominal nuevo con union de dimensiones grado-X. El espesor de pared de la barra es un nominal nuevo.

b. Si el pozo es vertical (recto) (sin incrementar o disminuir ángulo). El efecto de torque es omitido. Peso del lodo es de 12.0 ppg.

2.29.3 Compensando para Peso Lodo Diferente: Si el peso actual del lodo no es de 12.0 ppg, la carga de pandeo critica puede ajustarse por medio de la siguiente formula: (Fcrit-adj) = (Fcrit) x (fmw) Donde :

Fcrit-adj = Carga pandeo ajustada (lbs) Fcrit = Carga critica pandeo (lbs) fmw = (KB/0.765)0.5 (ver abajo) KB = Factor de flotación

Peso lodo

(ppg) fmw Peso lodo

(ppg) fmw

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2.29.4 Utilizando Curvas de Pandeo Barras Sondeo: Entre en la curva, tamaño y peso correcto de la barra en el diámetro de

pozo. Lea verticalmente hasta interceptar el ángulo del pozo, luego horizontalmente hasta leer carga critica de pandeo. Compensar el valor obtenido para los diferentes pesos de lodo. Problema: Cuanta carga de compresión mas podría aplicar a una barra de 3-1/2”, 13.30 lb/ft en un pozo horizontal de 8-1/2” antes de que la barra se pandee? Peso del lodo 10.0 ppg. Respuesta: Leyendo en la figura, la carga critica de pandeo es alrededor de 16.700 lbs. Ajustando al peso de 10.0 ppg del lodo. Fcrit-adj = 16.700 lbs x (1.02) = 17.034 lbs. Precaución: las cargas de pandeo mostradas en esas curvas no han sido devaluadas para compensar las incertidumbres en las asunciones detrás de estas. Asegúrese de aplicar un factor de diseño apropiado de pandeo (DFB) antes de utilizar las respuestas obtenidas. 2.29.5 Cambios desde la Primera Edición: Estas curvas muestran cargas criticas de pandeo algo mas altas que similares curvas en la primera edición del DS-1™. La magnitud de los cambios varia con el diámetro del pozo, pero están en la gama alrededor del 5-15%. Los cambios resultaron de tres decisiones efectuadas por el comité de los patrocinadores técnicos cuales fueron: 1) calcular las cargas criticas de pandeo basadas en el espacio radial, entre la unión y el pozo, en lugar de entre barra de sondeo y pozo, 2) quitar el arbitrario factor del 5% de devaluación que fuera aplicado en las curvas de la primera edición y 3) calcular las cargas de pandeo asumiendo un peso del lodo de 12.0 ppg en lugar de 15.0 ppg. Referencia

1. Dawson, R., Paslay, P.R., “Pandeo de las Barras de Sondeo en Pozos Inclinados”, Journal de Tecnología Petrolera, Octubre, 1984.

2.14 EJEMPLO CURVA PANDEO CRÍTICO



60

Pandeo Barra Sondeo en Pozos No-Curvilíneos FIGURA 2.15 - PANDEO BARRA SONDEO EN POZOS RECTOS (VERTICALES), E INCLINADOS



61

Pandeo Barra Sondeo en Pozos No-Curvilíneos Figura 2.15 - Pandeo Barra Sondeo En Pozos Rectos (Verticales), e Inclinados



62

Pandeo Barra Sondeo en Pozos No-Curvilíneos Figura 2.15 - Pandeo Barra Sondeo En Pozos Rectos (Verticales), e Inclinados



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Pandeo Barra Sondeo en Pozos No-Curvilíneos FIGURA 2.15 - PANDEO BARRA SONDEO EN POZOS RECTOS (VERTICALES), E INCLINADOS)



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Pandeo Barra Sondeo en Pozos Curvilíneos

2.30 Pandeo Barra Sondeo en Pozos Curvilíneos 2.30.1 Generalidades: La estabilidad de la Barra de Sondeo bajo cargas compresivas es afectada por la curvatura del pozo así como otros factores. Estas curvas dan las cargas compresivas para el inicio de la sinuosidad del pandeo en pozos curvilíneos. Estas están basadas sobre un acercamiento dado en referencia 1. Suposiciones detrás de estas curvas incluyen: 1) Peso de la barra de sondeo y espesor de pared son un nominal nuevo con uniones grado-X, 2) el peso del lodo es de 12.0 ppg, 3) los efectos del torque son omitidos, y 4) que no haya cambios de azimut. 2.30.2 Incremento Angulo en Pozos: La carga critica de pandeo en un pozo incrementando (levantando) el ángulo es siempre más alto que en un pozo recto (vertical) de la misma inclinación. La compresión axial incrementa la carga lateral de la barra contra el lado exterior de la curvatura del pozo. Este efecto ayuda a la gravedad a mantener la barra contra la pared en pozos no totalmente verticales, y consecuentemente incrementando la estabilidad de la barra. 2.30.3 Disminuyendo Angulo de Pozo: Las cargas criticas de pandeo para las barras en pozos de disminución de ángulo puede ser mas o menos como en un pozo recto (vertical) o del mismo ángulo. Para visualizar esto, omita la rigidez de la barra, y comience con la barra recostada en un pozo disminuyendo el ángulo bajo compresión axial cero. Inicialmente la barra estará recostada en el fondo (lado interior de la curva) en el pozo. A medida que la fuerza axial de compresión es aplicada, esta tendrá una tendencia a levantar la barra del fondo del pozo, oponiéndose al efecto del peso de la barra desestabilizándola. Dado que la fuerza de compresión axial aumenta, existen dos posibilidades diferentes. En pozos con bajo regímenes de caída (perdida) de ángulo, la barra puede pandearse eventualmente mientras permanezca mas o menos en la parte baja del pozo. En pozos de abrupta caída de ángulo, la barra puede ser forzada hacia la parte exterior de la curva antes que ésta se pandee. Una vez ahí, incrementando la compresión axial puede estabilizar la barra forzándola contra la parte alta de la pared del pozo, aunque ésta a lo ultimo se pandeará si la compresión comienza a ser lo suficientemente fuerte. Es decir, las barras bajo compresión axial en pozos con caída de ángulo pueden estar en cualquiera de estos cuatro estados. Estos son:

a. Estable en el fondo del pozo b. Pandeada cercana al fondo del pozo c. Estable en la parte superior (exterior de la curva) del

pozo. d. Pandeada cerca de la parte superior (exterior de la curva)

del pozo. 2.30.4 Utilizando las Curvas: Para utilizar las curvas, entre en el eje x en el régimen de incremento o caída, cualquiera de estos apliquen. Lea verticalmente hacia arriba hasta que intercepte el ángulo de pozo en el punto de interés. Luego, lea horizontalmente hacia la izquierda hasta encontrar la carga critica de pandeo para la barra. Las curvas superiores (azul) aplican solamente para pozos de

incremento de ángulos. Las curvas inferiores (rojo) aplican solamente para pozos de caída de ángulos. Observe que para cualquier ángulo dado de pozo:

a. La intersección-y (régimen cero de curvatura) produce la misma carga critica de pandeo como las curvas en figura 2.15 que para pozos verticales (rectos) con el mismo ángulo de pozo.

b. Las cargas de pandeo en pozos de incremento aumentan continuamente con el incremento de ángulo, resultando en altas fuerzas laterales de estabilización alrededor del codo (ángulo).

c. En pozos de caída de ángulos, la compresión axial levanta la barra, de manera que el pandeo ocurre mas prontamente. No obstante, si el pozo cae suficientemente rápido, la barra se moverá hacia el exterior de la curva antes que pandee. Este movimiento causa un rápido salto en la estabilidad, dado que la compresión ahora fuerza la barra contra el lado exterior de la curva del abrupto giro del pozo. De todas maneras, la barra eventualmente se pandeará en el lado exterior de la curva del pozo dado que la compresión incrementa.

2.30.5 Ejemplo Problema: Cuanta compresión axial puede soportar una barra de 5 pulg, 19.50 ppf sin pandearse en un pozo de 12-1/4 pulg. Peso del lodo 12.0 ppg. Angulo del pozo en el punto de interés es de 45º grados. Pozo está:

a. Incrementando a 3.5 grad/100 pies. Solución: alrededor de 42.000 lbs

b. Cayendo a 3.5 grad/100 pies. Solución alrededor de 13.500 lbs

c. Cayendo a 8 deg/100 pies. Alrededor de 52.500 lbs. Referencia 1. He, X., Kylingstad, A., SRE 25370, ‘Pandeo Helicoidal y Condiciones de Lock-up (trabado) para Coil Tubing en pozos Curvados”, Presentado en la SPE Conferencia de Gas y Petróleo Asia-Pacifico, Febrero, 1993.

Figura 2.16

Utilizando Las Curvas De Pandeo Para Pozos Curvilíneos.



68

Pandeo Barra Sondeo en Pozos Curvilíneos FIGURA 2.17

PANDEO BARRA SONDEO EN POZOS CURVILÍNEOS



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72

Pandeo en Herramientas de Propósitos Especiales 2.31 Pandeo en Herramientas de Propósitos Especiales 2.31.1 Cuando Utilizar estas Curvas: Usted puede utilizar estas curvas, como ayuda para evitar el pandeo y prevenir daños por fatiga en herramientas de propósito especial, tales como, tijeras, motores, o MWD. Cuando el pandeo es inevitable, el saber que esto ocurre ayudará a fijar reemplazos, frecuencia de inspecciones, y establecer la necesidad de características de alivio de tensión (estrés) en la unión. Puede utilizar las curvas para:

a. Determinar la herramienta de propósitos especiales, si esta o no en pandeo en la sarta, bajo las condiciones del pozo Determinar el peso del trépano en el cual una herramienta en una locación determinada en la sarta se pandeará.

b. Determinar el punto mas bajo en la sarta que una tijera puede bajarse sin pandeo a un peso de trépano dado.

2.31.2 General: Dos conclusiones generales sobre el pandeo de herramientas de propósito especial que son útiles. a. Por propósitos prácticos, debe considerar que las herramientas

bajadas en compresión mecánica en un pozo vertical se pandearán. La ecuación de Dawson-Paslay, en la cual estas curvas están basadas, predice cero estabilidad en un pozo vertical. Esto implica que la herramienta se pandeará cuando ésta llega a compresión mecánica. Aunque otras ecuaciones, tales como la de Euler que predicen casi estabilidad en un pozo vertical, probablemente es mejor ignorar esto. En columnas muy largas, delgadas, como las sartas (sondeo) de perforación, la estabilidad de Euler usualmente será excesivamente pequeña comparadas con la de, éstas cargas compresivas de fondo para poder perforar. Además aunque esta pequeña cantidad es probable que desaparezca una vez que la sarta sea rotada a las velocidades normales de perforación.

b. La estabilidad de la herramienta aumentará rápidamente con el incremento del ángulo del pozo. Para la mayoría de las probables combinación de herramienta y diámetro de pozo, las herramientas de propósitos especiales pueden soportar sorprendentemente altas cargas compresivas y permanecer estables en pozos de ángulos altos. En realidad, una vez el ángulo del pozo sobrepasa los quince o veinte grados, es difícil de imaginar una situación común de perforación en la que, incluso una herramienta en el fondo de la sarta de perforación se pandeará. Por consiguiente, a menos que esté ocurriendo vibración, las herramientas que solo son utilizadas en altos ángulos pueden tolerar largas corridas de servicios con menos preocupación sobre fatigas que herramientas similares corridas en pozos verticales.

2.31.3 Reglas Rápidas de Experiencia: Usuarios que quieran reglas simples para decidir donde colocar la tijera y bajo que condiciones otras herramientas se pandearán pueden usar el siguiente método:

a. Para ángulos de pozos menores de quince grados: Use un diseño convencional de BHA. Coloque las tijeras u otro tipo de herramientas con posicionamiento opcional sobre el punto neutral (punto de tensión mecánica cero). Las herramientas

que deben colocarse en el fondo de la sarta, tales como, motores y MWD, deben estar equipados con conexión de características de alivio tensión (estrés) y deben retirarse / inspeccionarse a intervalos muy cortos de servicio. Si es practico trate de programar cambios de BHA para minimizar la cantidad de tiempo que las herramientas sean rotadas en compresión en las secciones verticales del pozo.

b. Para pozos de ángulos mayores de quince grados: Primero chequee para asegurarse si la herramienta que está utilizando tiene una carga mas alta de pandeo que el máximo de peso sobre trépano necesitado para el modo perforar. Si es así, esta no pandeará no importe donde sea ubicada, puede ponerse en cualquier lugar en la sarta para maximizar su funcionabilidad. Además, intervalos más largos de servicio y requerimientos más relajados para las características de alivio de tensión puede considerarse, previendo que la vibración no sea un problema.

2.31.4 Bases de las Curvas: Las curvas aplican solamente a herramientas que son encapsuladas en tubos cilíndricos de acero. Las herramientas aplicables incluyen, tijeras, motores, MWD, LWD y herramientas de similar apariencia. La carga de pandeo se calcula basándose en las dimensiones de la carcasa exterior de acero. El efecto de rigidez de las partes internas de la herramienta, si las hay, no se toma en cuenta. El peso de lodo se asume es 12.0 ppg. Densidades diferentes de lodos tienen un pequeño efecto en la estabilidad, pero este efecto probablemente no sea significativo, dado las otras aproximaciones en estas curvas. 2.31.5 Como leer las Curvas: Primero, determine (por el fabricante de la herramienta) el espesor mínimo de pared del cilindro que encapsula la herramienta. Ubique la curva que más se acerque al diámetro exterior de la herramienta y diámetro del pozo bajo consideración. Entre la curva en el ángulo de pozo, lea hacia arriba hasta el espesor de la carcasa, luego hacia la izquierda hasta la carga critica de pandeo. Si no puede encontrar un valor idéntico, busque la curva con el siguiente diámetro exterior mas pequeño y el siguiente diámetro de pozo mas grande, esto le dará una conservadora repuesta. Muchas herramientas tienen una carcasa más gruesa que aquellas mostradas en las curvas, pero una aproximación mas útil puede obtenerse por interpolación. Pueden efectuarse todavía más cercanas aproximaciones con la formula siguiente:

FC-b = FC- a ( )( )( )( )4422

4422

.

.

AA

BB

IDODIDODIDODIDDO

−−−−

(Los primeros términos en el numerador y denominador arriba, toman en cuenta para diferencias en peso, el segundo para diferencias en momento de inercia, y otras constantes canceladas. El método arriba de corrección aplica solamente a herramientas del mismo diámetro exterior) Problema 1: ¿Cuanta compresión puede una herramienta de 8” pulg OD operando en un pozo de 12-1/4 pulg soportar sin pandeo? El ángulo del pozo es de 34º grados. a) Espesor de la pared de la herramienta es 1.0” pulg. b) Espesor de la pared de la herramienta es 2.0” pulg.



73

Pandeo en Herramientas de Propósitos Especiales Respuestas: a) alrededor de 148.000 lbs b) La herramienta (a) tiene una carcasa ID de 0.6 pulg. La

herramienta (b) es de 0.4 pulg. La carga critica de pandeo para la herramienta (b) es:

FC-b = 148,000 ( )( )( )( )4422

4422

68.6848.48

−−−−

= 226,928 lbs

2.31.6 Como Utilizar las Curvas para Ubicación Tijera: En muchos casos, sería más conveniente seguir los pasos (rules-of-thumb) regla de la experiencia, sobre la ubicación de la tijera. En pozos verticales y de bajo ángulo, estos ubican a la tijera en su posición tradicional, en tensión mecánica sobre el punto de pandeo neutral. Ocasionalmente sin embargo, cuando se perfora con altos pesos de trépano, y se desea bajar la tijera en compresión en pozos de ángulos menores de quince grados, si es así, puede utilizar el siguiente procedimiento para bajar la tijera en compresión mientras esta sigue siendo mantenida estable.

a. Lea la carga estimada de pandeo. Divida la carga de pandeo por el factor de seguridad (usualmente 1.15 o mayor).

b. Si la carga de pandeo (dividida por el factor de seguridad) excede el peso máximo que va a utilizar, puede entonces colocar la tijera en cualquier lugar sin temor a su pandeo.

c. Si el peso máximo en el trépano excede la carga de pandeo calculada, aplique una de las siguientes formulas para determinar la mínima distancia para ubicar la tijera sobre el fondo.

Para tijeras ubicadas en los portamenchas:

LDC = ( )

( )( )

⋅

÷−

DCB

BHA

WKDFFCWOB 1

cosθ

Para tijeras ubicadas en las barras HWDP:

LHWDP= ( )( )( )

⋅

−

÷−

HWDP

DCDC

B

BHA

WLW

KDFFCWOB 1)])([(

cosθ

Problema 2: Una tijera de 4.75 pulg, está siendo usada en la perforación de un pozo de 6.5 pulg. El peso en el aire de los portamechas y conjunto perforación debajo de la tijera es 47 lb/ft. El ángulo del pozo es de 8º grados. A que distancia desde el fondo debe ubicarse la tijera para permitir perforar con 32.000 libras de peso y permanecer estable (sin pandeo)?. Previendo un margen del 15 porciento de factor de seguridad de cargas de

pandeo. El espesor de pared de la carcasa de la tijera es de 0.75 pulg. El peso del lodo es 12.0 ppg. Respuesta: Fc = 27.000 lbs Kb = 0.817

LDC= pies224471

)99.0)(817.0()15.1000,27(000,32

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2.31.7 Encontrando el Peso Máximo sobre Trépano que puede Bajar sin Pandear una herramienta en la Sarta: Supongamos que la herramienta está ya colocada en la sarta, y desea conocer el peso máximo que puede utilizar sobre el trépano sin-pandeo. Primero, encuentre la carga estimada de pandeo de la herramienta en cuestión. Luego sume el peso en flotación de las barras debajo de la herramienta a su carga de pandeo. Su suma es el peso permisible sobre el trépano. Este procedimiento está dado en la siguiente formula:

WOB= BHA

HWDHWDPDCDCBC

DFLWLWKF )])(())()[cos( +⋅+ θ

Problema 3: Supongamos que la tijera en el problema 2 esta ya colocada en la sarta a 180 pies sobre el fondo. Cuanto peso puede cargar en el modo rotacion sin pandearla? Respuesta: WOB=

15.127000

=(0.817x0.99)[(47)(180)]=30321 lbs.

Nomenclatura: WOB = Peso sobre trépano (lbs) DFBHA = Factor diseño (factor seguridad) FC = Carga pandeo curva apropiada (lbs) FC-a = Pandeo critico componente “a” (lbs) FC-b = Pandeo critico componente “b” (lbs) KB = Factor de flotación Ø = Ángulo pozo LDC = Longitud portamechas debajo hta (ft) ID = Diámetro interior (pulg) OD = Diámetro exterior (pulg) WDC = Peso en aire portamechas (lb/ft) LHWDP = Longitud HWDP debajo hta (ft) WHWDP = Peso en aire HWDP (lb/ft) Referencias: 1. Dawson, R., Paslay, P.R., “Pandeo Barras Sondeo en Pozos Inclinados” Journal de Tecnologia Petrolera, Octubre, 1984.



74

Pandeo en Herramientas de Propósitos Especiales

FIGURA 2.18 CARGAS ESTIMADAS DE PANDEO PARA HERRAMIENTAS DE PROPÓSITO ESPECIAL



75


FIGURA 2.18

CARGAS ESTIMADAS DE PANDEO PARA HERRAMIENTAS DE PROPÓSITO ESPECIAL



76





77

Pandeo en Herramientas de Propósitos Especiales FIGURA 2.18

CARGAS ESTIMADAS DE PANDEO PARA HERRAMIENTAS DE PROPÓSITO ESPECIAL



78





79





80

Peso de Barras de Sondeo en Pozos Curvilíneos 2.32 Peso de las Barras en Pozos Curvados 2.32.1 Introducción: En pozos de alcance extendido y horizontales, es necesario comúnmente aplicar peso sobre el trépano por medio de la compresión de barras de sondeo normales (NWDP). Para controlar el daño por fatiga en las barras, estas no deben estar pandeadas ni rotadas simultáneamente. Estas curvas dan el peso libre de rotación de las barras de sondeo en una sección de régimen de incremento constante. Estas le ayudarán a determinar cuanto más peso disponible tiene en las NWDP en la sección de incremento. Debido a que el efecto de estabilización de la curvatura del pozo, las barras en una sección (incrementando ángulo) de incremento positivo será más estable que las barras en los segmentos rectos por sobre y debajo de estos. En consecuencia, omitiendo la tensión de arrastre en el modo perforación rotary, si el pandeo ocurre, ocurrirá primero en una de las secciones rectas por sobre o debajo de la sección positiva de incremento. Si ocurre o no dependerá de la cantidad de compresión mecánica en la barra y las cargas críticas de pandeo de la barra en estas dos secciones rectas del pozo. 2.32.2 Cuando Utilizar estas Curvas: Utilice estas curvas para determinar si las barras de peso normal (NWDP) sobre una sección de incremento podrán ir bajo compresión mecánica al peso sobre el trépano por usted deseado. Si las barras NWDP (no confundir NWDP con HWDP) sobre una sección de incremento están en tensión mecánica, o si su compresión mecánica no excede su carga critica de pandeo, no hay necesidad de preocuparse con el pandeo sobre el punto de partida (Kickoff point) Si las NWDP se pandean sobre el punto de partida, debe usted, ya sea bajar HWDP en la sección de pandeo, o disminuir el peso sobre el trépano de forma tal que las NWDP no se pandeen. 2.32.3 Bases de Estas Curvas: Estas curvas están basadas en una ecuación de la referencia 1. Estas asumen un peso de lodo de 12.0 ppg, y que la barra en cuestión es grado-X. El peso actual será probablemente un poco mayor para los grados G y S, relativamente menor para el grado E. 2.32.4 Como Leer las Curvas:

a. Digamos que “a” sea la inclinación del pozo en un punto de interés en la sección de incremento o de disminución (0 ≤ a ≤ 90º grados).

b. Digamos que “b” sea la inclinación del pozo en un punto de interés en la sección de incremento o de disminución (0 ≤ a ≤ 90º grados).

c. Entre en la curva apropiada en el rango de incremento y lea hacia arriba hasta que intercepte las curvas representando la inclinación en ambas “a” y “b”. Lea a la izquierda del eje vertical. El peso de las barras entre estos dos puntos en el pozo es la diferencia entre los dos números en el eje vertical.

Nota: El eje horizontal también representa una inclinación cero del pozo, de manera que, si necesita un peso estimado de barras en un pozo entre, por ejemplo, cero y sesenta grados, la respuesta es simplemente el valor a sesenta grados.

2.32.5 Compensando para Diferentes Pesos de Lodo: Si el peso actual del lodo no es 12.0 ppg, los resultados de las curvas deben ajustarse por medio de la siguiente formula:

(WBS-adj) = (WBS) (fmw) Donde:

WBS-adj = Peso Ajustado (lbs) WBS = Peso por Curva (lbs) Fmw = (Factor de Flotación/0.817)(ver abajo)

Peso Actual Lodo (ppg)

fmw Peso Actual Lodo (ppg)

fmw

9.0 1.06 15.0 0.94 10.0 1.04 16.0 0.93 11.0 1.02 17.0 0.91 12.0 1.00 18.0 0.89 13.0 0.98 19.0 0.87 14.0 0.96 20.0 0.85

Problema 1: a) ¿Cuál es el peso de rotación-libre de una barra entre 20 y 60 grados en una sección de incremento de 4 grados/100 pies?. La barra es de 3.5 pulg, 13.30 ppf. El peso del lodo es de 9.0 ppg. b) si la sección curvada fue en disminución? Respuestas: a) Alrededor de (15.500-6000 lbs)x(1.06)= alrededor de 10.070 lbs. b) La misma como “a” arriba Referencia:

1. Hill, T.H., Summers, M.A., Guild, G.J., “Diseñando y Calificando Sartas de Perforación para Perforación de Alcance Extendido”, SPE 29439, SPE Perforación y Terminación, Junio 1996.



81

FIGURA 2.19 PESO BARRA SONDEO EN POZOS CURVILÍNEOS



82




83




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91

Torque de Ajuste

Tabla 2.11 TORQUE DE AJUSTE RECOMENDADO PARA CONEXIONES PORTAMECHA

(ft-lbs – Conexiones Hembra-débil mostrada con asterisco)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Conexión Diam. Int Portamecha (pulg.) Tipo OD (pulg.) 1 1-1/4 1-1/2 1-13/4 2 2-1/4 2-1/2 2-13/16 NC23 3

3-1/8 3-1/4

*2510 *3330

4010

*2510*3330

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*251026702690

2-3/8 REG 3 3-1/8 3-1/4

*2240*3030

3310

*2240*3030

2620

180018001800

2-7/8 PAC 3 3- 1/8 3-1/4

*3800*4970

5250

*380041804220

295029803010

NC26 3-1/2 3-3/4

*46105560

*46104750

37303790

2-7/8 REG 3-1/2 3-3/4 3-7/8

*386057805830

*386049905040

*386040704110

2-7/8 XH 3-3/4 3-7/8 4-1/8

*4090*5300*8000

*4090*5300*8000

*4090*5300

7400

NC31 3-7/8 4-1/8

*4640*7390

*4640*7390

*4640*7390

*46406870

3-1/2 REG 4-1/8 4-1/4 4-1/2

*6470*789010490

*6470*7890

9580

*6470*7890

8500

*647071407260

5710 5760 5840

3-1/2 SH 4-1/4 4-1/2

*886010370

*88609430

81908310

69307030

NC35 4-1/2 4-3/4

5

*90401229012460

*90401089011050

*9040 9330 9450

7460 7570 7670

3-1/2 XH 4-1/4 4-1/2 4-3/4

5 5-1/4

*5160*8480

*119001320013200

*5160*848011700

1 17001 1700

*5160 *8480 10000 10000 10000

*5160 8320 8200 8200 8200

NC38 4-3/4 5

5-1/4 5-1/2

*9990*13950

1630016510

*9990*13950

1481015000

*9990 12950 13120 13290

*9990 11080 11230 11370

8360848085908690

3-1/2 H90 4-3/4 5

5-1/4 5-1/2

*8790*12790*17090

18660

*8790*12790

1694017130

*8790 *12790

15210 15390

*8790 *12790

13290 13440

*8790104801060010720

NC40 5 5-1/4 5-1/2 5-3/4

6

*10910*15290*19700

2040020400

*10910*15290

186001860018600

*10910 *15290

16900 16900 16900

*10910 14980 14800 14800 14800

*1091012230121001210012100

4 H90 5-1/4 5-1/2 5-3/4

6 6-1/4

*12590*17400

225302387024110

*12590 *17400

21750 21980 22200

*12590 *17400

19660 19870 20070

*1259016570167401692017090



92

Torque de Ajuste Tabla 2.11 (continua)

TORQUE DE AJUSTE RECOMENDADO PARA CONEXIONES PORTAMECHA


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Conexión Diam. Int Portamecha (pulg.)

Tipo OD (pulg.) 2 2-1/4 2-1/2 2-13/16 3 3-1/4 4-1/2 REG 5-1/2

5-3/4 6

6-1/4

*15570 *20610

23800 24080

*15570*20610

2195022210

*15570196501988020110

*15570167901699017180

NC44 5-3/4 6

6-1/4 6-1/2

*20890 25560 25850 26140

*20890236302390024170

*20890214802173021970

18270184801869018890

4-1/2 FH 5-1/2 5-3/4

6 6-1/4 6-1/2

*12970 *18120 *23610

27400 27710

*12970*18120*23610

2548025760

*12970*18120

230602332023580

*12970*18120

200702030020530

*1297017910181101832018530

NC46 5-3/4 6

6-1/4 6-1/2 6-3/4

*17740*23420

280902809028090

*17740*23420

258502585025850

*1774022470227102271022710

*1774020430206602066020660

4-1/2 H90 5-3/4 6

6-1/4 6-1/2 6-3/4

*18020*23680

287702906029340

*18020*23680

265402680027060

*1802023180234102364023870

*1802021150213502156021770

5 H90 6-1/4 6-1/2 6-3/4

7

*25360*31900

3546035780

*25360*31900

3309033390

*25360295002978030050

*25360273502760027860

NC50 6-1/4 6-1/2 6-3/4

7 7-1/4

*23000*29680

367403800039070

*23000*29680

358803588036600

*23000*29680

324903249033140

*23000*29680

302603026030870

*23000 26790 27070 27070 27620

5-1/2 H90 6-3/4 7

7-1/4 7-1/2

*34510*41990

4306043430

*34510402004056040910

*34510367403706037380

34230344603476035070

5-1/2 REG 6-3/4 7

7-1/4 7-1/2

*31940*39420

4273043150

*31940*39420

4024040630

*31940363903674037100

*31940341103445034780

5- 1/2 FH 7 7-1/4 7-1/2 7-3/4

*32760*41000*49660

52050

*32760*41000

4785048290

*32760*41000

4540045810

*32760 *41000

41890 42270

NC56 7-1/4 7-1/2 7-3/4

8

*40500*49060

5243052910

*40500482604871049150

*40500458504627046690

*40500 42380 42770 43160

6-5/8 REG 7-1/2 7-3/4

8 8-1/4

*46400*55630

5781058310

*46400534605393054410

*46400509405139051840

*46400 47330 47750 48170



93

Torque de Ajuste Tabla 2.11 (continua)


(ft-lbs – Conexiones Hembra-debil mostrada con asterisco)

1 2 3 4 5 6 7 8

Conexión Diam. Int Portamecha (pulg.) Tipo OD (pulg.) 2-1/2 2-13/16 3 3-1/4 3-1/2 3-3/4

6-5/8 H90 7-1/2 7-3/4

8 8-1/4

*46510 *55710

60570 61040

*46510*55710

5669057140

*46510537205415054570

*46510501105050050900

NC61 8 8-l/4 8-l/2 8-3/4

9

*55130 *65440

72870 7348tl 74090

*55130*65440

688106939069970

*55130*65440

661506671067260

*5513061810623406286063380

5-1/2 IF 8 8-1/4 8-1/2 8-3/4

9 9-1/4

*56640 *67130

74820 75430 76050 76660

*56640*67130

70690712707185072430

*56640*67130

67980685406910069660

*566406357064090646206515065680

*5664059410599006039060880

' 61380

6-5/8 FH 8-1/2 8-3/4

9 9-l/4 9-l/2

*67790 *79540

84410 85070 85730

*67790*79540

815508219082820

*6779076850774507806078660

*6779072460730307360074170

6721067750682806881069340

NC70 9 9-l/4 9-1/2 9-3/4

l0 10-1/4

*75780 *88800

*102350 109270 110080 110890

*75780*88800

*102350106260107040107820

*75780*88800101180101930102680103430

*75780*88800

96540972509797098690

*75780*88800

91550922309292093600

NC77 l0 10-1/4 10-1/2 10-3/4

11

*108190*124050*140490146170147160

*108190*124050*140490

141440142400

*108190*124050

135420136340137260

*108190 *124050

129970 130850 131740

7 H90 8 8-1/4 8-1/2

*53450*63000

72170

*53450*63000

69500

*53450' *63000

65670

*534506107061540

7-5/8 REG 8-1/2 8-3/4

9 9-1/4 9-l/2

*60400*72170*84440

8904089730

*60400*72170*84440

8489085540

*60400*72170

797808040081020

*60400 *72170

75000 75580 76160

7-5/8 H90 9 9- 1/4 9- 1/2

*73020*86010*99510

*73020*86010*99510

*73020*86010*99510

*73020*86010

96410

8-5/8 REG 10 10-l/4 l0-l/2

*109340*125260141170

*109340*125260

136460

*109340*125260

131360

*109340 125050 125880

8-5/8 H90 10-1/4 10- 1/2

*113480*130060

*113480*130060

*113480*130060

*113480 *130060

7 H90 (torque bajo modificado)

8-3/4 9

*6473074470

*6473071710

*6473067770

6304063500



94

Torque de Ajuste

Tabla 2.11 (continua)



1 2 3 4 5 6 Conexión Diam. Int. Portamecha (pulg.)

Tipo OD (pulg.) 3 3-1/4 3-1/2 3-3/4

7-5/8 REG (torque bajo modificado)

9-1/4 9-1/2 9-3/4

10

*73100*86460

9221092890

*73100*86460

8791088560

*73100826408326083880

*7310 77690 78300 78850

7-5/8 H90 (torque bajo modificado)

9-3/4 10

10-1/4 10-1/2

*87470*102030

114190114930

*87470*102030

109730110440

*87470102030104920105590

*87470 99100 99750

100390

8-5/8 (torque bajo modificado)

10-3/4 11

*112890*130680

*112890*130680

* 112890*130680

* 112890 * 130680

8-5/8 H90 (torque bajo modificado)

10-3/4 11

1 1-1/4

*87430*105220*123610

*87430*105220*123610

*874311*105220*123610

*874311 *105220 *123610

Nota: Los torques de ajuste de los portamechas en estas Tablas, son diferentes de los valores correspondientes en API RP7G, no obstante, siendo desarrollados por las mismas formulas como números API. Los números aquí, han sido chequeados repetidamente y se creen correctos. En muchos casos, la diferencia es solamente un pequeño porcentaje entre ambos números, probablemente será satisfactorio dada la precisión de dispositivos de medición normal de torque de campo. Los números aquí han sido provistos al API, con el objetivo de resolver la disparidad, pero mientras tanto, el usuario es prevenido de verificar independientemente el torque de ajuste de los portamechas.



95

Relación Resistencia Pandeo TABLA 2.12

RELACIÓN RESISTENCIA PANDEO PARA CONEXIONES PORTAMECHA



96





97





98





99





100





101





102





103

Relación Resistencia Pandeo Tabla 2.12

Relación Resistencia Pandeo Para Conexiones Portamecha



104





105

Misceláneos

Tabla 2.13

LISTA INTERCAMBIO CONEXIÓN RECALQUE ROTARY (Conexiones en la misma columna son intercambiables)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 Nombre API Actual (preferencia)

NC26 NC31 - - NC38 NC40 NC46 NC50 Nombre API Obsoleto Intemal Flush (IF) 2-3/8 2-7/8 - - 3-1/2 - 4 4-1/2 Full Hole (FH)1 - - - - - 4 - -

Otros Nombres Obsoletos Extra Hole (XH) - - 2-7/8 3-1/2 - - 4-1/2 5 Double Streamline (DSL) - - 3-1/2 - - 4-1/2 - 5-1/2 Slim Hole (SH) 2-7/8 3-1/2 - 4 4-1/2 - - External Flush (EF) - 4-1/2

Varias Conexiones con Recalque Rotary son intercambiables con otras conexiones que tienen diferentes nombres. "Intercambiable" quiere decir, que las conexiones se acoplan conjuntamente, enrosque y función, aunque la función no puede ser tan buena como con las conexiones preferidas. Esta situación ha ocurrido, debido a los esfuerzos efectuados para mantener la intercambiabilidad con los productos existentes, tanto como las mejoras que se efectuaron a las conexiones durante estos años. La actual Nomenclatura del API, fue adoptada en 1968. La diferencia entre las actuales conexiones del API y su obsoleta contraparte, es que las conexiones de NC requieren el uso de una forma de rosca mejorada (V-038R), mientras esta forma de rosca es opcional con sus colegas más viejos. Aunque casi todas las conexiones que ahora llevan los viejos nombres, son cortadas con la forma de rosca mejorada actual nomenclatura del API (NC -) si fuese posible, debe utilizarse cuando se especifican conexiones de está lista., 1 Todas las Conexiones “Full Hole”, excepto las 5-1/2FH y 6-5/8FH son obsoletas.



106

Tabla 2.14 FACTORES DE FLOTACIÓN Y GRADIENTES DE FLUIDO

1 2 3 4 5 Densidad

Lodo Densidad

Lodo Densidad

Lodo (KB)1

Flotación (G)2

Gradiente Fluido (lb/gal) (lb/ft3) (Kg/m3) Factor (psi/ft)

8.4 8.6 8.8 9.0 9.2 9.4 9.6 9.8 10.0 10.2 10.4 10.6 10.8 11.0 11.2 11.4 11.6 11.8 12.0 12.2 12.4 12.6 12.8 13.0 13.2 13.4 13.6 13.8 14.0 14.2 14.4 14.6 14.8 15.0 15.2 15.4 15.6 15.8 16.0 16.2 16.4 16.6 16.8 17.0 17.2 17.4 17.6 17.8 18.0 18.5 19.0 19.5 20.0

62.84 64.33 65.33 67.32 68.82 70.32 71.81 73.31 74.80 76.30 77.80 79.29 80.79 82.29 83.78 85.28 86.77 88.27 89.77 91.26 92.76 94.25 95.75 97.25 98.74 100.24 101.74 103.23 104.73 106.22 107.72 109.22 110.71 112.21 113.70 115.20 116.70 118.91 119.69 121.18 122.68 124.18 125.67 127.17 128.66 130.16 131.66 133.15 134.65 138.39 142.13 145.87 149.61

1006.54 1030.51 1054.47 1078.44 1102.40 1126.34 1150.33 1174.30 1198.26 1222.23 1246.19 1270.16 1294.12 1318.09 1342.05 1366.02 1389.98 1413.95 1437.91 1461.88 1485.85 1509.8t 1533.78 1557.74 1581.7l 1605.67 1629.64 1653.60 1677.57 1701.53 1725.50 1749.46 1773.43 1797.39 1821.36 1845.32 1869.29 1893.26 1917.22 1941.18 1965.15 1989.12 2013.08 2037.05 2061.01 2084.98 2108.94 2132.91 2156.87 2216.79 2276.70 2336.61 2396.53

.872

.869

.866

.862

.859

.856

.853

.850

.847

.844

.841

.838

.835

.832

.829

.826

.823

.820

.817

.814

.811

.807

.804

.801

.798

.795

.792

.789

.786

.783

.780

.777

.774

.771

.768

.765

.762

.759

.756

.752

.749

.746

.743

.740

.737

.734

.731

.728

.725

.717

.710

.702

.694

.437

.447

.458

.468

.478

.489

.499

.509

.520

.530

.541

.551

.561

.572

.582

.593

.603

.613

.624

.634

.645

.655

.666

.676

.686

.697

.707

.718

.728

.738

.749

.759

.770

.780

.790

.801

.811

.821

.832

.842

.853

.863

.874

.884

.894

.905

.915

.926

.936

.962

.988 1.014 1.040

1 KB = {65.5 – Densidad Lodo (lb/gal)} + 65.5 2 G = (Densidad Lodo) (lb/gal) x 0.052



107

Misceláneos

Tabla 2.15

PROPIEDADES MECÁNICAS DE COMPONENTES SARTA DE PERFORACIÓN 1 2 3 4 5 6 7

Resistencia Fluencia Resistencia

Mínima Tensión ELONGACIÓN % Dureza Mínima

Resistencia Impacto Transversal 3 Mínimo

Componente Min. (psi) Max. (psi) (psi) (min. en 2 pulg.) (BHN) (ft/lbs CVN) Barra Sondeo

Grado E-75

Grado X-95

Grado G-105

Grado S-135

75,000

95,000

105,000

135,000

105,000

125,000

135,000

165,000

100,000

105,000

115,000

145,000

Ver nota al pie1 -

-

-

-

40

40

40

40 Portamechas

7 y mayores

6-7/8 y menores

110,000

100,000

-

-

140,000

135,000

13

13

285

285

-

-

HWDP2 Ver tabla 2.3

- Ver tabla 2.3 - - -

Uniones 120,000 - 140,000 13 285 - Subs - - - - 285 - 1 La elongación mínima en de 2 pulgadas debe ser determinada por la siguiente formula:

e = 625,000 ( A 0.2 / U 0.9) Donde: e = elongación mínima en 2 pulgadas (50.88 mm) en porcentaje redondeado al más cercano 1/2 porciento. A = áreas sección transversal de ensayo tensión espécimen en pulgadas cuadradas, basadas en diámetro exterior especificado, o ancho nominal espécimen, y especificado espesor de pared, redondeando al más cercano 0,01 pulg2, o 0,75 pulg2, cualquiera sea el menor. U = resistencia tensión especificada, psi. 2 HWDP no están cubiertas por las especificaciones API. Estos valores son determinados por los manufacturadores. HWDP no contienen material de propiedades consistentes entre diferentes manufacturadores. 3 Un mínimo de resistencia transversal al impacto de 40 ft-lbs CVN a temperatura ambiente se recomienda para todos los componentes de la sarta. Este requerimiento es especificado por el API para tubos de barras de sondeo solamente.



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Inspección Sección 3 INSPECCIÓN 3.1 Alcance Esta sección recomienda procedimientos estándar para conducir programas específicamente de inspección para los componentes de Sartas de Perforación usadas. Se cubren inspecciones detalladas de barras de sondeo, barras pesadas HWDP, Portamechas, y extremos de conexión de todos los componentes de la sarta. Desarmado e inspección de las partes internas de trabajo del equipamiento tales como tijeras, hole openers (ensanchadores) cubriendo también similares y sus aplicables procedimientos. 3.2 Propósito 3.2.1 Reducir Errores de Inspección: El propósito de esta sección es proveer a operadores, contratistas y compañías de alquiler de herramientas, reducir los errores de inspección. Para cumplir con esto, los usuarios de estas normas (estándar) establecieron reglas que gobiernan el proceso de inspección. Tomando el conjunto de estas reglas se llega al “Programa de Inspección”. El programa de inspección define:

a. Que métodos de inspección serán aplicables a cada componente de la sarta de perforación.

b. Como cada método de inspección debe conducirse en el procedimiento paso-por-paso.

c. Que criterio de aceptación estará en efecto durante la inspección – esto es, la definición de “bueno” y “malo”.

3.2.2 Errores: La parte que está siendo examinada es actualmente buena o mala, dependiente de su condición y criterio de aceptación. El inspector examina la parte y decide si la acepta o descarta. Por consiguiente, existen cuatro posibilidades, dos decisiones correctas y dos errores, como se muestra en la figura 3.1.

a. Tipo I errores (aceptando material malo) incrementa las posibilidades de fallas, pudiendo sumar costos catastróficos de fallas a los costos del pozo.

b. Tipo 2 errores (rechazando material bueno) incrementando los costos de inspección, causando dificultades indebidas a contratistas y compañías de renta de herramientas, llevando costos logísticos al innecesarios reemplazo de equipamiento bueno.

3.2.3 Comunicación: En adición a los errores causados por las inherentes limitaciones de la inspección de herramientas y procedimientos, muchos errores de inspección ocurren porqué el comprador de inspección no sabe o no escribe correctamente sus exactos requerimientos. Dos frases comunes deben evitarse porque sus significados son indefinidos y ambiguos.

El COMPONENTE ES REALMENTE BUENO MALO

AC

EPTA

DO

DECISIÓN CORRECTA

ERROR TIPO 2

E

IR

ECH

AZA

DO

ERROR TIPO 2

DECISIÓN CORRECTA

Figura 3.1 Resultados posibles inspección

a. “Inspección API” es una frase muy utilizada pero ambigua. Los atributos de componentes usados aceptados de la sarta, se encuentran en API RP7G para varios tipos de equipamiento. De todas formas, el estándar es esencialmente mudo, en como estos atributos deben ser evaluados. Por consiguiente, la frase “ Inspección API” no tiene un significado real universal entendible.

b. La Inspección “DS-1™” es igualmente una frase sin sentido cuando se utiliza solamente. Una inspección DS-1™ puede variar desde muy poco (categoría 1) hasta un máximo (categoría 5). Por consiguiente, el término “Inspección DS-1™” para tener un sentido preciso, debe expresar también la categoría. El término “DS-1™, Categoría 3” (por ejemplo) establece exactamente el programa de inspección y procesos de control de calificación que el inspector debe utilizar en cierto equipamiento.

3.3 Como Inspeccionar la Sartas de Perforación Bajo este Estándar 3.3.1 Responsabilidades: El inspector y su cliente ambos tienen roles importantes en el proceso de inspección DS-1™.

a. El cliente es responsable del listado del equipamiento a ser inspeccionado, fijando el programa de inspección y criterio de aceptación, (por ejemplo, DS-1™ Categoría 3, Clase Premium) y comunicar al inspector esta información.

b. El inspector es responsable de examinar cada pieza de acuerdo con la lista del cliente, y en total cumplimiento con los lineamientos enmarcados en este estándar. El inspector, acepta o rechaza cada pieza basándose o no en estos atributos, cumplen con el criterio de aceptación, y comunicando estos resultados al cliente.

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Es obligación del cliente de fijar los criterios de aceptación. Con esta consideración, es el cliente quien debe juzgar si, o no el criterio de aceptación por el especificado cumple con el intencionado propósito. Es responsabilidad del inspector de decidir si cada pieza cumple, o no con el criterio de aceptación manifestado. 3.3.2 Métodos de Inspección Cubiertos: La Tabla 3.1 lista los métodos de inspección cubiertos por este estándar. Sin embargo, nada en esta norma dice de evitar la utilización de métodos que no estén listados en la Tabla 3.1. Un “programa típico de inspección” consiste en la selección de uno o más métodos de la Tabla 3.1, aplicando estos a los componentes de la sarta de perforación, y utilizando los procedimientos de paso-a-paso comenzando en el párrafo 3.4. 3.3.3 Categoría Servicio Perforación: Los programas de inspección de sarta de perforación varían con la severidad de las condiciones de perforación, seguridad, y los riesgos asociados económicos y medioambientales con una posible falla. Más condiciones severas con altos riesgos asociados demandan mayores inspecciones y criterios de aceptación más ajustados. Para operadores que desean adaptar sus programas de inspección para varias condiciones de perforación y riesgos, este estándar establece cinco categorías de servicio:

a. Categoría Servicio 1: Pozos someros, rutinarios en áreas totalmente desarrolladas. Cuando una falla de la sarta ocurre, los costos son tan mínimos que el costo de una inspección extensa no es justificable.

b. Categoría Servicio 2: Condiciones rutinarias de perforación donde las practicas establecidas son realizar inspecciones mínimas si la experiencia en fallas es baja.

c. Categoría Servicio 3: Condiciones de perforación de rango-medio donde un programa estándar de inspecciones está justificado. Si una falla ocurre, el riesgo significante de costo por pesca, o perdida de parte del pozo es mínima.

d. Categoría Servicio 4: Condiciones de perforación más difíciles que la Categoría 3. Costos significantes por pescas o perdida en parte del pozo, son probable que ocurran en el evento de una falla de la sarta de perforación.

e. Categoría Servicio 5: Condiciones severas de perforación. Varios factores combinados para hacer que el costo de una posible falla sea demasiado alto. Precaución, ver párrafo 3.3.10.

Si el operador desea ajustar la inspección al servicio del riesgo, este debe primero definir el significado de las cinco “Categorías de Servicio”dentro de su propia organización, tomando en cuenta sus propias políticas de operación y gerenciamiento de riesgo. Dado que las experiencias de los operadores y políticas de gerenciamiento de riesgos son diferentes con cada operador, la definición especifica para cada categoría es dejada al operador. Dos ejemplos de posibles definiciones de categoría de servicio, son dados mas adelante, pero muchas otras son posibles.

• Ejemplo 1: “Todos los pozos en Distrito A deben ser inspeccionados con la Categoría 3, DS- 1™”.

• Ejemplo 2: “La categoría de servicio debe ser determinada basándose independientemente en la profundidad, peso del lodo, locación del pozo, y concentración de H2S de acuerdo a la tabla siguiente. Debe usar la categoría más alta de servicio para fijar un programa de inspección”

Profundidad

Pozo (ft) Mínima

Categoría de Servicio

Peso Lodo (ppg)

Mínima Categoría

de Servicio < 5000 2 < 9.0 2 5-10000 3 9.1-11.0 3 10-16000 4 11.5-14.5 4 > 16000 5 > 14.5 5

Offshore, aguas costeras o locaciones remotas, utilice el mínimo de Categoría de Servicio 4. Para formaciones con concentraciones de H2S mayores de 0.05 psia, utilice Servicio Categoría 5. 3.3.4 Programas de Inspección Estándar: Este programa también establece “Programas de Inspección Estándar” para cada categoría de servicio como se muestra en Tablas 3.2 hasta 3.4. 3.3.5 Fijando un Programa de Inspección: El usuario determina el programa de inspección de la sarta de perforación para un pozo dado o área utilizando el proceso de tres-pasos.

a. Paso 1—Elija una categoría de servicio. La elección de la categoría de servicio (1 hasta 5) dependerá de las condiciones de perforación y de los lineamientos internos de la compañía en el párrafo 3.3.3 arriba.

b. Paso 2—Especificar el programa de inspección: El usuario deberá especificar ya sea “Programa de Inspección Estándar”para la categoría de servicio elegida arriba, o un programa especial para seleccionar varios métodos de la Tabla 3.1.

c. Paso 3—Especificar el Criterio de Aceptación: El usuario deberá hacerle saber al inspector que criterio de aceptación deberá utilizar para aceptar o desechar el material.

3.3.6 Criterio de Aceptación: El criterio de aceptación será basado en cargas anticipadas, disponibilidad de equipamiento e historial de fallas. Las selecciones consisten en elegir una clase de barra de sondeo, seleccionando luego un rango de BSR para las conexiones del BHA. Tres clases de barras de sondeo son reconocidas en el DS-1™,

a. Barras de Sondeo Clase Premium: El tubo de barra de sondeo y uniones reúnen los requerimientos en la Tabla 3.5, y son aproximadamente un 80% tan fuerte en tensión y torsión como las barras nominales nuevas con uniones clasificadas según el tamaño ‘Estándar”.

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b. Clase Premium, Barra Sondeo TSR Reducido: La Resistencia de Relación Torsional (TSR) es la relación de resistencia torsional del tubo y la unión Las barras de sondeo de Clase Premium y Estándar tiene uniones de diámetros que dan un TSR de alrededor de 0.8, quiere decir que las uniones nuevas y Clase Premium son de alrededor de un 80% tan fuertes en torsión como los tubos en la que éstas están conectadas. La Clase Premium de reducido TSR permite diámetros de uniones que den un 60% de TSR, mientras mantiene todos los otros atributos de la Clase Premium DS-1™. Esta clase es adoptada en DS-1™, reconociendo las practicas largamente mantenidas en la industria de utilizar uniones de menor OD en perforaciones de baja torsión para obtener un espacio mayor anular para posible operaciones de pesca y en ciertas situaciones de perforación de barra/diámetro de pozo. La barras en esta clase tendrán idénticas capacidades de carga como una barra clase premium, excepto para la resistencia torsional. Las Barras de Sondeo Clase Premium, de TSR reducido no es reconocida por el API.

c. Barras de Sondeo Clase 2: El tubo y unión en la barra cumplen con los requerimientos en Tabla 3.5 y es aproximadamente tan resistentes en torsión y tensión como la barra nominal nueva de tamaño de la unión “Estándar”.

d. Rango BSR para Conexiones de Portamechas: El BSR (Relación de Resistencia de Pandeo) rango limite de aceptación de conexión OD y ID de portamecha. El BSR es discutido en la Sección 2, párrafo 2.3.4.

