6. RP Insp.Y Clas. 7G-2 (1)

Practica Recomendada para laInspeccion y Clasificacion

de los Elementosdel Conjunto de Perforacion

Usados

ANSI/API Practica Recomendada 7G-2Primera Edicion, AGOSTO 2009

ISO 10407-2: 2008 (Identico), Industrias de Petroleo y Gas Natural-Equipo de Perforacion Rotario - Parte 2:Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados

Secciones relevantes para la Inspeccion de Tuberia de Perforacion Usada.

Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407*2

CONTENIDO:

Introduction1. ALCANCE

2. Referencias normativas

3. Terminos y definiciones

4. Simbolos y terminos abreviados

5. Conformidad5.1 Bases para la inspeccion5.2 Repetibilidad de los resultados5.3 Information para la orden

6. Aseguramiento de Calidad6.1 En general6.2 Procedimientos de estandarizacion y operation6.3 Description del equipo6.4 Calificacion del Personal6.5 Datos de Prueba dinamicos demostrando la capacidad del sistema para detectar los

indicadores de referenda.6.6 Reportes

7. Calificacion del personal de inspeccion7.1 En general7.2 Procedimiento escrito7.3 Responsabilidad y requisitos de Calificacion7.4 Programas de entrenamiento7.5 Exam en es7.G Experiencia7.7 Re-calif icacion7.8 Documentation7.9 Certification del personal en ensayos no-destructivos (NDT)

8. Procedimientos de Inspeccion Generales8.1 En Genera!8.2 Requerimientos sobre el sito de trabajo proveido por el dueho/operador para una inspeccion

de calidad.8.3 Documentos en el sitio de trabajo8.4 Procedimientos pre-inspeccion8.5 Marcaje de clasiftcacion para juntas (tool Joint) y tubo de perforation (drill pipe)8.6 Procedimientos pos-inspeccion

9. Requerimientos generates de metodos de inspection no-destructivos9.1 En general9.2 Equipo9.3 lluminacion9.4 Equipo de inspeccion con particulas magneticasP. 5 Ultrasdnicoi-.ij Unlciades de insr ..ccion eieslr

1 0. Inspeccion y Clasificacion de ios elementos del conjunto de perforation10.1 Cuerpo del tubo - Inspeccion visual en la longitud total.10.2 Cuerpo del tubo de perforation - Calibrado del diametro externo (OD gauge)10.3 Cuerpo del tubo - Medicion ultrasonica del espesor de pared10.4 Cuerpo del tubo - Inspeccion electromagnetica en su longitud total (EMI)10.5 Cuerpo del tubo - Inspeccion ultrasonica transversal y espesor de pared en su longitud total10.6 Cuerpo del tubo - Inspeccion ultrasonica longitudinal, transversal y espesor de pared en su

Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Con junto de Perforation Usados.

longitud total10.7 Cuerpo del tubo de perforacion - Inspeccion externa con particulas magneticas del area

critica10.8 Cuerpo del tubo de perforacion - Inspeccion externa con particulas magneticas bidireccional

del area critica.10.9 Cuerpo del tubo - Inspeccion por perdida de espesor en su longitud total.10.10 Cuerpo del tubo - Inspeccion ultrasonica del area critica10.11 Cuerpo del tubo - Calculo del area de seccion transversal10.12 Cuerpo del tubo - Revision de documentacion (trazabilidad)10.13 Cuerpo del tubo - Evaluacion y Clasificacion10.14 Juntas (tool joints)10.15 Juntas (tool joints) - Verification de ensanchamiento de caja y estiramiento de pin10.16 Reparacion de juntas (tool joints) rechazadas10.17 Juntas - Chequeo del diametro externo de la caja y pin de la junta y de desgaste excentrico10.18 Juntas - Medir diametro externo de la caja y pin de la junta y chequeo de desgaste excentrico10.19 Juntas - Chequeo del espacio de tenazas (Naves) en la caja y pin de las juntas10.20 Juntas - Medicion del espacio de Haves (tenazas) en la caja y pin de las juntas10.21 Juntas - Inspeccion con particulas magneticas de las roscas del pin10.22 Juntas - Inspeccion con particulas magneticas de las roscas de la caja10.23 Juntas-Medicion del diametro interno del pin en las juntas10.24 Inspeccion con particulas magneticas del diametro externo (OD) de la conexion por grietas de

