INSPECCION DE TUBERIAS
•En la industria petrolera se utiliza una gran variedad de tuberías de acero, siendo en los procesos de perforación y terminación de pozos donde se utiliza la mayoría, a continuación se mencionan las más usadas: Tuberías de
Tuberías de
Tuberías de
Tuberías de
Perforación
Revestimiento (T.R.)
Producción
Línea
•En este curso estudiaremos las tuberías de perforación ya que forma parte esencial de la sarta de perforación. Como ya se menciono la sección más larga de una sarta de perforación está constituida por la tubería de perforación y es ésta, la que más se daña durante el proceso de perforación, razón por la cual le dedicaremos más tiempo. La tubería de perforación al igual que las otras tuberías tiene las siguientes especificaciones:
•La sarta de perforación es una parte importante en el proceso de perforación rotatorio, su diseño y selección requieren de un análisis cuidadoso para la obtención de resultados satisfactorios. Dentro de los objetivos más importantes de una sarta de perforación se incluyen:
Transmitir el movimiento rotatorio a la barrena. Servir de conducto de circulación. Dar peso a la barrena. Sacar y meter la barrena.
•4 •3 •2
Efectuar pruebas de formación. Colocar tapones de cemento. Cementar las tuberías de revestimiento.
•1
COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACION •Los componentes de una sarta de perforación son muy variados y cada uno tiene un objetivo específico, a continuación se mencionan los componentes más comunes: Barrena.
Porta barrena (liso o estabilizador).
•Tubería de perf
•TUBERIA DE P ERF.
Motor de fondo (opcional)
•TUBERIA P ESADA
Doble caja.
•MARTILLO HDCO
Válvulas de seguridad. •COMBINACION
Lastra barrenas (Drill Collar). •15
Junta de seguridad.
•LASTRABARRENAS
Rimas. Estabilizadores.
•Aparejo de fondo
•ESTABILIZADOR •D. C. DE MONEL
Martillos.
•VALVULA SEG
Tubería pesada (Heavy Weight). Canastas colectoras. Tubería de perforación.
•ESTABILIZADOR •DC
•1 •P ORTABARRENA
Sustituto
Hules protectores.
•BNA.
Drill Pipe
• Grado: Mínimo punto sedente del tubo, se usa para cálculos de tensión, colapso, estallido. GRADO
ESFUERZO CEDENTE (psi)
LETRA ASIGNADA
DESIGNACIÓN
E
E-75
75,000
X
X-95
95,000
G
G-105
105,000
S
S-135
135,000
CLASIFICACION DE ACUERDO A LA LONGITUD
Longitud (pies)
Longitud (mt)
Rango 1
Rango 2
Rango 3
18 a 22
27 a 30
38 a 45
5.49 a 6.71 8.23 a 9.15 11.59 a 13.72
Identificación de la TP en campo E X G
S
•El Instituto Americano del Petróleo API ha establecido diversos lineamientos para la clasificación de la tubería de perforación en función del desgaste que esta presente. El desgaste afecta directamente a la resistencia del tubo.
CLASIFICACION DE USABILIDAD Clasificación de la TP por usabilidad Tipo
Descripción
Código de color
Clase I
Tubería nueva
Una franja blanca
Premium
Resistencia del 80%
Dos franjas blancas
Clase II
Resistencia del 65%
Una franja amarilla
Clase III
Resistencia del 55%
Una franja azul
Clase IV
Deshecho
Una franja roja
Clasificación de Usabilidad resumida Cuerpo
Premium Desgaste uniforma, espesor de pared min. 80%.. Cortes por cuñas <10%
Clase 2 Espesor de pared mín. de 70%.. Cortes por cuñas <20%
Chatarra
Tool Joint
Tipos de Conexiones o Juntas
ROSCAS •Las conexiones en la tubería de perforación generalmente son del tipo recalcado, debido a que son sometidas como sartas de trabajo, a grandes esfuerzos durante las operaciones de perforación: •Las roscas más comunes en la tubería de perforación son: •IEU (Internal – external Upset).- Esta junta se caracteriza por tener un diámetro externo mayor que el cuerpo del tubo y un diámetro interno menor que
el diámetro interno del tubo. •IF (Internal Flush).- El diámetro interno es aproximadamente igual al diámetro interno del tubo y el diámetro externo es mayor que el del tubo. •IU ( Internal Upset).- El diámetro externo es casi el del tubo y el diámetro interno es menor que el diámetro interno del tubo.