3.3.7 Formulario de Orden de Inspección Sarta Perforación: Un formulario estándar de orden de inspección se provee al final de este documento. Este formulario provee espacio para comunicar todas las instrucciones necesarias a la compañía de inspección. 3.3.8 Procedimientos de Inspección: Este estándar incluye también procedimientos específicos que la compañía de servicio de inspección debe seguir para la inspección de los componentes de la sarta de perforación. Estos procedimientos comienzan en la Sección 3.4. 3.3.9 Costos de Inspección: El costo de un programa de inspección es una consideración importante al seleccionar una categoría de servicio. Por consiguiente, el costo varía con la Categoría de Servicio que usted seleccione. La siguiente Tabla da un costo relativo aproximado de relación que puede ayudarlo a decidir la elección de la Categoría de Servicio. Tenga presente que estas relaciones de costos estimados pueden fluctuar ampliamente con las condiciones del mercado y disponibilidad de equipamiento. Si usted necesita un costo actual estimado, o relaciones de costos más precisos, chequee con las compañías de inspección en su región. El programa básico de inspección es DS-1™ Categoría 3, es el que se aproxima al que muchas compañías utilizaban como una practica

estándar antes del DS-1™, y que es comúnmente llamada por los términos imprecisos inspecciones “API” o “Estándar de Caballete”.

Categoría DS-1™ Relación Aprox. de Costo 1 2 3 4 5

0.25 0.50 1.00 1.30 2.00

3.3.10 Limitaciones de los Lineamientos de este Estándar: El programa de inspección estándar de las Tablas 3.2 hasta 3.4, para la categoría de servicios hasta la Categoría 5 cubren la mayoría de las aplicaciones encontradas en perforación. De todas maneras, se les advierte a los operadores que la selección de materiales especiales, y programas de aseveración de calidad que están mas allá del alcance de este estándar será requerido para pozos muy profundos, pozos de alta temperatura y ácidos. 3.3.11 Preguntas Efectuadas Frecuentemente: Desde que el DS-1™ fue publicado, este ha sido ampliamente aceptado como estándar para la inspección de los componentes de la sarta de perforación. Muchas preguntas son efectuadas comúnmente sobre el uso de este estándar. Estas preguntas son contestadas aquí: P: “Que componentes específicos de la sarta son cubiertos por DS-1™ en los procedimientos de inspección?” R: Esto depende de que edición usted está utilizando, la primera o segunda edición del estándar. La primera edición cubre barras de sondeo, HWDP, Portamechas y conexiones rotary con recalque. La segunda edición (este libro) en adición a los componentes de arriba, cubre tijeras de perforación, vástagos, sustitutos, estabilizadores, ensanchadores, escariadores, escariadores de casing, escariadores a rodillos, válvulas de seguridad, válvulas de vástago, IBOP, MWD, LWD, motores y turbinas. P: “Como Compañía de Inspección, quisiera que mis inspectores sean certificado por T H Hill Associates, Inc., bajo DS-1™. ¿Como puedo efectuar esto? R: Dado que DS-1™ fue introducido en 1992, varias compañías han ofrecido clases de capacitación para inspectores trabajando bajo este estándar. A comienzos de 1998, T H Hill Associates, Inc., ha estado proveyendo certificación DS-1™ individuales de inspectores. Para mayor información, debe contactar la lista individual en el párrafo 1.1.2 de este estándar. P: ¿“Que es el “Registro”DS-1™? ¿Cómo puedo lograr esto? R: Usted puede hacer que su compañía de inspección, o tornería sea “Registrada”por H Hill Associates, Inc., (o alguna otra agencia de registro) bajo DS-™. En este proceso, la agencia de registro revisará primeramente su proceso de aseveración de calidad, su equipamiento y calibres, certificación de procedimientos, y su programa para capacitación de inspector y certificación.

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Si estos cumplen con los documentos pertinentes de ISO, API, y ASNT, la compañía de registros a continuación, auditará su taller para asegurarse que usted cumple con las normativas. Si los resultados de la auditoria son aceptables, la agencia de registro emitirá su “Registro” como un indicador de que usted ha establecido procedimientos internos de control aceptables y fue encontrado en conformidad por una auditoria. En un sentido, esta es igual que la certificación ISO de un establecimiento de manufacturación. Esto no garantiza la calidad de su servicio en toda inspección especifica o trabajo de roscado, pero si muestra que está establecido y ha demostrado ciertos controles internos que son importantes en proveer una buena calidad consistente a sus clientes. Para una información mas detallada e instrucciones para su obtención, ver Sección 4 de este libro. P: “En que difiere una inspección DS-1™ de una inspección API?” R: Desafortunadamente, ninguno de estos dos en esta pregunta tiene un significado preciso, de manera que esta no puede ser contestada. El término “Inspección API”, aunque frecuentemente utilizado por gente de la industria, no tiene un significado preciso explayado en ningún documento API. Dado, que personas diferentes tienen opiniones diferentes de que “Inspecciones API” actualmente involucra. Ni tampoco el término “ Inspección DS-1™” explicativo a menos que este sea acompañado por un número especifico de Categoría (1-5). Ver párrafo 3.2.3 arriba. P: “Son los requerimientos DS-1™ más rígidos que los requerimientos API para la inspección de sartas de perforación?” R: Esta pregunta debe ser contestada en dos partes. Primero, en términos de, atributos de las barras de sondeo requeridos para que un componente sea aceptado bajo el criterio de aceptación Clase Premium o Clase 2, hay muy poca diferencia en estos dos estándares. En realidad, en la mayoría de los criterios de aceptación del DS-1™ fueron tomados directamente del RP7G. De todas maneras, en términos proceso de calidad de control de inspección, el DS-1™ coloca firmes requerimientos en como un inspector debe calibrar y utilizar su equipamiento. El API RP7G en esta escritura no se dirige a estos puntos para nada. Consecuentemente, no es posible una comparación en esta área. P: “Puedo utilizar el DS-1™ para inspeccionar nuevos componentes de sarta de perforación?” R: No, el DS-1™ aplica solamente a equipamientos de sartas usadas. Sus procedimientos están específicamente encastrados para encontrar defectos inducidos por servicio, y no seria efectivo para encontrar defectos típicos de manufacturación. Para la inspección de barras de sondeo nuevas, refiérase a las especificaciones API 5D para el criterio de aceptación, y al API RP5A5 para los procedimientos de inspección. Para calibrar nuevas uniones y conexiones con recalque, ver especificaciones API 7. P: “Como puedo solicitar una inspección bajo el DS-1™?”

R: Usted debe: 1) Especificar las cantidades y descripción del equipamiento a ser inspeccionado, 2) Especificar el “DS-1™” y una “Categoría de Servicio” (1-5), 3) Especificar el criterio de aceptación (por ejemplo “Clase Premium”. P: “Mi compañía de inspección dice que me costará mas hacer una inspección DS-1™ que una inspección API Es este gasto extra justificado?” R: Esta es la pregunta que frecuentemente surge. Esta es contestada mejor en el contexto de las Categorías de Servicio DS-1™. Cuando el comité de patrocinadores estableció la primera categoría DS-1™, la industria estaba utilizando un programa informalmente definido que muchas (pero no todas) compañías de inspecciones llamada “Inspección Estándar Caballetes”. Esta “Inspección Estándar Caballetes” ( o su tosco equivalente, dado que su significado varia por compañía y locación) fue adoptado por el comité de patrocinadores como DS-1™ Categoría 3. Para darles a los compradores de inspección alguna flexibilidad mientras mantenían un estricto control sobre los procedimientos de inspección, este comité también estableció las Categorías 1 y 2 (con menores inspecciones que la Categoría 3), y Categorías 4-5 (con mas inspecciones). Si suponemos que por la “inspección API” lo comentado arriba realmente significa porque fue ligeramente llamada una “Inspección Estándar Caballete”, entonces el costo de esa inspección deberá cercanamente ser idéntica al DS-1™ Categoría 3. Esta es significadamente más barata, entonces la compañía de inspección es muy probable que omita algunos de los pasos de control requeridos en DS-1™. Ajustándose a los requerimientos de control del DS-1™ seria casi certeramente justificado. En términos más significativos, la comparación puede ser expresada como “Inspección Estándar Caballete” v. Inspecciones DS-1™ Categoría 3. “A menos que la compañía este omitiendo algunos pasos requeridos por DS-1™, el costo debe ser el mismo. Por supuesto, si la comparación fuese hecha con un programa de inspección DS-1™ Categoría 4 o 5 , este ultimo costará mas. Recíprocamente, un DS-1 Categoría programa 1 o 2 costará menos. Para mas sobre costos relativos de inspección, ver párrafo 3.3.9 P: “Mi compañía se ha estandarizado en el DS-1™ programa de inspección 5 para todos los componentes, pero los costos de inspección han aumentado. Estamos haciendo las cosas correctamente?” R: Probablemente no. El costo de una inspección categoría 5 es aproximadamente dos veces lo que un programa normal representa para la Categoría 3. Categoría 5 y es efectuada para los componentes de la sarta de perforación que debe ser utilizada en condiciones de extrema adversidad, donde el potencial costo de una falla es muy elevado.

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A menos que sus condiciones de perforación y la política de gerenciamiento de riesgos dictan suma preocupación, la Categoría 5 puede no ser justificada. P: “Quisiera calificar mi sarta de perforación. Que porcentaje de la sarta debería inspeccionar para estar seguro que todo es aceptable?” R: No debe inspeccionar su sarta de perforación por el chequeo de una muestra. Al menos que la muestra elegida sea verdaderamente representativa de la totalidad de sus componentes, a no ser que tenga un régimen cero de rechazo en su muestra, no puede estar totalmente seguro que cada uno de los componentes en la porción sin chequear es aceptable. En resumidas cuenta, si necesita efectuar una inspección esta debe efectuarse en todas las barras del lote. Si necesita reducir los costos de inspección en situaciones de bajo-riesgo, podría considerar bajar a una categoría menor de servicio. P: “Bajo que condiciones podrían las muestras ser consideradas buena practica?” R: Las muestras al azar son útiles si se desea tener una idea general sobre las condiciones de un lote, sin calificar cada pieza individualmente. Por ejemplo, si su preocupación es concerniente solamente a la condición general de una sarta, podría utilizar chequeos al azar para decidir si procede con la inspección total de la sarta o pensar en una sarta totalmente diferente.



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Inspección 3.4 Inspección Visual Tubular 3.4.1 Alcance: Estos procedimientos cubren el examen visual de las superficies internas y externas de los tubos de barras de sondeo para determinar las condiciones generales. 3.4.2 Aparatos de Inspección: Marcador de pintura, manómetro de profundidad de abertura, calibrador de espesores ultrasónico, y una luz capaz de iluminar la total superficie interna de la barra como sea requerido. 3.4.3 Preparación:

a. Todos los tubulares deben ser numerados secuencialmente

b. Las superficies de los tubos deben estar limpias, de manera que la superficie de metal sea visible y que no haya partícula de metal mayores de 1/8” en toda dimensión que pueda ser sacada con la uña de las manos.

3.4.4 Procedimientos y Criterio de Aceptación:

a. La superficie externa debe examinarse de recalque-a-recalque. Las imperfecciones en la superficie que penetran la superficie normal de la barra deben medirse y la profundidad de la imperfección substraída del promedio adyacente del espesor de la pared para determinar el resto del espesor de la pared adyacente bajo la imperfección. Imperfecciones en superficies que causan, que el resto del espesor de la pared bajo la imperfección sea menor que el criterio de aceptación listado en la Tabla 3.5 será causa para su descarte. El promedio adyacente del espesor de la pared se determinará promediando las lecturas de espesor desde los dos lados opuestos a la imperfección. El metal que sobresalga sobre la superficie normal debe sacarse para facilitar la medición de profundidad de penetración.

b. Las barras, con excesivos sobresalientes de metal en el área de asentamiento de las cuñas deben dejarse de lado sin continuar mas allá con la inspección, quedando a discreción de la compañía de inspección y cliente.

c. Los tubulares para utilizarse en snubbing no deben tener metal sobresaliendo por sobre su superficie normal. Este metal sobresalido debe sacarse si es permitido por el cliente y dueño del tubular.

d. La superficie iluminada del interior ID, debe ser examinada visualmente desde cada extremo. El pitting (puntos de corrosión) no debe exceder 1/8” de profundidad como sea medido o visualmente estimado para la Clase Premium, o para la Clase 2 no deberá exceder de 3/16”.

e. La superficie interior de las barras cubiertas (capa interior protegida ej; plástico), debe inspeccionarse por signos de deterioro de la capa de protección interior. Si esta condición existe, debe informarse al cliente.

f. El tubo no debe estar torcido visiblemente.

3.5 Inspección Calibración OD Tubo

3.5.1 Alcance: Este procedimiento cubre la calibración mecánica de la longitud total del tubular para variaciones en el diámetro exterior. 3.5.2 Aparatos de Inspección:

a. Calibres de lectura directa de exteriores o de-paso-a través (anillo) pueden utilizarse para la localización de áreas de reducción del diámetro exterior OD. Los calibres deben tener la capacidad de identificar los diámetros menores exteriores permisibles.

b. Todo dispositivo, dial, electrónico o vernier utilizado para fijar o calibrar diámetros, a su vez éste también debe ser calibrado dentro de los seis meses pasados a estándares identificables del Instituto Nacional de Estándares y Tecnológico (NIST), o equivalente cuerpo. Una calcomanía o tarjeta debe fijarse al dispositivo de calibración para mostrar las evidencias de su calibración.

c. Los estándares fijados de ajustes utilizados deben ser verificados a ±0.002 de exactitud utilizando uno de los dispositivos antedicho.

3.5.3 Preparación:

a. Todos los tubulares deben ser numerados secuencialmente b. Toda la superficie exterior OD debe estar libre de escamas o

revestimiento excesivo, que exceda de 0.010” de espesor. 3.5.4 Calibración:

a. La calibración del calibre de OD (diámetro exterior) deberá verificarse con los valores máximos y mínimos dados en la Tabla 3.6

b. La calibración del Calibre debe verificarse: • Al inicio de cada inspección • Después de cada 25 largos • Cuando la variación del OD exceda los limites de

aceptación. • Cuando se sospecha que el calibre ha sido dañado. • A la finalización de la inspección.

c. Si son requeridos ajustes al calibre de OD, todas las longitudes medidas desde la ultima calibración valida deben ser nuevamente chequeadas.

3.5.5 Procedimientos y criterio de Aceptación:

a. El cuerpo del tubo debe ser calibrado mecánicamente desde recalque-a-recalque por medio de arrastrar (correr) el calibre a lo largo de la longitud total del tubo mientras se rota el tubo sujetando al calibre perpendicularmente al tubo. El tubular debe girarse como mínimo a una vuelta por cada 5 pies de longitud inspeccionada.

b. Tubular con una reducción o incremento del OD excediendo los valores en Tabla 3.6 debe ser rechazado.



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Inspección 3.6 Inspección Ultrasónica de Pared

3.6.1 Alcance: Estos procedimientos cubren las mediciones electromagnéticas del acero de la pared del tubo cercana al centro del tubo y obviamente en los puntos de desgaste. 3.6.2 Aparatos de inspección y Calibración:

a. El instrumento electrónico debe ser del tipo pulso-eco de exhibición análoga o digital.

b. El transductor debe tener elementos separados de transmisión y recepción. Todo transductor gastado en un grado en que la luz es visible bajo su cara, cuando se ubica sobre el estándar de referencia sin couplant, debe llenarse, o reemplazarse.

c. Calibración de Linealidad. El instrumento debe ser calibrado por linealidad en concordancia con Practicas Estándar ASTM E-317 por lo menos cada seis meses. La calibración deberá indicarse con una calcomanía o tarjeta puesta en la unidad, mostrando la fecha de calibración, fecha de expiración, firma, nombre de la compañía, y de la persona que efectuó la calibración.

d. El mismo tipo de couplant debe usarse para ambas calibraciones y calibrado.

e. El campo de referencia estándar debe ser de acero y tener al menos dos espesores que cumplan con los siguientes requerimientos:

• Sección Gruesa = Pared nominal, +0.050, -0 pulgadas.

• Sección Fina = 70% de pared nominal, +0, -0.050 pulgadas.

f. El campo de estándar de referencia debe verificarse que esté dentro ±0.002 pulgadas del espesor declarado por un micrómetro, o vernier, o un calibre dial. El dispositivo verificador debe a sí mismo ser calibrado dentro de los seis meses pasados, a estándares identificables por el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (NIST), o cuerpo equivalente. Una calcomanía o tarjeta debe estar adherida al dispositivo verificador mostrando la evidencia de calibración.

g. Después de los ajustes de calibración de campo, el calibre debe medir ambos espesores del estándar con ± 0.001 pulgadas exactitud.

h. Las calibraciones deben ser verificadas en la siguiente frecuencia:

• Al comienzo de cada inspección • Después de cada 25 largos. • Cuando una medición indica una pieza rechazada. • Cada vez que el instrumento es encendido. • Cuando se sospecha que el instrumento ha sido

dañado.

• Cuando la sonda, cable, operador, o el peso del tubular ha cambiado.

• Luego de la finalización de cada trabajo de inspección. i. Si la calibración previa de exactitud de campo no

puede ser verificada, todas las áreas testeadas desde la ultima calibración valida, deberán ser re-calibradas después de corregir la calibración.

3.6.3 Preparación:

a. Todos los tubulares deben ser enumerados secuencialmente.

b. La superficie externa del tubular donde se tomaran las lecturas, debe estar completamente limpia.

3.6.4 Procedimiento:

a. La línea de separación entre los elementos de transmisión y recepción, sobre los dos-elementos transductores deben mantenerse perpendiculares al eje longitudinal del tubular.

b. Después de la aplicación del couplant, la medición de espesores debe tomarse alrededor de la circunferencia del tubo a incrementos máximo de 1”

c. Las lecturas deberán tomarse dentro del pie (1) del centro de cada tubo. Lecturas adicionales pueden tomarse de la misma forma en cualquier otra área seleccionada por el inspector, o representante de cliente.

d. El inspector debe escanear la superficie dentro del radio de una pulgada de la lectura más baja para confirmar o modificar ese valor.

3.6.5 Criterio de Aceptación: El tubular que no cumpla con los requerimientos en la tabla 3.6 debe ser rechazado. 3.7 Inspección Electromagnética 1

3.7.1 Alcance: Este procedimiento cubre el escaneo de recalque-a-recalque de los tubos de acero por fallas transversales utilizando equipamiento de detección de perdida de flujo. (Procedimiento 3.8 cubre unidades de inspección electromagnética que incorporan también un sistema de medición de rayo gamma de espesor de pared) 3.7.2 Aparatos de Inspección:

a. La unidad EMI debe estar equipada con una bobina DC y debe designarse para permitir campos longitudinales activos de inspección de la superficie del tubo del recalque-a-recalque.



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Inspección b. El estándar de referencia debe ser un agujero perforado a

través de la pared perforado en una longitud de barra del mismo diámetro nominal de las barras que van a ser inspeccionadas. El tamaño del agujero (orificio) debe ser de 1/ 16”, ±1/64”en diámetro. El estándar puede tener un agujero para cada detector, con los orificios arreglados en un patrón espiralado.

c. Una alternativa de referencia estándar para las unidades de detección del flujo transversal es una pieza de barra del mismo diámetro nominal que las barras a ser inspeccionada, teniendo una muesca transversal en el OD diámetro exterior cubriendo los siguientes requerimientos:

• Profundidad = 5% de la pared nominal del tubo, ±0.012 plg, con una profundidad mínima de 0.012”

• Ancho = 0.040” plg. Máximo. • Largo = 1 plg, +0, -0.05” plg.

3.7.3 Preparación:

a. Todos los tubulares deben ser numerados secuencialmente. b. Todas las superficies de recalque-a-recalque deben estar

limpias a un grado tal que la superficie de metal sea visible y que la superficie del tubular no esté pegajosa al tacto. Pinturas y revestimientos de laca incolora menores de 0.010” plg de espesor son aceptables. Toda condición que interfiera con el desplazamiento del detector sobre el tubular debe corregirse.

3.7.4 Estandarización:

a. El equipamiento debe ajustarse para producir una referencia de amplitud común (mínimo 10 mm) desde cada detector donde quiera que el orificio perforado o muesca sea escaneada. La señal mínima de relación ruido debe ser de 3 a 1.

b. Después de los ajustes de estandarización, el referente estándar debe ser escaneado dinámicamente cuatro veces a la velocidad a ser utilizada en la inspección, sin cambios en ningún ajuste. Si el estándar contiene múltiples agujeros referentes o muecas, estos deberán ponerse en índice (lista) de manera que los orificios o muesca sean escaneados por cada detector en cada escaneo repetido, la respuesta de la unidad deberá ser como es manifestado abajo

• Orificio Estándar Perforado – Cada canal de señal debe producir indicaciones de por lo menos un 80%, referente a la amplitud establecida en 3.7.4 a, con un mínimo de relación de ruido de señal de 3 a 1.

• Muescas Estándar – La muesca debe estar posicionadas a las 12, 3, 6 y 9 en punto, y escaneadas a estándar en cada posición. La respuesta del detector en cada posición debe ser como mínimo de un 80% del nivel referente establecido en 3.7.4 a, con un mínimo de relación de ruido de señal de 3 a 1.

c. Los detectores deben estar dimensionados para el tubo que está siendo inspeccionado y moverse (desplazarse) a través

de la superficie del largo total del tubo sin separaciones visibles (luz)

d. La unidad deberá estar estandarizada o re-estandarizada. • Al inicio de cada inspección. • Después de cada 50 largos • Cada vez que la unidad sea encendida. • Cuando cualquier cambio electrónico, mecánico, o se

efectúen re-ajustamientos de fijados por estandarización. • Cuando la validad de la ultima estandarización sea

cuestionada. • A la finalización de cada inspección.

e. Si la estandarización es perdida entre uno de los intervalos mencionados arriba, todas las corridas de tubos desde la ultima valida estandarización deben reinspeccionarse después de haber corregido la estandarización.

f. Las corridas de estandarización deben aparecer en su adecuada secuencia en el registro de producción.

3.7.5 Procedimientos de Inspección:

a. Cada largo debe ser escaneado de recalque-a-recalque. b. La siguiente información debe registrarse en la carta de

cada pieza inspeccionada: • Número de pieza • Extremo en que se comenzó la inspección (macho o

hembra) • Marcado de indicaciones que deben ser evaluadas.

c. La velocidad debe ser la misma que para las corridas de producción de estandarización, y deben documentarse en el reporte de inspección. En las unidades buggy tipo EMI la cabeza de inspección debe ser propulsada dentro y cercano a la unión, con los detectores primero, luego dar vuelta a la cabeza y propulsarla a través de la longitud total hasta la unión opuesta.

d. Al comienzo de la inspección, cada indicación excediendo el 50% del nivel referente de estandarización deberá marcarse hasta que un mínimo de 10 áreas sean marcadas.

e. Cada área marcada será probada visualmente, utilizando mediciones mecánicas, partículas magnéticas, ultrasonido u otra técnica como sea requerida para identificar si es posible, el tipo de imperfección, su profundidad, orientación y proximidad a la superficie OD. (La re-estandarización deberá efectuarse sobre los resultados de la prueba, si el inspector o el representante del cliente juzgan que estos son recomendados) Tres niveles umbrales de inicio deben establecerse y cual es la amplitud de señal que garantiza la evaluación de todas las futuras indicaciones en el tubular. El nivel umbral (limite) no debe exceder del 80% del nivel referente establecido en el párrafo 3.7.4 a. El operador debe observar los cambios en la señal de respuesta o condición del tubo el cual podría garantizar los ajustes umbrales y/o re-estandarización. El nivel umbral (limite) debe constar en los registros de inspección.



118

Inspección f. Áreas produciendo una indicación mayor que los

umbrales de nivel, deben ser probadas. 3.7.6 Criterio de Aceptación:

a. Tubos con imperfecciones excediendo los limites especificados de las tablas 3.5 y 3.6 deben ser rechazados

b. En el área donde exceda una indicación del nivel de referencia pero no se encuentran imperfecciones deberá re-escanearse. La repetitividad de indicación será causa de rechazo.

3.8 Inspección Electromagnética 2 3.8.1 Alcance: Este procedimiento cubre el escaneo de los tubos de acero de las barras por fallas transversales utilizando equipamiento de detección de perdida de flujo, y determinación del espesor de la pared del tubo utilizando equipamiento de radiación de rayos gamma. 3.8.2 Aparatos de Inspección: Las unidades de perdida de flujo utilizados para la detección de fallas transversales, es una bobina DC. La unidad debe estar designada para permitir un campo de inspección longitudinal activo de la superficie del tubo de recalque-a-recalque. 3.8.3 Preparación: Todas las superficies de recalque-a-recalque deben estar limpias a un grado tal que la superficie de metal sea visible y que la superficie del tubular no esté pegajosa al tacto. Pinturas y revestimientos de laca incolora menores a un espesor 0.010” pulg son aceptables. Toda condición que interfiera con el desplazamiento del detector sobre el tubular debe ser corregido. 3.8.4 Referente Estándar Perdida de Flujo:

a. El estándar de referencia debe ser un agujero perforado a través de la pared perforado en una longitud de barra del mismo diámetro nominal de las barras que van a ser inspeccionadas. El tamaño del agujero (orificio) debe ser de 1/ 16”, ±1/64”en diámetro. El estándar puede tener un agujero para cada detector, con los orificios arreglados en un patrón espiralado.

b. Una alternativa de referencia estándar para las unidades de detección del flujo transversal es una pieza de barra del mismo diámetro nominal que las barras que van a ser inspeccionada, teniendo una muesca transversal en el OD diámetro exterior cubriendo los siguientes requerimientos: • Profundidad = 5% de la pared nominal del tubo,

±0.012 plg, con una profundidad mínima de 0.012”

• Ancho = 0.040” plg. máximo. • Largo = 1 plg, +0, -0.05” plg.

3.8.5 Rayos Gamma Referente Estándar Espesor Pared: El estándar de espesor de parad rayos gamma debe efectuarse sobre acero y tener al menos dos espesores conocidos. Los dos espesores del estándar podrán diferir por mas de un 7% del espesor nominal de la pared del tubo a ser inspeccionado. El estándar de espesores deberá verificarse con un calibre ultrasónico de espesores o micrómetro que haya sido éste a su vez calibrado sobre el rango de interés de estándares identificables por el Instituto Nacional de Estándares y Tecnológicos (NIST), o equivalente cuerpo. 3.8.6 Estandarización Equipamiento de Perdida de Flujo:

a. El equipamiento debe ajustarse para producir una referencia de amplitud común (mínimo 10 mm) desde cada detector donde quiera que el orificio perforado o muesca sea escaneada. La señal mínima de relación ruido debe ser de 3 a 1.

b. Después de los ajustes de estandarización, el referente estándar debe ser escaneado dinámicamente cuatro veces a la velocidad a ser utilizada para la inspección, sin cambios en ningún ajuste. Si el estándar contiene múltiples orificios referentes o muecas, estos deberán ponerse en índice (lista)de manera que los orificios o muesca sean escaneados por cada detector en cada escaneo repetido. • Orificio Estándar Perforado – Cada canal de

señal debe producir indicaciones de al menos un 80% de referente amplitud establecida en 3.8.6 a; con un mínimo de relación, de ruido de señal de 3 a 1.

• Muescas Estándar – La muesca debe estar posicionadas a las 12, 3, 6 y 9 en punto, y escaneadas a estándar en cada posición. La respuesta del detector en cada posición debe ser por lo menos un 80% del nivel referente establecido en 3.8.6 a; con un mínimo de relación, de ruido de señal de 3 a 1.

c. Los detectores deben dimensionarse para el tubo que está siendo inspeccionado y moverse (desplazarse) a través de la superficie del largo total del tubo sin separaciones visibles (luz)

d. La unidad deberá ser re-estandarizada de acuerdo a los procedimientos en 3.8.6

• Al inicio de cada inspección. • Después de cada 50 largos • Cada vez que la unidad sea encendida. • Cuando cualquier cambio electrónico,

mecánico, o se efectúen re-ajustamientos de fijados por estandarización.

• Cuando la validad de la ultima estandarización sea cuestionada.

• Después de cada cambio de turno. • A la terminación de cada inspección.



119

Inspección e. Si la previa estandarización de exactitud no puede ser

verificada, todos los tubulares corridos deben ser re-inspeccionados después de haber corregido la estandarización.

3.8.7 Calibración del Equipamiento de Rayos Gamma:

a. La unidad de rayos gamma debe ser calibrada utilizando un referente estándar que reúna los requerimientos del párrafo 3.8.5.

b. Después de la calibración, la unidad de rayos gamma debe tener un punto de referencia representando el mínimo aceptable de espesor de pared. Las variaciones por sobre y debajo de este punto deben ser proporcionales a una escala conocida de variaciones de pared.

c. La calibración de la unidad de rayos gamma debe verificarse a la misma frecuencia como la unidad de estandarización de perdida de flujo. Si cualquier punto de referencia ha cambiado mas que el equivalente de ± 4% del espesor nominal de pared del tubular, todos los largos corridos desde la ultima calibración verificada deben ser re-inspeccionados después de corregir la calibración.

3.8.8 Procedimientos de Inspección:

a. La siguiente información debe registrarse en la carta de cada pieza inspeccionada.

• Cantidad de Largos • Extremo por donde se inició el escaneo (macho o

hembra). • Marcando las indicaciones que deban ser evaluadas.

b. Cada largo debe ser escaneado de recalque-a-recalque. El régimen de escaneo debe ser el mismo que para producción y calibración-estandarización debiéndose documentar en el reporte de inspección.

c. Al inicio de la inspección cada indicación del equipamiento de perdida de flujo que exceda del 50% del nivel de referencia debe marcarse hasta que un mínimo de 10 indicaciones sea marcado.

d. Cada área marcada debe ser probada utilizando mediciones mecánicas, visuales, partículas magnéticas, ultrasonido, u otras técnicas como sean requeridas para identificar, si es posibles, el tipo de imperfección, su profundidad, orientación y proximidad a la superficie exterior OD. (La re-calibración / estandarización debe efectuarse basándose sobre los resultados demostrados de la prueba si el, inspector o representante del cliente juzga que esto es aconsejable). Debe establecerse un tope máximo que sea la amplitud de señal que pueda garantizar la evaluación de todas las indicaciones futuras sobre el tubular. El nivel máximo tope para la unidad de perdida de flujo no debe ser mayor de un 80% del nivel referente establecido en el párrafo 3.8.6a. El nivel máximo de tope para la unidad de rayos gamma debe ser el nivel de señal representando un 85% del nuevo espesor nominal de la

pared. El operador debe tomar nota de cualquier cambio en la respuesta de señal o condición que pudiera garantizar ajustes y/o recalibración /estandarización. Los niveles topes deben ser registrados en la hoja tally (hoja de medición / control) y registro de inspección.

e. En las piezas remanentes, es requerida una comprobación cuando una indicación sea mayor que el tope (umbral) fijado para el equipamiento de perdida de flujo, o es menor que el tope fijado para el equipamiento de rayos gamma.

3.8.9 Criterio de Aceptación:

a. Los tubulares con imperfecciones o espesores de pared que no reúnen el criterio especificado en las tablas 3.5 y 3.6 serán rechazados.

b. Áreas en las cuales las indicaciones de perdida de flujo exceda los topes pero no se encuentran imperfecciones deberán re-escanearse. Repetitividad tales como una indicación será causa de rechazo.

3.9 Inspección MPI Recalque/ Cuña 3.9.1 Alcance: Este procedimiento cubre la inspección de la superficie externa del recalque y cuña de las barras de sondeo usadas por fallas transversales y tridimensionales, utilizando ya sea, la técnica de partículas magnéticas seca con un campo activo AC, o la técnica de partículas húmedas fluorescentes magnéticas. Las áreas inspeccionadas incluyen las primeras 36”pulgadas desde él recalque de la unión macho y las primeras 48”pulgadas desde él recalque de la unión hembra. Si este método es aplicado a las HWDP, el área incluirá también las primeras 36”pulgadas del tubo en ambos lado del recalque central. 3.9.2 Aparatos de Inspección:

a. Para inspecciones con polvo seco: La superficie del tubular debe estar magnetizada con una horquilla AC, o una bobina AC.

b. Para las inspecciones fluorescentes húmedas: • Bobina DC, horquilla AC o bobina AC puede

ser utilizada para magnetizar la superficie del tubular.

• Medios base petróleo que exhiban fluorescencia natural bajo luz negra no deben utilizarse. Gasoil y gasolina no son aceptables.

• Medios base acuífera son aceptables si estos humedecen la superficie sin espacios vacíos. Si ocurre un incompleto humedecimiento, podría ser necesario una limpieza adicional, un nuevo baño de partículas o la adición de agentes humectantes.



120

Inspección • Otro equipamiento. Es requerido un

intensificador de luz negra, un tubo centrífugo ASTM y soporte, una luz negra a vapor de mercurio de capacidad de por lo menos 100 watts. El intensificador de luz negra debe tener una etiqueta o calcomanía adherida mostrando la calibración de los últimos seis meses. La etiqueta o calcomanía con la fecha de calibración, fecha actualización de la siguiente calibración, como así mismo, la compañía y nombre de la persona que realizó la calibración. Es requerido también un indicador de campo magnético de partículas.

(Nota: Si una horquilla AC se utiliza para ambos procesos, la capacidad de la horquilla para levantar diez libras de peso debe haber sido demostrado en los últimos seis meses. Para horquillas de polos ajustables, el test debe haberse realizado con el máximo de espaciamiento de polos. Una etiqueta o calcomanía debe adherirse a la horquilla verificando la fecha del test, mostrando también la fecha del próximo test como así también la compañía y el operario que realizo el test) 3.9.3 Preparación:

a. Todos los tubulares deben ser numerados secuencialmente.

b. Todas las superficies deben estar limpias a un grado tal que las superficies de metal sean visibles. Para la inspección con polvo seco, la superficie deberá estar seca también al toque.


a. La superficie externa definida en el párrafo 3.9.1 debe ser inspeccionada utilizando un campo longitudinal. El campo debe estar continuamente activado durante la aplicación de las partículas.

b. El indicador del campo magnético de partículas (MPFT) debe utilizarse para verificar la apropiada magnitud del campo y orientación.

c. Para inspección fluorescente húmeda. • La intensidad de la luz ultravioleta deberá

medirse en la superficie de inspección y debe ser por lo menos de 1000 microwatts/cm2.

• La concentración de polvo de hierro de las partículas en solución debe ser entre 0.2 – 0.4 % por volumen.

d. Las áreas con indicaciones cuestionables deben limpiarse nuevamente y re-inspeccionadas.

e. Toda fisura es causa de rechazo, excepto aquellas grietas capilares en el hardfacing son aceptables mientras estas no se extiendan dentro de la base del metal. No se permite molar para quitar grietas.

f. Otras inspecciones que no excedan los limites especificados dados en las tablas 3.5 y 3.6 para barras de sondeo y 3.9 para HWDP.

3.10 Inspección Ultrasónica (UT) Área Cuña /Recalque 3.10.1 Alcance: Este procedimiento cubre la examinación de áreas de cuña y recalque por onda de corte ultravioleta de las barras de sondeo y HWDP. Este método es usado para la detección de fallas tridimensionales y transversales en el interior y exterior de la superficie del tubo. El área a inspeccionar cubre desde la conicidad de la unión hasta 36”pulgadas desde él recalque del macho y, a 48”pulgadas de la unión hembra. Si este método es aplicado a las barras HWDP, estas áreas incluyen también las primeras 36”pulgadas del tubo en ambos lados del recalque central. 3.10.2 Aparato de Inspección:

a. El instrumento ultrasónico para escaneo y comprobación debe ser del tipo pulso-eco con presentación A-escan y control de ganancia de incrementos no mayores de 2db. Las unidades deben tener ambas alarmas audible y visible.

b. Calibración de Linealidad. El instrumento debe ser calibrado por linealidad de acuerdo con ASTM E-317 por lo menos una vez cada seis meses. La calibración debe estar indicada por una calcomanía o etiqueta adherida a la unidad, mostrando la fecha de calibración, fecha expiración próxima calibración, compañía y nombre del operario que realizo la calibración.

c. El campo referente de estándar para la estandarización de campo debe contener muescas internas y externas transversales en cumplimiento con los siguientes requerimientos:

• Profundidad = 5% de la pared nominal del tubo, ±0.012 plg, con una profundidad mínima de 0.012”

• Ancho = 0.040” plg, máximo. • Largo = ½” plg, máximo

d. El referente campo estándar debe ser de acero y tener el mismo espesor de pared especificado y diámetro exterior o radio de curvatura de acuerdo a la barra a ser inspeccionada.

e. El mismo tipo de coupland debe utilizarse en ambas estandarizaciones e inspecciones.

3.10.3 Preparación:

a. Todos los tubulares deben ser secuencialmente numerados.

b. Las superficies identificadas en el párrafo 3.10.1 deben estar limpias a un grado tal que el metal sea visible y las superficies no sean pegajosas al toque.



121

Inspección c. Todo material que se eleve impidiendo el viaje del

transductor en el área a ser inspeccionada debe ser a nivel con la superficie de la barra o ésta será rechazada.

3.10.4 Estandarización de Campo:

a. La respuesta de las muescas internas debe fijarse a no menos del 80% del total de la altura de la pantalla (FSH) con una señal en relación de ruido por lo menos 3 a 1 para cada transductor. La respuesta de la muesca del OD no debe ser menor del 60% FSH con una señal a relación de ruido de 3 a 1, para cada transductor. El control de rechazo y de amplitud de distancia electrónica (DAC) debe estar apagado para estandarización e inspección.

b. La unidad de campo debe estar estandarizada: • Al inicio de cada inspección. • Después de cada 50 largos • Cada vez que la unidad sea encendida. • Ante cualquier cambio electrónico, mecánico, o

se efectúen re-ajustamientos de fijados por estandarización.

• Cuando la validad de la ultima estandarización sea cuestionada.

• A la finalización de cada inspección. c. Todos los extremos inspeccionados desde su última

estandarización valida de campo, deben ser re-inspeccionadas cuando sean necesarios mas de 2 db para obtener respuesta desde las muescas del referente estándar al nivel de referencia.

d. La posición de inicio para la escaneada deberá marcarse en la superficie de las barras.

e. Para comprobar, una curva de corrección de amplitud de distancia (DAC) debe establecerse entre la distancia de respuesta de la muesca de un referente estándar del OD y ID.

3.10.5 Procedimiento:

a. Después de la preparación de superficie y estandarización, un flujo de couplant debe establecerse y la cabeza de inspección ubicada en la barra a 36 pulgadas desde el recalque del macho o a 48 pulgadas del recalque de la hembra. Para una sonda single manual de escaneo, la superficie debe estar humedecida continuamente o utilizando un couplant viscoso que mantendrá el sonido acoplado al tubular.

b. La cabeza o sonda debe escanear hacia el extremo de la barra. El escaneo debe proceder sobre él recalque y sobre la conicidad de la unión hasta que él acople se pierda. La ganancia del instrumento puede incrementarse para el escaneo.

c. Los procedimientos de escaneo deben repetirse hasta que un 100% de la superficie requerida haya sido inspeccionada.

d. Toda indicación que sea mayor de un 30% FSH con la ganancia fijada en el nivel de referencia debe marcarse para la comprobación.

e. Todas las indicaciones marcadas durante la operación de escaneo deben comprobarse con una unidad estandarizada como se describe en el párrafo 3.10.4 a.

f. El nivel de referencia de ganancia debe ser utilizado para la comprobación de las indicaciones.

g. Inspección de partículas magnéticas y visor de orificio podría también usarse para la comprobación de indicaciones.

3.10.6 Criterio de Aceptación:

a. Una indicación inaccesible (una ubicada donde la medición mecánica no puede efectuarse) con una amplitud de señal que exceda la curva DAC (con la ganancia fijada en el nivel referente) será causa de rechazo.

b. Una fisura será causa de rechazo, sin importar la señal de amplitud que produzca.

c. Otras imperfecciones no excediendo los limites especificados en las tablas 3.5.y 3.6 para barras de sondeo, y la tabla 3.9 para HWDP.

3.11 Inspección Visual Conexión

3.11.1 Alcance: Este procedimiento cubre examen visual de las conexiones de perforación con recalque para determinar el grado de la barra; para evaluar la condición del sello, rosca, hardfacing y conicidad; y observar por evidencias de acampanado de hembra y elongación del macho. En los Portamechas y otros componentes del conjunto de fondo (BHA), la examinación visual de las características de alivio de tensión de la conexión serán también cubiertas. 3.11.2 Aparatos de Inspección: Una regla de metal de 12 pulgadas graduada en incrementos de 1/64, una regla de metal dura, un rectificador de espejo, calibre de OD, calibre dial, patrón de ajuste estándar disponible. 3.11.3 Preparación:


b. Las conexiones deben estar limpias, de manera que escaras, lodo, o lubricantes puedan limpiarse de las roscas o superficies del recalque con un trapo limpio.



122

Inspección 3.11.4 Procedimientos y Criterio de Aceptación:

a. Esténcil Grado/Peso. El grado y peso deberán marcarse con esténcil en cualquiera hendidura en el macho, o en el cuello del macho de acuerdo con la figura 3.2. Si es marcado en ambas locaciones, el marcado en el cuello del macho debe coincidir con aquellos de la hendidura. Si no hay ninguna marca la unión debe ser rechazada.

b. Superficies de Sello: Las superficies de sello deben estar sin grumos de metal, o depósitos de corrosión detectados visualmente, o por haber raspado, o descascarado la capa de metal con la uña de la superficie. Todo pitting de corrosión o interrupciones de la superficie de sello que se estime exceda 1/32”en profundidad o que ocupe mas del 20% del ancho del sello en cualquier lugar dado es rechazado. No es permitido limar en el espejo del recalque.

c. Refacing (Rectificación Espejo): Si es necesario el refrenteo, solamente el material necesario para corregir el daño debe sacarse. Los limites del rectificado son 1/32”en profundidad en todo quite y 1/16”acumulativas, si se ha rectificado mas allá del máximo, la conexión debe ser rechazada.

d. Ancho Conicidad: Un ángulo de 40-50º de conicidad del OD, y al menos 1/32”del ancho debe estar presente en la totalidad de la circunferencia de ambos macho y hembra.

e. Superficie de Rosca: Las superficies de las roscas deben estar libres de picaduras u otras imperfecciones que aparenten exceder 1/16”en profundidad o 1/8”en diámetro, que penetre debajo de la raíz de la rosca, o que ocupe mas 1-1/2” de longitud a lo largo del espiral de la rosca. Protuberancias pueden quitarse con lima de mano o con una “pulidora-disco” (no-metálico). El perfil de la rosca debe chequearse de acuerdo al párrafo 3.11.4 f, abajo, después de cepillar o redondeo de las roscas.

f. Perfil Rosca Macho: El calibre de perfil debe engranar con la carga de rosca y flancos de enchufe de manera que la luz no sea visible en ninguno de los flancos o raíz de la rosca. Espacios visibles estimados de no ser mayores de 1/16” en no más de dos crestas de rosca son permisibles. Flancos uniformes de desgaste estimados de ser menores de 0.010 pulgadas son permisibles. De todas formas, todo vacío (luz) visible en los flancos de la rosca necesitará mediciones del patrón de rosca de acuerdo al párrafo 3.11.4 g debajo. Dos chequeos de perfil de rosca a 90º ± 10 grados a parte se efectuarán en cada conexión.

g. Pin lead (Calibre Macho): Si el calibre de perfil indica que el macho está elongado, el estiramiento del macho deberá medirse en intervalos de 2-pulgadas en la primera rosca a profundidad total-filete más cercana al espejo. El estiramiento del macho no debe exceder de 0.006”sobre una longitud de 2-pulgadas. Dos chequeos de estiramiento a 90º de separación ± 10 apartes deben hacerse.

h. Acampanado Hembra: Se debe colocar una regla de bordes rectos a lo largo del eje longitudinal de la unión

hembra. Si hay un vacío (luz) visible entre la regla y la unión, el OD debe medirse utilizando un compás de exteriores. Compare el OD en la conicidad y a 2 pulgadas aparte de la conicidad en el OD ± 1/2 “pulgada. Si el OD es mayor de 1/32” o más en la conicidad. La conexión deberá rechazarse.

i. Hardfacing (relleno de protección) Cuando se efectúa, el hardfacing no debe extenderse más de 3/16” pulgada sobre la superficie de la unión sin roturas o áreas perdidas mayores de 1/8”pulgada a través de la mayor dimensión. Pequeñas líneas de fisuras mientras estas no se extiendan dentro de la base de metal son permitidas. Protuberancias de astillas o de goteo de carburo no son permitidas.

j. Superficies de alivio Tensiones de las conexiones del BHA y conexiones HWDP: la acumulación de corrosión debe quitarse de estas superficies con tela esmeril o disco plano para determinar la condición de la superficie. Pitting que es medido o visualmente estimado de ser más profundo de 1/32”pulgada será causal del rechazo.

k. Fisuras: Todas las conexiones y cuerpos de las uniones deberán estar libres de fisuras visibles y chequeos de calor, (ver glosario heat checks) excepto que los hilos de fisura en el hardfacing son aceptables si estas no se extienden dentro de la base de metal. Moladora para quitar fisuras no es permitido.

l. Grasa de Rosca y Protectores: Las conexiones aceptadas deben ser cubiertas con una capa de compuesto API Tool Joint sobre todas las roscas y superficies de los espejos como así también los extremos del macho. Los protectores de rosca deben aplicarse y ajustarse con 50-100 ft-lbs de torque. Los protectores de las roscas deben estar libres de suciedad. Si adicionales inspecciones de roscas o espejos serán efectuadas antes del movimiento del sondeo, esta aplicación del compuesto para roscas deberá posponerse hasta la finalización adicional de la inspección.

3.12 Inspección Dimensional 3.21.1 Alcance: Este procedimiento cubre la medición dimensional de la unión OD, ID, ancho espejo hembra, espacio para llave, y acampanado hembra. 3.12.2 Aparatos de Inspección: Una regla de 12-pulgadas graduada en incrementos de 1/64” de pulgada, una regla recta de metal,. Compás calibre de OD y ID son requeridos. 3.12.3 Preparación:


b. Las uniones deben estar limpias de manera que nada interfiera con la medición y cualquier medición.



123

Inspección



124

Inspección 3.12.4 Procedimientos y Criterio de Aceptación:

a. El Diámetro Exterior de la Unión Hembra (OD). El diámetro exterior de la unión hembra debe medir 3/8”pulgada ± 1/8” pulgada desde el espejo. Al menos dos mediciones deberán tomarse espaciadas a intervalos de 90º ± 10 grados. La hembra debe cubrir los requerimientos en Tabla 3.7

b. Macho ID. El diámetro interior del macho debe ser medido desde la ultima rosca cercana al espejo (±1/4”pulgada) y deberá cumplir con los requerimientos de Tabla 3.7

c. Ancho espejo Hembra. El ancho del espejo de la hembra debe medirse colocando la regla longitudinalmente a lo largo de la unión, extendiéndose pasando la superficie del espejo desde ésta extensión hasta el ensanchamiento (excluyendo toda conicidad ID). El ancho del espejo deberá medirse en este punto de mínimo espesor de espejo. Toda lectura que no cubra los mínimos requerimientos de espesor del espejo en la tabla 3.7 será causa que la unión sea rechazada.

d. Espacio para Llave. El espacio para la llave en la hembra y macho (excluyendo la conicidad OD) debe reunir los requerimientos de la tabla 3.7. Las mediciones del espacio para llave en los componentes con hardface se efectuarán desde la conicidad hasta el borde del hardfacing.

e. Hembra Acampanada. Los compases de interiores ID debe usarse para medir el espesor de la hembra en el plano mas cercano al espejo excluyendo toda conicidad ID. Dos mediciones deben tomarse en los diámetros a 90º grados ± 10º grados aparte. El espesor no debe exceder del espesor máximo de la dimensión dada en tabla 3.7

f. Grasa de Rosca y Protectores: Las conexiones aceptadas deben ser cubiertas con una capa de compuesto API Tool Joint sobre todas las roscas y superficies de los espejos como así también los extremos del macho. Los protectores de rosca deben aplicarse y ajustarse con 50-100 ft-lbs de torque. Los

protectores de las roscas deben estar libres de suciedad. Si adicionales inspecciones de roscas o espejos serán efectuadas antes del movimiento del sondeo, esta aplicación de compuesto para roscas deberá posponerse hasta la terminación de la inspección adicional.