sobrecalentamiento (heat-check)10.25 Inspeccion con particulas magneticas humedas bidireccional del diametro externo de la

conexion por grietas de sobrecalentamiento (heat-check)10.26 Juntas - Medir la prof undidad del a bo car dado, longitud de la base del pin y ancho del sello de

la junta.10.27 Conexion de BHA- Inspeccion visual de los biseles, sellos, roscas y aliviadores de esfuerzo.10.28 BHA- Medir diametro externo de la caja, diametro interno del pin, diametro del abocardado, y

location de la ma re a de referencia en caso de estar presente.10.29 BHA - Chequeo de diametro de bisel10.30 BHA - Medir diametro de bisel10.31 BHA - Inspeccion con particulas magneticas de las roscas de pin y caja10.32 Conexion de BHA- Inspeccion con liquidos penetrantes de las roscas del pin y caja10.33 BHA - Medicion dimensional de atributos del aliviador de esfuerzo10.34 Medicion de la longitud del abocardado, del pin y det cuello del pin10.35 Drill Collar (tubos lastrabarrenas) - Inspeccion visual de la longitud total (externa e interna),

marcajes, longitud de cuello de pesca y longitud del espacio de Haves10.36 Inspeccion con particulas magneticas de la ranura de elevador y receso de curias en drill

collars (tubos lastrabarrenas)10.37 Medicion del receso de curias y ranura de elevador de drill collars (tubos lastrabarrenas)10.38 Substitutes (Subs) Inspeccion visual de la longitud total (externa e interna), longitud de cuello

de pesca, radios en cam bios de seccion y marcajes.10.39 Medicion del receso de asiento de valvulas10.40 Inspeccion con particulas magneticas de substitutes - Longitud total, interna y externa10.41 HWDP - Inspeccion visual de la longitud total (externa e interna), marcajes y longitud del

espacio de Naves10.42 Inspeccion visual y reporte del padrdn desgaste del Kelly (vastago de perforacion)10.43 Evaluacion con particulas magneticas de las areas criticas del kelly10.44 Evaluacion con particulas magneticas, longitud total, de la seccion propulsora del kelly10.45 Estabilizador - (inspeccion visual en la longitud total, externa e interna), longitud del cuello

de pesca, condition de las aletas, calibre de aro y marcaje.10.46 Inspeccion con particulas magneticas de la base de las aletas del estabilizador por grietas10.47 Prueba de funcionamiento10.48 Inspeccion con particulas magneticas humedas, bi-direccional, de la base de la aleta del

estabilizador por grietas10.49 Inspeccion visual de martillos [jars] (perforando y pescando), aceleradores y substitutes de

amortiguacion10.50 Revision de mantenimiento10.51 Medicion dimensional de areas de desgaste segun lo especifique el Fabricante Original del

Equipo10.52 Ensayos designados por el fabricante original del equipo para equipo usado10.53 MWULWD - Inspeccion visual en longitud total, externa e interna, marcajes, incluyendo

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inspeccion visual de bandas duras y recubrimientos en equipo MWL/LWD10.54 Motores y Turbinas - Inspeccion visual en longitud total, extern a e interna, marcajes,

incluyendo inspeccion visual de bandas duras y recubrimientos10.55 Escariadores (reamers), Raspadores (scrapers), y abridores de pozo (hole openers) -

Inspeccion visual en longitud total, externa e interna, marcajes, incluyendo inspeccion visualde bandas duras y recubrimientos

10.56 Ensambles direccionales rotatories - Inspeccion visual en longitud total, externa e interna,marcajes, incluyendo inspeccion visual de bandas duras

10.57 Pase de mandril (drift) en la longitud total10.58 Inspeccion de equipo patentado (propietario)10.59 Inspeccion de bandas duras (hardbanding)10.60 Inspeccion transversal con particulas magneticas de la superf icie externa (OD) de la junta y

de la superficie interna (ID) debajo de las roscas del pin.10.61 Cuerpo de la tuberia de perforacion - Inspeccion interna con particulas magneticas del area

critica10.62 Cuerpo de la tuberia de perforacion - Inspeccion interna con particulas magneticas,

bidireccional, del area critica10.63 Inspeccion de roscas en conexiones API con recalque externo (redondas)