Heavy Weight • Aplicar peso sobre al broca • Transición entre el DP y los DC, para un cambio gradual. • Alta velocidad de perforación con menos torque • Proporciona estabilidad con menos contacto con la pared del pozo.
Drill Collar (Botellas) • Provee peso a la broca • Proporciona la fuerza necesaria para correr en compresión • Asegura que el drill pipe permanezca en tensión y evita el pandeo • Minimiza problemas de estabilidad en la broca por vibraciones. • Reduce problemas de control direccional.
• Drill Collar
PRINCIPALES MANIFESTACIONDE DE FALLAS
Tipos de Falla • Washout: morfología de daño que se presenta como resultado del crecimiento de una grieta o fractura, por donde se fugan fluidos de perforación. Esta falla resultara en un twist off, de no ser detectada a tiempo y tomar acciones correctivas. • Twist Off: morfología de daño, resultado de una falla en la sarta, cuya consecuencia es la perdida de la tubería u otra herramienta en el hueco.
Washout • 1. 2. • 1. 2. 3. 4. 5. 6.
Detección: Caída parcial de Presión Aumento de los Strocks Acción: Parar perforación Revisar bombas Revisar filtros de las bombas Revisar las propiedades del lodo Método de taladro Sacar con tubería llena
Twist Off • 1. 2. 3. • 1. 2.
Detección: Pérdida total de presión Aumento de los strocks Perdida de peso de la sarta Acción: Sacar Revisar profundidad del pescado
MECANISMOS DE FALLA
MECANISMOS DE FALLA • Daños por fatiga: – Daño localizado y permanente que ocurre cuando el material es sometido a esfuerzos cíclicos permanentes. Los cuales se deben a la rotación de la sarta mientras es flexionada o pandeada. – Se realiza en tres etapas: • Iniciación de la grieta • Crecimiento de la grieta • Fractura final
• Fatiga ocasionada por muescas de cuña
• Corrosión fatiga
Fatiga en el pin
• Daños al superar la capacidad mecánica del componente – Sobrecarga en tensión • Cuando un elemento de la sarta es sometido a un esfuerzo mayor que su capacidad de resistencia a deformarse.
• Para prevenir esta falla: – Conocer el máximo overpull aplicable – Capacidad de tensión de la tubería – Peso del top drive, o el conjunto swivel y traveling block – Capacidad de tensión de la torre, malacate, elevador, cable de perforación, brazos y corona
– Sobrecarga en torsión • Es un mecanismo de sobrecarga que ocurre cuando la fuerza en la conexión sobrepasa el esfuerzo sedente. Es el resultado de aplicar mas carga de la especificada para cada componente. • El sendero de fractura es en forma espiral, y forma un ángulo de 45° con el eje de esfuerzo.
– Combinación tensión - torsión • La apariencia de falla es conocida como tipo copa-cono; tal como se presenta en la figura.
Sobretorque en las juntas • Genera: – Falla por tensión del pin de la conexión en los últimos hilos de la rosca – Acampanamiento de la caja – Estiramiento del pin
• Contribuye: – Desgaste y/o corrosión, ese pierde capacidad de torsión – Esfuerzos torsionales que exceden la capacidad de la conexión
Prevención – Sensor de torque (marrano), – carátula del make up torque calibrado – Que sean homogeneos
• “La torsión de enrosque debida, consistentemente medida y aplicada, es esencial para obtener rendimiento satisfactorio de las conexiones de los cuellos de perforación. Nada que se haga en las etapas de diseño y fabricación puede eliminar la necesidad de controlar la torsión en el sitio de trabajo” Eso debe hacer un equipo de perforación.
Colapso • Si la presión a la que esta expuesta excede su capacidad mecánica
Estallido Si la presión interna es mayor a la externa
– Daños por corrosión: La corrosión
consiste en la pérdida del metal debido a la interacción de la pieza con el ambiente. • Corrosión general • Se da en toda la superficie expuesta.
• Corrosión Localizada • Se presenta en pequeñas conduciendo a picado.
regiones
Prevención de la corrosión: • Control del pH del Lodo • Cupones de corrosión:
Corrosión
.
Análisis de falla en Drill Pipe 4 ½ „‟ OD, Pozo Santa Clara 15D. CITEMA. Octubre 2003
OTROS MECANISMOS DE FALLA DE TUBERIAS
– Otros Mecanismos de Falla • Daño mecánico • Se presenta como resultado de la presión y/o frotación a la que es sometido el componente por otro cuerpo físico • Puede ser por marcas de cuñas y cortes • Contribuye con otros mecanismos de daño como corrosión y fatiga
• Choque térmico (Heatchecking) • Es el resultado de la fricción, la cual causa que la temperatura del componente se incremente significativamente. Cambio de coloración en la junta.