3.13 Inspección Dimensional 2 3.13.1 Alcance: Este procedimiento cubre mediciones adicionales mas allá de aquellas requeridas en Inspección Dimensional. Esta incluye mediciones de uniones OD, ID, espesor espejo, espacio para llave, acampanado hembra, también profundidad espesor, elongación macho, ancho sello hembra, y uniformidad espejo. Estas características se ilustran en figura 3.3 3.13.2 Aparatos Inspección: Una regla de 12-pulgadas de metal graduada en intervalos de 1/64”pulgada de incremento, una regla de metal bordes rectos, un rectificador de espejo, un calibre endurecido y esmerilado de perfil, calibre de OD, calibre dial, patrón de ajuste fijado estándar de elongación y calibres de ID y OD, disponible. 3.13.3 Preparación:


b. Las uniones deben estar limpias de manera que nada interfiera con cualquier medición

3.13.4 Procedimientos y Criterios de Aceptación:

a. Diámetro Exterior de la Unión Hembra (OD). El diámetro exterior de la unión hembra debe medir 3/8”pulgada ± 1/8” pulgada desde el espejo. Al menos dos mediciones deberán tomarse espaciadas a intervalos de 90º ± 10 grados. La hembra debe cubrir los requerimientos en Tabla 3.7

Primera ProfundidadTotalRosca

Cuello

M acho

a. Diametro Interior M acho

b. Diametro Exterior Hembra

c. Diametro Bisel

d. Espacio llave hembra.

e. Espacio llave macho

f. Ancho recalque hembra

g. Espesor Bisel

h. Ancho Sello (espejo hembra)

i. Diametro Counterbore (Hombro) hembra

j. Longitud Cuello M acho

k. Profundidad Counterbore (Hombro) hembra

Primera ProfundidadTotalRosca

Cuello

M acho

Cuello

M acho

a. Diametro Interior M acho

b. Diametro Exterior Hembra

c. Diametro Bisel

d. Espacio llave hembra.

e. Espacio llave macho

f. Ancho recalque hembra

g. Espesor Bisel

h. Ancho Sello (espejo hembra)

i. Diametro Counterbore (Hombro) hembra

j. Longitud Cuello M acho

k. Profundidad Counterbore (Hombro) hembra

Figura 3.3 Dimensiones Unión (tool Joint Dimensions)



125

Inspección b. Macho ID. El diámetro interior del macho debe ser medido

desde la ultima rosca cercana al espejo (±1/4”pulgada) y deberá cumplir con los requerimientos de Tabla 3.7

c. Ancho espejo Hembra. El ancho del espejo de la hembra debe medirse colocando la regla longitudinalmente a lo largo de la unión, extendiéndose pasando la superficie del espejo ensanchamiento (excluyendo toda conicidad ID). El ancho del espejo deberá medirse en este punto de mínimo espesor de espejo. Toda lectura que no cubra los mínimos requerimientos de espesor del espejo en la tabla 3.7 será causa que la unión sea rechazada.

d. Espacio para Llave. El espacio para la llave en la hembra y macho (excluyendo la conicidad OD) debe reunir los requerimientos de la tabla 3.7. Las mediciones del espacio para llave en los componentes con hardface se efectuarán desde la conicidad hasta el borde del hardfacing.

e. Hembra Acampanada. Los compases de interiores ID debe usarse para medir el espesor de la hembra en el plano mas cercano al espejo excluyendo toda conicidad ID. Dos mediciones deben tomarse en los diámetros a 90º grados ± 10º grados aparte. El espesor no debe excederse del espesor máximo dimensión dada en tabla 3.7

f. (Counterbore) Profundidad interior-pared Hembra. La profundidad del espesor debe ser medido (incluyendo toda conicidad ID). La profundidad del interior-pared hembra no debe ser menor de 18/32”pulgadas.

g. (Counterbore Diameter Box) ver glosario El diámetro interior-pared debe medirse tan cerca como sea posible al espejo (pero excluyendo conicidad ID o metal laminado) en el diámetro a 90º ± 10º grados aparte. El diámetro interior (counterbore) no debe exceder de la dimensión máxima mostrada en la tabla 3.7.

h. (Pin Lead) La elongación del macho debe medirse utilizando un calibre dial de elongación sobre un intervalo de 2”-pulgadas comenzando en la rosca total (filete completo) cercano al espejo. La elongación del macho no debe exceder de 0.006”pulgadas sobre esta longitud de 2”-pulgadas. Dos chequeos a 90º grados ± 10º aparte deben realizarse.

i. Bevel Diameter) El diámetro del bisel en ambos macho y hembra no debe exceder del valor máximo dado en tabla 3.7.

j. (Box Seal Width) El ancho del sello de la hembra debe medirse en su punto más pequeño y debe ser igual o exceder del valor mínimo en la tabla 3.7.

k. (Shoulder Flatness). Uniformidad espejo. Esta uniformidad debe verificarse colocando una regla a través del diámetro de la cara (espejo) de la unión rotando la regla 180º a lo largo del plano. Todo espacio de luz visible será causa de rechazo. Este procedimiento debe repetirse en el macho, con la regla ubicada a través de la cuerda de la superficie del espejo. Todo espacio visible entre la regla y la superficie del espejo (hombro) será causa para su rechazo.

l. (Pin Neck Length) Longitud cuello del macho (la distancia desde 90º grados del espejo del macho a la intersección con la primera rosca (hilo) completa en el cuello del macho. Esta longitud de cuello del macho no debe exceder de 9/16” pulgadas.

m. (Thread Compound and Protectors) Grasa de Rosca y Protectores: Las conexiones aceptadas deben ser cubiertas con una capa de compuesto API Tool Joint sobre todas las roscas y superficies de los espejos como así también los extremos del macho. Los protectores de rosca deben aplicarse y ajustarse con 50-100 ft-lbs de torque. Los protectores de las roscas deben estar libres de suciedad. Si adicionales inspecciones de roscas o espejos serán efectuadas antes del movimiento del sondeo, esta aplicación de compuesto para roscas deberá posponerse hasta la terminación de la inspección adicional.

3.14 Inspección Dimensional 3 3.14.1 Alcance: Esto procedimiento cubre la inspección dimensional de las conexiones usadas rotary con recalque en Portamechas, componentes BHA (conjunto de fondo) y barras pesadas (HWDP). Esto incluyen las inspecciones de OD, ID, elongación macho, diámetro conicidad, espacio llave, características de alivio tensión, y diámetro recalque central en barras pesadas (HWDP). Estas dimensiones están ilustradas en las figuras 3.3 – 3.5. 3.14.2 Aparatos Inspección: Una regla de 12-pulgadas de metal graduada en intervalos de 1/64”pulgada de incremento, una regla de metal bordes rectos, un rectificador de espejo, un calibre endurecido y esmerilado de perfil, calibre de OD, calibre dial, patrón de ajuste fijado estándar elongación y calibres de ID y OD, son requeridos. 3.14.3 Preparación:

a. Todos los productos deben ser enumerados secuencialmente.

b. Las conexiones deben estar limpias, escaras, lodo, o lubricantes pueden limpiarse de las roscas o superficies del recalque con un trapo limpio.


a. (Connection Box OD) Diámetro exterior hembra. El diámetro exterior de la conexión hembra debe ser medida a 4”-pulgadas, ±1/4 de pulgada desde el hombro. Como mínimo dos mediciones deben tomarse a intervalos de 90 ± 10 grados. Para HWDP, el OD deberá reunir los requerimientos en la tabla 3.9. Para los Portamechas el OD de la hembra (en combinación con el ID del macho) debe resultar en un BSR dentro de un rango especificado por el cliente. Las dimensiones para los rangos comúnmente especificados BSR son dadas en la tabla 3.8.



126

Inspección

a. Diámetro Interior Macho. b. Diámetro Exterior Hembra. c. Diámetro Bisel. d. Diámetro Interior Hombro Hembra. e. Diámetro Ranura Alivio Macho. f. Ancho Ranura Alivio Macho. g. Longitud Macho. h. Longitud Cilindro Recalque. i. Profundidad Hombro Hembra. j. Diámetro Cilindro Recalque Interior.

b. (Pin Inside Diameter). Diámetro interior Macho: El diámetro interior ID debe medirse bajo la ultima rosca (filete) cercano al hombro ±1/4” pulgada. Para las HWDP, él ID debe reunir los requerimientos de la tabla 3.9. Para los Portamechas, él ID del macho (en combinación con el OD de la hembra), debe resultar en un BSR que esté dentro del rango especificado por el cliente. Las dimensiones para los rangos comúnmente especificados BSR son dados en la tabla 3.8.

c. (Box Counterbore Diameter). Diámetro maquinado Interior Hembra: El diámetro debe ser medido tan cerca como sea posible del recalque (hombro) (pero excluyendo toda conicidad o material laminado) a 90º grados ± 10 grados aparte. El diámetro del hombro no debe exceder de las dimensiones máximas mostradas en la tabla 3.8 para Portamechas y tablas 3.9 para HWDP

d. (Box Counterbore Depth) Profundidad Diámetro Interior Hembra: La profundidad del recalque debe medirse (incluyendo toda conicidad interior ID) en los portamechas. La profundidad del interior del recalque no debe ser menor que el valor mostrado en la tabla 3.8

e. (Pin Stress Relief Groove) Ranura de Alivio Tensiones: El diámetro y ancho de la ranura de alivio API (si tiene) debe medirse y deberá cubrir los requerimientos de la 3.8 para portamechas o tabla 3.9 para barras pesadas HWDP.

f. (Boreback) Reducción Cilindro Alojamiento Hembra: El diámetro y longitud del alojamiento (si tiene) debe medirse y cubrir los requerimientos de la tabla 3.8 para portamechas y tabla 3.9 para HWDP.

g. Bevel Diameter (Diámetro Biselado): La conicidad debe ser medida en ambos, macho y hembra y debe cumplir con los requerimientos de la tabla 3.8, para portamechas y tabla 3.9 para HWDP.

Figura 3.5 Recalque Central HWDP.



127

Inspección h. (Drill Collar Pin Length) Longitud Macho Portamecha:

Para los portamechas, la longitud de la conexión macho debe medirse y cumplir con los requerimientos de tabla 3.8.

i. (Pin Neck Length) Longitud Cuello Macho: La longitud del Cuello del macho (la distancia desde los 90º grados del espejo del macho hasta la intersección del flanco de la primera rosca completa (filete) con el cuello del macho) debe ser medida. La longitud del cuello del macho no debe ser mayor que la profundidad del (counterbore) asiento menos 1/16” pulgada.

j. (Shoulder Flatness) Uniformidad Espejo: Esta uniformidad debe verificarse colocando una regla a través del diámetro de la cara (espejo) de la unión rotando la regla 180º a lo largo del plano. Todo espacio de luz visible será causa de rechazo. Este procedimiento debe repetirse en el macho, con la regla ubicada a través de la cuerda de la superficie del espejo. Todo espacio visible entre la regla y la superficie del espejo (hombro) será causa para su rechazo.

k. (HWDP Center Upset) Recalque Central HWDP: El diámetro exterior OD del recalque central en las barras pesadas HWDP. Si la elevación del recalque externo defiere por más de 1/8”pulgada del lado más fino al lado más grueso, la barra entonces debe ser rechazada.

l. (HWDP Tong Space) Espacio para la Llave: El espacio en la hembra y macho de la llave (excluyendo conicidades) debe reunir los requerimientos de la tabla 3.9. En las hembras y machos con hardfacing el espacio para llaves debe excluir el hardfacing. En los portamechas espiralados, el espacio para llaves en las uniones hembras y machos deberá medirse entre la conicidad del recalque y la reducción más cercana al diámetro.

m. (Thread Compound and Protectors). Grasa para Roscas y Protectores: Las conexiones aceptadas deben ser cubiertas con una capa del compuesto API Tool Joint sobre todas las roscas y superficies de los espejos como así también los extremos del macho. Los protectores de rosca deben aplicarse y ajustarse con 50-100 ft-lbs de torque. Los protectores de las roscas deben estar libres de suciedad.

3.15 Inspección Luz Negra Conexión 3.15.1 Alcance: Este procedimiento cubre la examinación de conexiones ferromagnéticas por fallas transversales en superficie utilizando la técnica de partículas húmedas magnéticas fluorescentes (luz negra) 3.15.2 Aparato de Inspección:

a. Médio: Baño de Partículas:

• Medios base petróleo los cuales exhiban fluorescencia natural bajo luz negra no deben utilizarse. Gasoil, y gasolina no son aceptable.

• Medios base acuífera son aceptables si estos humedecen la superficie sin espacios visibles. Si un incompleto recubrimiento ocurre, es necesario una limpieza adicional, un nuevo baño de partículas, o la adición de agentes humectantes.

b. Equipamiento Lux negra. Una lámpara a vapor de mercurio de energía nominal de al menos 100 watts y un intensificador de luz negra es necesaria. El intensificador de luz negra debe tener una etiqueta o calcomanía adherida a este mostrando su calibración de los últimos seis meses. La tarjeta o calcomanía debe mostrar la fecha de calibración, fecha de la siguiente calibración, como así mismo compañía y operario que realizó la calibración.

c. Un tubo centrífugo ASTM y soporte. d. Bobina. Una bobina DC con una capacidad nominal

para inducir un campo magnético longitudinal de por lo menos 1200 amp-giros por pulgada de conexión OD se requiere

e. Un indicador de campo magnético de partículas (MPFI), es preferido.

f. Utilizar un espejo para examinación de la raíz de la rosca de la hembra.

g. Debe utilizarse un cobertor o lona para oscurecer el área si es necesario.


a. La concentración de partículas debe ser del rango de 0.2 a 0.4 ml/100 ml cuando es medida utilizando un tubo centrífugo ASTM 100 ml, con un mínimo de tiempo de asentamiento de 30 minutos en portadores base agua o una hora en portadores base petróleo.

b. La intensidad de la luz negra debe ser medida con medidor de luz ultravioleta cada vez que la luz sea encendida, cada ocho horas de operación y a la finalización de la operación. El máximo de intensidad debe ser de 1000 microwatts/cm2 a quince pulgadas desde la fuente lumínica o a la distancia utilizada para la inspección, cualquiera sea la mayor.

c. Determine la polaridad del campo existente (sí hay) en cada extremo de la pieza testeada. Marque cada extremo “N” (norte) o “S” (polo sur), cualquiera que aplique. La bobina magnetizadora debe colocarse en la conexión para reforzar (no oponerse) a todo campo ya presente. La activación de corriente de magnetización y aplicación de partículas magnéticas debe ser efectuada simultáneamente. La solución debe distribuirse sobre el área descrita en 3.15.3 a. La corriente de magnetización debe permanecer encendida por 2 segundos después que la solución haya sido distribuida. Debe agitarse la solución antes de su aplicación.



128

Inspección d. La adecuada magnitud y orientación del campo

debe verificarse bajo la luz negra con el MPFI ubicado en la superficie interna de cada conexión mientras la solución está siendo aplicada y el polvo es activado.

e. La inspección de superficie de cada conexión bajo la luz baja. A menos que la pieza esté vertical, cada largo debe ser rodado para permitir la examinación de los 360º y para permitir que las áreas bajo solución en “charcos” sean inspeccionadas. Debe utilizarse un espejo para examinar la raíz de las roscas de la hembra. Debe prestarse mucha atención a las ultimas raíces comprometidas de enrosque del macho y hembra.

f. Toda fisura será causa de rechazo. El molado para quitar fisuras no está permitido, pero las áreas con aplicaciones cuestionables pueden ser re-limpiadas con un disco no metálico, no abrasivo y ser así re-inspeccionadas. Si la indicación reaparece, la conexión debe rechazarse.

g. (Thread Compound and Protectors). Grasa para Roscas y Protectores: Las conexiones aceptadas deben ser cubiertas con una capa del compuesto API Tool Joint sobre todas las roscas y superficies de los espejos como así también los extremos del macho. Los protectores de rosca deben aplicarse y ajustarse con 50-100 ft-lbs de torque. Los protectores de las roscas deben estar libres de suciedad.

3.16 Inspección Conexión UT 3.16.1 Alcance: Este procedimiento cubre examinaciones de conexiones rotary con recalque por fallas transversales utilizando la técnica de ondas de compresión ultrasónicas. 3.16.2 Aparatos Inspección:

a. Instrumentos ultrasónicos deben ser del tipo pulso-eco con presentación de A-scan.

b. Calibración de Linealidad. El instrumento debe ser calibrado por linealidad como mínimo cada seis meses. La calibración debe estar indicada por una etiqueta o calcomanía, adherida a la unidad, mostrando (señalando) fecha de calibración, fecha expiración, firma, nombre de compañía y operador que realizó la calibración.

c. Una cuña puede utilizarse para estabilizar el ángulo del travesaño del transductor al ángulo de conicidad de la rosca.

d. El mismo tipo de couplant debe utilizarse en ambas estandarización e inspección. La grasa para roscas no debe utilizarse como couplant.

3.16.3 Preparación:

a. Los extremos (puntas) de los hombros del macho y hembra deben limpiarse a un grado tal que la entera superficie del metal sea visible.

b. Las superficies de contacto con puntos, acanaladuras, o protuberancias de metal pueden impedir la inspección. El limado de la punta del macho o refacing (refrentado) del espejo de la hembra podría ser necesario antes de la inspección, previendo que las tolerancias dimensiónales sean mantenidas.

3.16.4 Estandarización Campo:

a. La unidad ultrasónica debe ser campo estandarizada utilizando estándar de aceros para distancia y sensibilidad.

b. Distancia Estándar: El referente estándar de distancia podría ser toda forma, que permita el ajuste del instrumento para exhibir un mínimo de distancia igual a la longitud del macho más 1” pulgada

c. Referente Estándar Sensibilidad: • El referente estándar de sensibilidad debe ser

un todo o parte de una conexión hembra o un tubo con un mínimo de espesor de pared de ½”pulgada. El estándar debe ser de un mínimo de 1”pulgada mas largo que la longitud del macho.

• El referente estándar de sensibilidad debe contener una muesca transversal. La muesca debe estar ubicada en un referente estándar a una distancia igual a la longitud del macho mas ½”pulgada, menos 0, desde la superficie de escaneo. Si se utiliza una conexión estándar hembra, la muesca debe estar ubicada en la raíz de la rosca a esta misma distancia. La muesca debe cubrir los siguientes requerimientos:

Profundidad = 0.080 pulg, ±0.005 pulg

Ancho = 0.040 pulg, máximo

Longitud = 0.500 pulg + 0.500 pulg, -0.125”

d. La distancia y estándar de sensibilidad puede ser incorporado dentro de una pieza single por conveniencia.

e. El control de rechazo y amplitud de control de distancia (DAC) debe apagarse para estandarización y escaneo.

f. Estandarización Distancia: La pantalla CRT debe estar estandarizada de manera que la línea base horizontal exhiba una distancia igual a la longitud del macho mas 1”pulg mínimo, mas 3 pulgadas máximo.



129

Inspección g. Estandarización Sensibilidad. La señal de amplitud

producida por la muesca de escaneo deberá ajustarse al menos un 80% del alto total de la pantalla (FSH) con un mínimo de señal a relación ruido de 3 a 1. Esta señal de amplitud debe ser utilizada como nivel de referencia para otras inspecciones.

h. La unidad debe ser campo estandarizado:

• Al inicio de la inspección • Después de cada 25 conexiones. • Cada vez que el instrumento sea encendido. • Cuando el instrumento o transductor se sospecha de

haber sido dañado de cualquier manera • Cuando el transductor, cable, operador o material a

inspeccionar a cambiado. • Cuando la validad de la ultima estandarización es

cuestionable. • Una vez terminado el trabajo de inspección.

i. Todas las conexiones inspeccionadas desde su última

estandarización valida de campo deben ser re-inspeccionadas cuando la señal de ajuste de amplitud de 2db son necesarias durante la re-estandarización.


a. El couplant debe distribuirse en las superficies de contacto.

b. La ganancia debe incrementarse sobre el nivel de referencia para el escaneo.

c. Cada conexión debe ser escaneada en sus totales 360º . La velocidad de escaneo no debe exceder de una pulgada por segundo.

d. Indicaciones detectadas durante la escaneada deben ser evaluadas a la fijada ganancia de estandarización.

e. Indicaciones que excedan el nivel referente deben ser rechazadas sin una mayor evaluación

f. Indicaciones entre 50 – 100% del nivel de referencia deberá recibir inspección Conexión de Luz negra (párrafo 3.15) para conexiones ferromagnéticas o inspección Liquid Penetrant (párrafo 3.17) para conexiones no-ferromagnéticas, o la parte será rechazada. Toda indicación de fisura indicada por estos métodos es causa de rechazo.

g. (Thread Compuond and Protectors) Grasa para Barras y Protectores: Todas las conexiones aceptadas deben ser cubiertas con una capa del compuesto API Tool Joint sobre todas las roscas y superficies de los espejos como así también los extremos del macho. Los protectores de rosca deben aplicarse y ajustarse con 50-100 ft-lbs de torque. Los protectores de las roscas deben estar libres de suciedad.

3.17 Inspección Liquid Penetrant (liquido penetrante)

3.17.1 Alcance: Este procedimiento cubre la examinación de las conexiones rotary con recalque y superficie adyacente en conexiones de equipamiento BHA no-magnéticas por fallas en superficies. Removedor de agua visible lavable y técnicas de solvente removedor penetrante pueden emplearse. 3.17.2 Aparatos Inspección:

a. El penetrante y revelador debe ser del mismo manufacturador. La etiqueta en los materiales penetrantes deben especificar que el material reúne los requerimientos de sulfuro y halógenos del ASTM E 165.

b. El polvo seco o reveladores base – solvente puede utilizarse

c. La calidad de los materiales penetrante y procedimiento de inspección deben verificarse ensayando una fisura en la pieza de prueba. La pieza de prueba puede ser un Comparador de Penetrante Liquido como se describe en la Sección V, ASME Código Calderas y Contenedores de Presión o una grieta templada de 3/8”pulg de espesor en un bloque 2024 -T3 de una platina aleación de aluminio,

d. Un espejo de aumento se requiere para la inspección de las roscas de la hembra.

3.17.3 Preparación: a. Todas las superficies a ser inspeccionadas (incluyendo

la pieza de ensayo) deben ser limpiadas a un grado tal que la superficie de metal brille o hasta que no se detecten trazas de grasa, grasa de barras limpiando con un trapo seco limpio, o toallas descartables de papel. Las superficies a limpiar incluyen el área total maquinada de la rosca macho y hembra, y a un mínimo mas allá de 1”pulg del ultimo filete de una rosca hembra sin alivio de tensión. Si cualquier afloración de residuo de imperfecciones se observa, el área de inspección debe limpiarse nuevamente.

b. La limpieza debe llevarse a cabo por medio de los siguientes métodos: • Vapor, o agua caliente y detergente • Alcohol Mineral • Solvente Penetrante Comercial.

c. Después de limpiar, la superficie de inspección debe secarse de manera que una toalla de parel seca frotada por la superficie no absorba humedad. Si otro solvente que no sea el comercial es utilizado, las superficies deben recibir una limpieza final con acetona, etilo-metilo acetona, o un solvente equivalente.

d. Los mismos pasos de limpieza y proceso deben realizarse en la conexión y pieza de ensayo. La temperatura de la pieza de ensayo debe estar dentro de los 5º Fahrenheit de la temperatura de las partes a ser inspeccionadas.



130

Inspección 3.17.4 Aplicación del Penetrante:

a. La pieza de ensayo debe inspeccionarse antes que las roscas. Si las fisuras en la pieza de ensayo no son visibles la inspección no debe realizarse en las roscas. La causa de la falla debe ser corregida y la pieza de ensayo probada satisfactoriamente antes de proceder.

b. El penetrante debe aplicarse sobre las áreas identificadas en el párrafo 3.17.3 a.

c. Un espejo debe utilizarse para una completa cobertura del chequeo en la rosca hembra.

d. No debe permitir que el penetrante se seque. Podría aplicar (completar) un poco de penetrante para evitar que este se seque, pero la parte debe ser vuelta a limpiar si el penetrante se seca.

e. El tiempo dwell (longitud de tiempo en que el penetrante permanece en la superficie de la parte) debe ser como es listado debajo a no ser que las recomendaciones del manufacturador estén en conflicto. En este caso, debe usarse las recomendaciones del manufacturador.

Temperatura Superficie

Tiempo Dwell (en minuto)

(grados F) Mínimo Máximo 60 80 100 120

20 15 12 10

30 25 20 15

3.17.5 Quita del Exceso Penetrante:

a. (Visible Water Washable Systems) Sistema Lavado Agua Visible: El exceso de penetrante debe lavarse con un chorro de agua de baja presión (máximo 40 psi). La parte debe secarse con aire, o secada con un trapo seco sin hilachas. Si se utiliza bombeo de aire seco caliente para secar la parte, la temperatura del aire soplado a la superficie de la parte no debe exceder de 120º grados Fahrenheit.

b. (Visible Solvent Removable Systems). Sistema Removedor Solvente Visible: La superficie de la parte debe secarse primero con un trapo seco sin hilachas. Luego debe rociarse el solvente en un trapo similar y el trapo debe usarse para quitar el remanente de penetrante de la superficie. Este paso podría tener que repetirse. Finalmente la parte de la superficie debe secarse con un trapo seco, libre de hilachas. NOTA: El solvente no debe rociarse o aplicado de otra forma directamente sobre la superficie del área de ensayo.

c. Un espejo de aumento debe utilizarse para chequear por el quite completo del excedente de penetrante en los (hilos) filetes de las roscas.

3.17.6 Aplicación Revelador:

a. El revelador debe ser aplicado dentro de los cinco minutos después de la finalización de la operación de secado post-enjuague.

b. El método de aplicación del revelador debe proveer una cobertura visualmente uniforme sobre la superficie que está siendo examinada.

c. El tiempo de revelado debe ser la mitad del tiempo permitido de dwell, pero no menos de 7 ni más de 30 minutos.

3.17.7 Examinaciones y Criterio de Aceptación:

a. La examinación inicial para detectar imperfecciones totales y contaminación en la superficie debe efectuarse dentro del minuto después de la aplicación del revelador.

b. La examinación final debe efectuarse después del tiempo total de revelado.

c. Todas las áreas de interés deben examinarse por indicaciones de fisuras. Los últimos filetes de raíz de rosca de encastre del macho y hembra deben recibir particular atención. Debe utilizarse un espejo para inspeccionar superficies en la hembra.

d. Fisuras: Toda fisura será causa de rechazo. e. Indicaciones: Partes cuestionables con indicaciones

deben ser limpiadas e inspeccionadas nuevamente. Una indicación repetitiva debe ser causa de rechazo. Molado y pulidos de las indicaciones es prohibido.

f. Después de la inspección, el penetrante y revelador deben quitarse con agua o rociado de solvente. Con penetrante fluorescente, debe usarse luz negra para chequear su completa remoción.

g. (Thread Compuond and Protectors) Grasa para Barras y Protectores: Todas las conexiones aceptadas deben ser cubiertas con una capa del compuesto API Tool Joint sobre todas las roscas y superficies de los espejos como así también los extremos del macho. Los protectores de rosca deben aplicarse y ajustarse con 50-100 ft-lbs de torque. Los protectores de las roscas deben estar libres de suciedad.



131

Inspección 3.18 Elevator Groove Inspection (Inspección Receso Elevador) 3.18.1 Alcance: Este procedimiento cubre la verificación dimensional del OD del portamechas, profundidad y longitud receso para elevador y cuña, como así también la inspección visual del recalque (hombro) elevador en los portamechas equipados con estas características. 3.18.2 Aparatos de Inspección: Una regla de metal de 12”pulg de largo, graduada en incrementos de 1/64 de pulg, una escuadra, y un compás de OD se requieren. 3.18.3 Preparación: Las áreas acanaladas (recesos) deben limpiarse hasta que el material desnudo sea visible en toda la superficie del receso. 3.18.4 Procedimientos y Criterio de Aceptación:

a. (Drill Collar OD) diámetro exterior portamechas: El diámetro exterior de los portamechas debe ser medido a 1 pulg ±1/4 pulg hacia la hembra desde él recalque (hombro) del elevador. Dos mediciones de 90 grados ± 10 grados a parte, deben tomarse. Todas las lecturas deberán ser iguales al OD especificado del portamecha (+ 1/16”pulg, - 0”pulg) o el portamecha debe ser rechazado.

(El usuario notará que los requerimientos de arriba no permiten una tolerancia de desgaste en el OD de los portamechas equipados con recesos para elevador. Los requerimientos son los mismos que en la primera edición DS-1™. Después de algunas consideraciones el comité del grupo técnico patrocinante, decidió mantener los mismos requerimientos, porque el desgaste permisible y la expansión en elevador no permiten reducir el diámetro de los portamechas mientras continúa manteniendo la adecuada carga el área del recalque).

b. Las dimensiones deben ser como las que se muestran en figura 3.6

c. Profundidad Receso: La profundidad del receso de una cuña o del elevador debe determinarse colocando una

escuadra a lo largo de la superficie del OD, sobre el receso en tres locaciones a 120º grados ± 10º aparte y midiendo la profundidad de la superficie del receso. La profundidad del receso para el elevador o cuña deben cubrir los requerimientos listados abajo.

Portamecha Profundidad Receso

(pulg,+1/32,-0) OD

(pulg) Receso Cuña

Receso Elevador

4 - 4-5/8” 5/32 3/16” 4 -3/4 – 4-5/8 5/32 7/32” 4-3/4 – 5-5/8 7/32 9/32” 5-3/4 – 6-5/8 7/32 11/32”

≥ 8–3/4 7/32 3/8” d. Los portamechas 8-3/4” y mayores deben contener un

radio de receso elevador entre 1/8”y 1/4” de pulgada. La esquina exterior del recalque (hombro) en todos los portamechas no debe estar mas gastada de 1/8 de pulgada de radio”.

La superficie total del receso para cuña y elevador debe ser inspeccionada por fisuras por fatiga de acuerdo con el procedimiento 3. 9. “Inspección MPI Recalque/Cuña.” Debe prestarse particular atención a la esquina superior del receso para elevador y las muescas por cuñas. Toda fisura será causa para su rechazo.

3.19 Inspección Taller: Tijeras Golpeadoras Perforación (shop inspection drilling jars).

3.19.1 Alcance: Este procedimiento cubre la inspección de tijeras de perforación en el taller. 3.19.2 Aparatos: El siguiente equipamiento debe estar disponible para la inspección: Manual de taller Manufacturador, pintura para marcar, calibre interior (conejo), regla metálica, cinta métrica, lima plana o disco moladora.

Figura 3.6 Receso En Portamecha Para Elevadores y Cuñas



132

Inspección 3.19.3 Preparación: Registre el número de serie de la herramienta y descripción de esta. Rechace la herramienta si el número de serie no puede ubicarse a menos que el cliente renuncie a este requerimiento. Desarme la herramienta en concordancia con el manual de taller del manufacturador. 3.19.4 Características Alivio Tensión Requerida: A menos que sea ignorado por el cliente, todos los extremos de las conexiones NC38 y mayores en la tijera y en ambos extremos de los substitutos de desgaste deben estar equipados con ranura de alivio tensión y hembras con orificio boreback (recalque interno). Los extremos de conexiones son aquellas que unen al siguiente componente de la sarta de perforación sobre y debajo de la tijera. En las tijeras equipadas con sustituto de desgaste (saver sub), extremos de conexión son las que unen al sustituto de desgaste. 3.19.5 Saver Subs (sustituto de desgaste): Inspeccione los sustitutos, si hay, en concordancia con el procedimiento 3.25, la inspección de sustitutos, excepto que los requerimientos para marcado en párrafo 3.25.8 b, de ese procedimiento no aplica. 3.19.6 Inspección Visual Conexión:

a. Inspeccione los extremos de conexión de acuerdo a procedimiento 3.11, Inspección Conexión Extremos, omitiendo pasos 3.11.3 a, y 3.11.4 a.

b. Inspeccione conexiones del medio del cuerpo en concordancia con el manual de taller del manufacturador y como sigua. (si existe conflicto en los dos procedimientos, el manual de requerimientos del manufacturador aplicará):

• Sello de Superficie: Si las conexiones en el medio cuerpo forman un sello de presión, los sello de superficie deben estar libres de protuberancia de material o depósitos de corrosión detectados visualmente o frotando una regla de metal o uña de los dedos a través de la superficie. Todo pitting (picado corrosivo) o interrupciones del sello de superficie que sea estimado de exceder 1/32 pulg. en profundidad o que ocupe mas del 20% del ancho de sello y en cualquier locación dada es causa de rechazo. La quita de metal debajo de la superficie del sello está prohibida.

• Superficie de Rosca: Las superficies de roscas y los recalque (espejo) deben estar libres de muescas u otras imperfecciones que aparenten exceder 1/16 pulg, en profundidad o 1/8 pulg., en diámetro, que penetre debajo de la raíz de la rosca, o que ocupe mas de 1-1/2 pulg de longitud a lo largo de cualquier filete en la rosca. Protuberancias elevadas deben sacarse con una lima o pulidora “blanda” (no metálica).

3.19.7 Inspección Dimensional 3: Inspeccione el extremo de conexión en concordancia con procedimiento 3.14, Inspección Dimensional 3, usando las dimensiones de la tabla 3.8 para aceptación. 3.19.8 Inspección Luz Negra Conexión: Inspeccione todas las conexiones medias del cuerpo y extremos de acuerdo al procedimiento 3.15,de Inspección Luz Negra.

3.19.9 Inspección Visual Cuerpo y Partes Interiores: a. Visualmente examine la carcasa de los componentes de

la herramienta por daños mecánicos. Todo corte, raspadura (hendidura) o similares imperfecciones más profundas de un 10% de la pared adyacente será causa de rechazo. Quite toda escara suelta y protuberancia de metal antes de medir profundidades de imperfecciones.

b. Puntos de corrosión, erosión, cortes y raspaduras en las áreas externas e internas de las superficies cromadas de sello, escamas, o cromado descascarado, será causa de rechazo.

3.19.10 Inspección Partículas Magnéticas Cuerpo: Inspeccione la superficie exterior de la herramienta de extremo a extremo en concordancia con procedimiento 3.9, la Inspección de Partículas Magnéticas en áreas de Cuña/Recalque. Preste especial atención en las áreas alrededor de puertos de ajuste de cargas y orificio exteriores de tapones de aceite que pudieren actuar como elevador de tensión. Toda fisura es causa de rechazo. 3.19.11 Montaje y Ensayo Función:

a. Arme la tijera utilizando los procedimientos enmarcados en el manual de montaje taller. Cambie los “O” rings viejos y sellos blandos por nuevos antes de armar.

b. Arme la conexión media del cuerpo usando los valores de torque requeridos por el manual montaje de taller. El equipamiento de aplicación de torque debe mostrar su etiqueta de calibración actual.

c. Ciclar y golpear (disparar) la tijera hacia arriba y hacia abajo 3 veces en cada dirección. La tijera debe golpear dentro de los rangos especificados dados en el manual operativo de la herramienta.

d. Las tijeras hidráulicas no deben perder fluido durante el ensayo.

3.19.12 Requerimientos Pos-Inspección: Limpie y seque las conexiones y protectores de roscas. Aplique grasa para roscas en protectores y roscas. Pinte una franja blanca de 2 pulgadas alrededor de la herramienta aceptada. La banda blanca pintada debe estar a 12 pulg ± 2 pulg desde el extremo de la hembra. Utilizando un marcador permanente en la superficie exterior de la herramienta, escriba o con esténcil marque las palabras “DS-1™ Inspección Tijera”, la fecha, y nombre de la compañía que efectuó la inspección. 3.20 Inspección Vástago

3.20.1 Alcance: Este procedimiento cubre los requerimientos de inspección y criterio de aceptación para vástagos. 3.20.2 Aparatos: El siguiente equipamiento debe estar disponible para la inspección: Un transportador Machinist’s, o equivalente, marcador de pintura, calibre interior, una luz capaz de iluminar totalmente la superficie interna, regla metálica, cinta métrica, lima plana o moladora, cordón trenzado de al menos 40 pies de largo, regla de precisión.



133

Inspección

3.20.3 Preparación: Registre el número de serie del vástago y descripción. Rechace el vástago si el número de serie no puede encontrarse, a menos que el cliente ignore este requerimiento.

3.20.4 Sustituto de Desgaste (saver sub): Inspeccione sustitutos, si los hay, en concordancia con los procedimientos 3.25, inspección sustitutos.

3.20.5 Inspección Visual Conexión: Inspecciones las conexiones del vástago en concordancia con el procedimiento 3.11, Inspección Visual Conexiones, omitiendo las secciones 3.11.3 a y 3.11.4 a.

3.20.6 Inspección Dimensional Conexión Superior: En la conexión superior del vástago, efectúe la siguiente examinación.

a. OD Hembra. Mida el OD de la hembra en un punto 3/8” pulg, ±1/8” pulg desde el recalque. El OD de la hembra debe ser igual o exceder el valor mostrado abajo.

b. Espacio para Llave. El espacio para llave en el macho y hembra (excluyendo OD de la conicidad (biselado), debe ser por lo menos de 8.0 pulg.

c. Acampanado Hembra. Mida él (ensanchamiento) de la hembra en el plano más cercano al recalque, excluyendo toda conicidad ID. Deben tomarse dos mediciones de diámetros a 90º grados ±10 grados aparte. El diámetro del ensanchamiento no debe exceder de la máxima dimensión de ensanchamiento dada abajo.

d. Diámetro Bisel. El diámetro del biselado no debe exceder del valor dado abajo.

Conexión Sup. Vástago

Dimensión 4 ½ Reg 6 5/8 Reg

Min. OD hembra (pulg) 5-21/32 7-21/32

Max. Diam Bisel. (pulg) 5-7/16 7-15/32

Max. Counterbore (pulg) 4-3/4 6-1/8

Figura 3.7 Patrón de Desgaste y Angulo de Contacto

3.20.7 Inspección Dimensional Conexión Inferior: Inspeccionar la conexión inferior en concordancia con Inspección Dimensional 2, procedimiento 3.13.

3.20.8 Inspección Luz Negra Conexión: Inspeccione ambas conexiones superior e inferior en concordancia con Inspección Luz Negra Conexión procedimiento 3.15.

3.20.9 Inspección Rectitud: Coloque el vástago sobre un juego de caballetes, como mínimo con tres áreas de soporte. Gire el vástago 360º grados y localice visualmente anotando todas las áreas cuestionables por rectitud (derechas). Estire la cuerda trenzada de extremo a extremo detrás de la conicidad de cada unión de manera que la cuerda cubra cada locación cuestionable. Mida la luz máxima entre la cuerda y el vástago. Rechace el vástago por cualquiera de las siguientes condiciones:

a. Un pandeo en la sección de mando que exceda una pulgada sobre toda sección de tres pies.

b. Un pandeo en la sección de mando mayor de 1/16” pulg., sobre los dos pies adyacentes a cada unión.

c. Si es visiblemente espiralada.

3.20.10 Desgaste Sección de Mando (cuadrante): El ancho y el ángulo de contacto del patrón de desgaste en la sección de mando del vástago, indican el despeje entre el vástago y el buje de mando durante su uso previo.

a. Amplios patrones de desgaste acompañados por bajos ángulos de contacto son óptimos. Estos indican que ha sido mantenido un cerrado espacio durante su uso pasado.

b. Altos ángulos de contacto indican que un contacto cerrado fue mantenido durante su uso pasado.

c. Angostos patrones de desgaste pero bajos ángulos de contacto indican que el vástago ha sido operado con muy poca luz pero en el cual los patrones de desgaste no se han desarrollado completamente.

3.20.11 Limites Desgaste Sección de Mando: Mida el patrón de desgaste del ángulo de contacto en no menos de seis locaciones que aparenten ser representativas del estado general de desgaste de la sección de mando del vástago. Si el ángulo promedio de contacto excede aproximadamente el ángulo máximo abajo, notifique al cliente de manera que el o ella puedan reducir el despeje operativo y maximizar el remanente de vida del vástago.



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Inspección Ángulo Máximo de Contacto Sección Mando Vástago

Tamaño Vástago (pulg)

Vástago Cuadrado(grados)

Vástago Hexagonal(grados)

2-1/2 17 - 3 16 12

3-1/2 15 11 4-1/4 14 10 5-1/4 13 9

6 - 8 3.20.12 Inspección Partículas Magnéticas Cuerpo: Inspeccione la superficie exterior de la herramienta de recalque a recalque en concordancia con procedimiento 3.9, Inspección Partículas Magnéticas de áreas de Cuñas/Recalque. Toda fisura es causa de rechazo. 3.20.13 Requerimientos Pos-Inspección: Limpie y seque las conexiones y protectores de roscas. Aplique grasa para roscas en protectores y roscas. Pinte una franja blanca de 2 pulgadas alrededor de la herramienta aceptada. La banda blanca pintada debe estar a 12 pulg ± 2 pulg desde el extremo de la hembra. Utilizando un marcador permanente en la superficie exterior de la herramienta, escriba o con esténcil marque las palabras “DS-1™ Inspección Vástago”, la fecha, y nombre de la compañía que efectuó la inspección. 3.21 Inspección Taller de Herramientas MWD/LWD 3.21.1 Alcance: Este procedimiento cubre los requerimientos de inspección de taller para el equipamiento de LWD y MWD. 3.21.2 Aparatos: El siguiente equipamiento debe estar disponible: Manual de Taller Manufacturador, marcadores de pintura, calibre interior, una luz capaz de iluminar la total longitud interior de la herramienta, escuadra metálica, cinta métrica, lima plana, pulidora (moladora) disco. 3.21.3 Preparación: Registre el número de serie y descripción. Rechace la herramienta si el número de serie no puede localizarse a menos que el cliente ignore este requerimiento. Desarme la herramienta de acuerdo al manual de taller del manufacturador. 3.21.4 Características Alivio Tensión Requerida: A menos que sea ignorado por el cliente, todos los extremos de las conexiones NC38 y mayores, y en ambos extremos de los substitutos de desgaste deben estar equipados con ranura de alivio tensión y hembras con orificio boreback (maquinado interior). Los extremos de conexiones son aquellas que unen al siguiente componente de la sarta de perforación sobre y debajo de la herramienta. En las herramientas equipadas con sustituto de desgaste (saver sub), extremos de conexión son las que unen al sustituto de desgaste. 3.21.5 Saver Subs (sustituto de desgaste): Inspeccione los sustitutos, si hay, en concordancia con el procedimiento 3.25, la

“Inspección de Sustitutos”, excepto que los requerimientos para marcado en párrafo 3.25.8 b, de ese procedimiento no aplica. 3.21.6 Inspección Visual Conexión:

a. Inspeccione los extremos de conexión de acuerdo a procedimiento 3.11, Inspección Conexión Extremos, omitiendo pasos 3.11.3 a, y 3.11.4

b. Inspeccione conexiones del medio del cuerpo de la siguiente manera:

• Sello de Superficie: Si las conexiones en el medio cuerpo forman un sello de presión, los sello de superficie deben estar libres de protuberancias de material o depósitos de corrosión detectados visualmente o frotando una regla de metal o uña de los dedos a través de la superficie. Todo piting o interrupciones del sello de superficie que sea estimado de exceder 1/32 pulg en profundidad, o que ocupa mas del 20% del ancho sello y en cualquier locación dada es causa de rechazo. La quita de metal debajo de la superficie del sello está prohibida.

• Superficie de Rosca: Las superficies de roscas y los recalque (espejo) deben estar libres de muescas u otras imperfecciones que aparenten exceder 1/16 pulg., en profundidad o 1/8 pulg., en diámetro, que penetre debajo de la raíz de la rosca, o que ocupe mas de 1-1/2 pulg de longitud a lo largo de cualquier filete en la rosca. Protuberancias elevadas deben sacarse con una lima o pulidora “blanda” (no metálica).

3.21.7 Inspección Dimensional 3: Inspeccione los extremos de conexión en concordancia con el procedimiento 3.14, Inspección Dimensional 3, utilizando dimensiones de la tabla 3.7 para su aceptación. 3.21.8 Inspección Conexión Liquido Penetrant: Inspeccione los extremos de conexión y conexiones en cuerpo medio (si hay), de acuerdo con procedimiento 3.17, Inspección conexión Liquido Penetrant. (Nota: Si la herramienta es construida de material ferromagnético, sustituya procedimiento 3.15, Inspección Luz Negra Conexión por procedimiento 3.17, Inspección Conexión Liquido Penetrant) 3.21.9 Inspección Visual Cuerpo: Examine visualmente la superficie exterior de la herramienta de recalque a recalque por daños mecánicos. Todo corte, hendidura o similares imperfecciones más profundas de 10% de la superficie adyacente será causa de rechazo. 3.21.10 Inspección Cuerpo Liquido Penetrant: En herramientas no-magnéticas, inspeccione la superficie exterior de la carcasa estructural en concordancia con procedimiento 3.17, “Inspección Liquido Penetrant”, prestando especial atención a puertos y áreas maquinadas. Toda fisura será causa de rechazo, (Si la herramienta es construida con material ferromagnético, sustituya procedimiento 3.9, “MPI Áreas Cuñas/Recalque”, por procedimiento 3.17).



135

Inspección 3.21.11 Montaje y Ensayo Función: El armado y prueba de función como es requerido por el manual de Taller. Cambie los “O” rings y sellos blandos por nuevos antes de armar. Enrosque y ajuste las conexiones del cuerpo medio utilizando los valores de torque requerido por el manual de armado herramienta. La herramienta de aplicación de torque debe mostrar la etiqueta actualizada de su calibración. 3.21.12 Requerimientos Pos-Inspección: Limpie y seque las conexiones y protectores de roscas. Aplique grasa para roscas en protectores y roscas. Pinte una franja blanca de 2 pulgadas alrededor de la herramienta aceptada. La banda blanca pintada debe estar a 12 pulg ± 2 pulg desde el extremo de la hembra. Utilizando un marcador permanente en la superficie exterior de la herramienta, escriba o con esténcil marque las palabras “DS-1™ Inspección MWD/LWD”, la fecha, y nombre de la compañía que efectuó la inspección. 3.22 Inspección Taller Motores y Turbinas

3.22.1 Alcance: Este procedimiento cubre la inspección de taller de motores y turbinas. 3.22.2 Aparatos: El siguiente equipamiento debe estar disponible: Manual de Taller Manufacturador, marcadores de pintura, calibre interior, una luz capaz de iluminar la total longitud interior de la herramienta, escuadra metálica, cinta métrica, lima plana, pulidora (moladora) disco. 3.22.3 Preparación: Registre el número de serie y descripción. Rechace la herramienta si el número de serie no puede localizarse a menos que el cliente ignore este requerimiento. Desarme la herramienta de acuerdo al manual de taller del manufacturador. 3.22.4 Características Alivio Tensión Requerida: A menos que sea ignorado por el cliente, todos los extremos de las conexiones NC38 y mayores en ambos extremos de los substitutos de desgaste deben estar equipados con ranura de alivio tensión y hembras con orificio boreback (maquinado interior). Los extremos de conexiones son aquellas que se unen al siguiente componente de la sarta de perforación sobre y debajo de la herramienta. En motores equipados con sustituto de desgaste (saver sub), extremos de conexión son las que unen al sustituto de desgaste. Estos requerimientos no aplican al sustituto inferior (trépano) en motores y turbinas si el sustituto está equipado con recesos especiales cuyas dimensiones no son compatibles con el (orificio)de la hembra. 3.22.5 Sustitutos Desgaste (saver-sub) y Estabilizadores: Inspeccione los sustitutos de desgaste, si los hay, en concordancia con procedimiento Inspección Sustitutos 3.25, excepto que los requerimientos para marcado en el párrafo 3.25.8 b de ese procedimiento no se aplica. Si el motor está equipado con un estabilizador descartable, inspeccione el estabilizador en concordancia con procedimiento 3.24. 3.22.6 Inspección Visual Conexión:

a. Inspeccione los extremos de conexión en concordancia con procedimiento 3.11, Inspección Visual Conexión, omitiendo sección 3.11.3 a, y 3.11.4 a.

b. Inspeccione las conexiones del cuerpo medio como sigue:

• Sello de Superficie: Si las conexiones en el medio cuerpo forman un sello de presión, los sello de superficie deben estar libres de protuberancia de material o depósitos de corrosión, detectados visualmente o frotando una regla de metal o uña de los dedos a través de la superficie. Todo piting o interrupciones del sello de superficie que sea estimado de exceder 1/32 pulg en profundidad o que ocupa mas del 20% del ancho sello y en cualquier locación dada es causa de rechazo. La quita de metal debajo de la superficie del sello está prohibida.

• Superficie de Rosca: Las superficies de roscas y los recalque (espejo) deben estar libres de muescas u otras imperfecciones que aparenten exceder 1/16 pulg., en profundidad o 1/8 pulg., en diámetro, que penetre debajo de la raíz de la rosca, o que ocupe mas de 1-1/2 pulg de longitud a lo largo de cualquier filete en la rosca. Protuberancias elevadas deben sacarse con una lima o pulidora “blanda” (no metálica).

3.22.7 Inspección Dimensional 3: Inspeccione los extremos de conexión en concordancia con el procedimiento 3.14, Inspección Dimensional 3, utilizando dimensiones de la tabla 3.7 para aceptación. 3.22.8 Inspección Luz Negra Conexión: Inspecciones las conexiones de los extremos y medio cuerpo (si las hay) en concordancia con procedimiento 3.15. Inspección Luz Negra Conexión. (Nota: Si la herramienta es construida de materiales ferromagnéticos, sustituya procedimiento 3.017, Inspección Conexión Liquido Penetrant, por procedimiento 3.15. Inspección Luz Negra Conexión). 3.22.9 Inspección Visual Cuerpo: Examine la superficie exterior de la herramienta de recalque a recalque por daño mecánico. Todo corte, hendidura o similares imperfecciones mas profundas de 10% de la superficie adyacente será causa de rechazo. 3.22.10 Inspección Anillo Calibre Cuchilla (aletas): Si el motor o turbina esta equipada con estabilizador no descartable, chequee las cuchillas (aletas) del estabilizador por su diámetro adecuado pasando el anillo calibre a través de la longitud total de las cuchillas. El ID del calibre debe ser del diámetro nominal de la cuchilla + 0.- 1/32” pulg. El calibre debe pasar fácilmente sobre las cuchillas. El espacio entre el calibre y las cuchillas no debe exceder de 1/16” pulg., o la herramienta debe ser rechazada. 3.22.11 Inspección Partículas Magnéticas Cuerpo: Inspeccione la superficie exterior de la herramienta en concordancia con el procedimiento 3.9, Área Inspección Magnética de Partículas de Cuñas/Recalque. Adicionalmente, inspeccione el rotor y soldaduras asociadas. Toda fisura, sin importar la orientación debe ser rechazada. (Si la herramienta o partes de la herramienta son hechas de material no-magnético sustituya procedimiento 3.17, Inspección Liquido Penetrant, por procedimiento 3.9, en los componentes no-magnéticos).