Anexo A (normative) Requisites del fabricante original del equipo

Anexo B (normativo) Inspecciones requeridas y adicionales por producto y clase de servicio

Anexo C (normativo) Unidades en Sistema Internacional (SI)

Anexo D (informative) Unidades Acostumbradas en Estados Unidos (USC)

Anexo E (informative) Guias sobre nivel de Inspeccion

Anexo F (informative) Inspeccion de conexiones patentadas (de propietario) para el conjunto deperforacion

Anexo G (informattv :; Inspeccion de roscas en conexlonea patentadas (de propietario) para tuberia dc?maniobras us ad a

Bibliografia

Practica Recomendada para la Inspeccion y Ctasificacidn de Elementos del Conjunto de Perforaci6n Usados.

Introduccion

Los usuarios de este Estandar Intemacional deberian estarsobre aviso que requisites adicionaleso diferentes puedan ser necesarios para aplicaciones individuales. Este Estandar Intemacional notiene la intencion de prohibir a un vendedor o aun comprador de aceptar, equipo aiterno osoluciones de ingenieria para la aplicacion individual. Esto puede ser especialmente aplicativodonde haya tecnologia en desarrollo o de innovation. Cuando se ofrezca una altemativa, elvendedor deberta identificar cualquier variacion con este estandar y proveer los detalles.

Este Estandar Intemacional debe entrar en efecto en la fecha impresa en la portada pero puedeutilizarse en forma voluntaria desde la fecha de distribution. Este Estandar Intemacional incluyeprovisiones de varias naturalezas.

Estas son identificadas mediante ei uso de ciertas formas verbales:

DEBE (shall) se utiliza para indicarque una provision es OBLIGATORIA,

DEBERJA (should) se utiliza para indicar que una provision no es obligatoria, peroRECOMENDADA como una buena practica,

PODRIA (may) se utiliza para indicar que una provision es OPCIONAL,

PUEDE (can) se utiliza para indicar una POSIBILIDAD


1. ALCANCE.

Estapartede ISO 10407 especifica la inspeccion requerida para cada nivel de inspeccion (TablasB.1 hasta B.15) y procedimientos para la inspeccion y pruebas de elementos del conjunto deperforacion usados. Como proposito de esta parte de ISO 10407, los elementos del conjunto deperforacion inciuyen el cuerpo de la tuberia de perforacion, las juntas, las conexiones rotarias conhombro, tubos "drill collars" (lastrabarrenas), Tuberia de Perforacion Pesada (HWDP), y losextremos de elementos del conjunto de perforacion que se unen a ellos. Esta parte de ISO 10407ha sido preparada para mencionar las practices y tecnologias comunmente utilizadas en lainspeccion.

Las practices establecidas dentro de esta parte de ISO 10407 tienen la intencion de darlineamientos de inspeccion y/o pruebas y no es la intencion de que se interpreten como queprohiban a la agencia o dueno de utilizar juicio personal, suplementando la inspeccion con otrastecnicas, extender tecnicas existentes o la reinspeccion de ciertos tubos.

Esta parte de ISO 10407 especifica la calificacion del personal de inspeccion, una descripcion delos metodos de inspeccion y procedimientos para la estandarizacion y calibration de aparatos paravaries metodos de inspeccion. Se incluye la evaluation de imperfecctones y el marcaje de loselementos del conjunto de perforacion inspeccionados.

Esta parte de ISO 10407 provee los requisites del fabricante original del equipo respecto a lainformation minima necesaria para la inspeccion de sus herramientas especializadas en el AnexoA.

2. REFERENCIAS NORMATIVAS

Los siguientes documentos de referenda son indispensables para la aplicacion de este documento.Para las referencias con fecha, aplica solo la ec: :on citada. Para referencias sirs [echa, ^plica laadicion mas reciente del documento referenciado (incluyendo amendas).