• Galling (mellado) • Ocurre comúnmente en las regiones roscadas de los componentes. • Es el resultado de deslizar dos superficies metálicas con insuficiente lubricación.
• Desgaste – Perdida del material a causa de la fricción contra el casing, la formación o los ripios de perforación
• Erosión – Perdida del material por flujos turbulentos.
EVENTOS DE FALLA P-SA-15 FECHA POZO 07/06/2000 La Yuca 90 26/08/2001 La Yuca 97 02/07/2002 Caño Verde 11 03/09/2002
Caño Yarumal 38 17/09/2002 Caño Yarumal 39 28/12/2002 Caño Verde 14 14/01/2003 06/05/2003
MORFOLOGÍA DE FALLA Twis Off Twis Off Twis Off
Redondo 10
Washout Twis Off Twis Off Washout & Twis Off
Garza 1
Washout
COMPONENTE FALLADO Drill Collar Cross Over Cross Over Heavy Weight Drill Pipe Cross Over Drill Collar Drill Pipe & Cross Over Drill Pipe & Drill Collar
COSTO COSTO FALLA ANUAL $21,730 $21,730 $184,088 $184,088 $13,914 $17,882 $34,244 $21,345 $158,464 $14,244
$87,384
$172,708
EVENTOS DE FALLA P-SA-23
FECHA 11/03/2003 18/03/2003 19/03/2003 20/03/2003
MORFOLOGÍA COMPONENTE POZO DE FALLA FALLADO La Cira 1625K Washout Drill Pipe 5" La Cira 1625K Washout Drill Pipe 5" La Cira 1625K Washout Drill Pipe 5" La Cira 1625K Washout Drill Pipe 5" COSTO TOTAL DE LA FALLA
COSTO FALLA $13,985 $11,151 $1,625 $27,384 $54,145
ESTRATEGIAS PARA REDUCIR FALLAS • Diseño • Atributos • Manejo • Cultura Organizacional • Contratos • Inspección
Manejo • • • • • •
Cuñas Subir y Bajar la sarta Almacenamiento Planchada Aplicación de la Grasa Make up Torque
Aplicación de las cuñas • Inspección de los insertos de las cuñas • No frenar la tubería con la cuña cuando esta entrando o saliendo del hueco • Limpiar los insertos • Verificar que la cuña sea la apropiada para el diámetro de tubería.
Movilización • Protectores de rosca • Evitar golpes y caídas • Informar de los incidentes
Antes de la corrida en pozo • Limpiar la tubería antes de aplicar la grasa • Realizar una inspección visual de roscas y sellos • Al realizar una reconexión, se debe lavar la rosca • Los protectores defectuosos deben ser retirados
Por falta de protectores..
Para Perforar o Viajar • Inspección del BHA (Bottom hole asambly) • Solicitar a la Operadora el BHA para trabajar • Recoger el serial del BHA • Revisar roscas y sellos • Tomar dimensiones del BHA (OD, ID, Longitud, Cuello de pesca)
Al levantar o sacar la sarta • Utilizar el equipo adecuado y debidamente inspeccionado • Levantar la tubería con los protectores instalados en las conexiones • Al remover los protectores, estos deben ser almacenados de forma adecuada • Si alguna conexión se golpea esta debe ser reinspeccionada • Tener documentados los torques de apriete • Verificar la alineación de las conexiones • Prevenir el enrosque forzado • Controlar la velocidad de enrosque • No golpear los sellos y conexiones con el gancho o el elevador • Al realizar un nuevo viaje, limpie las conexiones y aplique nuevamente grasa • Romper la conexión de la parada en viajes continuos
Bajar y Subir la sarta • No llevar a la mesa herramientas sin reporte de inspección • Realizar verificación del peso y grado • Limpiar las conexiones con solvente apropiado • Usar vaporelas para limpiar las conexiones • Llevar la tubería a la mesa previamente conejeada • Certificar la alineación del Top Drive • Anotar el número de tubo que se baja al pozo para la trazabilidad
• Usar lifting plugs para su levantamiento
Nunca..