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Inspección 3.22.12 Montaje y Ensayo Función: El armado y prueba de función como es requerido por el manual de Taller. Cambie los “O” rings y sellos blandos por nuevos antes de armar. Enrosque y ajuste las conexiones del cuerpo medio utilizando los valores de torque requerido por el manual de armado herramienta. La herramienta de aplicación de torque debe mostrar la etiqueta actualizada de su calibración. 3.22.13 Requerimientos Pos-Inspección: Limpie y seque las conexiones y protectores de roscas. Aplique grasa para roscas en protectores y roscas. Pinte una franja blanca de 2 pulgadas alrededor de la herramienta aceptada. La banda blanca pintada debe estar a 12 pulg ± 2 pulg desde el extremo de la hembra. Utilizando un marcador permanente en la superficie exterior de la herramienta, escriba o con esténcil marque las palabras “DS-1™ Inspección motor”, la fecha, y nombre de la compañía que efectuó la inspección. 3.23 Inspección Taller de Escariadores, Ensanchadores de Pozo, Escariadores a Rodillo y Escariadores de Casing: (underreamers, hole openers, roller reamears y casing scrapers)

3.23.1 Alcance: Este procedimiento cubre los requerimientos de inspección y criterio de aceptación para escariadores, escariadores a rodillo, ensanchadores de pozo y escariadores de casing. 3.23.2 Aparatos: El siguiente equipamiento debe estar disponible: Manual de Taller Manufacturador, marcadores de pintura, calibre interior, una luz capaz de iluminar la total longitud interior de la herramienta, escuadra metálica, cinta métrica, lima plana, pulidora (moladora) disco. 3.23.3 Preparación: Registre el número de serie y descripción. Rechace la herramienta si el número de serie no puede localizarse a menos que el cliente ignore este requerimiento. Desarme la herramienta y quite, cortadores, rodillos, brazo escariador y pernos antes de inspeccionar 3.23.4 Características de Alivio Tensión Requeridas: A menos que sea omitido por el cliente, todos los extremos de conexión NC38 y mayores en la herramienta y sustituto de desgaste (saver-sub) debe estar equipado con ranura de alivio tensión en macho y hembra con contra orificio (boreback). Los extremos de conexión son aquellas que unen la siguiente unión a los componentes de la sarta de perforación por arriba y debajo de esta. En una herramienta equipada con sustituto de desgaste, los extremos de conexión son aquellos que unen al sustituto. 3.23.5 Inspección Visual Conexión:

b. Inspeccione las conexiones de acuerdo al procedimiento 3.11, omitiendo secciones 3.11.3 a, y 3.11.4 a.

c. Inspeccione conexiones cuerpo medio como sigue:

• Sello de Superficie: Si las conexiones en el medio cuerpo forman un sello de presión, los sello de superficie deben estar libres de protuberancia de material o depósitos de corrosión detectados visualmente o frotando una regla de metal o uña de los dedos a través de la superficie. Todo piting o interrupciones del sello de superficie que sea estimado de exceder 1/32 pulg en profundidad o que ocupa mas del 20% del ancho sello y en cualquier locación dada son causa de rechazo.

• Superficie de Rosca: Las superficies de roscas y los recalque (espejo) deben estar libres de muescas u otras imperfecciones que aparenten exceder 1/16 pulg., en profundidad o 1/8 pulg., en diámetro, que penetre debajo de la raíz de la rosca, o que ocupe mas de 1-1/2 pulg de longitud a lo largo de cualquier filete en la rosca. Retirar con una lima o pulidora “blanda” (no metálica). La quita de metal debajo del plano de la superficie de sello está prohibida

3.23.6 Inspección Dimensional 3: Inspeccione los extremos de conexión en concordancia con el procedimiento 3.14, Inspección Dimensional 3, utilizando dimensiones de la tabla 3.7 para aceptación. 3.23.7 Inspección Conexión Luz Negra: Inspeccione extremos de conexiones y conexiones del cuerpo medio de acuerdo con procedimiento 3.15., Inspección Conexión Luz Negra. 3.23.8 Inspección Visual/Dimensional Cuerpo:

a. Examine la superficie exterior carcasa herramienta, brazos, rodillos, cortadores, pernos, y otros componentes por daños mecánicos. Todo corte, hendiduras o fallas similares en la carcasa de la herramienta, o eje más profundo de un 10% de la pared adyacente es causa para su rechazo. Daños a otros componentes que excedan los limites especificados en el manual de taller del manufacturador será causa para el rechazo.

b. Las herramientas cuello de botella deben tener un cuello de pesca mínimo de 18” pulg, medidos desde él recalque hasta la conicidad. El espacio mínimo para la llave debe ser de 7” pulg, o la herramienta será rechazada.

c. La herramienta que muestre evidencias de haber sido soldada alrededor debe ser rechazada a menos que este requerimiento sea omitido por el cliente.

3.23.9 Inspección Partículas Magnéticas Cuerpo: Inspeccione los pernos, brazos, superficie exterior totalmente de la carcasa estructural de la herramienta, y otros miembros portadores de cargas de acuerdo con el procedimiento 3.9, Inspección Partículas Magnéticas Áreas Cuñas/Recalque. Vuelva a chequear todos los componentes excepto la carcasa estructural de la herramienta, con el campo magnético orientado perpendicularmente a la primera inspección. (escaneada)



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Inspección 3.23.10 Inspección Armado y Calibre Anillo:

a. Rearme y lubrique la herramienta de acuerdo a los procedimientos delineados en el manual de taller. Cambie “O” ring y otros sellos blandos con los nuevos componentes. El dispositivo de aplicación de torque utilizado para ajustar las conexiones del cuerpo medio debe mostrar una etiqueta de calibración actual.

b. Manualmente abra y cierre las cuchillas movibles o brazos al menos tres veces. Rote cortadores y rodillos. Todos los componentes móviles deben moverse libremente sin juego excesivo.

c. Chequee el diámetro del cortador y rodillo pasando el anillo calibre sobre la longitud de los rodillos y/o cortadores. El calibre de diámetro interior debe ser del diámetro nominal deseado +0, - 1/32” pulg. El calibre debe pasar libremente sobre cortadores o rodillos. El espacio entre el calibre y las cuchillas no debe exceder de 1/16” pulg o la herramienta debe ser rechazada. Para las herramientas extensibles, expanda los cortadores hasta su máximo diámetro y repita el test.

d. Realice chequeos de las otras funciones como sea requerido por el manual de taller.

3.23.11 Requerimientos Pos-Inspección: Limpie y seque las conexiones y protectores de roscas. Aplique grasa para roscas en protectores y roscas. Pinte una franja blanca de 2 pulgadas alrededor de la herramienta aceptada. La banda blanca pintada debe estar a 12 pulg ± 2 pulg desde el extremo de la hembra. Utilizando un marcador permanente en la superficie exterior de la herramienta, escriba o con esténcil marque las palabras “DS-1™ Inspección”, la fecha, y nombre de la compañía que efectuó la inspección. 3.24 Inspección Estabilizador

3.24.1 Alcance: Este procedimiento cubre los requerimientos de inspección y criterio de aceptación para estabilizadores. Incluyendo ambos componentes no-magnéticos y ferromagnéticos. 3.24.2 Aparatos: El siguiente equipamiento debe estar disponible para la inspección: Marcador de pintura, regla metálica, cinta métrica, una luz capaz de iluminar la total superficie interna, una lima plana, o pulidora a disco, anillo calibre para estabilizadores. 3.24.3 Preparación: Registre el número de serie y descripción. Rechace la herramienta si el número de serie no puede localizarse a menos que el cliente ignore este requerimiento. 3.24.4 Características de Alivio Tensión Requeridas: A menos que sea omitido por el cliente, todos los extremos de conexión NC38 y mayores en el estabilizador debe estar equipado con ranura de alivio tensión en macho y hembra con contra orificio (boreback) maquinado. 3.24.5 Inspección Visual Conexión: Inspeccione las conexiones, incluyendo las del cuerpo medio y conexiones camisa en estabilizadores con camisa de acuerdo al procedimiento 3.11, Inspección Visual Conexión, omitiendo secciones 3.11.3 a y 3.11.4 a.

3.24.6 Inspección Dimensional:

a. Inspeccione la conexión de acuerdo con el procedimiento 3.14, Inspección Dimensional 3. Utilice el criterio de aceptación para portamechas.

b. Mida la longitud del cuello del estabilizador en ambos extremos macho y hembra. La longitud del cuello no debe ser menor de dos veces el diámetro exterior del estabilizador o 12 pulg, cualquiera sea la mayor.

c. La reducción (crossover) unión de cruce del estabilizador debe tener un cuello de pesca de 18” pulg medidos en él recalque o conicidad.

2.24.7 Inspección Luz Negra: Inspeccione las conexiones de acuerdo con el procedimiento 3.15, Inspección Conexión Luz Negra. Si la herramienta es antimagnética, sustituya procedimiento 3.17, Inspección Conexión Liquido Penetrant por Inspección Conexión Luz Negra. 3.24.8 Inspección Visual Conexión: Examine visualmente la superficie exterior de la herramienta de recalque a recalque por daños mecánicos. Todo corte, hendidura o similares imperfecciones más profundas del 10% de la pared adyacente debe ser rechazada. 3.24.9 Inspección Anillo Calibre Cuchilla: Chequee el diámetro de la cuchilla del estabilizador pasando el anillo calibre sobre la longitud de la cuchilla (hoja-nervadura etc.) El calibre del diámetro interior debe ser del diámetro nominal deseado de la cuchilla + 0, - 1/32” pulg. El calibre debe pasar libremente sobre las cuchillas. El espacio entre el calibre y las cuchillas no debe exceder de 1/16” pulg o la herramienta será rechazada. 3.24.10 Inspección Partículas Magnéticas Cuerpo: Inspeccione el diámetro exterior de recalque a recalque (incluyendo las soldaduras en los estabilizadores de cuchillas soldadas) en concordancia con procedimiento 3.9, MPI inspecciones Cuñas/Recalque. (Como una alternativa para este paso, el área de cobertura de la Inspección Luz Negra del paso 3.24.5 puede ser extendida hasta cubrir la superficie externa entera del estabilizador). Cualquiera de los procedimientos que sean utilizados, la inspección de las soldaduras en estabilizadores de cuchillas soldadas debe emplear una horquilla AC para magnetizar y deberá hacerse dos veces, con el segundo campo orientado perpendicularmente al primero. Toda fisura es causa de rechazo, excepto que las fisuras de hiladas en el hardfacing son permisibles si estas no se extienden dentro de la base de metal. Si el estabilizador es no-magnético, el procedimiento 3.17, Inspección Liquido Penetrant, debe sustituirse por Inspección de Partículas Magnéticas. 3.24.11 Requerimientos Pos-Inspección: Limpie y seque las conexiones y protectores de roscas. Aplique grasa para roscas en protectores y roscas. Pinte una franja blanca de 2 pulgadas alrededor de la herramienta aceptada. La banda blanca pintada debe estar a 12 pulg ± 2 pulg desde el extremo de la hembra. Utilizando un marcador permanente en la superficie exterior de la herramienta, escriba o con esténcil marque las palabras “DS-1™ Inspección Stab”, la fecha, y nombre de la compañía que efectuó la inspección.



138

Inspección 3.25 Inspección Sub (sustituto)

3.25.1 Alcance: Este procedimiento cubre los requerimientos de inspección y criterio de aceptación para los sustitutos de perforación rotary. Incluyendo los componentes ferromagnéticos y no-magnéticos.

3.25.2 Preparación: Registre el número de serie y descripción. Rechace la herramienta si el número de serie no puede localizarse a menos que el cliente ignore este requerimiento.

3.25.3 Equipamiento Requerido: El siguiente equipamiento debe estar disponible para la inspección: marcadores de pintura, calibre interior, una luz capaz de iluminar la total longitud interior de la herramienta, escuadra metálica, cinta métrica, lima plana, pulidora (moladora) disco.

3.25.4 Características de Alivio Tensión Requerida en sustitutos BHA: Sustitutos de trepano y sustitutos que unen otras conexiones BHA, con conexiones NC38 y mayores, debe tener ranuras de alivio tensión en el macho y en el hombro de la hembra (boreback), o estas deben rechazarse. (Nota: Sustitutos de propósitos-especiales pueden requerir diámetros interiores que no acomoden una hembra con hombro maquinado (boreback). Cuando esto ocurre, un criterio de aceptación dimensional aplicará del manufacturador del sustituto).

3.25.5 Inspección Visual Conexión: Inspeccione la conexión de acuerdo al procedimiento 3.11, omitiendo sección 3.11.3 a, y 3.11.4 a.

3.25.6 Especificaciones Dimensiónales:

a. Inspeccione la conexión de los sustitutos del trépano que unen a otras conexiones del BHA de acuerdo al procedimiento 3.14, Inspección Dimensional 3, excepto que el diámetro de conicidad (biselado) debe cubrir con los requerimientos en el paso b-d abajo, cualquiera aplique.

b. Los sustitutos de trépanos y otras conexiones que unen otros componentes del BHA, excepto las HWDP: Utilice diámetros de bisel de la tabla 3.7.

c. Conexiones sustitutos uniendo HWDP: Utilice diámetros de bisel de la tabla 3.9.

d. Para sustitutos de conexiones que unan trépanos: Utilice los rangos de diámetros conicidad abajo:

e. Inspeccione las conexiones de los sustitutos que unan las barras de sondeo o conexiones inferior del vástago de acuerdo con el procedimiento 3.13. Inspección Dimensional 2.

Diámetro Bisel (pulg) Conexión Mínimo Máximo 2-3/8 Reg. 3-1/35 3-1/16 2-7/8 Reg. 3-19/32 3-5/8 3-1/2 Reg. 4-3/32 4-1/8 4-1/2 Reg. 5-5/16 5-11/32 6-5/8 Reg. 7-11/32 7-3/8 7-5/8 Reg. 8-29/64 8-31/64 8-5/8 Reg. 9-17/32 9-9/16

f. Espacio llave: El mínimo de espacio para la llave debe ser de 7 pulgadas.

g. Diámetro Interior: Sustitutos con el mismo tipo de conexión en los extremos deben tener orificio recto (agujero) con el diámetro interior (ID) no mayor que el diámetro interior (ID) del macho mayor en el cual el sustituto será unido. Los sustitutos con diferentes conexiones superior e inferiores pueden estar equipados con diámetros interiores escalonados. En estos sustitutos, la capacidad torsional del macho con el diámetro interior (ID) mayor, no debe ser menor que la capacidad torsional de la conexión en el otro extremo de la conexión del sustituto.

h. Radio curvatura: El radio de la curvatura en los sustitutos Tipo B debe ser al menos de 1.0 pulgada.

i. Longitud: Mida la longitud total de recalque a recalque. Mida la longitud del cuello en los sustitutos Tipo B. Los sustitutos deben cumplir con los requerimientos de longitud de abajo o serán rechazados.

TIPO A

Puede también ser, doble hembra, o doble

macho.

TIPO B Puede también ser,

doble hembra, o doble macho.

TIPO C Sub-vástago – LH Rosca

superior, e inferior.

Figura 3.8 Sustitutos Perforación API.



139

Inspección

TIPO

LONGITUD TOTAL MÍNIMA

(PULG)

LONGITUD CUELLO MÍNIMA

(PULG) A (Hembra-Hembra) 24 - A (Macho-Macho) 12 - A (Hembra-Macho) 16 -

B 36 24 C 7 -

j. Dimensiones asiento orificio, para flotadora: En los

sustitutos para trépanos equipados con asientos para válvulas flotadoras, las dimensiones de estos orificios deben cumplir con las dimensiones en las figuras 3.9 y las siguientes.

DIMENSIONES (PULG)

CONEXIÓN R

(+1/16, -0) A

(±1/16) 2-3/8 Reg 1-11/16 9-1/8 2-7/8 Reg 1-15/16 10 3-1/2 Reg 2-7/16 10-1/2 4-1/2 Reg 3-1/2 12-13/16 6-5/8 Reg 4-13/16 17 7-5/8 Reg 4-13/16 17-1/4 8-5/8 Reg 4-13/16 17-3/8

DIMENSIÓN HOMBRO (Recalque) INTERNO: Si R es ≤ que orificio, desconsiderar. Si orificio es > R ≤ (orificio – 0,5 pulg.), HOMBRO MÍNIMO = 1/8 pulg., de otra manera, HOMBRO MÍNIMO = ¼ pulg. (NOTA: El diámetro interior del orificio y macho trépano debe ser suficientemente más pequeño para sujetar el conjunto válvula).

Figura 3.9 Sustituto Trépano con Orificio Válvula Flotadora

3.25.7 Inspección Conexión Luz Negra: Inspecciones los extremos de conexión en concordancia con procedimientos 3.15 Inspección Conexión Luz Negra. Si el sustituto es no-magnético, sustituya procedimiento 3.17, Inspección Conexión Liquido Penetrant, en lugar de Inspección Luz Negra. 3.25.8 Inspección Visual Cuerpo:

a. Condición superficie: Visualmente examine la superficie exterior del sustituto de hombro a hombro, por daños mecánicos. Todo corte, muesca, o similar imperfección mas profunda que el 10% de la pared adyacente deberá ser rechazada.

b. Marcado: El sustituto deberá constar con un receso de marcado, mostrando nombre del manufacturador, o marca, con las palabras “SPEC 7”, en las conexiones superior e inferior, y diámetro(s) interior del sustituto. La información listada en el marcado, deberá conformar con él ID(s) y conexión en el sustituto. (Sustitutos que no muestren estas marcas, no cumplen con la especificación API 7).

3.25.9 Requerimientos Pos-Inspección: Limpie y seque las conexiones y guarda roscas. Aplique grasa a la rosca, y coloque guarda rosca. Pinte con pintura blanca, una banda blanca de 2-pulg, de ancho en herramientas aceptadas. La pintada de la banda, deberá ser de 6-pulg, ± 2-pulg del extremo de la hembra. Utilice un marcador indeleble en la superficie exterior de la herramienta, escriba o con stencil (marcador) las palabras “Inspección Sustituto DS-1™”, fecha, y nombre de la compañía que realizo la inspección. 3.26 Inspección Taller De Válvulas Seguridad Superficie, Válvulas Vástago, y Preventor Interior Descontrol (Inside B.O.P.)

3.26.1 Alcance: Este procedimiento cubre los requerimientos de inspección y criterios de aceptación, para válvulas de vástago, válvulas de seguridad y B.O.P. Interior.

3.26.2 Aparatos: El siguiente equipamiento debe estar a disposición durante la inspección: manual taller manufacturador, marcador, calibre, una luz capaz de iluminar la superficie interna total, regla metálica, cinta métrica, papel de lija, lima plana o moladora circular.

3.26.3 Preparación: a. Determine del cliente de acuerdo a sus requerimientos la

presión de trabajo de la herramienta, y si se requiere o no, la verificación para H2S. También determine los extremos mínimo ID y máximo OD de la conexión. Si alguna de las propiedades de la válvula no cumple con los requerimientos del cliente, no continúe con la inspección. Notifique al cliente.



140

Inspección b. Desarme completamente la herramienta, desarmado

todas las conexiones del cuerpo medio, retirando las esferas, tapones, asientos, sellos auxiliares, resortes y tapones allen.

3.26.4 Verificación Presión de Trabajo/Condición: Registre el número de serie y descripción de la herramienta. Si no se encuentra el número de serie rechace la herramienta. Verifique la presión de trabajo de la herramienta por uno de los medios siguientes:

a. Marcado Permanente en el cuerpo de la válvula. b. Reportes escritos del manufacturador identificables por

su número de serie único. (Información marcada en el cuerpo de la válvula y en los registros escritos, debe ser coincidente, o la válvula debe ser rechazada.)

3.26.5 Inspección Visual Conexión: a. Inspeccione la conexión en concordancia con el

procedimiento 3.11, omitiendo las Secciones 3.11.3 a, y 3.11.4 a.

b. Inspeccione la conexión(s) del cuerpo medio como continua:

• Superficie Sello: Si la conexión del cuerpo medio forma un sello de presión, la superficie del sello debe estar libre de metal protuberante, o depósitos protuberantes de corrosión, detectados visualmente, o frotando una regla metálica o uña del dedo a través de la superficie. Cualquier pitting (picado) o interrupciones en la superficie de sello que exceda estimadamente de 1/32 pulg, de profundidad, u ocupe más del 20% del ancho del sello en cualquier ubicación dada, es causa de rechazo. La remoción del metal por debajo del plano de la superficie de sello, esta prohibido.

• Superficie Rosca: Las roscas y superficies hombros deben estar libres de picaduras y otras imperfecciones en superficie que aparenten exceder de 1/16 pulg, de profundidad, o 1/8 pulg en diámetro, que penetre debajo de la raíz de la rosca, o que ocupe más de 1-½ pulg en longitud a lo largo de todo el espiral en la rosca. Las protuberancias elevadas, deben ser quitadas con una lima manual, o disco “blando” no metálico.

3.26.6 Inspección Dimensional Conexión: Inspeccione los extremos de las conexiones en concordancia con el procedimiento 3.15. Inspección Dimensional 2. 3.26.7 Inspección Conexión Luz Negra: Inspeccione extremos y conexiones de medio cuerpo, con el procedimiento 3.15, Inspección Conexión Luz Negra. Extienda la cobertura de la inspección con luz negra, de manera que el exterior completo accesible, y superficies interiores de la válvula sean examinadas.- 3.26.8 Inspección Visual/ Dimensional Cuerpo e Inspección Interna Componentes:

a. Examine visualmente la superficie exterior de la herramienta de hombro a hombro, por daños mecánicos. Todo corte, muesca, o similar imperfección de mayor

profundidad del 10% de la pared adyacente debe rechazarse.

b. Limpie y examine la cobertura y componentes internos. Picaduras, erosión, cortes, y muescas no son permitidas en las áreas de sellos de los asientos, esferas, tapones, o vástago operador. Preste particular atención al orificio de sello y orificio del vástago operador, y a toda área a través, en el cual los sellos blandos deben moverse mientras la válvula es operada bajo presión en el cuerpo. En estas áreas debe verse el metal brillante, sin evidencia de cualquier forma de picado (pitting).

c. El espacio mínimo para la llave, debe ser de 7 pulg, o la herramienta debe rechazarse. El espacio de llave no debe contener ningún agujero de vástago, o conexión media del cuerpo.

3.26.9 Montaje: a. La herramienta debe armarse en concordancia con los

procedimientos de montaje escritos por el manufacturador, utilizando el torque de ajuste correcto en todas las conexiones del cuerpo medio. El dispositivo de aplicación de torque debe mostrar una etiqueta actualizada de calibración. Deben ser todos nuevos los O’ring, otros sellos blandos, y los resortes “wavy” instalados.

b. Para las válvulas que requieran ajustes H2S, todos los componentes deben ser verificados como apropiados para el servicio en H2S, por su numero de parte, o su numero de serie. Las partes pequeñas, tales como sellos y resortes, que no lleven números de identificación, deben ser cambiadas por partes nuevas que sean conocidas como apropiadas para el servicio H2S.

c. Luego de haber ensamblado el vástago y válvula de seguridad que tengan un orificio roscado para un alemite, instale temporalmente el alemite, y engrase la válvula, mientras opera la esfera, continúe hasta que la grase se vea en el interior de la válvula. Retire el alemite, e instale el tapón apropiado en el orificio roscado. Opere la válvula reiteradamente para confirmar que está funciona suavemente.

d. Verifique que la posición del indicador en el vástago operativo refleje correctamente las posiciones de abierto y cerrado de la válvula.

3.26.10 Requerimientos Para Prueba Presión Hidrostática: Válvula, Vástago, Válvulas Seguridad, y BOP Interior, y cuerpo de éstas debe someterse a prueba hidráulica y diferencial a baja y alta presión. Precaución: Antes de aplicar la presión hidráulica de ensayo, debe asegurarse que la parte a ensayar, sea aislada detrás de una protección de tamaño y resistencia suficiente, para prevenir lesiones en el evento de una perdida, o ruptura del cuerpo. Asegúrese de drenar el aire del sistema de ensayo antes de la aplicación de presión. Siga todos los otros procedimientos de seguridad establecidos, por las facilidades del taller.



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Inspección a. Requerimientos de bloqueo y drenaje: Luego de haber

aplicado la presión a la pieza de ensayo, y en todo los ensayos siguientes, la fuente de presión debe estar aislada y la línea de presión entre la fuente y la pieza de ensayo debe drenarse a cero. El periodo de tiempo de prueba hidráulica no debe iniciarse hasta que estos pasos sean efectuados.

b. El periodo de sujeción de presión mínima para cada ensayo es de 5 minutos. Toda caída de presión observable, o perdida de agua a través del cuerpo de la válvula, o alrededor del vástago de operación de la válvula, esfera o tapón, durante el periodo de ensayo, será causa del rechazo de la válvula.

c. Manómetro de calibración: Los manómetros de presión utilizados para el ensayo hidráulico, deberán mostrar su etiqueta actualizada de calibración.

d. Ensayo diferencial desde abajo: (Aplicables a las válvulas de vástago, válvulas de seguridad, y BOP Interior)

• Conecte el extremo inferior (macho) de la válvula, a la instalación de ensayo. La válvula deberá estar en la posición cerrada, sin tapa o tapón en el extremo (hembra) superior.

• Aplique 200 psig, desde el extremo (macho) inferior de la válvula. Bloquee y drene la fuente de presión. Mantenga la presión por 5 minutos, mientras examina por perdidas, la esfera, vástago operativo, y conexión de cuerpo medio. Observe la presión del manómetro por perdida de presión.

• Después que la válvula haya pasado satisfactoriamente el ensayo a 200 psig, incremente la presión a la presión máxima de trabajo de la válvula y repita el ensayo como antes.

• Drene la presión a cero. e. Ensayo diferencial desde arriba: (Aplicables solamente a

las válvulas bidireccionales de vástago). • Conecte el extremo superior (hembra) de la válvula a la

instalación de ensayo. La válvula deberá estar en posición cerrada sin tapa o tapón en el extremo (macho) inferior.

• Aplique 200 psig, desde el extremo (macho) superior de la válvula. Bloquee y drene la fuente de presión. Mantenga la presión por 5 minutos, mientras examina por perdidas, la esfera, vástago operativo, y conexión de cuerpo medio. Observe la presión del manómetro por perdida de presión.

• Después que la válvula haya pasado satisfactoriamente el ensayo a 200 psig, incremente la presión 5.000 psig, o, a la presión máxima de trabajo de la válvula (cualquiera sea la menor) y repita el ensayo como antes.

• Drene la presión a cero. f. Ensayo cuerpo: (Aplicable a válvula de vástago, válvula

de seguridad y BOP interior).

• Conecte el extremo inferior (macho) de la válvula, a la instalación de ensayo. La válvula deberá estar en la posición abierta, con otra válvula, una tapa o tapón en el extremo superior hembra.

• Aplique la presión de trabajo, desde el extremo (macho) inferior de la válvula. Bloquee y drene la fuente de presión. Mantenga la presión por 5 minutos, y examine, la esfera, vástago operativo, y conexión de cuerpo medio, por perdidas. Observe la presión del manómetro por perdida de presión.

• En las válvulas de vástago y válvulas de seguridad, mientras se mantiene la presión de ensayo, ciclar la abertura y cierre de la esfera, como mínimo tres veces mientras observa el vástago de operación por perdidas. No se permiten perdidas. Deje la válvula en la posición abierta, y Drene la presión a cero.

3.26.11 Requerimiento Pos-Inspección: a. Limpie y seque las conexiones roscadas y protectores de

rosca, y aplique grasa de rosca apropiada. Aplique protectores de roscas.

b. Coloque la bolsa de partes a la válvula. La bolsa de partes, debe contener como mínimo, una llave de operación (para válvulas de seguridad y válvulas de vástago), o llave de abertura (para la BOP interior). Para las herramientas

c. Así equipadas, la bolsa de partes, deberá también contener una llave Allen, para quitar el tapón del orificio del terminal de engrase y como mínimo dos terminales para grasa (alemites).

d. Pinte una franja blanca de 2 pulgadas de ancho alrededor de una herramienta aceptada. La banda de pintura deberá ser de 6 pulgadas, más o menos a 2 pulgadas del extremo hembra. Utilizando un marcador de pintura permanente sobre la superficie exterior de la herramienta, escriba o estarcir las palabras “Inspección DS’1™ SV”, la fecha, y el nombre de la compañía que realizo la inspección.

3.27 Inspección De campo De Herramientas Especiales

3.27.1 Alcance: Este procedimiento cubre las inspecciones de campo de herramientas especiales, tales como: tijeras, motores, MWD, y otras herramientas con procedimientos de taller en otras partes de este estándar. Mientras que en la inspección total de estas herramientas se requiere de desarmado en taller, en ocasiones es preferible de realizar una inspección de campo de las partes accesibles, sin desarmar la herramienta. La inspección de campo, puede identificar problemas con los extremos de conexión y carcasa estructural de la herramienta, pero el usuario debe tener presente que otras cuestiones sobre la herramienta no puede ser evaluada durante estás inspecciones abreviadas de campo.



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Inspección 3.27.2 Equipamiento Requerido: El siguiente equipamiento debe estar disponible: Pintura marcadora, Calibre Ultrasónico de espesor, Calibre profundidad, Una luz capaz de iluminar las superficies interior de la herramienta, Escala metálica, Cinta métrica, Lima plana o Amolador. 3.27.3 Preparación:

a. Registre el número de serie y descripción de la herramienta. Coloque la herramienta sobre un caballete con a menos tres soportes y espacio suficiente para rotar la herramienta a menos 360 grados.

b. Limpie la conexión expuesta. Limpie el exterior y las superficies internas accesibles de la herramienta.

3.27.4 Características Requeridas del Alivio de Estrés en los Sustitutos BHA: A menos que este requerimiento sea aplazado por el cliente, los sustitutos de trépanos y sustitutos que unan otras conexiones del BHA, con conexiones NC38 y mayores, deberá tener ranuras de liberación de estrés API en el macho y hembras con recalque interior o estas deberán rechazarse (Nota: Sustitutos de propósito-especial, pueden requerir diámetros interiores que no se acomodan al recalque interior de la hembra. Cuando esto ocurre, se aplicará un criterio de aceptación dimensional para el sustituto especial del manufacturador.) 3.27.5 Inspección Visual Cuerpo: Examine visualmente la superficie exterior de la herramienta de hombro a hombro por daños mecánicos. Todo corte, muesca, o similar imperfección, más profunda al 10% de la pared adyacente, debe rechazarse. 3.27.6 Inspección Visual Conexión: Inspeccione la conexión expuesta en concordancia con el procedimiento 3.11, omitiendo los pasos 3.11.3a y 3.11.4a. 3.27.7 Inspección Dimensional 3: Inspeccione la conexión expuesta en concordancia con el procedimiento 3.14, Inspección Dimensional 3. 3.27.8 Inspección Conexión Luz Negra: Inspeccione la conexión expuesta en concordancia con procedimiento 3.15, Inspección Conexión Luz Negra. Si la herramienta es antimagnética, sustituya procedimiento 3.17, por Inspección Conexión Liquido Penetrat, en lugar de Inspección Por Luz Negra. 3.27.9 Inspección Cuerpo Partícula Magnética: Inspeccione la superficie exterior de hombro a hombro, en concordancia con procedimiento 3.9, de Inspección Partícula Magnética de Áreas Cuñas/Recalque. Toda fisura es causa de rechazo. Si la herramienta es magnética, el procedimiento 3.17 Inspección Liquido Penetrant deberá ser sustituido por Inspección Partículas Magnéticas. 3.27.10 Requerimiento Pos-Inspección: Limpie y seque la conexión y protectores de roscas. Aplique grasa en la rosca y a los protectores de roscas. Pinte una franja blanca de 2 pulgadas de ancho alrededor de una herramienta aceptada. La banda de pintura deberá ser de 6 pulgadas +/- 2 pulgadas desde el extremo de rosca. Utilizando un marcador permanente en la superficie exterior de la herramienta, escriba o estampe las palabras “Inspección de Campo

DS-1™”, la Fecha, y el Nombre de la compañía que realizando la inspección. 3.28 Calificación Personal de Inspección

3.28.1 Alcance: Esta sección cubre capacitación, certificación, y requerimientos de visión, para las personas que efectúen los procedimientos de inspección en este estándar. 3.28.2 Introducción: El personal de inspección efectuando inspecciones de acuerdo con este estándar, deberán estar certificado por sus empleadores. La compañía deberá tener un programa escrito enmarcando el programa de certificación. Los requerimientos para el programa son dados en los párrafos 3.28.3 hasta el 3.28.5. 3.28.3 Programa de Capacitación: El personal de inspección deberá recibir capacitación en la inspección que estos realizáran. La capacitación deberá incluir instrucción en el método de principios, operación, calibración, e instrumento, y pasos procesales. El tiempo utilizado en el desempeño en los métodos de Inspección día–a–día podrían no ser contados hacia los requerimientos de capacitación.

a. Métodos de Examen de Inspección: El personal de inspección deberá someterse a exámenes por escrito y prácticos (operativos), cubriendo los siguientes requerimientos para los métodos aplicables.

• Examen Escrito-Métodos Principales, Calibración y Operación Equipamiento, y Pasos de Procedimientos.

• Examen Practico – Armado Equipo, Calibración y Operación, Pasos Procedimientos, Disposición Materiales, y Reporte Trabajo.

b. Requerimientos Visión: La inspección del personal deberá cumplir con los siguientes requerimientos de agudeza visual y contraste de color.

• Agudeza Visual Cercana: La inspección del personal deberá demostrar la habilidad de leer un mínimo de jaeger numero 2, o equivalente tipo y tamaño de carta a 12 pulgadas o mayor distancia en una carta estándar de ensayo jaeger. Este test deberá efectuarse anualmente.

• Contraste Color: La inspección del personal deberá demostrar la habilidad para distinguir y diferenciar contrastes de los coloras utilizados en los métodos de inspección a efectuar. Estos tests, deben efectuarse cada tres años.

3.28.4 Registros: La compañía de inspección deberá mantener los siguientes registros para todos los inspectores.

a. Certificación documento: Este documento, o una copia deberán estar en la locación de trabajo. El documento debe contener nombre del inspector, tipo de capacitación recibida, cantidad de horas de capacitación, fecha certificación, y fecha ingreso empleado.



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Inspección b. Registro examen: Exámenes del inspector, grados, y el

registro de exámenes de visión deberá mantenerse durante la duración del empleo con la compañía.

3.28.5 Certificaciones: a. Responsabilidades: La certificación de inspectores es

responsabilidad de la compañía de inspección que los emplea, aunque agencias exteriores pueden ser contratadas para proveer capacitación y programas de administración.

b. Los Mínimos de una Certificación son: • La culminación de la capacitación, y requerimientos de

exámenes de esta sección y el programa escrito de la compañía de inspección.

• Performance aceptable en la reexaminación ocular. c. Actualización Certificación: Un inspector debe tener

actualización certificada. • Siempre que el inspector no haya realizado el método

aplicable por un periodo de un año. • Cuando el inspector cambia de empleador. • Con intervalos de tres años con el mismo empleador.

328.6 Registro Proveedor: Sección 4 de este estándar, da los requerimientos opcionales para registro de inspección y proveedores de roscas.

a) Utilice este esquema cuando la orden de inspección especifica - parar tan pronto como, cuando un

componente es rechazado. Éste marcado, se aplica solamente a una barra totalmente aceptada, y esto significa que todos los componentes de esta unión son aceptables a la Clase que estos indican. Este es un esquema normal cuando la compañía ordenadora de la inspección, no es propietaria de las barras. No requiere marcado un material rechazado.

b) Utilice este esquema cuando la orden de inspección especifica que la inspección debe continuar hasta que

todas las inspecciones especificadas se completen. Este método, denota la condición del tubo y uniones individualmente. Este es un esquema normal, cuando el propietario de las barras ordena la inspección.

Banda Condición Tubo

(Locación Banda – pulgadas +/- pulgadas)

Clase Número Color A B C D

Premium 2 Blanco 36 2 2 2

2 1 Amarillo 36 2 - -

Bandas Condición Unión

Condición Unión Color

chatarra Rojo

reparable taller azul

reparable campo verde

aceptable blanco Nota: El inspector puede o no, marcar una unión que cumpla los requerimientos de cualquier Clase, a meno que el o ella, las allá inspeccionado y confirmado todo los atributos requeridos para tal Clase. Figura: 3.10 Marcado de Componentes Sarta Perforación Pos-Inspección.



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TABLA 3.1 MÉTODOS DE INSPECCIÓN CUBIERTOS POR ESTE ESTÁNDAR

Nombre del Método: Aplicado A: Qué se Efectúa: Que se Evalúa: 1. “Visual Tubo” Tubo Barra sondeo y

HWDP. Examen visual, longitud total de superficie interior y exterior de tubos usados.

Rectitud, daños mecánicos, o corrosión, depósitos tales como, escamas, o lodo perforación.

2. “Calibre OD Tubo” Tubo Barra sondeo y HWDP.

Calibrado mecánico longitud total diámetro exterior tubos usados-barra sondeo.

Variaciones diámetro caudado por excesivo desgaste o daño mecánico, expansiones causadas por cuerda explosiva, reducciones causadas por sobre-tensión.

3. “Espesor Pared UT” Tubo Barra sondeo. Medición espesor pared alrededor circunferencia tubo barra, utilizando calibre de espesor ultrasónico.

Espesor pared tubo debajo de limites especificados de aceptación, mínima área sección transversal del tubo.

4. “Electromagnético 1” Tubo Barra sondeo. Escaneo longitud total (excluyendo recalques) de tubo barras sondeo, utilizando campo longitudinal (fallas transversales) unidad tipo buggy.

Fallas tales como fisura por fatiga, puntos corrosión, cortes, muescas, y otros daños que excedan limites especificados de aceptación.

5. “Electromagnético 2” Tubo Barra sondeo. Escaneo longitud total (excluyendo recalques), utilizando una unidad con campo magnético longitudinal EMI (falla transversal) y rayos gamma, capacidad espesor pared.

Fallas longitudinales, tales como fisura por fatiga, puntos de corrosión, cortes, muescas, y otros daños que excedan limites especificados de aceptación, longitud total espesor pared tubo.

6. “MPI Cuñas/Recalque”

Barra sondeo, o Áreas cuñas y Recalque Cuerpo Medio.

Examen de la superficie externa de barra de sondeo y HWDP, áreas de recalque y cuñas. Utilizando la orquilla campo-activo AC técnicas de partículas magnéticas visibles secas.


7. “UT Cuñas/Recalque”

Barra sondeo, o Áreas cuñas y Recalque Cuerpo Medio.

Examen áreas recalque y cuñas de barras de sondeo y HWDP, utilizando equipamiento electrónico de ondas de corte.


8. “Recalque Elevador ” Recalque (descano) elevador portamechas.

Medición de dimensiones de recalque elevador, tales como, portamechas, OD, longitud recalque profundidad recalque, e inspección visual del hombro del recalque.

Dimensiones, fuera-de-tolerancia que resulte en inadecuado agarre del portamecha, u hombros redondeados que pudieren sobre-estresar el elevador.

9. “Conexión Visual” Uniones de Barras Sondeo, HWDP, y conexiones BHA.

Inspección visual de hombros de conexiones, uniones, y chequeo perfil roscas, medición acampanado de hembra.

Daño manipuleo, indicaciones de daño torsional, arrastre, lavados, rebarbas, visiblemente hombros no-planos, corrosión, marcado en unión peso/grado y espejo macho.

10. “Dimensional 1” Unión Barra Sondeo. Medición o pasaje calibre de OD hembra, macho ID, ancho hombro, espacio llave, recalque interno hembra.

Capacidad torsional de macho y hembra, igualdad torsional de la unión y el tubo, adecuado hombro para soportar tensiones ajustes, adecuado espacio de agarre para llaves.

11. “Dimensional 2” Unión Barra Sondeo. Requerimientos Dimensional 1, más Mediciones o Calibrado, calibrado rosca macho, profundidad recalque, longitud rosca macho, diámetro biselado, ancho sello, y uniformidad hombro.

Igual como Dimensional 1, más evidencia de daño torsional, potencial cruzamiento de rosca con uniformidad plana macho, excesivo anchura hombro, suficiente área de sello para evitar arrastre, hombros no-uniformes.



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Tabla 3.1 (Continua) MÉTODOS DE INSPECCIÓN CUBIERTOS POR ESTE ESTÁNDAR

Nombre del Método: Aplicado A: Qué se Efectúa: Que se Evalúa:

12. “Dimensional 3” Conexiones BHA, Uniones y Recalques HWDP.

Mediciones, o calibrado de hembra OD, macho ID, rosca macho, diámetro biselado, diámetro y ancho liberador tensión macho, diámetro recalque interior cilindro y longitud rosca, y diámetro recalque central cuerpo medio HWDP.

Capacidad torsional del macho y hembra HWDP, BSR, portamechas, evidencia de daño torsional, ancho hombro excesivo, dimensiones adecuadas en el dispositivo de alivio de tensión para reducir estrés pandeo conexión, desgaste en recalque central exterior HWDP.

13. “Conexión Luz Negra” Conexiones BHA, (solamente Magnéticas). Uniones HWDP, y Uniones Barra Sondeo.

Inspección partícula magnética húmeda fluorescente, utilizando corriente activa DC.

Fisura por fatiga.

14. “Conexión UT” Conexiones HWDP, Conexiones BHA (todas).

Inspección ultrasónica por pulso onda-eco compresión de conexiones.

Fisura por fatiga.

15. “Inspección Liquido Penetrant”

Conexiones BHA Antimagnéticas.

Inspección de conexiones y otras superficies por liquido penetrant.

Fisura por fatiga.

16. “Inspección Talle de Tijeras de Perforación”

Tijera Perforación. Desarme, inspección de conexiones, partes internas, y ensayo funcionamiento.

Fatiga por fisura, condición conexión, función herramienta.

17. “Inspección Vástago” Vástagos. Inspección de conexiones y cuerpo.

Fisura por fatiga, condición conexión, patrones de desgastes, rectitud.

18. “Inspección Taller de MWD/LWD”

MWD/LWD. Desarme, inspección de conexiones, partes internas, y ensayo funcionamiento.

Fatiga por fisura, condición conexión, función herramienta.

19. “Inspección Taller de Motores y Turbinas ”

Motores y Turbinas. Desarme, inspección de conexiones, partes internas, y ensayo funcionamiento.

Fatiga por fisura, condición conexión, función herramienta, calibre estabilizador.

20. “Inspección Taller de Ensanchadores, Rascadores y Escariadores Casing ”

Ensanchador (aletas retráctiles), Ensanchadores, Rascadores a Rodillos, y Escariadores Casing.

Desarme, inspección de conexiones, partes internas, y ensayo funcionamiento.

Fatiga por fisura, condición conexión, función herramienta, y cortadores OD.

21. “Inspección Estabilizador”

Estabilizadores. Luz Negra, e Inspección Dimensional de Conexiones, Aletas, Soldaduras y Cuerpo.

Fatiga por fisura, condición conexión, calibre, longitud cuello, fisuras soldadura.

22. “Inspección Sustitutos” Sustitutos. Inspección Luz Negra, y Dimensional de Conexiones y Cuerpo.

Fatiga por fisura, condición conexiones, Longitud, longitud cuello, ID, otras dimensiones.

23. “Inspección Taller de Válvulas Seguridad, Válvulas Vástago, y BOP-Interior.”

Válvulas Seguridad, Válvulas Vástago, y BOP-Interior.”

Desarmado, Inspección de Conexiones y Partes Internas, Ensayo Función, e Hidráulico.

Fatiga por fisura, condición conexiones, condición de partes internas, y sellos, dimensiones, función, y sellado.

24. “Inspección de Campo de Herramientas Especiales”

Herramientas Especiales. Inspección de Extremos Conexiones, y Carcasa Exterior Solamente.

Fatiga por fisura en conexiones, y carcasa exterior solamente. Dimensiones en conexión.



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TABLA 3.2 PROGRAMAS INSPECCIÓN RECOMENDADO PARA BARRAS DE SONDEO

Categoría Servicio Componente 1 2 3 4 5*

Uniones Visual Conexión

Visual Conexión Dimensional 1



Visual Conexión Dimensional 2 Luz Negra Conexión

Tubo Barra Sondeo

Visual Tubo

Visual Tubo Calibre OD Espesor Pared UT

Visual Tubo Calibre OD Espesor Pared UT Electromagnético 1

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

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

Criterio de Aceptación Clase 2 Clase 2 Clase Premium Clase Premium Clase Premium *Nota: en la inspección categoría 5, 1) Electromagnética 1, más UT espesor pared, puede ser sustituida por EMI 2, sí el equipamiento EMI 2 no esta disponible. 2) La inspección conexión Luz Negra para fisuras por fatiga en la unión de la barra de sondeo, es relativamente costosa cuando se realiza en grandes lotes de barra de sondeo, y las fallas por fatiga en las uniones de la barra de sondeo son raras. Los usuarios podrían considerar omitir la inspección de conexiones de barra sondeo con luz negra, por el programa de inspección Categoría 5, a menos que hayan ocurrido fisuras por fatiga en unión. Son recomendables otras inspecciones Categoría 5. la Inspección Conexión Luz Negra, continua siendo requerida en los componentes del BHA, para la Categoría 2 y mayores.

TABLA 3.3 PROGRAMAS INSPECCIÓN RECOMENDADO PARA OTROS COMPONENTES Categoría Servicio

Componente 1 2 3-5 PM, y HWDP. Visual Conexión

Recalque Elevador (si es aplicable)

Visual Conexión Luz Negra Conexión Recalque Elevador (si es aplicable)

Visual Conexión Luz Negra Conexión Dimensional 3 Recalque Elevador (si es aplicable)

HWDP Visual Tubo Visual Tubo Visual Tubo MPI Cuña/Recalque

Sust, Estabilizadores, Vástagos Inspección Aplicable Válvula Seguridad y BOP Interior Inspección Taller Inspección Taller Inspección Taller Tijeras, Motores, y Otros Inspección Campo Inspección Taller Para componentes antimagnéticos, sustituya, conexión UT, o Conexión Liquido Penetrant por Conexión Luz Negra.

TABLA 3.4 INICIO FRECUENCIA INSPECCIÓN RECOMENDADA

Categoría Servicio Componente 1 2-3 4-5

Barra Sondeo Al levantar (armar) Al levantar (armar) Antes de cada pozo HWDP, Portamechas, Sust, Estabilizadores.

Al levantar, y después de cada 250-400 horas de rotación.

Al levantar y después de cada 150-300 horas de rotación.

Al levantar, y después de cada 150-250 horas de rotación.

Válvulas de Seguridad y BOP Interior.

Antes de cada pozo Antes de cada pozo Antes de cada pozo

Motores, MWD, LWD, Tijera, y Otras Herramientas (De acuerdo con requerimientos manufacturadores)

Nota: Un lineamento de fijado, aplicable de fijado de frecuencia de inspección, a todas las áreas es imposible debido a las amplias diferencias que existen en las condiciones de perforación. El lineamento de arriba, deberá servir solamente como un punto de inicio, sino cuenta con experiencia disponible del área en cuestión. Esta deben ajustarse basándose en experiencias, e historias de fallas.



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Tabla 3.5 CLASIFICACIÓN DE TUBOS Y UNIONES DE BARRAS DE SONDEO USADAS

Condición Clase Premium Clase 2

TUBOS Mín. remanente espesor pared. ≥80% ≥70%1

Cortes cuña y muesca 2 (prof.) ≥10% prom. pared adyacente3 ≥20% prom. pared adyacente3 Reducción Diámetro ≥3% del especificado OD. ≥4% del especificado OD. Incremento Diámetro ≥3% del especificado OD. ≥4% del especificado OD. Fisuras Ninguno Ninguno UNIONES Resistencia Torsional ≥80% de un tubo Clase Premium. ≥80% de un tubo Clase 2. Estiramiento Macho ≥0.006” en 2” ≥0.006” en 2” Otras Dimensiones Como especifica Tabla 3.7 Como especifica Tabla 3.7 Fisuras Ninguno Ninguno

1. Mínimo remanente espesor pared, debe ser ≥80% bajo cortes transversales y muescas. 2. Cortes y muescas pueden quitarse por amolado previendo que el remanente de la pared no sea reducido por debajo del mínimo

remanente de pared mostrado en esta tabla. 3. El promedio de pared adyacente es determinado, promediando el espesor de la pared a cada lado de la imperfección adyacente a

la mayor penetración.

TABLA 3.6 CRITERIO ACEPTACIÓN DIMENSIONAL

PARA CLASIFICACIÓN TUBOS DE BARRAS DE SONDEO USADAS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Clase PREMIUM CLASE 1

OD (pulg) OD (pulg) OD Nom. (pulg)

Peso Nom. (lb/ft)

ID (pulg)

Mínimo Pared (80%) Min Max

Mínimo Pared (70%)

Min Max

2-3/8 4.85 6.65

1.995 1.815

.152

.224 2.304 2.446 .133

.196 2.280 2.470

2-7/8 6.85 10.40

2.441 2.151

.174

.290 2.789 2.961 .152

.253 2.760 2.990

3-1/2 9.50 13.30 15.50

2.992 2.764 2.602

.203

.294

.359

3.395 3.605 .178 .258 .314

3.360 3.640

4 11.85 14.00 15.70

3.476 3.340 3.240

.210

.264

.304

3.880 4.120 .183 .231 .266

3.840 4.160

4-1/2 13.75 16.60 20.00 22.82

3.958 3.826 3.640 3.500

.217

.270

.344

.400

4.365 4.635 .190 .236 .301 .350

4.320

4.680

5 16.25 19.50 25.60

4.408 4.276 4.000

.237

.290

.400

4.850 5.150 .207 .253 .350

4.800 5.200

5-1/2 19.20 21.90 24.70

4.892 4.778 4.670

.243

.289

.332

5.335 5.665 .213 .253 .290

5.280 5.720

6-5/8 25.20 27.70

5.965 5.901

.264

.290 6.426 6.824 .231

.253 6.360 6.890



149

TABLA 3.7 CRITERIO ACEPTACIÓN PARA UNIONES USADAS (Todas las dimensiones en pulgadas)



150




151




152

TABLA 3.7 Suplemento

DIMENSIONES UNIÓN PARA RELACIÓN RESISTENCIA TORSIONAL REDUCIDA (Clase Premium -Reducida Tsr)

Nota: La industria, ha estado utilizando ciertas combinaciones de barras de sondeo y uniones, que no cubren la relación de resistencia torsional (TSR)* de aproximadamente 0.8 que es el recomendado por API RP7G, y condición DS-1™ para la Clase Premium. Para perforación de baja torsión, está practica ofrece la ventaja de utilizar barras con la adecuada capacidad de tensión, mientras se mantiene un buen espacio para su pesca. Excepto que la torsión operativa exceda el torque de ajuste en estás conexiones, no hay una razón técnica para prohibir esta practica, aunque algunos usuarios deben ser conscientes de que tales barras no pueden ser llamadas adecuadamente “Clase Premium” API RP7G o DS-1™. Para reconocer está practica antigua para ciertas combinaciones de barras de sondeo y uniones, la categoría "Clase Premium -Reducida TSR" es designada por este suplemento. Si en comprador de los servicios de inspección especifica la "Clase Premium-Reducida TSR" como el criterio de aceptación en efecto, la compañía de inspección deberá aplicar todo criterio para “Clase Premium” encontrada en algún lugar de este estándar, excepto para los diámetros de la unión. Los diámetros de la unión especificados abajo debe reemplazar a los aplicables para la “Clase Premium”. Se les advierte a los usuarios que, mientras una sarta de perforación “Clase Premium-Reducido” puede ser adecuada para perforación de baja torsión, está no es tan resistente en torsión como la verdadera “Clase Premium” en la sarta de perforación como es definida en API RP-7G y en DS-1™.

Dimensiones Resistencia Torsional

Tamaño (pulg.)

Peso (lb/ft) Grado Conexión

Mín. OD

(pulg.)

Máx. ID (pulg.)