ISO 10424-1,Industrias del Petroleo y Gas Natural - Equipo de Perforacion Rotario - Parte 1: Elementosdel conjunto de perforacioi.

ISO 11961.Industrias de! Petroleo y Gas Natural - Tuberia de Perforacion de Acero

API RP 7A1Pruebas al Compuesto (grasa) para Roscas en Conexiones Rotarias con Hombro.

Practica Recomendada para fa Inspeccidn y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.

3. Terminos y definiciones

Para propositos de este documento, aplican los siguientes terminos y definiciones.

3.1 Agenda: La entidad contratada para inspeccionar los elementos del conjunto deperforacion usados utilizando los metodos y criterios especificados.

3.2 A-Scan (Escala Tipo-A): Un desplegado de un instrumento ultrasonico donde la distanciase represents en el eje horizontal y la amplitud de la serial en el eje vertical.

3.3 Relacion de resistencia al doblez (BSR): La relacion del modulo seccional de la caja enla ultima rosca de enganche con la del pin tambien en la ultima rosca de enganche.

3.4 Dia metro de bisel: Diametro externo de la cara de contacto de una conexion rotaria conhombro.

3.5 Sustituto de barrena (bit sub): Un sustituto, generalmente con dos conexiones caja, quese utiliza para conectar la barrena con el conjunto de perforacion.

3.6 Sustituto de cuello de botetla: Un sustituto con dos diametros externos distintos.

3.7 Extreme caja (box end): El extremo del tubo con roscas iinternas.

3.8 Roscas de la caja: Roscas internas (hembras) de la conexion rotaria con hombro.

3.9 Clase 2: Segunda en la jerarqufa de la Clasificacion de servicio para tuberia de perforacionusada que no cumple con los requisites para la clase "Premium".

3.10 Clase 3: Tercera en la jerarquia de la Clasificacion de servicio para tuberia de perforacionusada que no cumple con los requisites para la clase 2.

3.11 Calibracion: El ajuste de instrumental a una referenda basica conocida trazable confrecuencia a la oficina nacional de estandares.

Nota: Tipicamente la calibracion se documenta en un libra de registros y mediante unaetiqueta aplicada sobre el instrumento.

3.12 Chequeo; Una determinacion como pasa/no pasa de que las dimensiones estan dentro detolerancias.

3.13 Corrosion: Alteracion y degradation del material debido al ambiente.

3.14 Area Critica: Area desde la base del hombro de desvanecimiento de la junta a un pianolocalizado a 660 mm (26.0 pulgadas) de distancia, o el final de las marcas de cunas, cualquiera delas distancias que sea mayor.

Ver Figura 4:

Nota: Cuando se aplique a! area de tubing de maniobras, es desde el extremo del tubo a un pianolocalizado a 508 mm (20 pulgadas) de retirado, o el final de las marcas de cunas, cualquiera de lasdistancias que sea mayor.

3.15 Cortada: Incision sin remocion de metal causada por un objeto filoso.

3.16 Abolladura (dent): Cambio local en el contomo superficial causado por impacto mecanico,

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pero sin iracompanado de perdida de metal.

3.17 Mandril (drift): Un calibre cilindrico utilizado para chequearel diametro interno minimo.

3.18 Tubo Lastrabarrena (drill collar): Un Tubo de Espesor Grueso disehado para proveerrigidez y concentration de peso en la barrena de perforation.

3.19 Tubo de perforacion (drill pipe): Cuerpo de tuberia de perforation con juntas soldadas.

Ver Figura 1 .

3.20 Cuerpo del tubo de perforation: Tubo de acero sin costura con extremes recalcados.

3. 21 Conjunto de perforacion: Todos los miembros entre el eslabon giratorio (swivel) y labarrena; incluye la sarta de perforacion.

3.22 Sarta de perforacion: Varias secciones o piezas de tuberia de perforacion con las juntasque estan unidas.

3.23 Falla: Desempeno impropio de un dispositive o equipo que previene la conclusion de sufuncion de diseno.

3.24 Fatiga: El proceso progresivo de cambio estructural permanente localizado que ocurre enun material sujeto a condiciones que producen esfuerzos y deformaciones fluctuates en algunpunto o puntos y que pueden culminar en grietas o fractura completa despues de un numerosuficiente de fluctuaciones.