Aplicación de la grasa • Si no se aplica correctamente: – Arrancaduras – Torque no adeacuado – Conexiones soldadas
• Cambiar la grasa de almacenamiento con que llego la tubería • Verificar especificaciones de la grasa • No diluir la grasa • Evitar su contaminación • Aplicar en el pin • Aplicar con brocha
Descargue a los Racks • Tener las eslingas apropiadas para manipular la tubería • Mover entre 5 y 6 jts de DP y 1-2 DC, dependiendo del tamaño • Utilizar Manila para mover la carga • Mover con las cuchillas cerca al suelo • No dejar caer la tubería bruscamente • Asegurarse que los burros estén nivelados • Ruede los tubos desde los extremos • Empuje desde atrás • Acuñar la tubería antes de caminar sobre ella.
Descargue a los Racks • Operario certificado • Protectores de rosca instalados • Las cuchillas deben estar lo mas cerca posible a la superficie de descarga • Analice el centro de gravedad cuando se este izando • Verifique que los dispositivos de detención de los racks este instalado • La tubería debe orientarse con la caja dirigida hacia la subestructura • Ruede el tubo de una manera lenta y controlada • Nunca se para entre la tubería cuando este rodando • Utilice una vara para mover la tubería cuando este atascada. Proteja sus manos • Para colocar varias tandas, separe la tubería con listones de madera • No sobrecargue los racks
ALMACENAMIENTO
Torque de apriete • Realizar el “Breaking New” en Tool Joint nuevos (insp visual con camara) • Calibración de los equipos indicadores de torque y peso. • Verificar la longitud de la llave • Verificar unidades de lectura en el torquimetro • Aplicar torque con la llave superior
Transporte • El camión debe estar en una superficie horizontal • La tubería debe ser transportada con separadores de madera, ajustados con bandas sintéticas en los extremos, y en el centro • Cargar los tubos con el pin y la caja en el mismo sentido • Los protectores de rosca deben estar correctamente ajustados
• Diseño de los racks: – No almacenar la tubería directamente sobre el piso. – Los racks deben tener una capacidad de 40Ton – Los extremos de los racks deben estar asegurados. – Los racks deben inspeccionarse – Deben estar espaciado aprox. 6 pies. Para evitar el pandeo – Material de los racks: Acero al carbón
Almacenamiento • • • • •
• • • • • •
Lavar la tubería con agua fresca Instalar protectores limpios, en buen estado Engrasar las conexiones Para largos periodos los protectores deben ser retirados y la tubería debe ser reengrasada Utilizar espaciadores de madera unos sobre otros, para evitar que la tubería descanse sobre el tool joint. Los espaciadores deben colocar formando un ángulo de 90° con respecto al eje de la tubería No almacenar en estilo pirámide Almacenar con las cajas hacia el mismo extremo Realizar una inspección visual periódicamente El área alrededor del tubo debe estar libre de pasto, agua, etc. La primera hilera debe estar a mínimo 12” del piso
• Almacenamiento al trabajar con fluidos corrosivos: – Lavar interna y externamente con agua – Las superficies internas deben ser inspeccionadas con una herramienta óptica. – Las superficies internas y externas deben ser rociadas con un inhibidor de corrosión
INSPECCIÓN • Métodos de Inspección No destructivos • Categoría de Inspección • Frecuencia
• Solicitud • Trazabilidad • Control de calidad
Métodos de Inspección No destructivos • Visual del cuerpo y la conexión • Calibración del OD
• • • • • •
Espesor de pared con Ultrasonido >> Electromagnética 1 Partículas Magnéticas Dimensional 1, 2, 3 >> Luz Negra >> Líquidos penetrantes >>
• Medición del espesor de pared con ultrasonido
•Inspección dimensional
•OILTEK
• Inspección con Luz Negra
Categoría de Inspección • Categoría:
uno de los cinco niveles de inspección, los cuales están definidos por la severidad de la perforación. La categoría de inspección establece el programa de inspección que debe ser aplicado a la sarta.