Tubo Clase Prem.(ft/lb)

Unión (ft/lb) TSR

3-1/2 13.30 G S

NC-38 NC-38

4-5/8 4-5/8

2-11/16 2-11/16

20106 25850

15580 15580

0.77 0.61

15.50 X G S

NC-38 NC-38 NC-38

4-5/8 4-5/8 4-5/8

2-11/16 2-11/16 2-11/16

20452 22605 29063

15580 15580 15580

0.76 0.69 0.54

4 14

X G S

4SH 4SH 4SH

4-5/8 4-5/8 4-5/8

2-7/16 2-7/16 2-7/16

23048 25474 32752

16955 16955 16955

0.74 0.66 0.58

5 25.60 S NC-50 6-3/8 3-1/4 72,979 50,480 0.69 *TSR = (Resistencia Torsional Unión)/(Resistencia Torsional Tubo) = 0.8 para API "Estándar" y condiciones "Clase Premium".

DS-

1™

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sea

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com

enda

do p

ara

esa

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xión

.

3.

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ones

en

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s. Pa

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SR,

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2.1

2 de

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e es

tánd

ar.

4.

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n co

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ones

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s m

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s. Pa

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2.1

2 de

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5.

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exio

nes n

o pu

eden

cub

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s lis

tada

s BSR

, con

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6.

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acio

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no

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tivo

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de e

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ones

de

fatig

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n ad

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7.

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bra”

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d m

ínim

a pe

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, y “

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do lo

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, han

sido

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ón. N

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das,

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man

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que

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s núm

eros

han

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qui

tado

s par

a ev

itar c

onfu

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nado

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“Lo

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d M

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ndro

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dim

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onal

es a

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dos a

l pro

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Dim

ensi

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Seg

unda

Edi

ción

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163

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la 3

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1/4

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2 5-

1/2F

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/32

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9/16

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10

5-

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32

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– 8-

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8 6-

5/B

FH

7-25

/32

5-1/

4 7-

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164



165

Sección 4 – Registro Vendedor Sección 4

REGISTRO DE INSPECCIÓN Y PROVEEDORES DE ROSCAS.

4.1 Alcance y Aplicaciones de Campo. 4.1.1 Alcance: El propósito de esta sección es de establecer los requerimientos de registro para los proveedores que realicen inspecciones de los componentes de sartas de perforación y roscas de las conexiones con recalque rotary.

4.1.2 Aplicaciones de Campo: Estos requerimientos son aplicables a proveedores de inspección de barras de sondeo, barras pesadas HWDP, sustitutos, estabilizadores, y a proveedores de roscado y calibrado de conexiones rotary con recalque. Estos no incluyen a proveedores quienes inspeccionen componentes que tengan aditamentos movibles o requieran desarmado de componentes de inspección interna y ensayo (testeo).

4.2 Definición y Limites del Registro 4.2.1. Definición de Proveedor Registrado: Un proveedor registrado bajo este estándar ha aplicado por el registro a través de un Agente Certificador (ver párrafo 4.3), ha demostrado evidencias de cumplir con los requerimientos en a-d abajo, y ha recibido la certificación y sellado del Agente de Registro. Un proveedor registrado deberá demostrar evidencias de:

a. El personal necesario y equipamiento para realizar la inspección o actividades de roscado especificadas en este estándar.

b. Un programa estableciendo y manteniendo los niveles mínimos de calificación y capacitación del personal.

c. Un sistema corporativo de control de calidad y servicios ofrecidos.

d. Realización de la inspección requerida o actividades de roscado en concordancia con los requerimientos de este estándar.

4.2.2 Limites del Registro: a. El registro representa el estatus de un proveedor en el

momento que la evaluación de registro fue efectuada. El desempeño durante la evaluación no garantiza su posterior actuación.

b. El usuario tiene la responsabilidad final para determinar la calificación de los proveedores que éste contrata para realizar las inspecciones de acuerdo con este estándar.

c. El proceso de registro como se detalla en este estándar no libera al proveedor de la responsabilidad legal final para asegurar que la inspección y /o el personal que este emplea sea totalmente calificado para el trabajo que está llevando ha cabo.

d. El registro aplica a un proveedor como un cuerpo corporativo, no específicamente a individuos dentro de esa organización. No obstante, la locación de las facilidades del proveedor deben registrarse separadamente.

4.3 Agentes de Registros 4.3.1 Definición: Un Agente de Registro es la entidad autorizada para evaluar el nivel de conformidad del proveedor con este estándar, y autorizado a la emisión de un certificado de registro para calificar proveedores.

4.3.2 Responsabilidades: a. Efectuar; Evaluaciones a Proveedores: El Agente de

Registro, deberá ver, rever la documentación requerida, auditar y emitir acciones correctivas requeridas si fuese necesario.

b. Adjudicación Certificación de Registro: En cuanto un proveedor aspirante cumple con todos los requerimientos para el registro, el Agente Registrador emitirá un certificado de registro y la autorización para que este pueda utilizar la marca Registrada de Agente (ver párrafo 4.10).

4.3.3 Requerimientos para ser un Agente Registrado: Solo aquellas organizaciones o individuos que cubran los requerimientos y realizando las acciones abajo, habiendo recibido una aprobación escrita de T.H Hill Associates, Inc, serán autorizadas a representarse a sí mismo como, o realizar las tareas de Agente de Registro bajo estas normas:

a. La revisión del manual del proveedor se realizará o supervisará por personal con al menos una de estas calificaciones.

• ASQC Ingeniero Certificado Calificado

• ASQC Ingeniero Fiabilidad Certificada

• ASQC Auditor Calidad Certificada

• ISO o ANSI Auditor Certificado o Auditor a Cargo.

b. Personal de Auditoria deberá estar calificado como es detallado en 4.3.3.a, como así también estar certificado a través del programa de su empleador al Nivel II (ver párrafo 4.5.2) en los métodos de inspección aplicables a la auditoria realizada. La certificación Nivel II, debe incluir examen escrito y practico sobre los principios y aplicaciones de los métodos aplicables.



166

Sección 4 – Registro Vendedor c. El personal auditor empleado por el Agente de Registro,

deberán los solicitantes atender una sección de

capacitación de dos días en DS-1™ presentada por T H

Hill Associates, Inc. Las secciones de capacitación serán

llevadas a cabo en Houston en bases programadas, o

pueden ser presentado de forma interna. Los participantes

deben pasar un examen por escrito a la finalización del

curso.

d. Los solicitantes a Agente de Registro serán auditados por T

H Hill Associates, Inc., debiendo presentar documentación

evidenciando que los requerimientos de 4.3.3.a, b, y c, han

sido cubiertos. Auditorias de seguimiento se efectuarán

anualmente.

e. Materiales tales como las solicitudes y listas de chequeo

utilizadas por los Agentes de Registro, para el registro de

proveedor serán aquellas emitidas por T H Hill Associates,

Inc.

f. Manufacturadores de componentes de sarta de perforación,

compañías de roscado (tornerias), e inspección les esta

prohibido ser Agentes Registradores.

g. Un paquete de aplicación para Agente Registrador puede

obtenerse por escrito o llamando a:

Engineering Manager

T H Hill Associates, Inc. 7676 Hilmont, Suite 360

Houston, Texas 77040

(phone) (713) 934-9215 – (fax) (713) 934-9326

[email protected] (email)

4.4 Categorías de Registro

4.4.1 Este registro puede ser obtenido por fabricantes o compañías de servicio y/o tornerias en una o más de las siguientes categorías:

a. Inspección de conjuntos de fondo (BHA) b. Inspección de barras de sondeo c. Roscado de Conexiones Rotary con Recalque

4.5 Requerimientos de Registro 4.5.1 Programa de Calidad: El fabricante (abastecedor) debe contar con un programa de calidad de funcionabilidad cubriendo los requerimientos del Estándar Internacional ISO 9003, ultima edición. El programa de calidad debe ser documentado en el manual de calidad y dirigirse a los tópicos listados abajo. (Debe referirse al ISO 9003 para los detallas relacionado a estos requerimientos.)

a. Política de Calidad

b. Organización

c. Control de Documentos

d. Identificación de Productos

e. Inspección y Ensayo.

f. Inspección, Medición y Ensayo Equipamiento

g. Inspección y Estatus del Ensayo

h. Control de No-Conformidad de Producto

i. Manipuleo, Almacenaje, Embalado, y Entrega.

j. Registros de Calidad.

k. Capacitación

l. Técnicas de Estadísticas (si estas son utilizadas por el

fabricante).

4.5.2 Capacitación y Certificación: El fabricante debe tener un programa documentado configurado de capacitación y certificación después de los lineamentos de la Sociedad Americana de Ensayo No-Destructivos (ASNT) Practicas Recomendadas SNT-TC-1A: (Ultima edición). El programa debe dirigirse a los siguientes tópicos.

a. Definición de Niveles Certificación

b. Objetivos de Capacitación

c. Lineamientos Curso

d. Duración Curso

e. Exámenes

f. Administración del Programa

g. Requerimientos de Re-certificación.

h. Certificación de Finalización.

4.5.3 Auditoria: El fabricante deberá ser auditado por un agente de registros para verificar lo siguiente:

a. Conformidad de las operaciones diarias del fabricante al programa de calidad del fabricante



167

Sección 4 – Registro Vendedorb. Conformidad del fabricante de las operaciones diarias

aplicables a los procedimientos de inspección DS-1™, o procedimientos aplicables API, dependientes de la categoría de servicio perseguida.

• Procedimientos DS-1™ para inspección BHA (incluye HWDP) Inspección Visual Dimensional 3 Luz Negra Conexión UT Conexión Liquido Penetrant Conexión Recalque para Elevador

• Procedimiento DS-1™ para inspección Barras de Sondeo Visual Tubo Visual Conexión Calibrado OD Tubo Espesor Pared Ultrasónico Electromagnético 1 o 2 MPI Cuña/Recalque UT Cuña/Recalque Dimensional 1 Dimensional 2 Luz Negra Conexión

• Roscado de Conexiones Rotary con Recalque. Especificaciones API 7, Edición Actual, Sección 4 ¶ 4.3 Sección 9, y Apéndice G.

4.6 Proceso de Inscripción El proceso siguiente de registro debe seguirse por fabricantes (vendedores) y Agentes de Registro. 4.6.1 Aplicación:

a. El fabricante (vendedor) deberá pedir una solicitud del Agente Registrador.

b. Una vez completada la solicitud deberá retornarse al Agente de Registro acompañado del manual de calidad del fabricante, programa de capacitación y honorarios de evaluación.

4.6.2 Revisión Manual de Calidad: a. El Agente Registrador deberá revisar el manual de

calidad para verificar cumplimiento con ISO 9003, ultima edición.

b. La revisión será conducida por personal calificado de acuerdo a lo discutido en el párrafo 4.3.3.

c. La revisión debe obtenerse con el uso de la lista de chequeos preparada por T H Hill Associates, Inc.

4.6.3 Revisión, Programa de Capacitación: a. El Agente de Registro deberá revisar el programa de

capacitación para verificar su cumplimiento con los lineamientos de las Practicas Recomendadas ASNT SNT-TC-1 A. (El programa de capacitación no necesita seguirse estrictamente a los lineamentos SNT-TC- 1A pero debe referirse a todas las áreas en párrafo 4.5.2 a-h).

b. La revisión será conducida por personal calificado como es discutido en párrafo 4.3.3

c. La revisión debe obtenerse con el uso de la lista de chequeo preparada por T H Hill Associates, Inc.

4.6.4 Deficiencias en el Manual de Calidad / Programa de Capacitación:

a. El Agente Registrador deberá notificar por escrito, al fabricante de cualquier deficiencia notada durante la revisión del manual de calidad / programa de capacitación. La notificación deberá someterla dentro de los treinta días de haber efectuado la evaluación. El fabricante tendrá treinta días para corregir las deficiencias que apliquen. Si las deficiencias continúan existiendo, un nuevo paquete de solicitud debe completarse después de la corrección de esas deficiencias.

b. Si el manual de calidad y programa de capacitación, son aceptados, el fabricante será notificado y dada la fecha de la auditoria.

4.6.5 Auditoria de Instalaciones del Proveedor: a. Auditores, representantes del Agente Registrador, y

calificados como es enmarcado en el párrafo 4.3.3 auditarán las instalaciones del fabricante para determinar:

• Conformidad con el programa actual de calidad y programa de capacitación.

• La habilidad de la compañía proveedora de realizar las inspecciones aplicables o servicio de rosca en concordancia con los requerimientos de este estándar o el estándar API aplicable.

b. La auditoria deberá incluir la revisión de los registros de calidad, la observación de actividades, inspección de equipamiento, y entrevistas con el personal.

c. La auditoria incluirá también la observación del desempeño de inspecciones especificas o métodos de tornería de roscas mostrados en el párrafo 4.5.3.b, como sea aplicable.

d. Las inspecciones o roscados deben realizarse por personal designado en la planta orgánica, para realizar tales tareas en bases rutinarias. El trabajo no debe ser realizado por personal gerencial o personal de supervisión a menos que éste sea parte de su función diaria de trabajo.



168

Sección 4 – Registro Vendedor e. La conclusión exitosa de la auditoria de inspección

requerirá la pertenencia y adecuado uso de todo el equipamiento señalado como es especificado en los apropiados procedimientos.

f. Si la compañía de inspección tiene unidades móviles y de taller, la auditoria de inspección será realizada en las de taller y en una de las móviles.

g. Las auditorias de registros serán acompañadas con el uso de la lista de chequeo preparada por T H Hill Associates, Inc.

h. El jefe auditor someterá la lista completa de chequeo de auditoria al Agente de Registro (la lista de chequeo será revisada con el proveedor durante la revisión exitosa). El Agente de Registro revisará la lista de chequeo de auditoria y verificará que los requerimientos de 4.6.5.a hayan sido cumplidos, como es aplicable a la auditoria.

4.6.6 Deficiencias de Auditoria:

a. El Agente de Registro notificará al proveedor por escrito de cualquier deficiencia notada durante la auditoria. El proveedor deberá presentar una respuesta de acción correctiva para cada deficiencia.

b. La respuesta a la acción correctiva señalará un plan de acción para corregir no solamente el problema inmediato, sino también asegurar que el sistema de calidad ha sido cambiado, si es necesario, dirigirse a la raíz del problema y prevenir recurrencia. Las personas responsables para la acción correctiva serán identificadas y se establecerá una fecha de terminación.

c. El Agente de Registro puede aceptar o rechazar la respuesta de acción correctiva basándose en algunas o todas de los siguientes: • Revisión de las respuestas escritas • Revisión de los documentos en cuestión • Una re-auditoria de la instalación del proveedor • Una re-auditoria del desempeño del proveedor.

4.6.7 Emitiendo un Registro: Cuando un proveedor (fabricante) ha completado todos los requerimientos aplicables y pagado los cánones aplicables, el Agente de Registro, emitirá un certificado de registro y someterá al proveedor la información a T H Hill Associates, Inc, para ingresar en, la Guía de Proveedores Registrados Bajo Diseño de Sartas de Perforación y Estándar de Inspección, DS-1™ 4.7 Directorio (guia) de Proveedores 4.7.1: T H Hill Associates, Inc, publicará por lo menos anualmente un Directorio (Guía) de Proveedores Registrados Bajo Diseño de Sartas de Perforación y Estándar de Inspección, DS-1™.

4.7.2 El directorio deberá mostrar cada proveedor registrado, nombre de la compañía, dirección, numero telefónico, categoría de registro y Agente Registrador. 4.8 Cambios en Programa de Calidad 4.8.1: Cuando se efectúan cambios en la generalidad de programa de un proveedor registrado para el control de calidad, aquellos cambios deberán estar reflejados en el manual de calidad. Una copia controlada debe mandarse al Agente de Registro para su revisión. El Agente de Registro podría:

a. Aceptar los cambios, si los cambios no causan que el programa de calidad no quede fuera de conformidad con el ISO 9003, o

b. Requerir que el manual de calidad sea cambiado para cumplir con los requerimientos del ISO 9003, y revea los cambios cuando estos sean entregados al proveedor.

4.8.2 Si los cambios en el manual de calidad están en disconformidad con ISO 9003 y el Agente de Registro no recibe el permiso de cambio dentro de los 45 días de la notificación por escrito, el registro del proveedor será suspendido. La suspensión estará en efecto hasta que los cambios sean recibidos por el Agente. Si, después de noventa días el agente no ha recibido los cambios requeridos, el registro del proveedor será revocado. T H Hill Associates, Inc, será notificado por el Agente de Registro, dentro del día laboral de la suspensión o revocación del registro de un proveedor. 4.9 Re-matriculación 4.9.1 El registro es valido por un periodo de tres años desde el día de su emisión, o a menos que fuese suspendido o revocado con anterioridad. 4.9.2 La re-matriculación podrá obtenerse repitiendo los mismos procedimientos que para su original. 4.9.3 El registro será revocado si la re-matriculación no esta completa para el final del mes en el cual el registro expira. 4.10 Descripción y Uso de Marca de Registro 4.10.1 Cada Agente Registrado designará una marca de registro, que puede ser utilizada por los proveedores, registrados a través del agente. 4.10.2 La marca deberá incluir el símbolo de DS-1™, exclusivamente identificado por el Agente de Registro, designando la categoría de matriculación, y mostrando el año de expiración del registro. Ejemplo de las marcas son mostrados en Figura 4.1. Las marcas mostradas son propietarias y no pueden ser copiadas. Todas las marcas deben ser aprobadas por T H Hill Associates, Inc.



169

Sección 4 – Registro Vendedor

4.10.3 Productos inspeccionados y/o roscados por un proveedor registrado podría no ser etiquetado con la marca.

4.10.4 Ni individuos o compañía puede usar los términos “DS-1™” o “Registrado Bajo DS-1™” (los cuales son marcas registradas de T H Hill Associates Inc.) no sin antes haber cumplido con los requerimientos de este estándar.

4.10.5 Proveedores pueden utilizar la marca de la en membretes de la compañía y avisos siempre que el registro actual sea mantenido

4.10.6 El Agente de Registro puede utilizar su marca(s)en membretes de la compañía y avisos (propaganda), pero sin la designación de categoría. En adición, las palabras “Agente de Registro” deben aparecer adyacentes a la marca. El Agente de Registro no deberá aplicar la marca a ninguna inspección o producto roscado.

T H Hill Associates Inc. Marcas registradas. (a)Compañía Inspección Conjunto de Fondo (BHA), (b) Proveedor Conexión Rosca Rotary Recalque, (c) Compañía Inspección Barra Sondeo. Fecha Indica El Año De Expiración Registro.



170



171

Reconocimiento de Fallas y Prevención

Sección 5

PREVENCIÓN DE FALLAS

5.1 Alcance y Definición Esta sección describe como reconocer y prevenir los mecanismos mayores de fallas que atacan a las sartas de perforación. “Mecanismos de Fallas”, es un nombre definitorio generalizador de una cadena de condiciones y eventos por la cual fallas en la sarta de perforación pueden ocurrir. 5.2 El Elemento “ADIOS”.(ADOIM) Atributo Diseño Operación Inspección Medio-Circundante La prevención de fallas está gerenciando todos los factores y generadores que en conjunto causan las fallas. Para mecanismos de fallas, simple esto frecuentemente es nada mas que el manejo de cargas y capacidades de cargas, y la obtención de una “buena inspección”. Si embargo, para mecanismos complejos tales como la fatiga, la prevención de fallas normalmente involucra mucho más. Sin importar que mecanismo esté involucrado, las fallas de las sartas de perforación ocurren por la debilidad en una o mas de las cinco áreas listadas abajo. Estos cinco elementos pueden recordarse fácilmente utilizando la sigla (acrónimo) “ADIOS” ADOIM. Los cinco elementos de fallas de la sarta perforación son: 5.2.1 Atributos (A): Estas son las propiedades metalúrgicas y dimensionales con que son construidos los componentes de la sarta de perforación en su manufactura. Los atributos típicos incluyen resistencia, durabilidad y otras propiedades mecánicas que afectarán la capacidad de carga y resistencia a la fatiga. Desafortunadamente, no tenemos, ni el conocimiento cierto de, o el control sobre las propiedades metalúrgicas, a nivel equipo de perforación. No existe un test no-destructivo que establezca inequívocamente los atributos metalúrgicos de los componentes. Por consiguiente, manteniendo los componentes identificados es de principal importancia para el establecimiento de confianza en su siderurgia. (Ver párrafo 5.14). 5.2.2 Diseño “D”: El diseño de la sarta de perforación es la selección de los componentes y configuración de los conjuntos para lograr los objetivos de la perforación. La meta es la de proveer una sarta de perforación que pueda llevar sobrellevar las cargas aplicadas y resistencia a la fatiga. Obviamente, si el diseño no es efectuado correctamente, las fallas son más probables que existan. 5.2.3 Inspección “I”: Los componentes de la sarta, menos los nuevos, han sido expuestos a desgaste, daños por manipuleo, y una cantidad desconocida, acumulada de daños por fatiga. La inspección de los componentes usados en una sarta de perforación, es una de las formas de determinar que estos continúan siendo útiles para su uso. Sin embargo, puede ponerse mucho énfasis en inspección (como así mismo también muy poco en los otros cuatro elementos). Si un componente de la sarta está operando a niveles muy altos de resistencia en un ambiente hostil, ninguna cantidad de inspecciones será suficiente para eliminar las posibilidades de una falla. 5.2.4 Operación “O”: Las operaciones de perforación presentan muchas oportunidades para sobrecargar y mal emplear la sarta de

perforación. Si los componentes de la sarta de perforación son mal utilizados, es más probable que exista fallas prematuras. 5.2.5 Sistemas “S”circundantes “M” medio circundante: El ambiente químico y mecánico que rodea a la sarta de peroración puede tener un efecto mayor en las probabilidades de fallas. El tipo de lodo, el contenido de gas disuelto, salinidad, la presencia o ausencia de inhibidores de corrosión, severidad de patas de perro, vibraciones y muchos otros factores que juegan un rol principal en muchas de las fallas en las sartas de perforación. 5.3 Dos Grupos de Fallas Mecánicas. Los mecanismos de fallas de las Sartas de Perforación deben dividirse en dos grupos distintos, debido a que requieren de dos aproximaciones distintas para combatirlos. El acercamiento que funciona para un grupo de mecánismos falla cuando son aplicadas a otro grupo, y viceversa. La agrupación esta basada sobre el umbral de resistencia en las cuales son posibles en cada mecanismo. 5.3.1 Grupo 1 Mecanismo – Umbral de Alta Resistencia: El Grupo 1 de mecanismos de fallas mecánicas de las sartas de perforación actúa solamente si la resistencia en un componente excede de un umbral (limite) de resistencia bastante alto de tensión. Este umbral, por debajo el cual la falla es imposible, es usualmente considerado de ser la resistencia a la fluencia. Las fallas en el grupo 1 son prevenidas asegurándose que las tensiones inducida por las operaciones de perforación estén por debajo de los umbrales de tensiones. Las fallas mecánicas del grupo 1 son primariamente mecánicas. Esto es, el ambiente químico del lodo de perforación, usualmente no juega una parte importante en esto. Además, estos mecanismos actúan inmediatamente cuando la resistencia critica es excedida, o estas no actúan para nada. El umbral propio de rendimiento a la tensión (stress) devaluado (disminuido) por un factor de seguridad, actúa como un limite operativo conveniente para la carga máxima. El umbral (límite) de estrés es también utilizado para el fijado de las dimensiones mínimas para un componente cuando la carga máxima se ha fijado. Dado que muchas operaciones de perforación pueden ser realizadas sin exceder la resistencia a la tensión de la sarta de perforación, los mecanismos del Grupo 1 son relativamente fácil de controlar. Los mecanismos de fallas del Grupo 1 cubiertos en este estándar incluye:

Figura 5.1 Los mecanismos de fallas están divididos dentro de dos grupos de acuerdo con sus límites de resistencia sobre el cual estos pueden ocurrir.



172

Reconocimiento de Fallas y Prevención a. Torsión b. Tensión c. Tensión/Torsión Combinada (simultanea) d. Presión de Colapso y Estallido

5.3.2 Grupo 2 Mecanismo – Umbral(limite) de Baja Resistencia: El segundo Grupo de mecanismos de fallas están formado por aquellos que pueden ocurrir a bajos niveles de estrés. La prevención de estas fallas no es tan fácil como la prevención de fallas en el grupo 1. Un limite de estrés existe por debajo, en que las fallas en el grupo 2 no pueden ocurrir, pero él limite comúnmente es tan bajo que varias operaciones no pueden ser efectuadas sin excederlos. Hay otros factores conflictivos con los mecanismos del Grupo 2. Con la fatiga, por ejemplo, daños acumulados en incrementos pequeños sobre extensos periodos de tiempo. La falla repentina puede ocurrir, aunque no se hallan efectuado cambio en las condiciones operativas. Los mecanismos del Grupo 2 tienen también una tendencia a ser influenciados fuertemente por el ambiente químico del lodo de perforación. Finalmente, no hay un limite conveniente de carga máxima o un mínimo de dimensiones para especificamente, evitar fallas cuando la sarta de perforación debe ser operada en el umbral del estrés. Debido a la complejidad de los mecanismos de umbral (nivel) bajo de estrés y la falta de convenientes limites de carga, el control de éstos requiere del entendimiento y gerenciamiento de los mecanismos de fallas, como otros generadores y retardadores. Dado la dificultad en el gerenciamiento de los mecanismos del Grupo 2, no es de sorprenderse que estos sumen el 80-90% de todas las fallas de las sartas de perforación, siendo la fatiga por mucho la sola causa.1 Los mecanismos de fallas del Grupo 2 cubiertos en este estándar incluyen los siguientes:

a. Fatiga b. Fisura estrés por Sulfuro (SSC) c. Corrosión Estrés Fisura (SCC) d. Hembra Partida (split)

La diferencia de mecanismos de fallas entre el Grupo 1 y 2, es ilustrada en la figura 5.1. Un contexto para la prevención de fallas de la sarta de perforación es mostrado en la figura 5.2. La columna de la izquierda lista las acciones que previenen fallas en el Grupo 1, y la columna de la derecha (sombreada) cubre el mecanismo del Grupo 2. Debido a que la sarta de perforación debe ser operada a tensiones (estrés) por sobre el umbral del estrés para los mecanismos del Grupo 2, no podemos diseñar la sarta de perforación que pueda eliminar toda posibilidad de falla. En cambio, la aproximación debe ser para gerenciar los factores que conducen el sistema hacia las fallas, y maximizar los factores que retardan las fallas. 5.4 Nombre de los Mecanismos de Fallas.

De los diez nombres dados de los mecanismos de fallas en este estándar (normas), tres describen los mecanismos ampliamente reconocidos de fallas que afectan a muchos otros de los componentes mecánicos, estructurales y portadores de presión, a las sartas de perforación. Estas son fatiga, fisuras por sometimiento (estrés) al sulfuro (SSC), y fisuras por estrés (sometimiento) a corrosión (SCC). Los nombres de los otros siete mecanismos, son originales, aquí e intencionalmente aplicados solamente a los componentes de las sartas de perforación. Los siete mecanismos nombrados no tiene un significado particular fuera de estas normas (estándar).

Figura 5.2 En la fase de planeamiento de un pozo, la aproximación para la prevención de falla, depende de, si los mecanismos de fallas son del Grupo 1 o Grupo 2

5.5 Sí Ocurre una Falla 5.5.1 Análisis y Acciones Correctivas: Si una falla ocurre, la necesidad inmediata es de determinar la causa y tomar acciones correctivas. Después de preservar el espécimen de falla, el primer paso es el establecer los probables mecanismos de falla. Hasta qué el mecanismo de falla no séa identificado, es difícil de enfocarse en una acción correctiva que sea probable de ayudar. De cualquier manera, una vez que el mecanismo de falla es establecido, las medidas correctivas en cada área “ADIOS” son normalmente fáciles de determinar. Muchos de los mecanismos de fallas pueden establecerse con un cierto grado de confianza en el equipo, utilizando la información en esta sección junto con la historia de carga e información del pozo. Algunas fallas pueden requerir una investigación mas profunda para confirmar causas y establecer propiedades metalúrgicas, pero el usuario no debe demorarse en tomar acciones correctivas inmediatas cuando el mecanismo es razonablemente claro. Un curso sistemático de acción es resumido en la figura 5.3. Normalmente, las causas de fallas en el Grupo 1 son obvias y una recurrencia puede prevenirse por una o dos simples acciones. Esto raramente es cierto en las fallas del Grupo 2, cuando las causas son a menudo complejas e interconectadas. Para las fallas en el Grupo 2, el mejor acercamiento es examinar todos los elementos ADIOS, tomando luego cada paso practico para debilitar los posibles contribuidores a la falla de todos los elementos.



173


Figura 5.3 La respuesta a la falla de la sarta de perforación depende también en si el mecanismo de falla es Grupo 1 o Grupo 2. 5.5.2 Preservación del Espécimen: Si el espécimen de la falla (muestra) debe ser mandado a un laboratorio para mayor investigación, debe efectuarse todo el esfuerzo posible para salvaguardar la muestra de posibles daños mayores. Daños pos-fallas a muestras de sartas de perforación ocurren principalmente dado por mal manipuleo y corrosión. Los siguientes pasos le ayudaran a minimizar tales daños.

a. No coloque juntas superficies fracturadas. No toque o frote la superficie fracturada. No quite fragmentos de las superficies fracturadas. No limpie las superficies fracturadas con solventes, chorro de agua a presión o cepillo de alambre. No pinte las superficies fracturadas o las áreas adyacentes.

b. A menos que la parte que recibe instruya una forma diferente, es usualmente más conveniente cortar la fractura de tubos largos, dado que esto lo hace más fácil para transportar y manipular siendo menos probable que se la cause daño. Si se utiliza una cortadora a soplete, deje a menos 12 pulgadas de metal a cada lado de la fractura, de manera que el calor de la antorcha (soplete) no altere sus propiedades metalúrgicas cercanas a la fractura.

c. Si las superficies de la fractura han sido expuestas al agua salada o lodo de base acuosa, cubra estas con un aceite soluble al agua (tal como WD-40) lo mas pronto como sea posible. Si las superficies están cubiertas por lodo de

base petroleo, es probablemente mejor dejar la cobertura sin molestar.

d. Embale las piezas para prevenir daños mecánicos y por corrosión en la superficie de la fractura, durante su transporte, aunque una envoltura con cartón alrededor de la superficie de la fractura será de gran ayuda comparada con una total desprotección. Si es posible, evite el contacto entre la superficie de las fracturas y su envoltura protectora. Envíe las piezas tan pronto como sea practico después de la falla. No las transporte sobre la cubierta del barco donde puedan estar expuestas a salpicaduras de agua salada.

5.6 Fallas Por Fatigas La fatiga es por demás, las más comunes de las causas de fallas en sartas de perforación. La fatiga es un mecanismo de Grupo 2, y puede ocurrir a niveles mucho más bajos del estrés operativo normal en mucho de los componentes de la sarta de perforación. La fatiga es un mecanismo complejo que es afectado por muchos factores, incluyendo el entorno de perforación. 5.6.1 Mecanismos de Fatiga: Cuando un componente está bajo servicio, los daños por fatiga comienzan a acumularse en pequeños incrementos durante los episodios de cargas cíclicas. El daño es acumulativo e irreversible. Las causas mas común de cargas cíclicas en las sartas de perforación es la rotación de la sarta cuando algunas partes de ésta están curvadas o en pandeo, y por vibración. Después de un periodo de daño, se forma una fisura por fatiga. Como los ciclos de estrés continúan, la fisura crece hasta que ésta penetra en la pared y la parte comienza perder, o hasta que el material sano restante en la parte no puede continuar soportando la carga aplicada, y ésta finalmente se rompe. Por consiguiente, las fallas por fatiga no ocurren normalmente por eventos que inmediatamente preceden a la falla, sino por los pequeños efectos acumulativos de daños sobre un largo periodo en su uso pasado. Debido a estos, las fallas por fatiga normalmente arriban inesperadamente, sin ningún cambio en la carga o condiciones de perforación que pudieran advertir de un problema. 5.6.2 Ubicación de la Falla: Las fallas por fatiga ocurren en las conexiones de los tubos de barra de sondeo y en conexiones de BHA (conjunto de fondo) en ambas regularmente. De cualquier manera, estas son relativamente raras en las uniones de las barras de sondeo, sin duda por que las incursiones cíclicas de estrés son casi siempre mas bajas en las uniones que en el tubo y conexiones del conjunto de fondo (BHA). La fatiga en las uniones pasa cuando la rosca macho de la unión es sobreestresado por un inadecuado torque de ajuste o en las uniones hembras partiéndose longitudinalmente debido a la fatiga causada por la perforación en zona con abruptas patas de perro. De todas maneras, las locaciones (ubicaciones) de las fisuras por fatigas son: Tubos de Barras de Sondeo: Las fallas por fatigas ocurren primariamente en las áreas cercanas al recalque interno, usualmente 16-24 pulg., del extremo del macho o hembra, y en el área de cuñas. Estas son menos comunes pero también ocurren en otras locaciones entre los recalques



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Figura 5.4 Una fisura en el Tubo de la Barra de Sondeo. Los canales perpendiculares son resultantes de la corrosión.(x 100)

Figura 5.5 Fisura por fatiga en las conexiones del conjunto de fondo(BHA) ocurren en las regiones de mayor resistencia a la tensión (sombreado arriba). En los tubos de las Barras de Sondeo, muchas de las fisuras por fatiga se forman en las concentraciones de estrés debido a cortes por las cuñas y recalque interno.

b. Uniones del BHA (Conjunto de fondo). El ultimo filete de rosca roscado en el macho o hembra, son casi siempre los puntos de inicio para la fatiga de la unión (figura 5.5). Las conexiones de la sarta de perforación más susceptibles a la fatiga son los extremos de conexión en los componentes de una sarta rígida en el conjunto de fondo y en las conexiones medias en el cuerpo de herramientas tales como tijeras y motores. Sin embargo, las fallas por fatigas han sido también vistas en conexiones tan arriba en la sarta como aquellas en el (saver-sub), sustituto de desgaste en el vástago. En general las fallas por fatigas son más probables en una conexión que en un componente rígido, como así también es menos probable en una unión a un componente flexible, o igual.

c. Otras Locaciones: Las fisuras por fatiga también ocurren en el recalque para el elevador en los portamechas, en el cuerpo de estabilizadores (normalmente cercanas a soldaduras en estabilizadores con hojas (aletas), y en otras locaciones donde la sarta de perforación va a través de una sección brusca de cambio.

5.6.3 Apariencia de las Fallas por Fatiga: a. Tubos: Una fisura por fatiga será plana y perpendicular al

eje del tubo. Si la fisura ha penetrado la pared del tubo, el lodo de perforación puede haber erosionado la fisura dentro de lo que es llamado “ un tubo lavado” (figura 5.6). Aunque cuando es erosionado por efecto del lodo de perforación de todas manera la fisura por fatiga usualmente retiene su orientación transversal. En barras muy quebradizas, rápidas fracturas catastróficas pueden ocurrir antes que la fisura sea lo suficientemente larga como para atravesar la pared del tubo (figura 5.7).

b. Conexiones: Como en los tubos, las fisuras por fatiga en las conexiones serán planas, plana y perpendicular al eje de la barra. La superficie de la fisura por fatiga bien puede ser por un desgaste suave a medida que la fisura se abre y cierra repetidamente mientras la barra es rotada. La superficie de la fisura puede también ser erosionada, lavada por la perdida de lodo. Los daños mecánicos ocurren algunas veces por operaciones de pescas o por rotar las partes una sobre otra antes de que la fisura sea detectada. Si una separación de la sarta a ocurrido y las superficies están relativamente sin daño, la superficie de la fisura por fatiga ocupará menos que la superficie total de la cara de la fisura. El resto se habrá partido debido a la sobrecarga por tensión cuando la fisura crezca lo suficiente como para no permitir que el resto del material sano pueda soportar la carga a la que esté sometido. Esta superficie de falla sin fatiga tendrá una orientación de unos 45º típica de una falla por tensión (figura 5.8). La superficie de la parte sin fatiga de la fractura muestra también una cierta cantidad de deformación plástica, pero poco esfuerzo plástico estará asociado a la fisura misma. Los tamaños relativos de la superficie de la fisura y la superficie no-fisurada de una fractura varia dependiendo de las propiedades del material y cargas, aunque el material mas fuerte soportará fracturas grandes sin partirse, otros equipamientos iguales.

5.6.4 Identificación Positiva de Fisuras: Si una fractura o lavado posee las características de abajo, ciertamente es seguro que estas han sido causadas por fatiga. Ocasionalmente, una fractura de conexión puede ser recuperada que no haya sido ni mecánicamente dañada o severamente corroída. Si es así, otros indicadores pueden estar presente en la superficie de la fractura que pueden mas allá establecer la fatiga como el mecanismo de falla.

Figura 5.6 Los “Lavados” en los tubos de la barra de perforación, son normalmente causados por fatiga.

Figura 5.7 El Material Quebradizo, podría fallar, antes que la fisura pueda penetrar la pared de la barra.

Figura 5.8 Una Típica Falla por Fatiga en una rosca hembra de portamecha de 8 pulgadas.



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Figura 5.9 Marcas dentadas en la superficie de la fisura por fatiga del macho de un portamecha (izquierda). Una marca de playa de arena, de una fisura por fatiga en una hembra (derecha). a. Marcas Dentadas (ratchet marks): Las marcas en una

conexión por fractura por fatiga son de una apariencia de pequeñas mordida con arrastre cercanos en la base de la raíz de la rosca. Las marcas de mordida ocurren cuando se inician pequeñas fisuras y comienzan a crecer en la raíz de la rosca desde diferentes posiciones. A medida que las pequeñas fisuras se agrandan, estas se unen para formar una fisura grande, pero deja pequeñas sendas y depresiones (ratchet marks) en el borde de la fisura (figura 5.7).

b. Marcas de Playas (Beach Marks): (marcas similares a una playa de arena). Estas impresiones que pueden ocurrir en la superficie de una falla por fatiga cuando esta parte es sometida a un cambio brusco en el régimen de crecimiento de la fisura. Esto puede ocurrir cuando un componente entra y sale de servicio, o simplemente ser el resultado de un cambio en las cargas de perforación. Las marcas de playa de arena (beach marks) aunque menos comunes y más difícil de ver que las marcas de dentado (ratchet marks), son algunas veces visibles cuando esta superficie no ha sido corroída. Estas toman este nombre debido a su similitud en apariencia con las arenas de una playa cuando son vistas desde el aire.

5.6.5 Operación: Los daños por fatiga son acumulativos sobre un extenso periodo de uso, de manera que una falla repentina puede ocurrir en cualquier momento en la sarta de perforación mientras esté sometida a cargas. Este es uno de los más insidiosos aspectos de fatiga. Creciendo durante largos periodos de similares operaciones satisfactorias con cargas moderadas, apareciendo de repente como un lavado o twistoff (retorcimiento), aunque las cargas

permanezcan moderadas. Recíprocamente con las fallas en el Grupo 1, que ocurren, solamente a muy altas cargas, siendo que estas son menos probables que ocurran inesperadamente. 5.6.6 Detectando Fatiga: No existe un método fiable para cuantificar la cantidad de daño por fatiga en un componente que pudiera ser acumulativo. Mas bien, la tecnología actual está limitada a mirar las fisuras por fatiga, y aunque estas inspecciones sean realizadas adecuadamente, estas pueden ocasionalmente fallar de encontrar pequeñas fisuras. Generalmente la vida de fatiga de un componente que haya sido usado en el momento en que una fisura se haya iniciado y crecido lo suficientemente grande, como para ser detectada por una inspección; de manera que una fisura por fatiga, una vez detectada, es causa de un rechazo inmediato del componente. 5.6.7 Generadores Afectadores de la Vida por Fatiga: Cuan rápidamente una fisura por fatiga se forma y propaga; Dependen de muchas variables. Los mayores generadores son: a. Media Tensional de Resistencia Estrés: Alta media de estrés

acorta la vida de fatiga, otros equipamientos igual. b. I Cíclicas incursiones de Estrés sobre la Media de Estrés:

Largas incursiones de estrés acortan la vida de fatiga, otros equipamientos igual.

c. Corrosividad del Sistema de Lodo: Ambientes más corrosivos acortan la vida de fatiga, otros equipamientos igual.

d. Dureza de Fractura del Material: Mayor la dureza del material tendrá una vida mas larga de resistencia a la fatiga y soportará fisuras mayores antes de la falla final, otros equipamientos igual. (Dureza de fractura, en lugar de ser un mando de daño de fatiga, deberá tomarse como un retardador).

Mandos y retardadores no son solamente aditivos, sino, son también interactivos. Esto es, el estado de uno, podría afectar el impacto al otro. La vida actual de fatiga de un componente, será determinada por: los efectos totales acumulativos de todos estos factores sobre el servicio de un componente que fueron acumulandose desde que este era nuevo. Pequeñas maravillas que predijesen si, y cuando una falla por fatiga de la sarta de perforación ocurrirá, es imposible en la mayoría de las situaciones de perforación.

Figura 5.10 Rotando un componente mientras esté pandeado, resulta en incursiones de estrés por sobre y debajo del estrés medio. Las concentraciones de estrés magnifican el efecto.

Figura 5.11 Mientras más altas las incursiones de estrés, y del estrés medio (promedio), más rápido es el ataque de fatiga para un material dado en un ambiente dado.



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Reconocimiento de Fallas y Prevención5.6.8 Controlando Fatiga: Precediendo, y debido a lo antedicho, la eliminación total de la fatiga en una sarta de perforación, es probablemente imposible. De todas formas, la fatiga puede ser controlada. El control requiere que primero entendamos y estemos constantemente atentos de los generadores, que estén dañando permanentemente la sarta de perforación en pequeños pasos irreversibles. Continuando, necesitamos utilizar todos los medios prácticos para debilitar estos generadores. Haciendo esto, reduciremos el régimen al cual la fisura por fatiga se forma y crece. Esto alarga el tiempo entre fallas. Como así también, aumentará las oportunidades de encontrar fisuras en los componentes, a través de la inspección en lugar de la falla dentro del pozo. Finalmente, debemos conducir las inspecciones adecuadamente para darnos altas probabilidades de encontrar las fallas, cuando estas existan. Controlando la fatiga en las fases de planeamiento y perforación, conduce a tres simples objetivos:

a. Reduce las magnitudes del estrés medio, e incursiones de estrés.

b. Monitorea y reduce el régimen de corrosión en el sistema de lodo.

c. Inspecciones los componentes adecuadamente y a intervalos óptimos.

5.6.9 Reduciendo el promedio de estrés, e Incursiones de estrés: El diseño de secciones de estas normas (estándar), da varios pasos para lograr este objetivo, que pueden resumirse de la siguiente manera:

a. Limite el peso al trepano (o adiciones peso al BHA), para eliminar el pandeo de las barras de peso normal, durante el modo de perforación por rotación.

b. Siempre selecciones productos, componentes, y diseño de conjuntos con transiciones geométricas suaves. Estos aplican a todos los cambios de las secciones rígidas en la sarta de perforación y sección transversal de componentes individuales. Pueden obtenerse ventajas, balanceando conexiones propensas –fatiga y aliviando estrés, como también por transiciones suaves, reducciones crossover, raíces de roscas, y recalques internos.

c. Reduzca la cantidad de concentradores de severidad de estrés que son puestos sobre las barras, por practicas incorrectas de manipuleo. Saque o re-ubique barras picadas o con cortes de cuñas de las áreas de alto estrés de la sarta, aunque la barra cobra con los requerimientos de Clase Premium de este estándar. Los mayores componentes de daños aquí son: muescas por cuñas y puntos de corrosión.

d. Reduzca el grado de pandeo de la barra de sondeo (pata de perro), el grado de pandeo y bamboleo del BHA a los niveles más bajos, consistente con otros objetivos. Estabilice las secciones de portamechas en pozo vertical, donde estas tengan poco o falta de capacidad, para soportar presión sin pandeo.

e. Monitoree y Controle la vibración de la sarta de perforación.

5.6.10 Corrosividad Sistema Lodos: Picaduras y perdidas de metal son ampliamente formas reconocidas de daños por corrosión. De todas maneras, la habilidad de un lodo corrosivo para acelerar el daño por fatiga y reducir la vida de fatiga no es ampliamente apreciada. Este punto es ilustrado en la figura 5.12, el cual muestra los resultados de ensayos de fatiga en laboratorio del acero en cuatro ambientes diferentes, cada uno más corrosivo que el anterior. (Como ilustración, la información esta trazada en coordenadas Cartesianas y expresadas en su equivalente en horas de rotación a 100 RPM). Debido a que su potencial efecto devastador en la vida de fatiga, el régimen de corrosión debe ser monitoreado en lodos de base-agua utilizando indicadores de corrosión o en analizadores-en-línea disponibles de la compañía de lodos. Si el régimen es excesivo, debe tomarse accion correctiva. Los remedios específicos de control variarán y deben ensayarse en locación. De todas maneras, tomará usualmente una o más de las siguientes formas: a. Reduciendo los niveles de gas disuelto (para él oxigeno

particularmente) utilizando especialmente depuradores (scavengers) y optimizando el equipamiento de superficie y procedimientos de manipuleo del lodo.

b. Limitando el ingreso de gases ácidos, tales como dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, quitado con depuradores o por separación mecánica.

c. Utilizando inhibidores de corrosión químicos en el sistema de lodos.

5.6.11 Corrosividad del Lodo y Niveles de Estrés: Los efectos del nivel de estrés y corrosividad del lodo sobre la vida de fatiga son interactivos. Si un componente de la sarta de perforación está operando en una amplitud muy alta de ciclos de estrés, la fatiga será primariamente un fenómeno mecánico, y la falla ocurrirá rápidamente sin importar su medioambiente. Debido a esto, si usted experimenta frecuentes fallas por fatiga a pesar de los esfuerzos de varias e intensas inspecciones, la explicación más probable es que los componentes estén trabajando bajo incursiones muy altas de estrés.

Figura 5.12 La vida de fatiga de un componente de acero disminuye rápidamente, como el ambiente corrosivo en aumento. (De Duquette y Uhiig2)



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Reconocimiento de Fallas y PrevenciónPor otra parte, a niveles bajos y moderados de estrés, la corrosión puede ser el factor dominante en ciclos de fallas, y de hecho puede determinar si la falla por fatiga categóricamente ocurre. Por consiguiente, la importancia de incursiones mínimas de estrés y el monitoreo de corrosión y la mitigación de sus efectos sobre la fatiga no debe ser sobre enfatizado.

5.6.12 Resistencia (dureza) Fractura: La resistencia del material (dureza) a la fractura de un componente de la sarta de perforación afecta también la performance de la fatiga. Desafortunadamente no existe un método no destructivo de medir la resistencia de la fractura. De todas maneras, nosotros podemos plantear con confianza que un componente que vamos a usar tiene la adecuada resistencia por medio de la revisión de la certificación del material y seguimiento del componente (ver párrafo 5.14).

5.6.13 Unión Hembra Fisurada: Este es un tipo especial de fatiga que ocurre cuando las uniones hembras son rotadas bajo altas cargas laterales. Esta es acompañada por chequeos de calor que resultan del mismo medioambiente operativo. Los heat checks (fisura interior poco profunda) son fisuras longitudinales superficiales las cuales no son perjudiciales en si mismas, causan

concentraciones de estrés que aceleran la formación de fisuras longitudinales de fatiga en la unión hembra. Contrariamente con las uniones hembras que se fisuran por un over-refacing (sobre-rectificación espejo) y sobrecargas torsionales, como las fisuras por fatiga iguales a la que se encuentra en la figura 5.14 que muestra muy poco o nada de deformación plástica.

5.6.14 Vida de la Fatiga: Una de las preguntas mas comunes sobre las fisuras “Cuanto puede esperarse que un componente soporte”. Esta pregunta es efectuada usualmente con el propósito de poder fijar la frecuencia, intervalos de inspecciones, pero esto también trae repetidas fallas por fatiga. Desafortunadamente, la pregunta no tiene respuesta. Considere por ejemplo un portamechas, si ese portamechas es usado en un pozo de alto ángulo en un lodo de base petróleo con muy pocas incursiones o sin incursiones de estrés por vibración, puede razonablemente esperarse que éste opere indefinidamente sin ningún daño por fatiga. Por otro lado, si este es rotado en pandeo en un pozo de gran diámetro, la falla por fatiga podría esperarse en tan pronto como unas pocas horas.

Figura 5.13: Este Organigrama da un acercamiento sistemático, para responder a las fallas por fatigas de sarta perforación.



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Reconocimiento de Fallas y Prevención La figura 5.12 revela que, para un componente dado, la vida esperada de fatiga está determinada por el nivel de estrés en el cual el componente esté operando, y el ambiente que lo rodea. En este estudio, los ensayos de algunas muestras de acero han fallado bajo cargas cíclicas en unas pocas horas, como así también idénticas muestras no han fallado cuando el ensayo se dio por terminado después de un equivalente de 3.600 horas. De este modo, para un acero dado la longevidad de una sarta de perforación puede solamente ser estimada si, sabemos algo sobre las propiedades del material y más importantemente, bajo que condiciones el componente está siendo actualmente utilizado. Desagraciadamente, no conocemos lo suficiente de las propiedades del material, los niveles de estrés bajo el pozo y el ambiente operativo como para estimar razonablemente la vida de fatiga. Mas bien, el mejor acercamiento es hacer la mejor presunción que podamos acerca de la longevidad, luego enfocarnos en cada paso practico que podamos tomar para aumentarla. La llave para aumentar la longevidad de un componente es la de mejorar las condiciones en la cual éste, esté trabajando.

Figura 5.14 Falla hembra fisurada transversalmente (izquierda) es comúnmente asociado con fisura de hembra, llamadas “cuarteo por calor” (mostrado a la derecha, bajo luz negra). 5.615 Mirando mas allá de una Simple Respuesta a la Fatiga: Si una fisura por fatiga pasa, la tendencia comúnmente es mirar solamente por una simple explicación, tal como, “una barra mala” o “una mala inspección”. Aunque, este punto de vista raramente refleja la realidad de una fatiga. Mas allá, este punto de vista lleva hacia un problema mayor cuando se trata como un camino de salida “reemplazar” o “inspeccionar”. Significantes generadores de fallas pueden ser ignorados en la búsqueda de simples explicaciones de fatiga. Varios factores mas de uno de los elementos ADIOS ADIOM se combinan generalmente para causar una falla por fatiga. De manera que si se encuentra una falla en un elemento y esta es corregida, los generadores dentro de otros elementos pueden ser lo suficientemente fuertes para causar otra falla. Por lo tanto, cuando la primera falla ocurre, trate de ampliar su punto de vista. Examine los cinco elementos ADIOS ADIOM para encontrar los posibles generadores contributivos. Identifique los puntos débiles en la sarta, trate de ganar confianza en las propiedades metalúrgicas. Modifique diseños y cambie los parámetros operativos a menores niveles de estrés, tome medidas para hacer el ambiente menos agresivo, acorde con los periodos de inspección, monitoree y controle las vibraciones, considere diferentes métodos de inspección, y tome otros pasos prácticos hacia la disminución de una probabilidad de falla. Cuando examina el completo espectro de los posibles factores contribuyentes, los pasos para mejorar la situación

costo-efectivo también se presentan. Tome estos inmediatamente en un amplio frente.

5.7 Fallas Por Torsión Las fallas por torsión pueden ocurrir un una unión u otra conexión, cuando la torsión aplicada excede la capacidad torsional del macho o hembra, cualquiera fuera el más débil. Prácticamente hablando, la única vez que la carga externa de capacidad torsional afecta a una conexión, es cuando la carga es lo suficientemente alta para causar una relativa rotación entre el macho y la hembra. Si la torsión aplicada no es la suficiente para causar el movimiento macho hembra, ésta es transmitida a través de la conexión con un efecto no significativo, en el estado de estrés de la conexión. Esta es la razón que las buenas prácticas de perforación requieren: mantener que la torsión aplicada en una conexión sea menor que su torque de ajuste en superficie, asegurándose así que no ocurra un torque mayor dentro del pozo. En pozos verticales, las cargas torsionales serán relativamente bajas porque el peso de la sarta es soportado por el aparejo y muy poca es soportada por los lados del pozo. A medida que el ángulo y el alcance aumentan también aumentan las cargas laterales y el torque requerido para rotar la sarta. Las fallas torsionales han comenzado a ser mas de una preocupación mayor con el incremento de la actividad en la perforación de alcance extendido. 5.7.1 Ubicación de la Falla: Debido que la torsión es aplicada desde superficie, las conexiones mas altas en el pozo son más probables de fallar, que aquellas mas abajo. De todas maneras, las variaciones en resistencia o dimensiones entre las uniones pueden causar locaciones de fallas mas abajo en el pozo. Asimismo, las uniones del conjunto de fondo (BHA) son típicamente más fuertes que las uniones sobre estas, de manera que las fallas en las conexiones en el BHA son menos comunes. Sin embargo, las conexiones del BHA pueden fallar en torsión durante las condiciones de perforación (stick-slip) agarre/libera, o cuando un conjunto de fondo “slim” (fina) está siendo utilizada. Las fallas torsionales en los tubos son raras.

Figura 5.15 La falla en torsión de una conexión hembra-débil comienza a medida que la hembra se va acampanado (arriba izquierda) y puede progresar hasta la etapa extrema arriba derecha. La falla por torsión de un macho- débil a medida que el macho se achica (abajo izquierda) y puede progresar hasta la separación final del cuello del macho (fondo derecha).



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Reconocimiento de Fallas y Prevención5.7.2 Apariencia: Una falla por torsión primero se muestra como un macho encogido o una hembra acampanada, dependiendo en cual sea más débil. En casos extremos, el macho puede partirse o la hembra agrietarse. No obstante, una hembra que es rasgada por torsión solamente (no fatiga) será fuertemente deformada por su acampanado (ensanchada en su extremo) (figura 5.15) . 5.7.3 Operación: Las fallas por torsión pueden ocurrir mientras se trabaja en barras aprisionadas, mientras se perfora o repasa, o durante cualquier operación que involucre la aplicación de altos torques en superficie a la sarta. 5.7.4 Previniendo Fallas Por Torsión: Las fallas por torsión son un mecanismo de Grupo 1 que ocurre cuando el estrés en la conexión mas débil macho o hembra que exceda los limites de resistencia a la fluencia. Por consiguiente, la falla por torsión puede con atención referirse en el planeamiento, diseño, inspección y en las fases de perforación del pozo. En términos simples, las fallas por torsión resultarán ya sea por mucha aplicación de carga o por poca capacidad de carga, o ambas. Todas las conexiones API son hechas de material con una resistencia mínima especificada de fluencia en 120.000 psi. La capacidad torsional de una unión (y por consiguiente capacidad torsional de la sarta) está establecida solamente por el tipo de conexión, el ID del macho y el OD de la hembra. Las dimensiones “Estándar” de las uniones son aquellas que tiene una resistencia torsional igual al 80% de la resistencia del tubo al cual éstas están soldadas. Como así también, el torque estándar de ajuste es del 60% de la resistencia torsional de la conexión. En consecuencia, la conexión será ciertamente el componente limitador de las cargas de torsión de la sarta de perforación. 5.7.5 Dimensiones ‘Estándar’ de las Uniones: Para ilustración, las tablas de abajo listan las dimensiones y torque de ajustes estándar API para las uniones de barras de sondeo de NC50 de 5” 19,50 ppf de diferentes grados.

TABLA 5.1 DIMENSIONAMIENTO UNIONES API “ESTÁNDAR" EN BARRA

SONDEO 5” 19,50 PPF NUEVAS DIMENSIONES

ESTÁNDAR GRADO ID (pulg) OD (pulg)

TORQUE AJUSTE (ft-lb)

E 3-3/4 6-5/8 22840 X 3-1/2 6-5/8 27080 G 3-1/4 6-5/8 31020 S 2-3/4 6-5/8 38040

5.7.6 Chequeo de los Diámetros de la Uniones: La adquisición de uniones por contratistas y compañías de renta, frecuentemente no cumplen con las dimensiones ‘estándar’, particularmente en su ID. Las dimensiones no-estándar de las uniones, son adquiridas por una variedad de buenas razones, incluyendo mejor hidráulica, la habilidad de poder pasar herramientas por su interior, la preferencia del cliente y solidez de inventario. No es un problema en particular con las dimensiones no-estándar, con tal que usted verifique las actuales dimensiones en la sarta que esta planeando utilizar y ajustar acorde las cargas. Además, debe establecer la tolerancia de desgaste de la hembra, fijando el mínimo de OD de la unión a la dimensión requerida para mantener el torque de ajuste por sobre el máximo esperado

calculado del torque operativo. Los torques de ajuste de las uniones y las dimensiones son dadas en la tabla 2.10. El desgaste del macho es usualmente ignorado. 5.7.7 Aplicación del Dispositivo Calibrador de Torque: Si usted está perforando un pozo en el cual, los torques operativos se esperan de ser cercanos al torque de ajuste de la unión, deberá calibrar el dispositivo de aplicación de torque para asegurarse que éste sea exacto. 5.7.8 Monitoreo Desgaste Unión y Condición: Si está perforando un pozo donde, los torques de operación son esperados de ser altos, deberá monitorear el desgaste de la unión y compararlo con su tolerancia de desgaste. Esto puede ser efectuado fácil y rápidamente con un calibre similar al mostrado a la izquierda de la figura 5.16. Fije el calibre al limite de desgaste que usted ha establecido y trate de ponerlo en la unión cuando ésta esté pasando por la mesa rotary. Una unión por sobre la cual el calibre se desliza fácilmente está gastada. Los indicadores de torque dinámicos podrían no ser muy exactos, si está perforando un pozo donde los torques operativos se están acercando al torque de ajuste, es una buena idea monitorear las condiciones de las uniones cercanas a la superficie cuando efectúa un viaje para sacar herramienta. Esto indicará si las conexiones han sido sobre estresadas. En una conexión macho-débil, chequee la rosca del macho con un calibre de perfil de rosca (figura 5.16). El calibre de rosca delgado estampado “identificador de tipo de rosca” no es recomendado para el chequeo de los filetes de rosca. Para las conexiones hembra-débil, chequee la expansión de la hembra con una regla recta longitudinalmente en el acople (unión) cuando efectúa un viaje sacando herramienta. 5.7.9 Observe el Torque de Desenrosque: Los torques de desenrosque, normalmente serán un 10-15% mas alto que el torque de ajuste debido a la diferencia en los coeficientes dinámicos y estáticos de fricción. Los torques de desenrosque mayores de esto podrían indicar un torque de ajuste pozo abajo. Esto puede advertir una anticipación de estrés por sobre tensión y fallas a medida que el pozo se hace mas profundo y los torques operativos continúan aumentado. 5.7.10 Sumario: Resumiendo, las fallas pueden prevenirse asegurándose que la capacidad de la unión exceda las cargas aplicadas. Para evitar carga excesiva: a. Asegúrese que el dispositivo de torque de ajuste y el sistema

que aplica el torque operativo esté calibrado y operando adecuadamente.

Figura 5.16 Calibre para chequear el desgaste de la unión hembra (izquierda). Calibre para chequear el perfil de rosca por estiramiento del macho (derecha)



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b. Asegúrese que el torque de ajuste exceda el torque operativo evitando que no ocurra un mayor ajuste abajo en el pozo. No exceda de ninguna manera el torque de ajuste seguro para una unión. Para instrucciones sobre el torque de ajuste seguro, ver sección diseño ER de este estándar.

c. Evite altas velocidades rotacionales en el fondo, tales como aquellas típicas de una perforación stick-slip.(agarra-libera)

Asegure que exista una adecuada capacidad de carga: d. El ID de una conexión debe ser mas pequeño, y el OD

mayor, que el requerido para las cargas aplicadas. e. El coeficiente de fricción de la grasa para roscas no debe

ser significativamente mas bajo que el asumido cuando se calcularon los torques de ajuste y capacidad torsional. En otras palabras, asegúrese que el compuesto grasa para rosca no sea más fluente de lo es supuesto que sea. (La fluencia de la grasa para roscas relativa a la grasa “estándar” esta representada por el factor de fricción. Factores de fricción menores que la unidad indican grasas que son mas fluentes que el estándar y viceversa). Si el factor de fricción de la grasa para barras es menor de la unidad, el torque de ajuste y el rango de resistencia torsional de la conexión deberá reducirse en proporción. Lo inverso aplica si el factor de fricción de la grasa es mayor que uno.

Figura 5.17 Secuencia recomendada de acciones a seguir después de una falla torsional

f. Trate de verificar que las propiedades mecánicas del

material de la unión no sea bajo-estándar (ver párrafo 5.14 abajo). Las propiedades especificas del material de la unión son dadas en la tabla 2.15. Las propiedades mecánica de la unión son independientes del grado de la barra en la cual la unión es soldada.

5.7.11 Atributos Principales: Para un tipo de conexión dado, los atributos principales para la prevención de fallas torsionales son: mínimo OD de la hembra y máximo ID del macho y la resistencia a la fluencia del material. 5.7.12 Inspección De Importancia: La importancia de la inspección para confirmar que las dimensiones de la unión son :Inspección 1 Dimensional, o Inspección 2 Dimensional en la Categoría de Servicio mayor. Las uniones no son inspeccionadas usualmente en el campo para determinar sus propiedades metalúrgicas. Nota: Existen ensayos no-destructivos que confirmarán la resistencia a la fluencia de la unión con absoluta seguridad. De todas formas, la Especificación API 7 permite que las propiedades mecánicas sean aproximadamente por medio del test de dureza Brinell. El tests de dureza Brinell no requiere la destrucción del material y puede ser conducida en el campo para ganar confianza en las propiedades mecánicas de la unión. 5.7.13 Análisis Metalúrgico: Para determinar si, o no el material de una unión cubre los requerimientos mínimos propios, un ensayo de tensión debe efectuarse. El ensayo de tensión es un ensayo destructivo que requiere de una muestra de ese material. Usualmente es mejor mandar la pieza entera de la unión al laboratorio es se dispone. La forma para ordenar un ensayo de tensión para una unión, y las propiedades a medir en el ensayo, están listadas abajo.

a. Especificar: Ensayo de tensión en concordancia con las Especificaciones API 7 (ASTM A370).

b. Propiedades que deben medirse y reportarse son: Fluencia a la Tensión, Resistencia a la Tensión y ductibilidad (elongación). Las propiedades requeridas para las uniones son dadas en la Tabla 2.15

5.8 Falla a la Tensión En pozos verticales o casi-verticales, la tensión es usualmente la carga la primera preocupación. Las fallas por tensión son un mecanismo de Grupo 1 cuya prevención es relativamente simple. 5.8.1 Ubicación: Una falla por tensión estará ubicada probablemente en el tubo de una barra entre los recalques y cercana a la parte superior de la sarta (donde la carga de tensiones son mas altas). No obstante, variaciones en el espesor de la pared y la resistencia a la tensión entre los tubos pueden colocar una falla por tensión abajo en la sarta. Las fallas por tensión en los machos de la unión son raras, porque el cuello del macho en la mayoría de las uniones estandarizadas tiene una mayor sección transversal que los tubos de las barras para el cual están proyectadas. Excepciones a estas reglas, ocurren cuando alguna clase de conexión ‘slim’ bajo-clasificación es utilizada, o cuando la capacidad del cuello del macho para soportar tensiones externas es debilitada por mayor torque de ajuste que el normal.



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Figura 5.18 Falla por tensión.

5.8.2 Apariencia: Las fallas por tensión son comúnmente con cortes irregulares (dentadas) y el tubo está generalmente estrangulado o “cuello de botella” cercano a la fractura. La superficie de la falla por tensión comúnmente muestra una excesiva deformación plástica a menos que el material de la barra tenga menos de la ductibilidad especificada. En materiales quebradizos (no-dúctiles), no es este el caso. Las superficies de las fracturas estarán orientadas a 45º del eje de la barra a no ser que ésta sea de material muy quebradizo.

5.8.3 Operación: Una falla por tensión es mas probable que ocurra cuando se pesca o se trabaja en sondeo aprisionado.

5.8.4 Los Mecanismos de Tensión: Las fallas por tensión ocurren cuando la carga de tensión excede al componente de su capacidad de carga. La clasificación de la capacidad de carga en este estándar es el producto de la resistencia mínima a la fluencia de un componente y su área de soporte de carga. La capacidad actual de carga de muchos de los componentes será mayor porque la resistencia a la fluencia es usualmente mas del mínimo especificado, y porque un componente no se parte cuando su resistencia se excede primero.

5.8.5 Causas y Prevención de las Fallas por Tensión: Hay solamente unos pocos factores que causaran una falla por tensión. En general, si esto ocurre, se ha aplicado demasiada carga a la sarta, muy poca capacidad de carga existe, o ambas. Demasiada carga puede haber ocurrido debido a alguno de los siguientes factores:

a. El indicador de peso no lee correctamente.

b. El perforador a propósito o accidentalmente se excede de la capacidad de carga calificada

c. Aceleraciones rápidas o impactos

Muy poca capacidad de carga puede existir sí:

d. En el pozo hay barras de tamaño equivocado, peso o grado debido a un inadecuado diseño o debido a errores en el equipo.

e. La sección transversal del área es menor que la supuesta debido a una inadecuada inspección o excesivo desgaste desde la ultima inspección.

f. El marcado sobre la barra indica el grado adecuado pero

la barra no posee las propiedades metalúrgicas requeridas para ese grado.

5.8.6 Atributos Principales de las Barras de Sondeo: Los atributos principales para la prevención de fallas por tensión son mínima área seccional y las propiedades mecánicas fundamentales de resistencia (tensional). Las inspecciones necesarias para confirmar estos atributos son Inspección Espesor Pared UT (para confirmar espesor pared) e Inspección Visual de la Conexión (para indicar el grado de la barra). Nota: No existe un test no-destructivo que pueda confirmar el grado de la barra con absoluta seguridad. La confianza en el grado actual es incrementada hasta el punto en que el Grado 1 y 2 están marcados y presentes. Los cerificados de fabrica están disponibles y se cree que aplican a la barra en cuestión. (Ver párrafo 5.14).

5.8.7 Análisis Metalúrgico: Para determinar si o no el material del tubo de la barra de sondeo cumple los mínimos requerimientos de tensión, un test de tracción debe realizarse. Es un ensayo destructivo que requiere de una pieza representativa del tubo fallado. Aunque los ensayos de tracción (tensión) pueden efectuarse sobre pequeñas muestras, es usualmente mejor proveer al laboratorio una sección total de la circunferencia del tubo y al menos de 18 pulgadas de largo. La muestra debe incluir uno de la superficie de la fractura.

Figura 5.19 Secuencia recomendada de acciones siguiendo a una falla por tensión.



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Reconocimiento de Fallas y Prevencióna. Para ordenar un ensayo metalúrgico para evaluar las

propiedades tensionales, especifique “ Ensayo de resistencia en concordancia con las Especificación API 5D (ASTM A 370)”.

b. Las propiedades que serán medidas y reportadas en este ensayo (test) son: Resistencia a la Fluencia, Resistencia a la Tensión y Ductibilidad (elongación). Propiedades requeridas para varios componentes de la sarta de perforación son dadas en la Tabla 2.15 de este estándar.

5.9 Tensión / Torsión Combinada Simultaneas aplicaciones de tensión, en el tubo de una barra de sondeo bajo carga de torsión reducirá la capacidad torsional del tubo, y viceversa. Aplicando torsión a una conexión rotary con recalque puede reducir la capacidad del cuello del macho para sobrellevar la aplicada tensión externa.

5.9.1 Ubicación: Las fallas por tensión y torsión combinadas pueden ocurrir en tubos o en el macho de las uniones. Las uniones hembras no falla por este mecanismo porque la falla de los machos ocurrirá primero.

5.9.2 Apariencia: En los tubos de las barras, la falla muestra usualmente una deformación plástica y achicamiento, cuello de botella que caracteriza a una falla por tensión. Una superficie fracturada helicoidal igual a la que se muestra en la figura 5.20 podría también estar presente. En uniones, la apariencia de una falla por carga combinada será muy similar a una falla torsional del macho. En la primera etapa, un macho estirado. En casos extremos separación total del macho.

5.9.3 Operación: Esta falla normalmente ocurrirá durantes las pescas, trabajando la sarta aprisionada, repasando o en todo momento que grandes cargas sean aplicadas simultáneamente. Las fallas en el macho son más probables cuando el torque de ajuste es incrementado por sobre el nivel recomendado.

Figura 5.20 La superficie de fracturas, por fallas de cargas combinadas en un tubo de barra de sondeo puede tener una forma helicoidal

5.9.4 Prevención: Fallas en tubos de barra de sondeo o en su conexión por simultaneas cargas de tensión y torsión es fácilmente evitable, conociendo y estando por debajo de la capacidad de carga combinada del componente. Estas capacidades de cargas combinadas son dadas en las tablas 2.4 y 2.6 de este estándar.

5.10 Presión de Estallido (reventón) (burst pressure) 5.10.1 Ubicación: Tubo barra de sondeo

5.10.1 Apariencia: Corte longitudinal, acompañado por toscas deformaciones plástica.

5.10.3 Operación: Una falla por reventón (estallido) es obviamente más probable en toda operación con altas presiones diferenciales por dentro del tubo, por ejemplo ensayando un pozo o fracturando. Las fallas por reventón son relativamente raras en las sartas de perforación porque generalmente tubing es utilizado para ensayos de altas presiones o estimulaciones.

5.11 Presión De Colapso 5.11.1 Ubicación: Tubo de barra de sondeo, usualmente dentro del pozo.

5.11.2 Apariencia: El tubo de la barra aplastado, achatado o en forma de media-luna.

5.11.3 Operación: La sarta de ensayo con lodo pesado en el exterior y baja presión en el interior del sondeo es la operación más común en la cual una falla por colapso es probable.

Figura 5.21 Falla por estallido (arriba) y falla por colapso (abajo)



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Reconocimiento de Fallas y PrevenciónLa resistencia al colapso es reducida si la barra de sondeo está simultáneamente en tensión. El procedimiento de diseño para devaluar la capacidad de presión de colapso para tensión simultanea está dada en la sección 2 de este estándar. 5.12 Fisura Por Exposición a Sulfuro El sulfuro de hidrógeno disuelto en el agua puede reaccionar con una superficie de acero, produciendo una costra férrea sulfurosa. También la corrosión por H2S, puede formar profundos pits (picado) en regiones donde no hay presencia de costra férrea sulfurosa. Consecuentemente, este tipo de corrosión probablemente no será significante a menos que el contenido de H2S sea tan alto que alcance un alto porcentaje molecular. Si H2S está presente de cualquier manera en todo el fluido de perforación, es más probable que esté en una concentración más baja de la que se requeriría para producir severos (pitting) picados. En este evento, el mecanismo conocido como “fisura por estrés en sulfuro”, o SSC, es causa de mayor preocupación. La fisura por estrés sulfuro ocurre como resultado del hidrógeno atómico penetrando el metal. El hidrógeno atómico, producido durante la corrosión acuosa, normalmente sé recombina para formar hidrógeno molecular:

2H+ + 2e ↔ H + H↔H2 (gas) El hidrógeno molecular, resultado de la reacción arriba, es demasiado grande para entrar en el metal siendo esto de poca preocupación. Sin embargo, el H2S desalienta esta reacción de recombinación de reacción del hidrógeno atómico en un inofensivo hidrógeno molecular, y de aquí que pueda ayudar la entrada de hidrógeno atómico al metal. Una vez adentro, el hidrógeno atómico se disemina para “atrapar” sitios, donde pueda causar un incremento localizado de estrés o una disminución de la resistencia de la celosía del material. Para un material bajo carga, el hidrógeno atómico puede concentrarse en los elevadores de estrés y darle elevación a la iniciación de la fisura en tales puntos, llevándolos a fractura quebradiza del material. Este tipo de fractura puede ocurrir rápidamente sin previo aviso. Debido a su complejidad, la confirmación del SSC como mecanismo de falla requiere de expertos análisis metalúrgicos. Sin embargo, el SSC no tenga la forma plana y orientación transversal típica de una fisura por fatiga. Las fracturas por estrés de sulfuro son propensas a tener una apariencia mas ramificada. 5.12.1 Ubicación de la Falla: Las fallas SSC son posibles en varias locaciones, pero son probablemente las mas comunes en el cuello del macho de las conexiones porque estos miembros están ya bajo un significativo estado de estrés tensional por su torque de ajuste. 5.12.2 Condiciones que Promueven SSC: El estado de estrés por alta tensión, altas concentraciones de H2S, bajo pH, alta presión, altas concentraciones de cloruro, bajas temperaturas y dureza del material, son promotores del ataque SSC. Opuestamente, moviendo uno o más de estos factores en direcciones opuestas retardará el ataque, otros equipamientos igual. 2.12.3 Fuentes de H2S: Las posibles fuentes del hidrógeno sulfúrico en los fluidos de perforación podrían incluir alguno de estos abajo: a. Fluido de Formación: El fluido de formación, es la fuente

más probable para causar severos problemas, debido a su potencial para entregar repentinamente grandes volúmenes de gas.

b. Actividad Bacterial: Por ejemplo, con ciertas condiciones, bacterias reducidoras de sulfato (SRBS), pueden reducir los sulfatos en el fluido de perforación a sulfuro de hidrógeno.

c. Corte de Químicos en el Fluido de Perforación: 5.12.4 Selección De Material Para H2S: Todos los grados de barras de sondeo API, pueden ser susceptibles a ataques de SSC, particularmente que éstos probablemente han sufrido una buena cantidad de trabajo frió con su uso pasado. De todas maneras, como regla general, el material mas blando de menor resistencia que las cargas operativas y objetivos de diseños permitan; son probablemente la mejor selección. Aunque el X-95, comúnmente es el grado de barras de sondeo de elección para el servicio ácido. Todos los grados API son considerados aceptables para la perforación ácida, si se toma suficiente cuidado para mantener grandes volúmenes para H2S fuera del pozo, y para inhibir los efectos, cualquiera fuera que el H2S genere. Una condición es aplicada a lo ultimo dicho, si una barra grado E-75 se utiliza, esta deberá ser enfriada por inmersión y de variados templados, no la de tipo normalizado. Dado que la mínima resistencia a la fluencia de todo el material en las uniones es de 120.000 psi. Esto parece poca razón para eliminar las barras grado G, en consideración (aunque es posible que la barra de grado-G API podría tener una resistencia a la fluencia tan alta como 135 ksi.). Algunas fabricas proveen barras grado-G Especial de fluencia-controlada, que ofrecen ciertas mejoras sobre las barras API grado G con respecto a estas, aunque el problema con el trabajo de templado utilizado en el pasado sigue estando presente. Como recomendación final sobre la selección del material para la perforación ácida, debe usted consultar la ultima edición de NACE MR 01-753. 5.12.5 Herramientas Especiales: Herramientas especiales, tales como válvulas de seguridad, BOP interiores, son de preocupación especial en el servicio de sulfuro de hidrógeno, porque los diseñadores de estas herramientas necesitan poner varias partes dentro de un espacio limitado y aun así hacer que una herramienta sea capaz de soportar altas cargas. Esto quiere decir a su vez que el material será más susceptible al SSC. Debido a esto, no hay presentemente en la industria especificaciones sobre la metalúrgica en herramientas especiales, cada manufacturador ha establecido o adoptado su propio estándar en esta área. Estos estándares deben ser revisados y aprobados antes de poner estas herramientas en servicio H2S. El desarmado y procedimientos de inspección en la sección 3 de este estándar deberán seguirse. 5.12.6 Prevención del SSC: El SSC es un mecanismo del grupo 2 que puede ocurrir a niveles de estrés muy por debajo de la resistencia a la fluencia del material. Controlando la dureza del material, un método familiar de prevención es utilizado en: casing y tubing, usualmente no es viable para las sartas de perforación, debido a la necesidad de alta resistencia que estos permiten, y la posibilidad que el funcionamiento local en frío, de todas maneras, eventualmente generará puntos de dureza en las barras. Este acercamiento para la prevención de SSC en las sartas de perforación es construir sobre los pasos enmarcados en NACE MR-01-753.



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Reconocimiento de Fallas y Prevencióna. Mantener el H2S fuera del pozo. Prevenir el ingreso de

grandes volúmenes de gas por medio de un adecuado sobre-balance permanentemente en una formación abierta al perforar productora de H2S. Utilice aditivos de lodo depuradores de las pequeñas cantidades de H2S que pudiesen ganar entrada.

b. Mantener el pH y retardar la reacción de corrosión que produce el hidrógeno atómico tanto como sea practico.

c. Aunque la mayoría del material de las sartas de perforación pueden ser atacados por SSC si otras condiciones le son desfavorables, algunos materiales son menos susceptibles que otros. Utilice el material menos susceptible que sea razonablemente disponible.

5.13 Fractura Por Estrés Corrosión (SCC) Los componentes hechos de acero inoxidable austenítico (componentes antimagnéticos) pueden fallar por Fractura por Estrés de Corrosión (SCC), llamado también Fisura por Estrés de Cloruro. 5.13.1 Mecanismo de Falla: El SCC es la mecánica-ambiental como mecanismo de falla. En aceros inoxidables austenítico, una pequeña capa de oxido pasiva se forma sobre la superficie del material que protege la capa debajo de metal de mayor corrosión. Si la capa pasiva se rompe bajo estrés por tensión, una fractura SCC se puede formar en el punto de ruptura. Una vez formada, la fractura puede agrandarse por una corrosión de reacción anódica, principalmente su borde de ataque. Esto normalmente resultará en una fractura de superficie que aparece muy quebradiza. Las fracturas SCC pueden ramificarse. Normalmente, los aceros de baja aleación utilizados para las sartas de perforación no son propensos al SCC, dado que estos no forman prontamente una capa pasiva. De todas maneras, el acero inoxidable austenitico en varios componentes de la sarta no-magnética pueden sufrir SCC. Este mecanismo de fallas esta acompañado por la presencia de iónes de cloruro en el lodo de perforación (del cual el nombre de fractura por estrés de cloruro salta) y la presencia de un agente oxidante tal como O2. La temperatura elevada acelera la acción de corrosión en la fractura, el efecto opuesto exacto que tiene la Fractura por Estrés Sulfuroso. 5.13.2 Apariencia: Dado que las Fracturas por Estrés de Sulfuro, confirmando el SCC como el mecanismo de falla usualmente requiere de análisis expertos de metalurgia. Si el problema ocurre en una conexión macho, es un buen indicador del SCC es el punto de origen de la fractura. Una fisura por fatiga en un macho se origina en la raíz de la rosca, una locación aislada del contacto con los fluidos de perforación, y por consiguiente no sujetos a los ataques de SCC, Si el mecanismo es SCC, la fisura(s) se iniciará dentro del cuello del macho, dado que esta es el área mas alta de estrés de la conexión que a su vez está en contacto con el lodo de perforación. 5.13.3 Prevención: La prevención en la sarta de perforación del SCC, es tema del uso de aleaciones resistentes a la corrosión que son menos susceptibles a los ataques de SCC. La alternativa del

tratamiento de una aleación susceptible en alguna forma para lograr el mismo resultado, por ejemplo, por observación, es menos deseable. 5.14 Verificando Propiedades del Material Dado que las propiedades metalúrgicas son predeterminadas durante la manufacturación y ensayados por métodos destructivos, es frecuentemente imposible estar absolutamente seguro sobre las propiedades metalúrgicas de un material en el equipo. Aunque la absoluta certeza está fuera de la pregunta, es imposible ganar confianza en las propiedades de un material antes de usar sus componentes en una sarta de perforación. Certificado del Material (también llamado Reportes de Ensayo Material) son los documentos que manda el manufacturador con el equipamiento cuando este fue entregado. Estos listan la descripción del producto, marcado de identificación y las propiedades medidas tomadas de las muestras de la orden. Dueños de los componentes deben mantener estos certificados en los archivos y producir copias de estas cuando son demandadas por sus clientes requiriendo propiedades sobre los materiales. Uno puede ganar confianza en los componentes metalúrgicos de una sarta de perforación por medio del siguiente enfoque. a. Obteniendo copias de los certificados del material, y

verificando que estos muestren las propiedades que usted requiere.

b. Determine que la documentación en mano aplique actualmente a los componentes bajo consideración. Las barra o material serán marcados con varios números, ranuras, códigos y estampados. ¿ Todos los números de serie, números de sección o números de parte correspondientes con los números en la certificación?. ¿La cantidad de piezas (simples) concuerda con las contadas, o las explicaciones dadas, son satisfactorias por discrepancias?.

c. En el grado en que la certificación sea provista prontamente, y que todos los componentes estén marcados con su apropiada identidad, que el marcado esté de acuerdo en todo respecto con lo que se certifica, y que la cantidad de simples (piezas) sea la correcta. Por otra parte, si los certificados no están disponibles, o las preguntas elevadas, no son respondidas, sobre la identidad de los componentes, lo inverso será la verdad.

Referencias:

1. Hill. T.H., Seshadri, P.V., Durham, K.S., “ A Unified Approach to Drillstem Failure Prevention”. SPE Drilling Engineering, December 1992.

2. Duquette and Uhlig, ASM Transactions, 61, 449 (1968). 3. MR-01-75, “ Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic

Materials for Oilfield Equipment”, National Association of Corrosion Engineers (NACE), Houston, Texas, 1993.



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Conformidad para el Propósito Sección 6 Conformidad para el Propósito 6.1 Alcance Esta sección cubre la ingeniería racional detrás de los criterios de aceptación en Sección 3. Esta da también los lineamientos para el ajuste de esos criterios de aceptación de lograr la conformidad para el propósito.

6.2 Criterio de Aceptación

6.2.1 Definición: El criterio de aceptación son dimensiones, atributos y propiedades que un componente usado de la sarta de perforación debe poseer para pasar la inspección bajo este estándar.

6.2.2 Historia y Evolución: La primera lista amplia de la industria de los criterios de aceptación para las barras de sondeo usadas fue escrita en las Practicas Recomendadas API RP7G. Este estándar fue publicado para ayudar a la industria clasificar uniformemente las barras de sondeo de acuerdo a su desgaste y daños acumulativos. Originalmente, la RP7G estableció cinco clases, numeradas 1 (barras nuevas) hasta la cinco (chatarra). Luego, una clase llamada “Premium” fue insertada entre la clase 1 y la clase 2. La Clase Premium y Clases 2, 3, y 4 representan etapas avanzadas de deterioro. Bajo este sistema, la clasificación de una barra es basada en una cantidad de atributos. Durante la inspección, cada atributo es examinado, y la barra es ubicada en una clase mas alta en la cual todos los atributos requeridos son cubiertos o excedidos. Cuando la RP7G fue primeramente publicada, las barras de Clase 3 y Clase 4 fueron consideradas utilizables en muchos círculos, pero ahora estas son consideradas de estar demasiado gastadas para la mayoría de las necesidades. Hoy en día, aunque la clase 2 es raramente especificada, y la “Clase Premium” ha emergido preferentemente como tenedora de los mínimos atributos para las barras de sondeo usadas en muchas de las transacciones comerciales.

La RP7G da los criterios de aceptación, pero no cubre los procedimientos por la cual el criterio debe ser evaluado. Para suplir el RP7G en este respecto, el DS-1™ fue publicado en 1992 bajo patrocinio de la Drilling Engineers Association como Proyecto DEA 74. Además de otras cosas, DS-1™ da un estándar fijo de procedimientos de inspección con el cual los atributos deseados deben ser evaluados

Avanza Deterioración Clase 1 (Nueva)

Premium Clase 2 Clase 3

a. Clases Reconocidas Por RP7G Clase 1 (Nueva)

Premium Prem. Red. TSR

Clase 2

b. Clases Reconocidas Por DS-1™ Figura 6.1 Clases de barras reconocidas por RP7G y DS-1™. El espacio entre la clase Premium y la Clase 2 en la figura superior representa una clase de barra que ha sido comúnmente utilizada por años pero hasta ahora no ha sido formalmente reconocida.

Virtualmente en todos los casos, el criterio de aceptación en el RP7G fue incorporado sin cambios en el DS-1™. En consecuencia, en Categoría Servicio 3 y por debajo, la barra en “Clase Premium” es esencialmente idéntica bajo cualquier estándar. Sin embargo, el RP7G no se dirige a cada atributo, los patrocinadores del DS-1™ creen que son importantes en aplicación mas criticas de perforación. Por eso, el DS-1™ en las Categorías de Servicio 4 y 5, unos pocos atributos son medidos (por ejemplo, el ID del macho de la unión) que es asumida o ignorada bajo el RP7G. Esto quiere decir que en las altas Categorías de Servicio, las barras de sondeo podrían ser rechazadas bajo el DS-1™, para condiciones que no serian examinadas si la barra fuese inspeccionada por los requerimientos del RP7G. Figura 6.1 muestra las diferentes clases cubiertas en estos dos estándar. Las diferencias especificas entre estos criterios de aceptación en estos dos estándares son detallados mas adelante en esta sección.

La Tabla 6.1 Lista algunos de los atributos gobernados por los criterios de aceptación de API y DS-1™. Ver Tabla 3.5 para un listado completo

Tabla 6.1 Tres Clases de Barras de Sondeo Usadas

Atributo Clase

Premium Clase Premium Reducido TSR1 Clase 2

Mínimo remanente espesor pared tubo

≥80% ≥80% ≥70%

Máximo corte cuña (profundidad)2

≤10% ≤10% ≤20%

Resistencia torsional unión3

≥80% 60 –80% ≥80%

Fisura fatigas Ninguna ninguna ninguna 1 No Clase API. Reconocida en DS-1™ solamente. 2 Porcentaje espesor pared adyacente. 3 Porcentaje resistencia torsional del tubo.

6.2.3 Reconocimiento de “Clase Premium, Reducido TSR” (Relación resistencia Torsional): Una pocas combinaciones barras/uniones con diámetros menores (excepto las Clase Premium en cualquier otro respecto) están siendo utilizadas ampliamente. Para estas combinaciones, la industria parece preferir una unión delgada “slim” para espacio en operaciones de pesca, y esta dispuesto a aceptar una reducción nominal en la capacidad de torsión para ganar un incremento de espacio anular. Un ejemplo es una barra de sondeo de 3-1/2”, 13.30 ppf Grado S con uniones NC38. Una nueva unión construida a dimensiones estándar API tiene 5” de diámetro exterior. Una unión gastada a no menos de 4-13/16” de OD es Clase Premium. Hasta ahora las compañías de renta continúan comprando barras con uniones de 4-3/4” para cubrir las necesidades de sus clientes por mayor despeje. Por consiguiente, estas uniones son frecuentemente manufacturadas con dimensiones Clase 2, con el desgaste esta ciertamente se verá reducida mucho mas. Esto es “conformidad para el propósito” en acción. Cuando el estándar artificial (Clase Premium) no cubre los requerimientos de desempeño requerido (despeje para pesca).



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Conformidad para el PropósitoLa industria informalmente cambia el criterio de aceptación para cubrir la necesidad. Para estos Ítem en particular, la comunidad de inspección ha aplicado por años un informal, des-regulado requerimiento de diámetros de las uniones, mientras que, mas o menos rigurosamente pone en vigor otros requerimientos. Para reconocer y para establecer algún control sobre esta practica, los patrocinadores de DS-1™ han adoptado una nueva clase llamada “Clase Premium Reducido TSR”. 6.2.4 Aplicaciones de Atributos Agrupados: La “Clase Premium”, “Clase Premium, Reducido TSR”, y “Clase 2”, son etiquetas que fijan varios atributos de las barras de sondeo de peso normal, y las uniones colocadas en estas barras de sondeo de peso normal. Estas etiquetas no tiene significado en referencia a ningún otro componente de la sarta de perforación. Para todo los otros componentes, los atributos son especificados individualmente. 6.3 Conformidad para el Propósito 6.3.1 Definición y Aplicación: “Conformidad para el Propósito” en este estándar, quiere decir ajustar la inspección del criterio de aceptación para cubrir una aplicación deliberada. La necesidad ocasional para modificar el criterio de aceptación se eleva del hecho que esos criterios en uso fueron no establecidos para cubrir cualquier conjunto especifico de condiciones de perforación. Por eso, un conjunto dado (por ejemplo: Clase Premium) no se ajusta a cada situación de perforación. Si el criterio es demasiado severo, forzando los componentes de la sarta de perforación a cumplir con estos genera, inútilmente que los costos de perforación vayan hacia arriba. Por otro lado, las altas cargas de perforación podrían demandar equipamiento mas robusto. En estos casos, los criterios de aceptación deberían ser mas estrictos 6.3.2 Como Utilizar esta Sección: La figura 6.2 enmarca un proceso en general en el cual el usuario de este estándar puede aplicar para modificar los criterios de aceptación y obtener una conformidad para el propósito. Es imaginable que los usuarios continuaran con las practicas de especificaciones “Clase Premium” (o “Clase Premium Reducido TSR”) a menos que las cargas de perforación demanden estándares mas estrictos. Esta sección puede ser utilizada como recurso para manejar una o dos situaciones especificas: a. Si los atributos de la Clase Premium son demasiados libres para

el pozo en consideración y el usuario necesita dirección como poder ajustar estos mas selectivamente. Entonces este sondeo debe ser inspeccionado a un estándar más estricto.

b. Si la Clase Premium o la Clase Premium Reducido TSR son adecuadas para la aplicación y uno de estos es el especificado, no obstante, la barra falla al pasar la inspección. Si esto ocurre y el costo de reemplazo de la barra es demasiado alto, el usuario puede disponer para ahorra dinero aflojar selectivamente el criterio para hacer que esta barra en mano pueda ser aceptable. Por supuesto que, los limites mas bajos deberán proveer un margen de seguridad de operación adecuado.

6.3.3 Responsabilidades: Bajo DS-1™, el arrendatario de los servicios de inspección decide normalmente que criterios de aceptación están en efecto, y notificará a la compañía de inspección.

Figura 6.2 Proceso típico para la utilización de este Apéndice.

La responsabilidad de la compañía de inspección es la de seguir los procedimientos dados en este estándar y determinar a lo mejor de sus habilidades si o no la barra cumple con el criterio especificado. La compañía de inspección no debe unilateralmente decidir el criterio de aceptación e menos que sea instruido específicamente de hacerlo por el arrendatario. Esto de ninguna manera evita a la compañía de inspección de aconsejar de todas maneras al arrendatario. 6.4 Tipos de Criterio de Aceptación Los criterios de aceptación han evolucionado durante estos años, y son formados de muchas percepciones diferentes de necesidades. Algunas tienen una relación directa con la habilidad de las sartas de perforación para soportar cargas, algunas tienen una relación indirecta, y algunas tienen muy poca o no-relación con las capacidades de carga. Antes de la decisión de ajustar, o no estas, para lograr la conformidad de propósito, es conveniente clasificarlas dentro de grupos. El ajustarlas o no, y la confianza que uno pueda tener en los ajustes, dependerá de, en que grupo de atributos en cuestión estas caigan. Este estándar considera cuatro tipos de criterios de aceptación. Mas adelante en esta sección, cada atributo es discutido individualmente como así también son dados los procedimientos que ayudarán al usuario en su ajuste. 6.4.1 Tipo A: La condición tipo A es una en que la severidad de la falla es irrelevante. Si la falla puede mostrarse que existe, la parte es rechazada de las manos. El mejor ejemplo de una condición de Tipo A es la fisura por fatiga. No debe efectuarse ningún ajuste al criterio de Tipo A.



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Conformidad para el Propósito6.4.2 Tipo B: El Tipo B de criterio de aceptación relaciona algunas dimensiones a la capacidad de carga por calculo directo. El criterio del Tipo B debe ser ajustado hacia arriba o abajo para lograr la conformidad para el propósito, mientras mantiene una confianza total en la sarta de perforación. El ajuste es directo y es basado en sólidos principios de ingeniería. Además, con un atributo Tipo B, habrá siempre un limite de carga conocido por el cual la falla no ocurrirá. Por ejemplo, supongamos una unión NC38 que la conexión era de 4-5/8” en lugar de lo requerido 4-13/16” por la Clase Premium. La unión puede seguir siendo utilizada de forma segura, mientras el torque de ajuste y el torque operativo esté determinado por el diámetro actual, y las cargas aplicadas sean mantenidas por debajo de los nuevos limites (inferiores). De esta forma, todos los criterios del tipo B son rápidamente ajustables.

6.4.3 Tipo C: El criterio Tipo C, describe aquellas fallas cuya severidad podría afectar el desempeño de la sarta, no así con el criterio Tipo B, cuyos efectos nunca son precisos o determinables, como así también, estos no seria conveniente, los niveles ingeniería-basados para fijar los limites del Tipo C para garantir contra fallas, ni así el de fijar los limites actualmente en uso. Como ilustración, considere el máximo permisible de corte por cuñas (10% de la pared adyacente para la Clase Premium en ambas RP7G y DS-1™). Esta bien documentado que los cortes por cuñas es detrimental a la vida de fatiga de la barra de sondeo, y a otros equipamientos igual, un corte profundo es peor que uno superficial. Obviamente, algunos limites deben ponerse en la severidad de los cortes por cuñas, de manera que fijando la máxima profundidad admisible al 10% (alguna otra), es una decisión necesaria y conveniente. Pero no puede ser sujeta al desempeño de la sarta de cualquier manera cuantitativa o predecible. Un pequeño corte (melladura) puede llevar a una rápida fisura por fatiga bajo ciertas condiciones, mientras que una grande puede ser inofensiva en otras condiciones. Igual a aquellas del Tipo B o Tipo C, el criterio debe ajustarse para mejorar las condiciones del propósito. No así con el Tipo B, a pesar de eso, el ajuste está basado en un subjetivo juicio y asesoramiento de riesgo en lugar de un simple calculo. Por consiguiente, el criterio del Tipo C no puede ser ajustado con la misma confianza en el resultado como en el criterio del Tipo B.

6.4.4 Tipo D: Los criterios del Tipo D es a veces otro que cualquiera de los anteriores (arriba). El criterio del Tipo D puede causar que la barra que ha sido trabajada en frió sea rechazada, podría causar el rechazo de la barra si la incertidumbre de la inspección es alta, o podría simplemente ser un limite de daño arbitrario o tolerancia de desgaste. El criterio de aceptación del Tipo D podría o no afectar el desempeño de la sarta de perforación, pero se juzga de ser importante en la decisión ya sea de inspeccionar y utilizar la barra. El criterio del Tipo D es usualmente no ajustable.

6.4.5 Atributos Individuales: Cuando un componente de la sarta es inspeccionado, el inspector evalúa varios atributos. Todos ellos deben cumplir con los niveles mínimos o el componente será rechazado. La tabla 6.2 lista los atributos que podrían evaluarse bajo este estándar. En general, mas atributos son evaluados a mayores Categorías de Servicio, de manera que no todos los items listados en la Tabla 6.2 serán examinados por el inspector excepto aquellos de Categoría 4 y 5. Si el atributo no es medido, este no será causa para su rechazo.

Tabla 6.2Criterio de Aceptación Utilizado en DS-1™ COMPONENTE ATRIBUTO TIPO

Fisuras A Espesor pared tubo B

Tubo

Área cuñas cortes, muescas C Material protuberancias en área cuña C Indicaciones improbable repetitivas ensayo

no-destructivo C

Rectitud tubo C,D Variaciones OD D Picado C,D Incrustaciones, capa D

Marcado, Peso/Grado B Condición superficie sello C Limites refrenteo C Ancho Bisel C Condición superficie rosca C Perfil Rosca/macho D

Uniones Barras Sondeo

(Inspecciones conexión Visual y

Dimensiona 1 y 2)

Acampanado Hembra D Hardfacing revestimiento pesado C Fisuras A OD Hembra, ID Macho B Ancho Hombro Hembra C Espacio para Llave B Profundidad maquinado interior Hembra B Diámetro maquinado hembra B Diámetro bisel C Ancho sello hembra C Uniformidad hombro C Longitud cuello macho B

Condición superficie sello C Limites refrenteo C Ancho bisel C Condición superficie rosca C Perfil Rosca/macho D

Componentes BHA

(Inspecciones Conexión Visual y

Dimensional 3) Acampanado hembra D

Hardfacing, revestimiento pesado C Condición superficie ranura alivio estrés C OD hembra, ID macho, BSR B Diámetro maquinado hembra B Profundidad maquinado hembra B Diámetro y longitud ranura alivio tensión C Diámetro y longitud maquinado hembra C Diámetro bisel C Longitud macho B Longitud cuello macho B Diámetro recalque cuerpo medio (HWDP) D Espacio para llave (HWDP) B Fisuras A

Longitud receso B Profundidad receso B OD Portamecha B

Receso Elevador Portamecha

Radios esquina interior C Radios esquina exterior C Fisuras A



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Conformidad para el Propósito6.5 Ajustando los Criterios de Aceptación En las siguientes paginas, son dados los procedimientos y recomendaciones para ayudar al usuario en la determinación de cuando y por cuanto cada atributo puede ser ajustado para obtener la conformidad para el propósito. Un formato consistente, descrito abajo, es utilizado para la discusión de cada atributo. Las referencias en el API RP7G se refieren a la quincuagésima edición, fechada en Enero 1, 1995. Excepto cuando es mencionado, todas las conexiones nuevas y recortadas están basadas sobre los estándar valores industriales/API y tolerancias de maquinado.

Tabla 6.3 Formato para Discusión Criterio de Aceptación Sondeo de Perforación

Tipo: El atributo Tipo (A, B, C, o D) Bases: La razón probable de criterios que estén siendo

evaluados durante la inspección. Requisitos: Condición(s) que deben cumplirse para que un

componente sea aceptable bajo el DS-1™. Las condiciones pueden variar dependientes de la clase de barras especificada. Además, este limite no aplicará si el atributo particular no va hacer medido (en las Categorías menores de Servicio).

Referencia: Código de referencia y ubicación donde el atributo en particular es especificado. Las diferencias de requerimientos entre DS-1™ y RP7G (si hay alguno) estén mencionadas aquí.

Efectos: Los probables efectos que cambien en atributo tendrán en el desempeño y probabilidades de falla en el sondeo.

Ajustes: Discusión y formulas de referencia para ajustar el atributo

Comentarios: Información adicional puede proveerse aquí. Mecanismo: Mecanismos de falla de la sarta de perforación que

probablemente, pueden ser afectados, si el atributo es modificado

Inspección: Los métodos de inspección DS-1™ que son utilizados para evaluar los atributos en cuestión son listados aquí. Algunas veces los atributos en cuestión, aparte de afectar el desempeño de la sarta de perforación, pueden también afectar la fiabilidad de otras inspecciones. Los métodos de inspección afectados, si hay alguno, también están listados

Verificar: Este párrafo lista equipamiento operativo para chequear o calibrar cuando el atributo en cuestión es esencial a la integridad estructural de la sarta, bajo condiciones anticipadas de carga.

6.6 Criterios de Aceptación en los Tubos de las Barras de Sondeo. 6.6.1 Fisura Por Fatiga Tipo: A Bases: La presencia de fisuras por fatiga establece

que el componente esta dañado mas allá de reparación. Una fisura es causa de rechazo en todas las Categorías de Servicio. Aunque, en las Categorías 1 y 2, la fisura por fatiga en los tubos puede solamente ser localizada

visualmente. En la Categoría 3 y mayor, varios ensayos no-destructivos son utilizados para la observación de fisuras. Por consiguiente, la fiabilidad de la detección de fisuras por fatiga será mas alta en la Categoría de Servicio superiores.

Requisitos: No permitidos para toda clase Referencia: Ds-1™: Tabla 3.5, RP7G: Tabla 19, (DS-

1™ y RP7G son idénticas) Efectos: La fisura puede continuar creciendo hasta

que la falla ocurre Ajustes: No se recomiendan ajustes Comentarios: Hasta un 90% o más de la vida de fatiga de

un componente puede extenderse desde el momento que una fisura se halla formado y crezca lo suficiente para ser detectada por la inspección. Dado el costo normal, de una falla en la sarta de perforación, y la usual incertidumbre sobre las magnitudes del ambiente dentro del pozo y cargas cíclicas, componentes con conocida fisuras por fatiga no deben bajarse.

Mecanismo: Fatiga Inspección: Visual Tubo, EMI 1, EMI 2, MPI

Recalque/Cuña, o Inspección UT Recalque/Cuña.

6.6. 2 Espesor Pared Tubo Tipo: B Bases: Tolerancia desgaste arbitrario Requisitos: Case Premium y Clase Premium Reducido

TSR: ≥ 80% de nominal nuevo Clase 2: ≥ 70% de nominal nuevo

Referencia: DS-1™: Tabla 3.5, RP7G: Tabla 19. (DS-1™ y RP7G son idénticas para la Premium y Clase 2. RP7G no reconoce la Clase Premium, Reducido TSR).

Efectos: Para un grado de barra dado, el espesor de la pared del tubo de la barra gobierna la capacidad de tensión, capacidad torsional, capacidades de colapso, reventón y de capacidad combinada de torsión/tensión.