Programas de Inspección Recomendados para Drill Pipe COMPONENTE
CATEGORÍA 1
Tool Joint
CATEGORÍA 2
CATEGORÍA 3
CATEGORÍA 4
CATEGORÍA 5
Inspección visual
Inspección visual
Inspección
Inspección
Inspección visual
visual
visual
Dimensional 1
Dimensional 2
Dimensional
Dimensional 2
Luz negra
1 Cuerpo Pipe
del
Drill
Inspección
Inspección
Inspección visual
visual
visual
Calibración OD
Calibración
Medición
del
Inspección visual
Calibración OD Medición
del
Inspección visual Calibración OD Medición por el
OD
espesor de pared
espesor de pared
método
Medición del
UT
UT
sónico
Electromagnética
Electromagnética
Slip/Upset,
1
1
espesor pared UT
de
MPI Slip/Upset
Ultra de
Electromagnética 2
MPI Slip/Upset
Fuente. Norma DS 1 Diseño e Inspección de la Sarta de Perforación, T H Hill Associates, Capitulo 2, p 17, Año 2004
Programas de Inspección Recomendados para el BHA COMPONENTE DC & HWDP
CATEGORÍA 1
CATEGORÍA 2
CATEGORÍA 3-5
Visual a
Visual a Conexiones
Conexiones
Luz negra a
Receso para el elevador
conexiones
Visual a conexiones Luz negra a conexiones
Receso para el
Dimensional 3
elevador
Receso para el elevador
HWDP
Visual al cuerpo
Visual al cuerpo
MPI Slip/Upset
Visual al cuerpo
Fuente. Norma DS 1 Diseño e Inspección de la Sarta de Perforación, T H Hill Associates, Capitulo 2, p 18, Año 2004
Frecuencia de Inspección Componente
Cat. 1
Cat 2-3
Cat 4-5
Drill Pipe
Según criterios de operadora
BHA
250-400 Hrs Rotacion
150-300 Hrs Rotación
120-250 Hrs Rotación
CONSERVACION DE LA INTEGRIDAD DE LA TUBERIA HARDBANDING
Hardbanding • • • • • • •
Que es, y cual es el objetivo de su aplicación En que herramientas se debe aplicar Sitios de aplicación Tipos (Ventajas y desventajas) Aplicación Inspección Problemas con su aplicación
Que es? • Hardbanding, es el método usado para aplicar una banda de metal duro resistente al desgaste en la tubería de perforación (DP, HWDP, DC). • El objetivo de su aplicación es incrementar la resistencia a la abrasión, al desgaste, a la fricción.
Sitios de aplicación • Drill Pipe
• Heavy Weigth Drill Pipe
• Drill Collar
Ventajas • Protección de la tubería contra el csg • Minimiza el desgaste en el Tool Joint • Indica cuando el metal base se comienza a desgastar (Benchmark) • Minimiza el fenómeno de Heatcheacking
Tipos de Hardband • Resistentes al desgaste del casing: Armacor, TCS 8000, Arnco. Se desgasta con mayor facilidad. • Carburo de tugsteno: Capas con partículas de carburo de tugsteno. Usada en herramientas que trabajan en hueco abierto. Minimiza el desgaste en las herramientas. Desgasta el csg.
Aplicación • En la aplicación de ambos tipos de HB, es necesario maquinarse una cajuela en la superficie que sirva de anclaje. • Flush: a nivel de la superficie del área aplicada +1/32”. • Proud: sobresaliente de la superficie del área. Mínimo 3/32”, máximo 5/32”.
EVIDENCIAS DE DAÑO EN TUBERIAS
•Daños por Marcas de Cuña
•Daño por Sobretorque
•Daño por Mal Manejo
•Daños por Corrosión
•Daños por Corrosión
•Daños por Corrosión
•Daños Por Mal Manejo
•H I L O S
RAS GAD O S
•H I L O S
FILUDOS
•Daños Por Mal Manejo
•H I L O S
M E LLAD O S
•M A R C A S D E
C U ÑAS
Racks de Tubería Los burros de tubería se recomienda que estén a nivel de la planchada de tubería.
•Sistema de Levantamiento •Página 1
Racks de Tubería Los burros de tubería se recomienda que estén a nivel de la planchada de tubería.
•Sistema de Levantamiento •Página 1
Racks de Tubería
Una manila utilizada para sujetar el soporte al final de un rack de tubería.
•Sistema de Levantamiento •Página 1
Racks de Tubería No se puede utilizar tubos galvanizados para detener la tubería en los racks de tubería.
•Sistema de Levantamiento •Página 1
Planchada de Tubería Planchada de tubería en mal estado.
•
Soldar un borde para evitar caída de Objetos
•Sistema de Levantamiento •Página 1
Planchada de Tubería Planchada de tubería desajustada.
•Sistema de Levantamiento •Página 1
RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E INSPECCIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN 1. Llevar el control de las revisiones hechas por inspección tubular con la finalidad de tener actualizada las condiciones de la sarta de perforación. 2. Aplicar el apriete óptimo durante su introducción para evitar deformaciones en caja y piñón. 3. Los instrumentos de medida de apriete, se deben revisar y calibrar periódicamente. 4. Verificar las condiciones de la tubería de perforación nueva y usada de acuerdo a la codificación API. 5. Verificar las condiciones de las cuñas y buje maestro. Es recomendable una prueba de las cuñas cada tres meses o de acuerdo a las condiciones observadas.