Ajustes: El espesor de la pared del tubo debe ajustarse hacia arriba o hacia abajo para lograr la conformidad para el propósito. Las capacidades de carga son dadas en la Tabla 2.5 para la Clase 1, Premium, Premium Reducido TSR, y 2. Para determinar el valor mínimo para una carga anticipada, utilice las formulas en Apéndice A de DS-1™.

Mecanismo: Este atributo afectará primariamente la probabilidad de falla del tubo de la barra por tensión, torsión, tensión/torsión combinada, y mecanismos de reventón y colapso.



189

Conformidad para el PropósitoInspección: Medida por: Inspección Espesor Pared UT. Verificar: Indicador de Peso, manómetro de presión

columna de alta, para asegurarse que los dispositivos de medición de cargas son precisos.

6.6. 3 Área Cuñas Cortes y Muescas Tipo: C Bases: Tolerancia desgaste arbitrario Requisitos: Case Premium y Clase Premium Reducido

TSR: ≤ 10% de nominal nuevo Clase 2: ≤ 20% de nominal nuevo

Referencia: DS-1™: Tabla 3.5, RP7G: Tabla 19. (DS-1™ y RP7G son idénticas para la Premium y RP7G).

Efectos: Los cortes y muescas por cuñas concentrarán estrés y acelerarán la formación de fisuras por fatiga, siempre cuando la barra sea rotada, a no ser que la barra permanezca perfectamente vertical

Ajustes: No es recomendado permitir cortes mayores o muescas. El efecto detrimental de una muesca dada aumenta exponencialmente con el incremento en estrés. Muescas que son aceptables para los requerimientos de la Clase Premium pueden aun causar severos problemas cuando la barra esté operando a altos ciclos de estrés. Por consiguiente, si la barra será rotada en la sección de pozo con altas severidades de pata de perro, particularmente en sistemas de lodos de base-agua, el usuario deberá considerar enérgicamente una tolerancia mas firme. Dado que no existe un método cuantitativo para el fijado de esta tolerancia, el usuario deberá simplemente hacer esta tan pequeña como sea posible mientras obtenga la necesaria penetración para perforar el pozo. Si es necesario la utilización de barras con cortes acercándose al 10% de la pared adyacente, debe efectuarse todo esfuerzo para bajar estas en una sección de pozo donde no estarán bajo condiciones altas de ciclos de cargas

Comentarios Corrosividad del lodo, coeficientes de crecimiento de fisura, niveles actuales de estrés y otros importantes parámetros que juntos determinan la vida de fatiga son raros aunque conocidos en cualquier situación en particular alguna vez. Consecuentemente, no hay un sendero practico para predecir que cuanto un corte dado por cuña o surco en una barra reducirá su vida de fatiga. De todas maneras, una generalización útil puede hacerse todavía. Figura 6.3 ilustra los problemas de corte por cuña en las barras de sondeo. Las

intercalaciones muestran un elemento modelo finito de un (aceptable) 10% de corte por cuña. Este particular corte tuvo un efecto de magnificación de alrededor del 80% en sus condiciones de tensión/pandeo que fueron modeladas. La curva muestra que el efecto en la vida de fatiga de este corte podría variar desde un no-efecto hasta tanto como una reducción de la vida en un 80-90%. El efecto real será desconocido debido a que la exacta propiedad del material, condiciones de estrés y ambiente son estos a menudo desconocidos. De todas maneras, una cosa conocemos por seguro es que todo surco o corte puede acortar la vida de fatiga bajo ciertas condiciones. En situaciones de alto- estrés y lodos corrosivos, los surcos y cortes en las barras de sondeo debe minimizarse o evitados totalmente

Mecanismo Fatiga Inspección: Visual Tubo, EMI 1, EMI 2. MPI

Cuña/Recalque, UT Cuña/Recalque

Figura 6.3 Cortes por cuñas aceleran el ataque de fatiga. El encuadre muestra un modelo FEA de corte por cuña, del 10%, en una barra de sondeo de 4-1/2” 16.60 ppf sujeta a tensión y pandeo. El estrés en el fondo del corte en este modelo es de alrededor del 80% mayor que la masa de estrés en la barra. El efecto actual de cortes variará con la masa de estrés y el ambiente, pero será mucho más significante en ambientes más dinámicos. (Curva: Referencia 1, encuadre: Referencia 2).



190

Conformidad para el Propósito

6.6.4 Material con Desgarre en Área Cuña Tipo: C Bases: Material desgarrado en el área de la cuña

aumenta la posibilidad de dañar el elemento del preventor cuando se stripping o snubbing (pasaje de sondeo a través del elemento sellante del BOP bajo presión ). Tal daño puede llevar a fallas prematuras de los elementos y posibles problemas en el control de pozo.

Requerido: El material desgarrado con salientes deben sacarse o rechazar el tubo

Referencia: DS-1™: Procedimiento inspección Visual del

Tubo. (RP7G no menciona este atributo) Efectos: Las protuberancias en la superficie de la barra

aumentarán las posibilidades de daño a elementos de goma en el preventor cuando estos elementos son energizados y la barra es pasada a través de estos

Ajustes: No son recomendados Inspección: Visual Tubo 6.6.5 Indicaciones Improbables Repetitivas NDT Tipo: C Bases: Este requerimiento previene aceptar una unión de

barra conteniendo una posible falla injuriosa que no es accesible para su medición cuantitativa

Requerido: Una indicación repetitiva de la falla que exceda los niveles de estandarización de referencia del método de inspección que está siendo utilizado, y que sea inaccesible para su medición mecánica, debe resultar en el rechazo

Referencia: DS-1™: EMI 1, EMI 2, Procedimiento inspección UT Cuña/Recalque. (RP7G no menciona este punto)

Efectos: Comentarios: La mera presencia de falla por fatiga es causa de

rechazo, en otro tipo de fallas también causan el rechazo si estas exceden de ciertos tamaños. Desafortunadamente los dispositivos de inspección que buscan por fallas, tales como EMI y unidades ultrasónicas, no pueden debido a sus inherentes limitaciones técnicas, dar una exacta lectura cuantitativa ya sea del tamaño o tipo de falla. Por lo tanto, estas unidades son útiles solamente para indicar que una falla puede estar presente en alguna locación en la barra. Subsecuentemente, una inspección de “prueba de evidencia” es requerida para localizar con precisión la falla y determinar su tipo y severidad. Pero a no ser que

estas fallas sean accesibles al inspector, estas no podrán comprobarse. Por consiguiente, si una falla es inaccesible, pero consistentemente mostrada en repetidas inspecciones, el estándar para su rechazo llega a ser la indicación de referencia de la unidad de referencia estándar.

Ajustes: No es recomendado Mecanismos: Todos Inspección: EMI 1, EMI 2 MPI Cuña/Recalque, UT

Cuña/Recalque. 6.6.6 Rectitud Tubo Tipo: C, D Bases: Tolerancia daño arbitraria. Requerido: Todas las Clases – los tubos no deben ser

“visiblemente curvado” Referencia: DS-1™: Procedimiento inspección visual.

(RP7G no menciona este punto) Efectos: El hecho que el tubo este curvado establece

que su resistencia a la fluencia haya sido excedida de servicio en el pasado. Un tubo no’recto, será más propenso a vibrar por posibles daños por fatiga. Podría resultar en cargas laterales adicionales en el casing, acompañando al desgaste del casing.

Ajustes: La definición no es recomendada. Comentarios: El efecto cuantitativo de bajar un tubo

curvado, es muy difícil de determinar, dado que la resistencia y la capacidad de carga probablemente no han disminuido. De todas formas, hay muy pocas razones para deslindar este requerimiento debido a los posibles problemas relacionados arriba.

Mecanismos: Fatiga del tubo de la barra de sondeo. Inspección: Visual del Tubo. 6.6.7 Variaciones OD (diam. Ext) Tipo: D Bases: Tolerancia daño arbitraria. Requerido: Clases Premium y Clase Premium reducido.

TSR: ± 3% del diámetro exterior especificado. Clase 2: ± 4% del diámetro exterior especificado.

Referencia: DS-1™: Tabla 3.5 RP7G: Tabla 19. (DS’1™ y RP7G son idénticos)

Efectos: Hay una pequeña probabilidad de variaciones de diámetros de esta magnitud, que sustancialmente reduce la capacidad de carga de la barra. De todas formas, está podría interferir con la adecuada operación de las cuñas, o resultar en una carga no-uniforme en la cuña.



191

Conformidad para el PropósitoComentarios: Esta condición establece que la resistencia a

la fluencia de la barra ha sido excedida. Estas causa podrían ser de aplastamiento cuña o expansión por string shot (cuerda explosiva).

Ajustes: No es recomendado. Inspección: Calibre OD tubo (diam. ext).

6.6.8 Picado En La Superficie De La Barra

Tipo: C, D Bases: Tolerancia daño arbitraria. Requerido: DS-1™: Los puntos de corrosión no deben

exceder de 1/8” en profundidad, para cualquier clase. RP7G: Un picado no reducirá el remanente de la pared por debajo del 80% para la Clases Premium (70% para Clase 2).

Referencia: DS-1™: Procedimiento Inspección Visual Tubo. RP7G: Tabla 19.

Efectos: El picado tiene dos efectos detrimentales: Primero, aumenta la incertidumbre de la inspección, creando un ruido de fondo en la unidad de escaneo de inspección y por la creación de errores sistemáticos, en la unidad de medición de espesor de pared. Segundo, el picado actúa como un concentrador de estrés para acelerar la formación de fisuras por fatiga.

Ajuste: No es recomendado. Comentarios: El efecto de estas picaduras es imposible de

cuantificar. Debido que estas, usualmente no afectan significativamente la sección transversal, hay una pequeña probabilidad de que estas reduzcan la resistencia o la capacidad estática de carga de la barra de sondeo. De todas formas, es comúnmente significante los efectos en la vida de fatiga y fiabilidad de inspección.

Mecanismo: Fatiga tubo barra sondeo. Inspección: Visual Tubo, EMI 1, EMI 2, UT Espesor

Pared, UT Cuña/Recalque. 6.6.9 Incrustación, Revestimiento Pesado, Revestimiento Plástico

Tipo: D Bases: Tolerancia arbitraria. Requerido: La barra debe estar libre de todo revestimiento

i i i fl j

gomoso protectivo, incrustaciones flojas, y escamas internas plásticas de revestimientos. Si el revestimiento plástico interior esta en buenas condiciones, es aceptable.

Referencia: Varios procedimientos DS-1™: (RP7G:No menciona este punto).

Efectos: Recubrimiento pesado gomoso es normalmente aplicado a las barras de sondeo, para prevenir la corrosión durante el transporte y almacenamiento. Estos revestimientos pueden interferir con la inspección de la barra de sondeo. Escamas sueltas de revestimiento plástico interno, y escamas de corrosión de productos no solamente interfieren con la inspección de la barra de sondeo, sino, también pueden tapar el sondeo en el pozo y herramientas de superficie.

Ajuste: No es recomendado. Comentarios: La barra en esta condición debe ser limpiada

para obtener una inspección adecuada, o dejarse de lado como “no- inspeccionable”

Mecanismo: Inspección: Inspección Visual Tubo.

6.7 Criterio Aceptación Para Uniones 6.7.1 Marcado Grado/Peso

Tipo: B Bases: Marcado Grado /Peso en el macho de la

unión, indica el peso y grado del tubo de la barra de sondeo.

Requerido: A menos un marcado debe presentar. Si hay presente mas de un marcado, todos deben concordar.

Referencia: DS-1™: Procedimiento Conexión Visual. RP7G: párrafo 12.10. (DS-1™ y RP7G son idénticos).

Efectos: El peso y grado incorrecto de la barra, puede causar fallas para una cantidad de mecanismos.

Ajuste: Ningún recomendado. Mecanismo: Tensión, Torsión, Tensión/Torsión

combinada, presión de estallido y presión de colapso.

Inspección: Inspección Visual Conexión.



192

Conformidad para el Propósito6.7.2 Condición Superficie Sello

Tipo: C

Bases: El único sello de presión en una conexión con recalque rotary, ocurre en el sello de la cara. Si la superficie de sello esta significativamente dañada la conexión perderá.

Requerido: DS-1™: No-Protuberancia de metal, o deposito de corrosión, sin interrupciones del sello de superficie que exceda de 1/32” en profundidad, o el 20% del ancho del sello. RP7G: sin condiciones que afectaren el sello de presión de la unión o estabilidad de la unión.

Referencia: DS-1™: Procedimiento Conexión Visual. RP7G: Párrafo 12.10.1v.

Efectos: Ver arriba.

Ajuste: Ningún recomendado.

Comentarios: Este atributo es uno de lo más difícil para especificar en toda manera significante. La condición del sello tiene una directa relación a la capacidad de sellado. Sin embargo, toda tolerancia de daño debe ser arbitraria, porque los otros factores que afectan el sellado son desconocidos al momento de la inspección. Los requerimientos en DS-1™, es preferible aquello en RP7G, porque estos resultarán en una consistencia mayor, y porque son auditables. Así mismo es dudoso que la mayoría de los inspectores puedan juzgar firmemente sobre el sellado y estabilidad de la unión, sin el conocimiento especifico de cómo la barra ha sido utilizada. Este conocimiento, les es raramente disponible.

Mecanismo: Perdida Conexión.


6.7.3 Limites Amolado Espejo (refrenteado)

Tipo: C

Bases: El amolado (refacing) acumulativo del espejo, puede ser determinado en aquellas conexiones equipadas con una referencia de amolado. Los limites abajo son arbitrarios.

Requerido: No más de 1/32” de pulgada puede ser amolados de un espejo de conexión a la vez, y el amolado acumulativo no debería exceder de 1/16”.

Referencia: DS-1™: Procedimiento Conexión Visual. RP7G: Párrafo 12.10.3v (DS-1™ y RP7G son idénticos).

Efectos: Un excesivo amolado (refacing) (frenteado), causa inadecuado sello de carga y posiblemente la separación del hombro en el pozo. Esto también crea un estrés de tensión axial de las hembras, que también pueden resultar en la fisura de la hembra.


Comentarios: Si no hay presencia de marca de identificación, puede ser posible de determinar, si o no, y cuantos molados (refacing) se han efectuados, examinando otros elementos de la rosca. Esto se efectúa por la comparación de sus dimensiones, con las dimensiones originales presumidas. Sin embargo, las tolerancias de manufacturación en otras dimensiones, a menudo causarán que estos intentos de comparación fallen.

Mecanismo: Perdida de conexión, hembra fisurada.

Inspección: Inspección Conexión Visual.

6.7.4 Ancho Bisel

Tipo: C

Bases: El bisel es requerido en todas las conexiones rotary con recalque. Primariamente para prevenir el daño en sello y recalque que puede causar perdida.

Requerido: Debe tener un biselado no menor a 1/32” de ancho de la circunferencia total de la conexión.

Referencia: DS-1™: Procedimiento Conexión Visual. RP7G: Párrafo 12.10.1v (DS-1™ y RP7G son idénticos).

Efectos: La ausencia de un biselado incrementa la probabilidad que menores impactos de manipuleo, elevaran el metal por sobre la superficie de sello y causaran perdida.


Comentarios: Ver arriba.

Mecanismo: Perdida conexión.




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Conformidad para el Propósito6.7.5 Condición Superficie Rosca

Tipo: C Bases: La condición de la rosca es examinada

primariamente, para asegurarse que la conexión se ajustara adecuadamente y retendrá su resistencia estructural.

Requerido: DS-1™: Sin daños que excedan 1/16” en profundidad, o 1/8” en diámetro, o que exceda más de 1-1/2” a lo largo del espiral de la rosca, o que penetre por debajo de la raíz de la rosca. RP7G: Chequee para detectar el sobre-torque, insuficiente torque, roscas superpuestas, estiramiento, daño manipuleo, daño por corrosión, y arrastre.

Referencia: DS-1™: Procedimiento Conexión Visual. RP7G: Párrafo 12.10.2b.

Efectos: La condición de la rosca juega un papel importante en la función y resistencia estructural de la conexión.

Ajuste: Los limites de condición de la rosca arriba, son arbitrarios. Por consiguiente, excepto por las fallas que penetran la raíz de la rosca, el usuario probablemente puede disminuir un poco los requerimientos, y al hacer esto, permitirá aceptar una gran cantidad de conexiones que de otra manera serian rechazadas. Las fallas en la raíz de la rosca deben evitarse, dado que estas incrementarán la probabilidad de la formación de fisuras por fatiga.

Comentarios: Igual que los requerimientos de condición de sellos, los requerimientos de condición requeridas en el DS-1™, tiene poca base de ingeniería cuantitativa, mas allá, no obstante algunos valores son requeridos, de manera que los listados arriba se utilizan. La redacción en el RP7G para este atributo es insatisfactoria. Este la dice al inspector de “chequear por” la condición nombrada. No obstante, este no (excepto para el estiramiento) da ningún indicio sobre lo que debe o no ser aceptado.

Mecanismo: Perdida conexión. Inspección: Inspección Visual Conexión. 6.7.6 Rosca Perfil /Paso Macho

Tipo: D Bases: El paso y Perfil de rosca, son medidos para

determinar si el macho ha sido trabajado frió (estirado) en su utilización pasada, y para asegurarse que los flancos de la rosca no estén excesivamente gastados.

Requerido: DS-1™: Estiramiento que no exceda de 0,006

pulg, en 2 pulg, que el espacio de la cresta de la rosca no exceda 1/16 de pulg. Desgaste uniforme de flanco que no exceda de 0,010 pulg. RP7G: Estiramiento que no exceda de 0,006 pulg, en 2 pulg.

Referencia: DS-1™: Procedimiento Conexión Visual. RP7G: Párrafo 12.10.2c.

Efectos: La condición de la rosca juega un papel importante en la función y resistencia estructural de la conexión.

Ajuste: Ningún recomendado. Comentarios: El limite para el estiramiento del macho en el

DS-1™, fue tomado del RP7G. Los otros requerimientos en DS-1™ son tolerancias de desgastes arbitrarias. RP7G, requiere la medición del paso, con un calibre de paso en todas las conexiones, mientras que el DS-1™ solamente requiere mediciones con calibre de paso, cuando espacios visibles son presente al aplicar un calibre de perfil a las roscas.

Mecanismo: Perdida de conexión. Inspección: Inspección Visual Conexión, Inspección

Dimensional 2 (calibre de paso solamente). 6.7.7 Acampanado Hembra

Tipo: D Bases: Acampanado hembra, igual que el

estiramiento del macho, es una indicación que la conexión ha sido tensionada pasando su punto de fluencia en el pasado.

Requerido: DS-1™: Acampanado Hembra, no excediendo de 1/32 pulg. RP7G: no excediendo de 1/32 pulg.

Referencia: DS-1™: Procedimiento Conexión Visual. RP7G: Párrafo 12.10.2c. (DS-1™ y RP7G son idénticos).

Efectos: El acampanado de una hembra de esta magnitud, es evidencia que la conexión ha sido sobre-torqueada. Mientras esto puede tener o no, poco efecto en la habilidad de la hembra para soportar cargas torsionales y sello de presión, bajo altas cargas laterales podría dañarse la resistencia de la hembra.

Ajuste: Ningún recomendado. Comentarios: La medición del recalque interior de la

hembra, es otro chequeo de la misma condición.

Mecanismo: Fisura hembra. Inspección: Inspección Visual Conexión, Inspección

Dimensional 1, 2, y 3.



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Conformidad para el Propósito6.7.8 Revestimiento

Tipo: C Bases: Este requerimiento coloca límites arbitrarios

sobre la condición de altura y superficie del revestimiento de la unión.

Requerido: DS-1™: El revestimiento, no puede ser mayor de 3/16 pulg, sobre la superficie, ni contener áreas rotas o sin cubrir mayores de 1/8 pulg a través. No son permitidas protuberancias de puntas de carburo. (Estos atributos no son cubierto en RP7G).

Referencia: DS-1™: Procedimiento Conexión Visual. Efectos: El revestimiento que sea demasiado áspero, o se

eleve demasiado alto sobre la superficie de la unión puede causar desgaste severo en el casing.

Ajuste: La disminución de estos requerimientos no es recomendable, si la barra de sondeo será rotada dentro del casing. Además, si la barra será rotada por largos periodos con altas cargas laterales dentro del casing, considere ajustar los requerimientos. Aun si la barra de sondeo será rotada en pozo abierto, los límites en la condición del revestimiento podrían continuar necesitando ajustarse si el pozo tiene abruptas patas de perro. El desgaste por viaje podría ser un problema mayor, dado que las cargas laterales son mas altas cuando se saca herramienta.

Inspección: Inspección Visual Conexión

6.7.9 Fisuras

Tipo: A Bases: La presencia de fisuras en el cuerpo de la

unión o roscas (excepto por hilos de fisuras en el metal de revestimiento) se considera una evidencia presunta que el componente esta dañado, más allá de su reparación. Nota: aunque la fisura en la unión es causa de rechazo, si es detectada en cualquier Categoría de Servicio, en la categoría 1 hasta 4, las fisuras deben ser localizadas visualmente. En la categoría 5, la inspección de conexión por luz negra es utilizada para detectar fisuras.

Requerido: Ninguno permitido para cualquier clase. Referencia: DS-1™: Tabla 3.5 y Procedimientos Varios

de Inspección. RP7G: Las fisuras en las roscas no son específicamente prohibidas. (De todas formas, RP7G, aconseja que las roscas deben ser inspeccionadas por fisuras, y las practicas generales de la industria han sido la de

rechazar conexiones cuando se encuentran fisuras).

Efectos: La fisura continuara creciendo, hasta que la falla ocurra.

Ajuste: No se recomiendan ajustes. Comentarios: La mayoría de las fisuras en las uniones serán,

ya sean por fatiga, o chequeos de calor. Si una fisura está relacionada por fatiga, hasta un 90% o más de la vida de los componentes pueden haberse gastado al momento que una fisura se haya formada, y haya crecido lo suficiente para ser detectada por la inspección. Los chequeos por calor (fisura poco profunda en el exterior de la unión), debido a superdominante orientación longitudinal, probablemente no reduzcan la tensión o capacidad torsional de la sarta, pero agravará las fallas por fisura de hembra. Por consiguiente, los chequeos por calor de alguna manera podrían causar una menor preocupación estructural inmediata que las fisuras por fatiga, las cuales siempre son virtualmente transversales en su orientación y reducen la capacidad de la sarta para producir tensión y torsión. Dado el costo por fallas de la sarta de perforación, no justifica el bajar componente con fisuras de cualquier clase.

Mecanismo: Fatiga, Hembra Fisurada. Inspección: Inspección Visual Conexión, Luz Negra

Conexión, UT Conexión, Inspección Conexión Liquido Penetrant.

6.7.10 Diámetro Exterior (OD), Diámetro Interior (ID)

Tipo: B Bases: El diámetro OD e ID, son medidos para asegurar

que estos proveerán adecuada resistencia torsional de la unión para su tamaño, peso, grado y clase de barra de sondeo a la cual la unión es colocada.



195


Figura 6.4 Un proceso para el fijado y ajuste de los requerimientos de diámetros de la unión. Referencias a Clase Premium, también se aplican a la Clase Premium reducido, TSR Requerido: Clase Premium y Clase 2: el diámetro mínimo

OD y el diámetro máximo ID, son aquellos que resultarán en una capacidad torsional de la unión de aproximadamente 80 porciento de la capacidad torsional del tubo. Clase Premium, reducido TSR: el diámetro mínimo OD y máximo ID de la unión, puede permitir que la capacidad torsional de la unión disminuya alrededor de 60 porciento del tubo de la Clase Premium.

Referencia: Clase Premium y Clase 2: DS-1™: Tabla 3.7. RP7G–Tabla 10. En DS-1™ y RP7G, los requerimientos del diámetro exterior son idénticos. DS-1™ fija los diámetros interiores máximos al valor que cubra los requerimientos torsionales de la unión para la clase. RP7G, asume que el ID del macho de la unión es API estándar. Clase Premium, Reducido TSR: El OD mínimo de la unión es dado en la Tabla 3.7a del DS-1™. RP7G: no reconoce esta clase de barra de sondeo, aunque está es comúnmente utilizada para perforar.

Efectos: Para una conexión dada, la capacidad torsional de la unión y el torque de ajuste son gobernada por el

OD e ID de la unión. El más débil de los dos elementos delimita. Por ellos, variaciones en el ID del macho no afecta el torque de ajuste, ni la capacidad torsional de una conexión hembra-débil.

Ajuste: El OD de la hembra y el ID del macho puede ser ajustado para obtener conformidad para el propósito. En la perforación horizontal y de alcance extendido, la capacidad torsional de la unión es comúnmente el factor que limita mayores cargas de la sarta de perforación. Por consiguiente, diámetros mayores de las uniones que la Clase Premium son requeridas para este tipo de pozos. En pozo de ángulos moderados, la capacidad torsional puede no ser la complicación mayor, y las uniones que tengan dimensiones menores que la Clase Premium son normalmente lo suficientemente fuertes. La torsión operativa siempre deberá ser menor que torque de ajuste, tomando en cuenta el desgaste anticipado y los factores de seguridad. Por lo tanto, los ajustes son realizados luego de pronosticar las cargas torsionales en la operación de perforación. Si el torque anticipado de perforación excede el torque de ajuste, entonces están disponible solamente tres elecciones: 1) Aumente el torque de ajuste. 2) Reemplace la barra con uniones más fuertes, o 3) Cambie las características fricciónales del pozo, barra y sistema de lodo. La opción 1 es la más económica, con tal que los procedimientos en la sección de diseños sea seguida, resultarán en un desempeño satisfactorio de la sarta. Figura 6.4 ilustra esté proceso. Los torques de ajuste para varios diámetros de conexión, son dados en la Tabla 2.10.

Comentarios: Si es posible, los torques de ajuste deberán mantenerse a menos un 10-15 porciento sobre el torque máximo operativo, y dentro de los límites de torque de ajuste y tensión del cuello del macho, estos están dados en la Figura 2.6. dentro de estas restricciones, las dimensiones aceptables de la unión deben ajustarse como sea requerido por las cargas a aplicar. De todas maneras, si el torque operativo anticipado estuviese muy cerca al torque de ajuste, el turno del equipo deberá ser instruido y equipado para observar por signos de sobre torque, y por el torque de sobre ajuste dentro del pozo. Los signos específicos de sobre torque son dados en la Sección 5. Además, si la capacidad de tensión del cuello del macho está hecha más débil que la capacidad tensional del tubo por excesivo torque de ajuste, la capacidad tensional de la sarta debe ser disminuida en concordancia.



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Conformidad para el PropósitoMecanismo: Torsión, Tensión /Torsión Combinada. Inspección: Inspección Dimensional 1, y 2, Verificar: Indicador torque ajuste equipo, Indicador

torque operación equipo. Mientras se perfora, monitorear desgaste unión, y confirmar la exactitud del torque de perforación, predicción y suposiciones.

6.7.11 Ancho Hombro Hembra

Tipo: B Bases: Esta dimensión es establecida para forzar

un hombro de tamaño mínimo de la hembra (no el sello) para las conexiones rotary con recalque.

Requerido: Varia con el tamaño, peso y grado. Referencia: DS-1™: Tabla 3.7. RP7G: Tabla 10. (DS-

1™ y RP7G, son idénticos). Efectos: Insuficiente espesor de hombro puede

causar fluencia local en la sección fina del hombro de la hembra en el ajuste.

Ajuste: Ningún recomendado. Comentarios: Bajo desgaste excéntrico es posible para

una unión de una hembra cubrir los requerimientos mínimos de OD de esté estándar, asimismo, tener un hombro de hembra muy fino que es incapaz de soportar el torque máximo de ajuste en esté punto delgado. El límite mínimo del espesor del espejo de la hembra está pensado para prevenir está condición. El espesor del hombro normalmente es confundido con el espesor de sello en una conexión rotary con recalque. El ancho del hombro de la hembra es la distancia desde él recalque interior al diámetro exterior de la hembra, sin tomar en cuenta el bisel. El ancho del sello (de una hembra) es la distancia desde él recalque interior del diámetro exterior del bisel.

Mecanismo: Torsión. Inspección: Inspección Dimensional 1, Dimensional 2.

6.7.12 Espacio Mínimo Llave

Tipo: B Bases: Las uniones deben ser lo suficientemente

largas para permitir el agarre de las llaves. Requerido: Machos: 4 pulg, mínimo. Hembras:

Longitud de la hembra (LBC) más 1 pulg,

como mínimo. Referencia: DS-1™: Tabla 3.7. RP7G: Párrafo 12.10.2e.

(DS-1™ y RP7G: son idénticos). Efectos: Espacio inadecuado para agarre de llave

puede resultar en daño a la superficie de sello de la unión.

Ajuste: Ningún recomendado. Mecanismo: Perdida conexión. Inspección: Inspección Visual Conexión.

6.7.13 Profundidad Interior Hembra

Tipo: C Bases: Estas mediciones pueden identificar un

sobre-amolado, sino hay marcas presentes de referencias de amolado, o si la marca está en una posición equivoca.

Requerido: Nueva profundidad nominal, menos tolerancia de maquinado, menos 1/16 pulg.

Referencia: DS-1™: Procedimientos de Inspección Dimensional 2, RP7G: No mencionado.

Efectos: Un excesivo amolado causa inadecuado sello de carga, y posible separación del hombro bajo el pozo, esto también creara estrés de resistencia del anillado en las hembras, el cual puede resultar en fallas de fisuras de hembras.

Ajuste: Ningún recomendado. Comentarios: En la ausencia de una referencia de

amolado, las mediciones de profundidad del recalque interior es el mejor método para descubrir una hembra sobre-amolada. La reducción de 1/16 pulg, en el mínimo de la nueva profundidad del recalque interior, suma para el límite máximo de amolado. Midiendo la profundidad del recalque interno, no es un método de prueba seguro para detectar un sobre-amolado. Si un recalque fue originalmente maquinado al extremo de su tolerancia, una condición de sobre-amolado será menos probable de ser detectado.

Mecanismo: Perdida de Conexión, Hembra Fisurada. Inspección: Inspección Dimensional 2 (la

Profundidad de recalque no es medida en Inspección Dimensional 1).



197

Conformidad para el Propósito6.7.14 Máximo Diámetro Interior Recalque Tipo: B Bases: Está medición puede identificar fluencias

torsionales pasadas en las conexiones hembras. Requerido: Nuevo diámetro nominal, más tolerancia

maquinado, más 1/32 pulg. Referencia: DS-1™: Tabla 3.7. RP7G: Párrafo 12.10.2c.

(DS-1™ y RP7G: son idénticos). Efectos: Torsión más allá de la resistencia de fluencia

torsional de una conexión hembra-débil, causara acampanado en el área de sello.

Ajuste: Ningún recomendado. Comentarios: La presencia de una hembra acampanada, sugiere

que la conexión en el pasado ha sido torqueada pasando su punto de fluencia. Debido al desgaste OD en la unión, ésta condición solamente puede mostrarse como un recalque interno ensanchado. Si ésta condición está presente, ha sido una practica antigua de recortar la unión. Aunque en situaciones de emergencia sin otro material disponible, es probable, sin razones técnicas, porqué tal conexión no puede ser utilizada temporariamente.

Mecanismo: Torsión, Hembra Fisurada. Inspección: Dimensional 2, Dimensional 3, (Diámetro

interior recalque no es medido en la Inspección Dimensional 1).

6.7.15 Diámetro Máximo Biselado Tipo: C Bases: Exceso de biselado del diámetro, significa reducir

la capacidad de sello de la conexión. Requerido: Nuevo diámetro nominal, más 1/64 pulg, de

tolerancia maquinado, redondeado a su más cercano 1/32 pulg.

Referencia: DS-1™: Tabla 3.7. RP7G–Párrafo 12.10.1b. Tabla 10.

Efectos: La capacidad de sellado de una conexión puede reducirse si el diámetro del bisel es demasiado grande. Además, la desigualdad del biselado puede resultar en calentamiento o arrastre de las áreas de sello.

Ajuste: Ningún recomendado. Comentarios: Hay una restricción sobre el diámetro máximo del

biselado. El amolado incrementa el diámetro del biselado. A menos que la conexión sea re-biselada luego de haber sido amolada, su capacidad de sello puede ser reducida, debido al incremento del área del hombro, que resultará en un menor soporte (sellado) de resistencia entre los sellos macho y hembra. Luego del amolado, se les requiere a las conexiones de ser re-biseladas para lograr un bisel de diámetro no mayor del mostrado en la Tabla 3.7.

Mecanismo: Perdida de Conexión, Hembra Fisurada. Inspección: Inspección Dimensional 2, (Diámetro del

Biselado no es medido en la Inspección Dimensional 1).

6.7.16 Ancho De Sello Tipo: B Bases: El espesor mínimo de sello esta establecido para

reducir la probabilidad de perdida y agarre en la superficie de sello.

Requerido: El espesor mínimo de sello, es aquel que resulta en la presión de soporte de sello (al torque nominal de ajuste) igual a la resistencia de fluencia de la unión, o material componente.

Referencia: DS-1™: Tabla 3.7. (RP7G, no menciona ancho sello).

Efectos: Existen altas probabilidades de perdidas en la conexión si el ancho del sello no es controlado.

Ajuste: Ningún recomendado. Comentarios: Comúnmente existe confusión entre el ancho del

hombro (cubierto en ambos DS-1™ y RP7G) y ancho de sello (cubierto solamente en el DS-1™) ancho de hombro (de la hembra) es la distancia entre el recalque interior al diámetro exterior de la hembra, sin tomar en cuenta el biselado. Ancho de sello (de la hembra) es la distancia del el recalque interior al diámetro interior del biselado. Ancho del hombro es primariamente un problema de resistencia torsional, mientras que el ancho del sello trabaja más sobre la habilidad de sello en la conexión. El método por el cual el ancho mínimo de sello es dado en la Tabla 3.7, fue calculado de la siguiente manera. 1. Radio Sello:

( ) 1.6.....................2

CSS

QWR +=

2. Área de Sello [ ( ) ] 2.6...........2

SCSS WQWA += π Donde: QC= Diam. maquinado hembra (pulg) RS= Radio de sello (pulg) AS= Área de sello (pulg2) WS= Mínimo ancho sello (pulg) La ecuación 6.1 y 6.2 son sustituidas dentro de la ecuación de resistencia torsional (Ecuación A.14) y resuelta para producir en función de WS un polinomio de tercer grado. Esta ecuación es resuelta con una técnica interactiva para determinar el mínimo espesor de sello.

Mecanismo Perdida de Conexión. Inspección: Inspección Dimensional 2, (Espesor sello no es

medido en la Inspección Dimensional 1).



198


6.7.17 Uniformidad Hombro

Tipo: C Bases: Los hombros (espejos) deberán ser

planos y perpendiculares al eje de la conexión para carga uniforme y adecuada resistencia a las perdidas

Requerido: No se permite espacio (luz) visible cuando se compara con una regla plana la superficie del espejo

Referencia: DS-1™: Procedimiento de inspección Dimensional 2. RP7G, no menciona plano de hombro (espejo)

Efectos: La capacidad de una conexión para su torque de ajuste y sello, requiere que la uniformidad del espejo sea plana y perpendicular al eje de la conexión.

Ajuste: Ningún recomendado. Mecanismo: Perdida Conexión Inspección: Dimensional 2. (Uniformidad del

espejo no es medida en la inspección Dimensional 1)

6.7.18 Longitud Cuello Macho

Tipo: B Bases: Excesiva longitud de cuello de macho

puede resultar por inadecuado maquinado o excesivo frenteado de espejo en el campo.

Requerido: La longitud del macho no puede ser menor que la profundidad mínima del recalque interno de la hembra compañera que enrosca menos 1/16”. Esto asegura que la rosca de la hembra siempre tendrá la profundidad total de la rosca macho con la cual se acopla.

Referencia: DS-1™: Procedimiento de inspección Dimensional 2. RP7G, no menciona la longitud del cuello del macho.

Efectos: Si esta dimensión es demasiado corta, la cresta de la rosca en la rosca hembra no tendrá la raíz de rosca compañera. En este evento, se elevará excesivo estrés tangencial dado que la cresta de la rosca hembra cabalgará sobre el cuello del cilindro del macho durante su torque de ajuste. Un inadecuado torque de ajuste será impartido, haciendo que las fallas de la hembra por acampanado y fisuras sean más probables


Mecanismo: Perdida Conexión, hembra acampanada, fisurada

Inspección: Dimensional 2. Dimensional

6.8 Criterio de Aceptación para Conexiones Rotary con Recalque en componentes del BHA (conjunto de fondo)

(Nota: Los comentarios de arriba también aplican a los daños de conexión de los conjuntos de fondo (BHA)para las siguientes condiciones: superficies de sello, limites de refrenteado, Ancho Bisel, condición superficie de rosca, Perfil/rosca macho, Acampanado hembra, hardfacing, profundidad recalque interno, diámetro recalque interno, Diámetro Bisel, Longitud cuello macho y fisuras. Los argumentos y comentarios de arriba solamente aplican a las conexión de los conjuntos de fondo (BHA)).

6.8.1 Diámetro Exterior (OD) y Diámetro Interior (ID), BSR

Tipo: B,C Bases: Los OD y ID de las conexiones son medidos en

los componentes del conjunto de fondo para determinar la Relación de Resistencia al Pandeo de la conexión.

Requerido: Los valores permitidos son determinados por el tipo de conexión y rangos especifico de BSR

Referencia: DS-1™; Tabla 2.12. RP7G: Figuras 26-32, Los requerimientos RP7G y DS-1™ son idénticos para una conexión dada y BSR

Ajuste: Relación de Resistencia al Pandeo, es un concepto que se aplica solamente al mecanismo de falla en los componentes del conjunto del fondo. En teoría, una conexión “balanceada” tiene una vida máxima de fatiga porque distribuye los daños por fatiga igualmente entre el macho y la hembra de manera que una componente o el otro no falla prematuramente (Ver figura 6.5). El BSR no tiene significado cuando se aplica a una conexión de barra de sondeo de peso normal, como así mismo no se relaciona a otras propiedades de performance de las conexiones BHA.

La meta de 2.5 histórica del BSR ha llevado a la industria a especificar un rango “estándar” de alrededor del 2.25-2.75 como aceptable para los componentes del BHA. Todas maneras, el objetivo, es experimental en lugar de estar basado en cálculos, o en una gran cantidad de información empírica.



199

Conformidad para el Propósito Por consiguiente, este no debe ser inviolable.

La disponibilidad de equipamiento, la necesidad de autorización o historia de fallas puede ayudar a decidir la meta del BSR. El mejor acercamiento es probablemente la utilización de rangos estándar a menos que la experiencia sugiera de otra manera. Consecuentemente, si un problema ocurre, el BSR puede ser ajustarse como muestra en la figura 6.6.

Comentarios Si se hace necesario el cambio del BSR, esto debe efectuarse en una de estas maneras: Adicionando material al miembro más débil o sacando material del miembro mas fuerte. Esta primera alternativa es preferible desde el punto de vista de prevención de fallas. De todas maneras este no es siempre económico, dado que requiere un cambio completo del equipamiento. Para la mayoría de los tamaños de BHA, la fatiga es la preocupación predominante, de manera que la resistencia torsional es raramente un factor en la inspección de un componente. Para los pequeños componentes del BHA donde la resistencia torsional es el factor de mayor preocupación, el OD y ID debe ser controlado para asegurarse que la resistencia torsional sea por sobre el mínimo requerido.

Mecanismo Fatiga

Inspección: Dimensional 3

Figura 6.5 Controlando la Relación Resistencia al Pandeo (BSR) por medio de controlar el OD y ID de las conexiones de los Portamechas es procurar repartir el daño por fatiga igualmente entre el macho y la hembra. La meta histórica de 2.5 es solamente una aproximación. La experiencia local y disponibilidad de equipamiento juegan también una parte preponderante.

Figura 6.6 Proceso general para ajustar el BSR.



200

Conformidad para el Propósito6.8.2 Fisuras Tipo: A Bases: Las presencia de fisuras en una conexión del

BHA o receso para elevador (recalque) es considerado una evidencia presuntiva de que el componente de que el componente está dañado mas allá de reparo. Nota: Una fisura en una conexión BHA es causa de rechazo si es detectada en cualquier Categoría de Servicio. De todas maneras, en las Categorías 1 y 2, las fisuras deben localizarse visualmente. En las Categorías 3-5, la inspección Luz Negra Conexión, la inspección Ultrasónica Conexión o inspección Conexión Liquido Penetrant (cualquiera que aplique) es utilizada para detectar fisuras.

Requerido Ninguno permitido Referencia Varios procedimientos inspección DS-1™.

RP7G las fisuras en las roscas no están específicamente prohibidas. (De todas maneras, el RP7G especifica que las roscas deben ser inspeccionadas por fisuras, las practicas generales de la industria han sido de rechazar la conexión cuando se ha encontrado una fisura)

Efectos: La fisura continuara creciendo hasta que ocurra la falla

Ajuste: Ningún recomendado Comentarios: Todas las fisuras en las conexiones BHA

serán por fatiga. Hasta un 90% o mas de la vida de los componentes puede ser utilizado hasta el momento en que una fisura se haya formado y crecido lo suficiente como para ser detectada por la inspección. Dado el costo usual de las fallas en las sartas de perforación, existe muy poca justificación para bajar componentes con cualquier clase de fisura

Mecanismo: Fatiga Inspección: Visual Conexión, Luz Negra Conexión,

Conexión UT, Inspección Conexión Liquido Penetrant.

6.8.3 Dimensiones Características Alivio Tensión

Tipo: C Bases: Las características de Alivio Tensión

extienden la vida de fatiga de una conexión disminuyendo el estrés en las secciones criticas de la conexión.

Permitido: Las dimensiones varían con la conexión Referencias: DS-1™: Los valores permitidos son dados en

la Tabla 3.8 para portamechas y la Tabla 3.9 para HWDP. RP7G no menciona características de alivio tensión

Efectos: La ausencia de dimensionamiento adecuado para los alivios de tensión puede acortar la vida de fatiga de una conexión.

Ajuste: Las características de alivio de tensiones, reduce el efecto del estrés cíclico, el cual en los componentes de fondo (BHA) llega primeramente por la rotación de los componentes mientras estos son curvados, pandeados, y por vibración. Por consiguiente, la flexibilización de estos criterios no es recomendable si los componentes del BHA serán operados bajo cualquiera de esas condiciones. Sin embargo, los requerimientos para las características del alivio de tensiones puede flexibilizarse sin muchas preocupaciones si estos componentes van a hacer operados bajo condiciones donde todo lo siguiente se cumple: 1) El pozo es vertical, sin incremento o disminución de ángulo, o inclinación, 2) el ángulo del pozo es mayor de 15º de la vertical y 3) donde no haya presente condiciones de alta vibración o agarre/libera

Comentarios: Propietarios de componentes especiales de BHA rehúsan comúnmente cortar ranuras de ancho total de alivio tensión en el macho porque esto puede reducir la cantidad de cortes disponibles antes de que la herramienta sea desechada como chatarra. De esto ha salido la practica común de cortar ranuras más cortas que las originalmente requeridas por la Especificación 7 API. Desafortunadamente, esto resulta en alto estrés y vida mas corta de fatiga de las roscas macho. A esto escrito, API ha aprobado tentativamente relajar la tolerancia del ancho del macho para permitir mayores recortes del macho. De todas maneras, es la opinión del Comité Técnico de DS-1™ que la evidencia utilizada por API para apoyar el cambio de tolerancia soporta actualmente la conclusión opuesta. La fatiga es por demás la causa dominante de fallas en las conexiones del BHA. El costo de la recuperación de las fallas por fatiga dentro del pozo será varias veces mas que el costo de unas pocas pulgadas adicionales de material en una herramienta de fondo. Por lo tanto, a menos que la herramienta sea operada solamente en condiciones bajas de resistencia cíclica (sin pandeo, poca vibración) es vehementemente recomendada una ranura de amplio-ancho.

Mecanismo: Fatiga Inspección: Inspección Dimensional 3



201

Conformidad para el Propósito6.8.4 Recalque Cuerpo Medio HWDP Tipo: D Bases: Tolerancia arbitraria de desgaste en el

recalque del medio cuerpo de las HWDP Requerido: Varia para cada tamaño Referencias: DS-1™: Tabla 3.9. RP7G no menciona

HWDP Efectos: Inadecuada tolerancia de desgaste podría

resultar en que la compañía que renta las HWDP sea cargada con los costos de reemplazo, en el cual este podría no ser totalmente responsable.

Ajuste: Estos atributos tienen poco efecto en el desempeño de la sarta. Si el acuerdo comercial entre el dueño y el arrendatario de las HWDP se dirigen al problema de responsabilidades satisfactoriamente para el desgaste, no hay necesidades para este requerimiento.

Mecanismo: Inspección: Dimensional 3 6.8.5 Longitud Máxima Del Macho Tipo: B Bases: La longitud de la rosca del macho no

debe ser tan larga como el fondo de afuera de la base de la hembra que impida el adecuado torque de ajuste y sello

Requerido: La longitud máxima es la nominal nueva mas la tolerancia del manufacturado mas 1/16” (para tolerancia de refrenteo (refacing)).

Referencia: DS-1™: Tabla 3.9. RP7G no menciona la longitud del macho

Efectos: Si la punta del macho toca el fondo de atrás de la hembra, la composición de la conexión adecuada y sello se dañan.

Ajustes: Ningún recomendado Comentarios: Los requerimientos de medición de la

longitud del macho se aplica solamente a los componentes del BHA

Mecanismo: Perdida de la conexión Inspección: Dimensional 3, Tabla 3.8 6.8.6 Características Condición Superficie Alivio Tensión Tipo: C Bases: La característica del alivio de tensión debe

ser relativamente suave, dado que las superficies ásperas, puntos de corrosión crean concentraciones de estrés que pueden negar los beneficios de las características del

alivio tensión. Requerido: Puntos de corrosión no deben exceder de

1/32” de pulgada en profundidad Referencia DS-1™: Procedimientos Inspección Visual

Conexión. RP7G no menciona este problema.

Efectos: Ver arriba Ajustes: Estos criterios son arbitrarios. No se puede

hacer una evaluación cuantitativa de los puntos de corrosión a menos que ya sea conocida su geometría, el cual por supuesto no es el caso. Por consiguiente, el usuario puede escoger aflojar un poco estos requerimientos, si el reemplazo es costoso y las condiciones de perforación no serán demasiado severas. Desafortunadamente, no hay lineamientos firmes en cuanto mas reducción es apropiada dar aquí sin conocer las condiciones bajo la cual los componentes serán utilizados. De todas maneras, las siguientes aproximaciones pueden ser útiles

• Si los componentes estarán perforando a ángulos menores de 15º o en una sección curva del pozo, mantener estos requerimientos.

• Si los componentes estarán perforando solamente con lodos de base-petróleo, o en pozos verticales con ángulos mayores de 15º, la profundidad máxima del picado de corrosión puede aumentarse.

Comentarios: Se le advierte al lector que no se dispone de información o análisis para establecer el máximo de profundidad del picado de corrosión

Mecanismo: Fatiga Inspección: Visual Conexión. 6.9 Criterio de Aceptación del Receso en los Portamechas para Elevador. 6.9.1 OD (Diámetro Exterior) Portamechas Tipo: B

Bases: Tolerancia para mantener un hombro de adecuada área de soporte

Requerido: OD original + 1/16”, -0 pulg.

Referencia: DS-1™: Procedimiento Inspección Receso Elevador. RP7G: Figura 53. (DS-1™ y RP7G son idénticos).



202

Conformidad para el Propósito Efectos: Si el OD del portamechas es demasiado

pequeño, el área de influencia del hombro no será la adecuada.

Ajustes: Ningún recomendado

Comentarios: El estándar de aceptación frecuentemente causa controversias debido a que todo desgaste en el OD del portamecha causa su rechazo. Los requerimientos no parecen irrazonables a primera vista. No obstante, cuando es visto en conjunción con el máximo incremento de diámetro de orificio, permitido en RP7G para elevadores compañeros, la tolerancia cero es justificada de forma de poder asegurar que el área adecuada de hombro es mantenida en todos los casos. Si la tolerancia de desgaste del OD del portamechas es aumentada, entonces la igualdad en el piso de portamechas y elevador será a la sazón, la necesidad para lograr este fin. Esta es una practica que las compañías patrocinadoras de DS-1™, elige no avalar. Si el usuario elige el aceptar los portamechas con OD menor que aquellos listados, entonces el o ella es firmemente notificado de utilizar los sustitutos de elevación para soportar el peso del portamecha.

Mecanismo:

Inspección: Dimensional 3

6.9.2 Profundidad De Receso

Tipo: B

Bases: Tolerancia para mantener la correcta función del elevador

Requerido: Varia con el tamaño Referencia: DS-1™: Procedimiento Inspección Receso

Elevador. RP7G: Figura 53. (DS-1™ y RP7G son idénticos).

Efectos: Si el receso es demasiado superficial, el adecuado cierre y traba del elevador será defectuosa

Ajuste: Ningún recomendado Mecanismo: Inspección: Inspección Receso Elevador

6.9.3 Longitud De Receso

Tipo: B

Bases: Tolerancia para mantener la correcta función del elevador y cuñas

Requerido: 16” de receso mínimo para elevador, 18” mínimo para receso cuña.

Referencia: DS-1™: Procedimiento Inspección Receso Elevador. RP7G: Figura 53. (DS-1™ y RP7G son idénticos).

Efectos: Si el receso es demasiado corto, podría no acomodar la total longitud de la cuña y elevadores.

Ajuste: Ningún recomendado

Mecanismo:

Inspección: Inspección Receso Elevador

6.9.4 Radios Interior Esquina

Tipo: C Bases: Tolerancia para reducir los efectos de

concentraciones de estrés en los radios interiores arriba y abajo del receso

Requerido: Receso Elevador: 1/8” a 3/16”

Receso Cuña: ½” mínimo Referencia: DS-1™: Procedimiento Inspección Receso


Efectos: El efecto de las concentraciones de estrés puede inducir fallas por fatiga si las esquinas son demasiado agudas.

Ajuste: Ningún recomendado Mecanismo: Inspección: Inspección Receso Elevador

6.9.5 Radios Exterior Esquina

Tipo: C Bases: Tolerancia para forzar a grado mínimo la

equidad en la parte superior del receso del hombro para elevador.

Requerido: 1/8” máximo. Referencia: DS-1™: Procedimiento Inspección Receso


Efectos: Los hombros que estén demasiado redondeados pueden aplicar cargas axiales al elevador de portamechas. Estas cargas tratan de forzar al elevador que se abra. Si son lo suficientemente altas, estas pueden dañar las bisagras, y la traba, pudiendo incluso causar que el elevador falle.



203

Conformidad para el PropósitoAjuste: Ningún Recomendado

Mecanismo:

Inspección: Inspección Receso Elevador

6.9.6 Fisuras

Tipo: A Bases: La presencia de fisuras en el receso del

portamechas o roscas es una prueba que el componente está dañado mas allá de reparación.

Requerido: Ningún Permitido Referencia: DS-1™: Procedimiento inspección receso

elevador. RP7G: Fisuras en los recesos para elevador y cuña no están prohibidas. (De todas maneras, las practicas generales de la industria ha siempre rechazado componentes cuando se han encontrado fisuras)

Efectos: La fisura puede continuar creciendo hasta que la falla ocurra

Ajuste: Ajustes no son recomendados Comentarios: Dado el costo usual de las fallas de sartas de

perforación, hay poca justificación para bajar componentes con cualquier clase de fisuras.

Mecanismo: Fatiga Inspección: Inspección Receso Elevador

Referencias:

1. Rollins, H.M. : “Drill Pipe Failure”. Oil and Gas Journal, April, 1966.

2. Hill, T.H., Seshadri, P.V., Durham. K. S., “A Unified Approach to Drill String Failure Prevention” SPE Drilling Engineering, December, 1992.



204



205

Apéndice A – Formulas de Diseño y Resistencia

Apéndice A FORMULAS DE RESISTENCIA Y DISEÑO Nota: Ecuaciones A.1, hasta A.24 fueron adaptadas del Apéndice A de API RP7G (referencia 1). La ecuación A.25 y hacia arriba proviene de las referencias al final de este apéndice, o son originales aquí.

A.1 Presión de Colapso para las Barra de Sondeo.

La presión mínima de colapso dada en la Tabla 2.8 está calculada por las formulas en el Boletín API 5C3. Desde la formula A.1 hasta A.4 abajo son formulas simplificadas que dan un resultado similar. El diámetro exterior y espesor de pared se calculan asumiendo un desgaste uniforme de la pared de la barra hasta los limites de la clase que está siendo considerada. (Clase 1, Premium y Premium Reducido TSR, Clase 2). La relación D/t determina cual formula se aplica:

.............................................................(A.1)

Donde:

Pc = Mínima presión de colapso (psi) D = Diámetro exterior (pulg) t = Espesor pared (pulg)

Ym = Resistencia mínima a la fluencia especificada (psi) Utilice la formula A.1 cuando la relación D/t cae dentro de los siguientes rangos:

Grado Relación D/t

E75 13.60 y menor X95 12.85 y menor G105 12.57 y menor S135 11.92 y menor

La formula para calcular el colapso en el rango plástico y los factores A’, B’, y C fueron derivados utilizando estadísticas técnicas basadas en resultados de ensayos de colapso en casing. Los factores para los grados fueron determinados por relaciones empíricas obtenidas por montaje de la curva de información de ensayos de colapso y utilizando la resistencia a la fluencia como una variable. Para la falla mínima de colapso en el rango plástico:

..................................................(A.2)

Utilice formula A.1 cuando la relación D/t cae dentro de los siguientes rangos:

Formula Factor Grado A’ B’ C’ Relación D/t

E75 3,054 ,0642 1806 13.60 a 22.91 X95 3,124 ,0743 2404 12.85 a 21.33

G105 3,162 ,0794 2702 12.57 a 20.70 S135 3,278 ,0946 3601 11.92 a 19.18

El rango de transición cubre las regiones entre colapso plástico mínimo y colapso plástico promedio.. Para falla mínima de colapso en la zona de transición o conversión entre los rangos plásticos y elásticos:

...........................................................(A.3)

Utilice la formula A.3 cuando las relaciones caigan entre los siguientes rangos:

Formula Factor Grado A’ B’ Relación D/t

E75 1.990 .0418 22.91 a 32.05 X95 2.029 .0482 21.33 a 28.36

G105 2.053 .0515 20.70 a 26.89 S135 2.133 .0615 19.18 a 23.44

La presión de colapso elástico mínima se determina utilizando una formula desarrollada por W. O. Clinedisnt. La formula se aplica en barras de paredes muy finas que se colapsan como resultado de inestabilidad estructural en lugar de la falta de resistencia. La resistencia a la fluencia es solamente un pequeño factor determinante en la resistencia al colapso. Para la falla mínima de colapso en el rango elástico:

............................................(A.4)

Utilice la formula A.4 cuando las relaciones caigan entre los siguientes rangos:

Grado Relación D/t

E75 32.05 y mayor X95 28.36 y mayor G105 26.89 y mayor S135 23.44 y mayor



206


A.2 Presión Interna

La presión mínima interna a la cedencia (fluencia) es calculada utilizando la formula (A.5) de resistencia circunferencial. El factor ‘a’ en la ecuación es para aceptar un mínimo permisible de espesor de pared la clase de barra indicada

...........................................................(A.5) Donde:

P1 = Presión interna de fluencia (psi) Ym = Mínimo especificado resistencia a la fluencia (psi)

t = Espesor pared nominal del tubo (in) OD = Diámetro exterior nominal del tubo (in)

a = (0.875 para Clase 1) , (0.8 para las clases Premium y Premium Reducido TSR),(0.7 para la Clase 2)

A.3 Tensión

La capacidad tensional del cuerpo de la barra de sondeo es calculada utilizando la formula dada abajo:

...........................................................(A.6)

Donde: P = Capacidad mínima tensional (libras)

Ym = Mínima resistencia a la fluencia (psi) A = Corte seccional área (pulg2 )

A.4 Cálculos de Torque para Conexiones Rotary con Recalque.

A.4.1 Torque de Ajuste

El torque de ajuste recomendado para las conexiones rotary con recalques la cantidad de torque requerido para obtener un nivel deseado de resistencia al estrés en un miembro débil, macho o hembra. El torque de ajuste es calculado utilizando la siguiente ecuación A.7:

....................................................(A.7)

Donde: T = Torque de ajuste (ft-lb) S = Nivel deseado de nivel de estrés del torque de ajuste

(ver abajo)

CONEXIÓN TENSIÓN (estrés) DESEADA (psi)

Uniones usadas 72.000 Uniones nuevas (recién instaladas) 60.000 Portamechas PAC 87.000 Portamechas H-90 56.200 Otros Portamechas 62.500

A= corte área sección transversal ¾ pulgadas desde el hombro del macho o, 3/8 pulgadas desde el hombro de la hembra, cualquiera fuese el menor (pulg2).

...................................(A.8)

....................................(A.9)

..................................................(A.10)

........................................................................(A.11) H = Altura rosca (pulg) (Tabla 9.2, API Espec, 7) Sm = Truncamiento raíz de rosca (pulg) (Tabla 9.2, API

Espec, 7) P = Paso rosca (pulg) Rt = Promedio radio medio de rosca (pulg) Rs = Radio media hombro (pulg) f = Coeficiente fricción (asumida 0.08) ø = Ángulo ½ rosca (Figura 9.2, o 9.3, API espec. 7)

tpr = Conicidad rosca (pulg/pie)

Las variables Rt y Rs son calculadas utilizando las siguientes ecuaciones:

...................................................(A.12)

........................(A.13) Donde:

Q = Contra maquinado cónico hembra (pulg) LPC = Longitud del macho (pulg)

C = Calibre punto diámetro de paso (pulg2 ) OD = Diámetro exterior (pulg) ID = diámetro interior (pulg)

A.4.2 Resistencia Torsional

La resistencia torsional de una conexión es el torque máximo que puede ser aplicado sin la fluencia (cedencia) del material de la conexión. La resistencia torsional de una conexión es calculada utilizando la ecuación A. 14 excepto que el valor del estrés de ajuste (S) es fijado igual al mínimo de la resistencia a la fluencia del material de la unión.



207


...............................(A.14) Donde:

Ty = Torque de cedencia del macho o hembra mas débil (ft-lbs)

Ym = Resistencia mínima del material a la fluencia (psi) A = El corte seccional del área menor ¾ pulgadas desde el

hombro del macho o 3/8 pulgadas desde el hombro de la hembra.

P = Paso rosca (pulg) f = Coeficiente de fricción entre superficies compañeras

de acople A.4.3 Tensión y Torsión Combinadas Las formulas abajo para cargas combinadas de las uniones son resueltas para una cantidad de uniones y presentadas en la Figura 2.13. Las cargas consideradas en este acercamiento son tensión y torsión. El pandeo y las presiones internas no son incluidos, tampoco la contribución del estrés de corte debido a la torsión. Un factor de diseño de 1.1 es utilizado para proveer algo de margen de seguridad. Este margen de seguridad podría ser suficiente para casos que involucren un pandeo severo o elevadas temperaturas. El criterio de fallas es para la fluencia torsional ya sea macho o hembra (cualquiera fuere la mas débil) o la separación de hombros. Los puntos finales para las líneas limites son definidos por cinco ecuaciones:

...................................................................(A.15)

...............................(A.16)

.............................(A.17)

........................................(A.18)

...................(A.19) Dependiente del OD y ID de la conexión, T3 puede caer ya sea a la derecha o izquierda de T4. Esto es también verdad para T1 y T2. La línea (0,0) de T4 representa la separación de hombro para bajo torque de ajuste. La línea T2 a T4 representa la fluencia del macho bajo tensión y torsión combinada. El punto T1 representa la fluencia de la hembra debido a la torsión. El punto P1 representa la capacidad torsional del macho. El punto T2 es la máxima capacidad torsional del macho. Nota: Lo de arriba difiere un poco del análisis en API RP7G, Apéndice A. Como es indicado por Baryshnikov, et al2, la fluencia del macho es mas adecuadamente representado por la

línea T2-T-4 (en lugar de la línea T2-T3) dado que es más representativa de cómo la unión es actualmente utilizada en el campo. Además, es usualmente mas conservadora.

Figura A.1 Regiones de falla para las conexiones bajo combinada cargas de tensión y torsión(ajuste). A.5 Resistencia a la fluencia de Cargas Torsionales Combinadas de la Barra de Sondeo. A.5.1 Pura Torsión Solamente: La resistencia mínima a la fluencia es calculada por la siguiente formula:

....................................................(A.20) Donde:

Q = Mínima resistencia torsional a la fluencia (ft-lbs) Ym = Unidad mínima resistencia a la fluencia (psi)

J = Momento polar de inercia = .098175 (OD4- d4) (pulg4)

OD = Diámetro exterior (pulg) d = Diámetro interior (pulg)

A.5.2 Torsión y Tensión: La resistencia torsional de la barra bajo cargas combinadas torsionales y tensionales es:

.................................(A.21) Donde:

QT = Mínima resistencia torsional a la fluencia bajo tensión (ft-lbs)

J = Momento polar de inercia = .098175 (OD4- d4) (pulg4)D = Diámetro exterior (pulg) d = Diámetro interior (pulg)

Ym = Mínima resistencia a la fluencia (psi) P = Total carga en tensión área A = Área sección transversal (pulg2)



208

Apéndice A – Formulas de Diseño y ResistenciaA.6 Relación Resistencia Pandeo Portamecha. La relación resistencia al pandeo en Tabla 2.12 fue determinada por la aplicación de la siguiente ecuación:

.......................(A.22) Donde:

BSR = Relación resistencia al pandeo ZB = Sección modular hembra (pulg2) ZP = Sección modular macho (pulg2) D = Diámetro exterior de la hembra (pulg) d = Diámetro interior del macho (pulg) b = Diámetro de raíz de rosca de la rosca hembra al

extremo del macho en (pulg) R = Diámetro de raíz de rosca de la rosca macho ¾

pulgadas desde el hombro del macho ( pulg) Para utilizar la ecuación de arriba realice los siguientes cálculos:

...........................................(A.23) Donde:

H = Altura rosca no truncada (pulg) (Tabla 9.2, Espec. 7) frm = Truncamiento raíz (pulg) (Tabla 9.2, Espec. 7 )

.................. (A.24)

Donde: C = Paso diámetro (pulg)

tpr = Conicidad (pulg por pie en diámetro) R = C-(2 x dedendum)-(tpr/96)

A. 7 Derivación de Ecuación 2.14 Casner3 demostró que el aplastamiento por cuña puede ser prevenido si la carga colgada fue sujeta a o por debajo de la carga permisible de la barra de sondeo disminuida por una constante de aplastamiento por cuña (Sh/St). Si la barra no esta aprisionada, la máxima carga en cuña será la carga de trabajo (PW). Por consiguiente, el aplastamiento por cuñas no ocurrirá mientras:

................................................... (2.13), (A.25) También en esta metodología de diseño, la carga de trabajo (PW), y cargas permitidas (PA)difieren por el margen de sobretensión (MOP):

..................................................... (2.7), (A.26) Por lo tanto, para determinar el mínimo MOP requerido para prevenir el aplastamiento por cuña en todos los casos con las barras libres, exprese las dos ecuaciones, en términos de PA y fije estas igual:

.................................... (2.14), (A.27) A.8 Pandeo Barra Sondeo. A.8.1 Fuerzas Estabilizadoras Al estimar el punto neutro en pandeo, las fuerzas presión-áreas que afectan al pandeo (fuerzas estabilizadoras. Fuerzas área extremo, y el “efecto pistón” debido a la perdida de presión en él trépano) son tradicionalmente ignoradas) Se asume que la sarta de perforación esta estable sobre el punto donde el peso de flotación de la barra colgando debajo iguala al peso sobre él trépano. Este punto es comúnmente incorrectamente llamado “Punto neutral en tensión” pero no es el verdadero punto cero de tensión debido a la ignorada presión-área fuerzas que afectan la tensión. De todas maneras, la suposición tradicional es una suposición segura, dado que siempre se establece la circulación antes de poner peso sobre él trépano. Una sarta de perforación colgando libre se muestra en la Figura A.2. Tiene un área externa Ao, área interna Ai, y un área seccional de pared Aw. Está en fluido, y la presión interna Pi y presión externa Po están actuando sobre esta.

Figura A.2 Garcia y Chesney, mostraron que en una sarta tubular el pandeo puede predecirse por medio de la siguiente relación (Usando + para compresión y – para tensión)

..............................(A.28) Donde:

FS = Fuerza estabilizadora (lbs) Fax = Carga axial (lbs)

y: si Fs ≤ 0, la barra estará estable (no-pandeada) Considere el punto mas debajo de la barra, colgando fuera del fondo sin circulación. Entonces:

La fuerza neta axial actuando en el extremo de la barra es el producto de presión por el área seccional de la pared de la barra:



209


Así, en estas condiciones:

Por consiguiente: Asi, aunque se piense que la barra en el punto mas abajo este en compresión (by PAW lbs) la barra esta estable. Ahora, asuma que se ha establecido la circulación (Pi > Po) con la barra libre para estirarse. Esto causa que la fuerza de pandeo (Pi Ai) y la tensión axial (debido al “efecto pistón” de la perdida de presión del trépano) ambas incrementen. Bajo estas nuevas condiciones, en la unión mas abajo:

, y

(la barra es estable) De manera que mientras un incremento en la presión interna incrementa la fuerza de pandeo, la fuerza de pandeo es desplazada por un incremento igual en tensión por el efecto pistón, y la barra permanecerá siempre estable mientras este libre para estirarse. Esto sigue, si la sarta se pandeara, esta se pandeará debido al incremento de compresión (disminución de tensión) de la carga de peso asentándose sobre él trépano en el fondo. Por eso, el punto neutral del pandeo en pozos verticales es determinado efectivamente de la manera habitual: Calculando el punto mas bajo en el cual el peso de flotación de la sarta iguala al peso sobre él trépano. Si P, incrementa pero la sarta no esta libre para estirarse, tal como seria el caso si la presión de circulación fuese incrementada con él trépano en el fondo, el efecto de presión, puede temporalmente pandear la barra de sondeo sobre la parte superior del BHA. Esto puede ocurrir, aunque el BHA fuera correctamente configurada, y en que la barra de sondeo estaba en tensión en el punto de pandeo. Si, o no la barra de sondeo pandeara, dependen de las condiciones operativas del momento. Pozos poco profundos, paredes finas en barras de sondeo, grandes cambios de caída de presión en él trépano mientras se perfora, y alto peso en él trépano por la disponibilidad del peso del BHA, todos favorecen temporalmente al pandeo por presión inducido en la barra de sondeo. De todas formas, para evitar los tediosos cálculos necesarios para encontrar si-no el pandeo por perdida inducida puede ocurrir, simplemente aplique la siguiente regla para asegurarse contra este: Siempre que un incremento en la perdida de presión en él trepano ocurre, mientras él trépano esté en el fondo, levante la sarta de perforación, hasta que una ganancia en el peso sea notada. Esto permitirá a la sarta estirarse y liberar la tendencia al pandeo.

A. 8. 2 Pandeo Barras De Sondeo En Secciones De Pozo Vertical La cantidad de fuerza axial compresiva para inducir la sinuosidad del pandeo en barras de sondeo, en un pozo vertical (no incrementando, o disminuyendo), es dada por la ecuación A.29. la ecuación esta tomada de la Referencia 5, con la modificación del espacio radial (anular) entre la barra y el pozo, esta basada en el diámetro exterior de la unión, no el diámetro interior de la barra.

.............................................. (A.29) Donde:

= Inclinación pozo (radianes) FC = Fuerza compresiva axial para inducir pandeos (lbs) E = Módulos de elasticidad (3x107 psi para acero) I = Momento de inercia p(/64) x (OD4 – d4) (pulg4)

KB = Factor de flotación W = Peso en el aire barra sondeo (lb/pulg)

OD = Diámetro exterior barra (pulg) d = Diámetro interior barra (pulg) r = Espacio radial entre unión y pozo. (pulg)

A.8.3 Pandeo Barras Sondeo En Pozo Curvado Estamos en deuda con el Dr. U. B. Sathuvalli, por su amable asistencia en resumir la ecuación general de pandeo de He y Killingstad6, a un formato de hoja de calculo, de la cual programamos las curvas de pando en la figura 2.17. La siguiente discusión resume el acercamiento tomado de la Referencia 6. En el caso de un pozo recto (sin incremento, o desplazamiento), la fuerza normal de la barra contra el lado del pozo es el peso en flotación de la barra por el ceno del ángulo del pozo.

........................................................... (A.30) La ecuación familiar de Dawson-Paslay (A.29), para el pandeo de pozos rectos (verticales) incluye este componente normal de fuerza. Para expandir la ecuación a pozos curvados He y Killingstad, reemplaza el termino normal de fuerza en la ecuación Dawson-Paslay con un termino general para fuerza normal:

................................................... (A.31) Dejando:

.......................................................... (A.32) y sustituyendo la ecuación A.32, en la ecuación A.31, luego elevando cada lado de la ecuación a la cuarta potencia, resulta en lo siguiente:



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................................................................ (A.33) Si el pozo es curvo, la compresión axial en la barra afecta la fuerza normal, y esto afecta la carga critica de pandeo. La ecuación general para fuerza normal en un pozo (de referencia 7), incluye el componente de curvatura, como así también el componente de peso.

........................... (A.34) Al inicio del pandeo, F = FC, de manera que la ecuación (A.33) puede ser re-escrita como ecuación (A.35). (Observe que en el caso de un pozo vertical (sin incremento o desplazamiento) los términos ’, y ∅’ se transforma en cero, y ecuación (A.35), simplifica la ecuación (A.29)).

..................... (A.35) Luego de reordenar la ecuación (A.35), se vuelve:

............................................................................................... (A.36)

He y Killingstad, encontraron conveniente de no- dimensionalizar la ecuación (A.36), introduciendo tres términos; carga de pandeo sin dimensionar (), régimen de incremento sin dimensionar () régimen de translación sin dimensionar (), tales como:

............................................................... (A.37)

.................................................. (A.38)

............................................... (A.39)

.................. (A.40) Carga de pandeo crítico, para las curvas ploteadas en la Figura 2.17, se determina encontrando la raíz real positiva mayor de la ecuación (A.40), resuelta por Dowson –Paslay carga de pandeo (ecuación A.29) multiplicando ambas. Para hacer que el resultado sea marcado con una simplicidad razonable en un grafico bidimensional, el régimen de caminar se asume como cero, dado que un pozo no-plano resultara en una alta carga critica de pandeo, otras cosas igual, estas presunciones generan un resultado conservador.

θ = Inclinación promedio del pozo (radianes) θ = Inclinación del pozo (radianes)

θ' = Rango de incremento (grados/pulg) ø′ Régimen de translación (grados/pulg)

ß = Constante (4 para pandeo sinuoidal, 8 para helicoidal)

F = Compresión axial en la barra (lbs) FN = Fuerza normal en cualquier pozo (lb/pulg)

FN-vertical = Fuerza normal en un pozo vertical (lb/pulg) FC= Carga critica pandeo en (lbs)

FDP = Dawson-Paslay carga critica pandeo (lbs) Fc

¯ = Carga critica pandeo sin dimension E = Modulo de Young’s (3 x107psi) I = Momento Inercia barra (pulg4) r = Espacio radial entre unión y pozo. (pulg)

R = Radio de curvatura del pozo (pulg)

BR = Rango de incremento (grados/100 pies) Wb = Peso barra en flotación (lb/pulg) A.9 Peso Barra Sondeo entre Dos Puntos en una Sección Constante de Incremento A medida que el ángulo se incrementa desde cero, algo del peso de la sarta de perforación está soportado por el lado bajo del pozo, y el remanente debe ser soportado por el aparejo y/o él trépano (sin tomar en cuenta el arrastre). El peso de la barra no soportado por el lado bajo del pozo, entre estos dos puntos es, en una sección de incremento constante positivo (incrementando)es dado por la ecuación A.33, tomada de referencia 7.

.................. (A.41) Para disminución de ángulo en pozo, la ecuación A.41 es modificada de la siguiente manera:

.................... (A.42) Donde:

Was = Peso en flotación de la barra entre dos puntos (lbs) KB = Factor de flotación

WDP = Peso barra en el aire (lb/pie) BR = Rango de incremento (grado/100pies) θT = Inclinación en su punto menor (grados) a = Inclinación en su punto superior (grados)



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Figura A.3

Referencias:

1. API RP 7G, "Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits", Fifteenth Edition, American Petroleum Institute, January 1, 1995.

2. Baryshnikov, A., Schenato, A., Ligrone, A., Ferrara, P., "Optimization of Rotary-Shouldered Connection Reliability and Failure Analysis. Part 1: Static Loading," SPE/IADC 27535, paper presented at the Spring Drilling Conference, Dallas, Texas, 1994.

3. Casner, John A, "Drill String Design", Youngstown Sheet and Tube Company, July, 1973.

4. Chesney, A.J., and Garcia, J.A., "Load and Stability Analysis of Tubular Strings", Paper 69-PE-15, ASME Petroleum Mechanical Engineering Conference, Tulsa, OK, 1969.

5. Dawson, R., iaslay, P.R., "Drillpipe Buckling in Inclined Holes", Journal of Petroleum Technology, October, 1984.

6. He, X., Kylingstad, A., SPE 25370, "Helical Buckling and Lock-up Conditions for Coiled Tubing in Curved Wells, Presented at the SPE Asia-Pacific Oil and Gas Conference, Feb, 1993.

7. Johancsik, C.A., Friesen, D.B., Dawson, R., "Torque and Drag In Directional Wells - Prediction and Measurement," JPT, June 1984.

8. Hill, T.H., Summers, M.A., Guild, G.J., "Designing and Qualifying Drill Strings for Extended Reach Drilling", SPE 29439, SPE Drilling and Completion, June, 1996, pp 111-117



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Apéndice B –Glosario



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Apéndice B Glosario A Aceptable Component Componente Aceptable: Un componente de la sarta de perforación que cumple o excede el criterio de aceptación de este estándar luego de llevar a cabo el programa especifico de inspección. Acceptance Criteria. Aceptación de Criterio: Dimensiones, condiciones, y propiedades que un componente de la sarta de perforación que deberá cumplir o exceder para ser considerado aceptable. API: Instituto Americano de Petróleo. Arbitrary Acceptance Criteria. Aceptación Arbitraria Criterio: Un conjunto de criterios de aceptación que no fue establecido para cumplir con un conjunto especificado de condiciones de perforación.(Ejemplo: “Clase Premium”) ASNT: Sociedad Americana Ensayo No-destructivo. ASQC: Sociedad Americana para Control de Calidad. Auditable Statement. Aseveración Auditable: Una aseveración que resultará en la misma acción cuando se realiza independientemente por mas de un individuo. Ejemplos (aseveración auditable): “El tubo no debe ser mas largo de 33.0 pies” (aseveración no-auditable): “La longitud del tubo no debe ser excesiva.” Austenitizing. Austenitización: Calentamiento del acero a una temperatura austenitica (alrededor de 1670 ºF) permitiéndole tiempo para que la micro-estructura del acero se transforme a Austenita (Austenita, solución sólida basada en la forma cúbica centrada en las caras del hierro). Normalmente el primer paso en el tratamiento térmico de un componente de acero de la sarta de perforación. B Bevel Diameter. Diámetro Bisel: El diámetro exterior de la cara de contacto (superficie de sello) de una conexión rotary con recalque. Botton Hole Assembly. BHA (Conjunto de fondo): Una sarta de componentes pesados configurados para llevar a cabo ciertas tareas y ubicado en el extremo de las barras de sondeo. Los componentes del BHA concentran peso sobre él trepano, rotan él trépano, mide los parámetros de perforación y trayectoria del pozo, dirigen él trépano, o realizan otras funciones.

Bit Sub. Sustituto Trepano. El componente que conecta él trépano al componente inmediato superior. El sustito del trepano usualmente tiene conexión hembra en ambos extremos. Blacklight Connection Inspection. Inspección Conexión Luz Negra: Un método de inspección DS-1™ empleando un proceso de partículas magnéticas fluorescente húmedas. Para mirar por fisuras en las conexiones.

)Blacklight Inspection) Inspección Luz Negra Boreback Box. Maquinado Interior Hembra: Maquinado (torneado interior) del extremo de una rosca hembra de una conexión del BHA para quitar los filetes de rosca sin roscar haciendo que esta sea más flexible. Estos pasos hacen que la vida de fatiga de la unión sea mayor. Counterbore. Maquinado Orificio: Contra maquinado cónico del diámetro interior en una conexión hembra en su extremo. (entrada) Box End. Extremo Hembra: La mitad de una conexión roscada teniendo rosca interna (hembra). BSR (Bending Strength Radio).Relación Resistencia Pandeo: En un portamecha u otro componente del BHA, la relación de la sección modular de la hembra a la sección modular del macho. El BSR es usado como un indicador apropiado de la adecuación de una conexión dada en un diámetro interior y exterior dado. El BSR no se aplica a una conexión de barra de sondeo de peso normal. Buoyancy Factor. Factor de Flotación: Es la relación de peso aparente de un componente colgando libre sumergido en fluido de perforación a su peso en el aire. C Calibration. Calibración: Corregir a un dispositivo de medición, por comparación de su entrega con un estándar de dimensiones identificables conocidas por el NIST (Instituto Nacional de Normas y Tecnología), o un cuerpo equivalente. Category. Categoría: Un de los cinco niveles diferentes de inspección, numerados 1 – 5,el cual es aproximadamente paralelo a la severidad del servicio de perforación. La categoría de inspección es fijada por el comprador del servicio de inspección y establece el programa de inspección a ser aplicado a la sarta de perforación. Cass. Clase: Ver Clase Barra Sondeo



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Class 2. Clase 2: Una condición de criterio de aceptación para la barra de sondeo tomada del API RP7G. La Clase 2 puede tener mayor daño por desgaste que una barra de sondeo Clase Premium. Cold-Rolling. Laminado en Frío: Impartir tensión residual compresiva a una conexión BHA para mejorar su resistencia a la fatiga. Cold Working. Trabajado en Frío: Impartir resistencia plástica a un componente tensionándolo mas allá de su limite elástico. El Trabajo frío endurece el acero y este podría rendir menor resistencia a ciertos mecanismos de fallas como las fisuras por estrés sulfúrico. Crossover Sub. Sustituto Reducciónde Cruce: Un componente corto con diferentes roscas en ambos extremos, utilizados para cambiar secciones de la sarta de perforación de una conexión roscada a otra. D Dedendum. Dedendum: La distancia entre el círculo de paso de rosca y la raíz de la rosca. Design Factor for Burst Pressure. Factor de Diseño para Presión de Estallido: (DFB) Factor de diseño para estallido se divide dentro de la capacidad de presión de estallido a una dada presión máxima de estallido permisible que pudiera aplicársele al componente. La capacidad de presión de estallido puede incrementarse simultáneamente por tensión, pero este beneficio es ignorado en el diseño de sarta de perforación. Design Factor for Collapse Pressure. Factor de Diseño para Presión de Colapso: (DFC)El factor dividido por el rango de presión de colapso, de un tubo de barra de sondeo, para determinar la máxima presión diferencial permisible (presión de colapso) para el tubo. DFC es aplicada después del primer devalúo de capacidad de la presión de colapso, para tomar en cuenta por los efectos de toda simultanea tensión. Design Factor for Excces BHA Weight. Factor de diseño para Exceso de Peso de BHA: (DFBHA). Factor multiplicado por el peso deseado sobre él trépano (WOB) para determinar el peso mínimo de flotación del BHA. El exceso de peso del BHA ayuda a mantener el punto neutro por debajo del tope del BHA. Design Factor for Tension. Factor de Diseño para Tensión: (DFT) el, factor dividido por la capacidad máxima de carga por tensión del componente para determinar la carga máxima admisible para ese componente. Derate. Devaluo: Reducción de su Calificación de capacidad por un factor de seguridad Dimensional 1. Dimensional 1: Método de inspección DS-1™ aplicado a una conexión de barra de peso normal. Dimensional 1 consiste de la medición del OD la hembra, ID del macho,

ancho hombro, espacio para llave y maquinado recalque interno hembra. Dimensional 2. Dimensional 2: Método de inspección DS-™ (más riguroso que Dimensional 1) aplicado en conexiones de barra de peso normal. Además de las mediciones efectuadas en Dimensional 1, extremo macho, profundidad maquinado, longitud plana macho, diámetro bisel, ancho sello y uniformidad hombro son medidas en Dimensional 2. Dimensional 3.Dimensional 3: Método de inspección DS-1™ aplicada a conexiones en barras pesadas HWDP y otros componentes del BHA. Dimensional e consiste de medición del OD hembra, macho ID, extremo macho, diámetro bisel, diámetro y ancho alivio tensión, diámetro maquinado hembra y longitud rosca y diámetro exterior recalque cuerpo medio. Dogleg. Pata de Perro: Un cambio brusco de inclinación o azimut en un pozo. Las patas de perro pueden ser planeadas (intencional) o no-planeadas (accidental). Dogleg Severity. Severidad Pata de Perro: Una medida del régimen combinado de cambio en inclinación, y azimut en un pozo usualmente expresado en grados por cada 100 pies (o en unidades métricas, grados por cada 30 mts) de longitud de pozo. Drill Collar. Portamecha: Tubular de pared-gruesa usado para proveer suficiente rigidez y concentrar peso sobre él trépano. Drill Pipe. Barra de Sondeo: Una longitud de un tubular, usualmente de acero, en el cual conexiones roscadas llamadas uniones son colocadas a este. Drill Pipe Class. Clase Barra de Sondeo: Un sistema establecido por API de calificación, de extensión de desgaste y deterioración de los tubos de barras y uniones. La clase especificada de barra sondeo determina el criterio de aceptación a ser usado por el inspector, y algunas de las cargas seguras que pueden ser aplicadas al componente. Las clases de barras reconocidas en este estándar son, en orden declinante de capacidad de carga:

• Clase 1 (nueva) • Clase Premium • Clase Premium, Reducido TSR (no reconocida por

API) • Clase 2

Drill Stem. Sarta Perforación: Todos los componentes que son conectados juntos y forman un conjunto utilizado para perforar un pozo, usualmente considerado desde el fondo hasta el top drive o cabeza de inyección hacia abajo. También llamada “Drill String”, aunque este ultimo termino es comúnmente utilizado para referirse solamente a la parte consistente de las barras de sondeo de peso normal



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E Electromagnetic 1 Inspection. Inspección Electromagnética 1: Un método de inspección DS-1™ involucrando el escaneo de la longitud total (entre los recalques) de los tubos de las barras, utilizando una unidad longitudinal de campo buggy. Solo las fallas transversales son detectadas por la Inspección EMI.

EMI buggy unit.(Unidad EMI buggy) Electromagnetic 2 Inspeccion. Inspección Electromagnética 2: Un método de inspección DS-1™ involucrando el escaneo de la longitud total (entre los recalques) de los tubos de las barras. EMI, emplea una unidad con un rayo gamma de longitud total de medición espesor de pared, como así también una unidad de campo longitudinal electromagnético. Las fallas transversales y condiciones de pared delgada son detectadas por la inspección EMI 1. Elevator Groove. Receso Elevador: Un (surco) receso cortado en el portamecha, en el cual el elevador puede engancharse. Elevator Groove Inspection. Inspección Receso Elevador: Un método DS-1™ utilizado para la medición de las dimensiones de los recesos del elevador y cuñas. Extended Reach Alcance Extendido:(ER) Un termino aplicado a ciertas características de pozos para grandes desplazamientos horizontales de la TVD. (profundidad verdadera vertical). Para consideraciones de diseño en este estándar, Pozos ER son aquellos pozos en que el tradicional BHA es retirada de la sarta y el peso sobre él trépano es aplicado operando barras de sondeo de peso normal en compresión. F Failure. Fallas: Inadecuada performance de los componentes que previene la finalización de su función proyectada. Failure Mechanism. Mecanismos de Fallas: Nombre dado a una cadena de condiciones y eventos por los cuales una falla puede ocurrir (Ejemplo: fatiga). Failure Driver. Generador de Fallas: Una condición o situación que acelera un mecanismo de falla y conduce a fallas más rápidas. Ejemplo: Corrosividad del Lodo de Perforación es un generador de fallas por fatiga. Sistema de lodos mas corrosivo causa que un componente de la sarta de perforación falle rápidamente por fatiga, otras cosas iguales. Fatigue. Fatiga: Un daño estructural localizado permanente que ocurre cuando un material es sometido repetitivamente, a ciclos fluctuantes de estrés. Dado que el daño por fatiga se

acumula en un punto, una fisura por fatiga o fisuras pueden formarse. Bajo ciclos continuados de estrés, estas fisuras pueden crecer hasta que la falla ocurre. En los componentes de la sarta de perforación, los ciclos de estrés ocurren cuando un componente es distorsionado o pandeado, luego rotado. Estas también ocurren por vibración. Fatigue Crack. Fisura por Fatiga: Una fisura resultante por fatiga. Fitness for Purpose. Conformidad para el Propósito: El principio de ajustar o aflojar los criterios arbitrarios de aceptación en este estándar cuando tal acción es apropiada ya sea para reducir riesgos o en forma segura reducir costos. Forging. Forjado: Deformación plástica del material dentro de formas deseadas con fuerza compresiva. Un parte de metal formada por el método de forjado. G Galling. Arrastre: Una no planeada manera de transferir metal de una superficie a la otra mientras las dos superficies patinan una sobre otra mientras están ajustadas juntas. El arrastre es algunas veces un problema en las uniones rotary con recalque. Un tratamiento excelente contra el arrastre es aplicar una capa de fosfato en una o ambas de las superficies. H Heat Checks. Chequeo de Calor: Fisuras superficiales en el exterior de las uniones. Las fisuras son formadas usualmente mientras la barra es rotada con altas cargas laterales. Típicamente no perjudicial en ellos, chequeo por calor puede llevar a fallas tales como hembra agrietada. Heavy Weight Drill Pipe.Barra de Sondeo Pesada, (HWDP): Un grupo de tubular que esta entre la barra de sondeo normal y portamecha en peso. Estas se caracterizan por la ausencia del recalque interno, y la presencia de un recalque externo en la mitad del tubo. Los atributos de las HWDP no son cubiertos en las normas API, pero son cubiertos para equipamiento usado en DS-1™ I I (Moment of Inertia) I Momento de Inercia: I= (π/64)(D4- d4), donde D y d son diámetro mayor y menor respectivamente. Information. Información: Datos provistos en este estándar como una conveniencia a los usuarios. Ningún requisito o recomendación es implícita o intencional. Inspection. Inspección: Bajo DS-1™, examinar un componente usado de la sarta de perforación, para asegurarse que este no ha sido desgastado o dañado mas allá del limite permitido por el criterio de aceptación especifico fijado.



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Inspection Method. Método de Inspección: Uno de los varios procesos de inspección enmarcados en este estándar. Un método simple usualmente sirve para evaluar solamente o a lo sumo, unas pocas condiciones. Inspection Procedure. Procedimiento Inspección: Requerimientos paso-a-paso y proceso de control de calidad, para la conducción de un método de inspección. Inspection Program. Programa de Inspección: Un grupo de uno o mas métodos de inspección que son aplicados para evaluar la aceptabilidad de componentes de la sarta de perforación, y el criterio contra la cual la aceptabilidad de los componentes será juzgada . ISO: Organización Internacional de Normas J J (Polar Moment of Inertia).J Momento Polar de Inercia: J= (π/32)(D4- d4), donde D y d son diámetro mayor y menor respectivamente. Joint. Simple 1) Una longitud de tubular. 2) Un conector. K Kelly. Vástago: Un tubular de acero de forma cuadrada o hexagonal conectando la cabeza de inyección a la barra de sondeo. El vástago es movido por la mesa rotary para transmitir torque a la sarta de perforación. L Last Engaged Thread. Ultimo Filete de Rosca Roscado: El ultimo filete roscado del macho en la hembra o la hembra roscada con el macho. Liquid Penetrant Connection Inspection. Inspección Conexión Liquido Penetrant: Un método de inspección DS-1™ empleando liquido penetrant para observar fisuras por fatiga en conexiones de componentes antimagnéticos. M Make up Torque. Torque de Ajuste: Torsión predeterminada aplicada para ajustar una conexión con otra. Margin of Overpull. Margen de Sobretensión (MOP): El exceso de capacidad de tensión sobre el peso normal colgado o carga de trabajo (PW), para contingencias tales como arrastre o aprisionamiento. Moment of Inertia. Momento de Inercia: Ver I MPS Slip/Upset Inspection. Inspección MSP Cuña/Recalque: UN método de inspección DS-1™ empleando Inspección

Partículas Magnéticas (MSP) aplicado en áreas de cuña y recalque de las barras de peso normal y HWDP. N NIST: Instituto Nacional de Normas y Tecnología. Neutral Point. Punto Neutro: Un punto abajo en la sarta de perforación que está pandeada y arriba no está pandeada. Non-Auditable Statement. Aseveración No-Auditable: Ver Aseveración Auditable. Normal Weight Drill Pipe. Barra Sondeo Peso Normal: Todo tamaño o peso de barra sondeo que esté listada en Tabla 2.1 de este estándar. Normalized and Tempered. Normalizado y Templando: Un termino para describir el material que ha sido tratado térmicamente por normalización primariamente, luego templado. Normalizing. Normalizar: Endureciendo una aleación ferrosa térmicamente hasta la temperatura de austenización permitiendo su enfriamiento lentamente. O OD Gage Tube Inspection. Inspección Calibre Diámetro Exterior Tubo: Un método de inspección DS-1™ para medir el diámetro exterior de las barras de peso normal para detectar variaciones de diámetro que caigan fuera de los limites aceptables.

Tube OD gage Oil Country Tubular Goods. Productos Tubulares Campo Petrolero: (OCTG) Un termino utilizado para referirse a un amplio grupo de tubulares que son bajados al pozo. Utilizado para diferenciar, casing, tubing y barra de sondeo de los tubulares de superficie tales como cañerías de transporte. De todas maneras, el termino no es utilizado para referirse a algunos tubulares para pozos como, barras pesadas y portamechas. P Pin End. Extremo Macho: La mitad de una conexión roscada teniendo rosca (macho) externa. Pony Collar. Portamechas Corto: Un portamechas corto, usualmente alrededor de 1/3 a ½ de la longitud total de un portamechas normal.



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Premium Class. Clase Premium: Un criterio fijado de aceptación para barras de peso normal tomado del API RP7G, Practicas Recomendadas para el Diseño de Sartas de Perforación y Limites Operativos. DS-1™ requiere los mismos atributos para un tubo de barra de “Clase Premium” como lo hace API RP7G, pero establece mas de los atributos en las conexiones rotary con recalque que el API RP7G. Premium Class, Reduced TSR. Clase Premium, Reducido TRS: Una clase de barra sondeo usada que, cubre los requerimientos de la clase premium en cada detalle excepto en los diámetros de la unión. Pero a estas les son permitidos diámetros de uniones menores para reconocer y controlar una practica amplia en la industria de utilizar ciertas combinaciones de tubo/unión para mejor espacio para pesca que la clase premium. La Clase Premium Reducido TSR, no es reconocida en las normas API. Q Quenching. Templado Enfriado Rápido: Endureciendo una aleación ferrosa calentándolo a una temperatura austenitizadora, luego enfriándolo suficientemente rápido para transformar todo o lo mas de austenita a martensita. Quenched and Tempered. Templado y Temperado(Q&T): Un termino para describir material que ha sido tratado térmicamente por enfriado rápido, luego temperado. El método preferido para el tratamiento térmico para la mayor parte de los componentes ferrosos de la sarta de perforación R Range: Rango: Una clasificación de longitud para productos Tubulares del Campo Petrolero Recommended Action. Acción Recomendada: Una acción que es recomendada por este estándar basado en condiciones asumidas que no aplican a todo caso. Las acciones recomendadas son ofrecidas a cada usuario de este estándar solamente como una conveniencia. Los usuarios deberán considerar siempre las condiciones locales antes de aplicar alguna recomendación en este estándar, luego modificar la acción si así lo dictase un juicio sólido y firme. Refacing. Refrenteo (amolado): Reparación de campo de daño del sello (espejo) en una conexión rotary con recalque por amolado o corte de la cara de sello. El amolado cambia el diámetro del paso del macho y hembra. Y puede conllevar a fallas del sello en casos extremos. Como regla general, el refrenteo debe evitarse mientras sea posible.

API Refacing Benchmark Refacing Benchmark. Referencia de Amolado: Una marca hecha en el cuello del macho o maquinado de la hembra de una conexión rotary con recalque para indicar la posición axial original del hombro de sello. La marca de referencia ayuda a cuantificar la cantidad de refrenteo que una conexión haya sufrido. Reference Indication. Indicación de Referencia: La indicación que genera un dispositivo de inspección de falla cuando este escanea una referencia artificial de calibración estándar con la ganancia de calibración fijada. Registered Company. Compañía Registrada: Un proveedor de servicios de inspección y roscas que ha sido auditado y encontrado de estar en cumplimento con los requerimientos de calidad de la Sección 4 de este estándar. Las compañías registradas por T,H,Hill Associates, imc., las será permitido de utilizar un o más marcas de registro mostradas en la Sección 4 mientras su registro permanezca valido. Component Rejectable. Componente Rechazable: Un componente de la sarta de perforación que no cubre o exceda los criterios de aceptación enmarcados en este estándar después de ser sometido al total o parte del programa de inspección especificado. Required Action. Acción Requerida: Una acción que debe ser llevada a cabo en orden de cumplir con este estándar. La responsabilidad para el cumplimiento con cualquier acción requerida de este estándar puede solamente ser establecida por un usuario de este estándar en otro por acuerdo entre las dos partes. Rotary Shouldered Connection. Conexión Rotary con Recalque: Una conexión roscada utilizada en los componentes de la sarta de perforación, caracterizada por su robustez, roscas cónicas y con recalque de ajuste. S Saver Sub. Sustituto de Desgaste: Un sustituto que se enrosca en componentes de la sarta que son de alto-costo. Los repetidos ajustes y aflojes son efectuados sobre el sustituto, protegiendo las roscas del componente de alto-costo de daños. Section Modulus. Sección Modular: Ver Z Service Category. Categoría de Servicio: Ver Category.



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Hombro. Shoulder: En una conexión con recalque, la parte del macho y hembra que para un enganche de enrosque con la conexión que se está ajustando (enroscándolas juntas). También llamado hombro de ajuste. Sin embargo, para calcular el torque de ajuste y capacidad torsional, se asume que el hombro debe ser de 3/8” de pulgada de esta locación. Esto quita la influencia del bisel cuando se calculan estos valores. Shoulder Width. Ancho Hombro: La distancia desde el maquinado de la hembra o cuello del macho al diámetro exterior de la unión, ignorando el bisel de la unión. Slip Área. Área Cuña: El área en una barra, normalmente cercana al extremo de la hembra, donde se asientan las cuñas cuando se bajan o sacan las barras del pozo. Slip Crushing. Aplastamiento por Cuña: Deformación plástica del tubo de la barra por fuerza radial inducida cuando la barra es asentada en la cuña. Slip Groove. Receso Cuña: Un receso cortado en el extremo de superior del portamecha en el cual se puede colocar la cuña. Slip Box Failure. Falla Fisura Hembra: Un modo de falla de la sarta de perforación en la cual la hembra se fisura (parte) longitudinalmente. Stability Forces. Fuerzas Estabilizadoras: Fuerzas presión-área que tienden a desestabilizar (pandeo) o estabilizar las barras. Stabilizer. Estabilizador: Un componente del BHA teniendo un diámetro de cuerpo alrededor del mismo tamaño de un portamecha, con aletas longitudinales o espiraladas que forman un diámetro mayor, usualmente cercanas á, o al diámetro del pozo. Standard Rack Inspección. Inspección Estándar Caballete: Un termino obsoleto una vez utilizado en la industria de inspección para referirse a un programa de inspección, y su significado varía de compañía en compañía, y por ubicación geografica. La Categoría 3 DS-1™ fue, precisamente el programa definido específicamente el cual el comité responsable utiliza para reemplazar lo que una vez fue una practica generalizada como “Inspección Estándar Caballete”. Standardization. Estandarizacion: Ajustando la entrega de un instrumento a algún valor arbitrario de referencia; un chequeo para asegurar que el ajuste del instrumento ha permanecido constante. Stiffness Ratio. Relación Rigidez: La relación de la sección modular (Z) de un componente de la sarta inmediatamente por debajo de un cambio en el diámetro de la sarta, a la sección modular de aquellos inmediatamente sobre. La Relación de

Rigidez es calculada utilizando los diámetros del tubular, no los diámetros de las uniones. Stress Corrosion Cracking (SCC). Fisura por Estrés Corrosión: Un mecanismo de falla que afecta a algunos materiales antimagnéticos. En SCC un rápida corrosión anódica ataca al material a lo largo de su frontera granular mientras el material está bajo esfuerzo tensional. Stress Relief Groove. Ranura Alivio Tensión: Acanalado maquinado en el macho de una conexión BHA para reducir la tensión, por medio del quite de hilos de rosca sin utilizar que actúa como concentradores de tensión. Las ranuras de alivio de tensión pueden tener un efecto nominal en la capacidad torsional y tensional del cuello del macho, pero son efectuadas especialmente para incrementar su vida de fatiga. Sub. Substituto: Un componente corto de la sarta de perforación. Sulfide Stress Cracking. Fisura Estrés Sulfuro: Un modo de falla de la sarta, por la formación de fisuras de un componente de la sarta cuando se libera hidrógeno durante una reacción química entre el acero e hidrógeno sulfúrico. T TSR. Relación Estrés Torsional: La relación de resistencia torsional de una unión dividida por la resistencia torsional del tubo. Tempering. Templado: Recalentado de un material endurecido por enfriamiento rápido (generalmente por inmersión) o normalizado de una aleación ferrosa a una temperatura por debajo del rango de transformación y luego enfriada. Tensil Capacity. Capacidad Tensional: En este estándar, el producto del área seccional transversal de un componente de la sarta de perforación, por el mínimo especificado de resistencia a la fluencia de ese componente. Tensión Failure. Falla Tensional: Un modo de falla en el que la tensión aplicada a un componente excede el producto de su área seccional transversal por la resistencia actual a la fluencia de ese componente. Thread Root. Raíz Rosca: En una conexión, el área en la base de la forma de la rosca. Si las roscas son consideradas proyecciones sobre una superficie, la raíz de la rosca será la parte de la superficie entre las adyacentes roscas. Threshold Stress. Umbral de Estrés: Por un mecanismo de falla de sarta perforación dado, el estrés por debajo donde una falla no puede ocurrir. Si el estrés es por sobre el umbral, la falla podría o no ocurrir, depende de otros factores.



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Tolerance. Tolerancia: La cantidad de variaciones permitidas del nominal o valor manifestado. Tool Joint. Unión: Un bloque pesado con una conexión macho o hembra en cada extremo. El otro extremo es conectado a una unión de barras de sondeo y barras pesadas. La unión provee un medio para conectar la barra de sondeo, un lugar robusto para colocar las llaves de ajuste. Torsional Capacity. Capacidad Torsional: La torsión calculada requerida para el momento de cedencia de un componente de la sarta, asumiendo un mínimo especificado de resistencia fluencia Torsional Failure. Falla Torsional: Un modo de falla en que parte de la sarta es deformado plásticamente mas allá de los limites de especificados de aceptación, debido a la aplicación de cargas torsionales. U UT Connection Inspection. Inspección Conexión UT: Un método de inspección DS-1™ empleando un ensayo rayo ultrasónico-normal para mirar fisuras en conexiones. UT Slip/Upset Inspection. Inspección Cuña/Recalque UT: Un método de inspección DS-1™ empleando ensayo de ondas de corte ultrasónicas para mira fisuras por fatiga en áreas de cuñas y recalque de la barra de sondeo. UT Wall Thickness Inspection. Inspección Espesor Pared: Un método de inspección DS-1™ rayo ultrasónico normal de ensayo para la medición del espesor de la pared del tubo de las barras de sondeo.

UT Thickness gage. Un-inspectable Component. Componente No-inspeccionable: Un componente de la Sarta de Perforación que puede ser determinado como no ser ni aceptable o rechazado debido a alguna condición que provoque el proceso de inspección no confiable. Ejemplo: Un tubo de Barra sondeo que está picado a tal extensión que el registro de inspección EMI donde los ruidos de fondo exceden los limites de este estándar. V Visual Inspection. Inspección Visual: Un método de inspección DS-1™ para el examen visual de las conexiones rotary con recalque. Visual Tube Inspection. Inspección Visual Tubo: Un método de inspección DS-1™, para el examen visual de los tubos de barras de sondeo.

Y Yield Strenght. Resitencia a la Fluencia: El nivel de estrés sobre el cual un material cambia de predominantemente elástico a predominantemente comportamiento deformado plástico (deformación plástica). Z Z (Section Modulus). Z Sección Modular: Z=[(π/32)(D4-d4)ID], donde D y d son diámetro mayor y menor respectivamente.

tabla de diseño de sarta

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