3.25 Falla por fatiga: Una falla que se origina como resultado de esfuerzos repetitivos ofluctuantes que tienen valores menores que la resistencia a la tension del material.

3.26 Grieta de fatiga: Grieta resultante de la fatiga. Vea fatiga.

3.27 Corriente Alterna de Onda Completa Filtrada (FWAC): Corriente de onda completarectificada pasandola a traves de un capacitor u otro dispositive electrico para remover lasfluctuaciones asociadas con la corriente alterna.

3.28 Cueilo de Pesca: Region con diametro reducido en o cerca del extremo superior de unmiembro del conjunto de perforacion que puede ser agarrado por herramientas de pesca.

3.29 Rosca con profundidad completa: Rosca para la cual la raiz de la rosca queda sobre elcono menor de una rosca externa o sobre el cono mayor de una rosca interna.

3.30 Desgarre (gall): Daho superficial en las roscas y sellos causado porfricci6n localizada.

3.31 Arrancadura (gouge): Cavidades o surcos alargados causados por la remocion mecanicade metal.

3.32 EF'r.TfJada (prind): Art-a donc!e s? ha removid? metal con ruedas abraxas on ^; srocesoda 'jvalua /-o.- o reparation de irc-p

3.33 Bandas de Metal Duro (hardbanding or hardfacing): Material de sacrificio o resistente aldesgaste aplicado sobre la superficie de un componente para prevenirsu desgaste.

3.34 Grieta de sobrecalentamiento (heat checking): Formation de grietas superficialesformadas por el calentamiento y enfriamiento rapido del componente.

3.35 Tuberia de Perforacion Pesada(HWDP): Tuberia con espesorgruesoutilizada en tazona

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de transicion para minimizarfatiga y como peso a la barrena en pozos direccionales.

3.36 Inspeccion: Proceso de medicion, examination, pruebas, calibration oen otras palabras lacomparacion del producto con los requisites que aplican.

3.37 Martillo (jar): Dispositive mecanico o hidraulico utilizado en el conjunto de perforacion paratransmitir cargas de impacto a otro componente del conjunto, especialmente cuando elcomponente se ha atascado.

3.38 Vastgo (Kelly): Tubo de acero en forma hexagonal o cuadrada que conecta el eslabongiratorio (swivel) a la sarta de perforacion.

Nota: El kelly se mueve a traves de la mesa rotatoria y transmite torsion al conjunto de perforacion.

3.39 Nombre o marbete (label): La designation adimensional para el tamano del cuerpo deltubo, masa del cuerpo del tubo por unidad de longitud o el tamano y estilo de una conexion rotariacon hombro.

3.40 Ultima rosca de acople: La ultima rasca del pin que engancha a la caja o de la caja queengancha al pin.

3.41 Paso (lead): Distancia paralela al eje de las roscas desde un punto sobre una rosca alpunto correspondiente mas proximo de la siguiente rosca, ex., el desplazamiento axial de un puntosiguiendo la helice de una vuelta alrededor del eje de roscas.

3. 42 Valvula inferior del "Kelly": Esencialmente una valvula de apertura compteta instaladainmediatamente debajo del kelly, con diametro externo igual al de la junta.

Nota: La valvula puede cerrarse para quitarel kelly cuando hay presion y puede bajarse al pozodurante las operaciones de intervention en pozos vivos.

3.43 Hombro de acoplamiento (make up shoulder): El hombro de sellado en un conexionrotatoria con hombro.

3.44 Medida: La determination del valor dimensional y su registro en la hoja de trabajo.

3.45 Ranura para Informacion (mill slot): Area plana maquinada en la superficie extema de lajunta donde se estampa el grado, el codigo de peso y opcional el numero de serie.

3.46 Dueno: Compafiia o persona que especifica el tipo de inspeccion o pruebas a conducirse yquien tiene la autoridad para ordenar su ejecucion.

3.47 Cinta-Pi (pi-tape)): Cinta de acero flexible que, cuando se enrolla alrededor de lacircunferencia de un cilindro, indica el diametro externo promedio.

3.48 Base del pin: El area no roscada en el extreme mayor de una conexion pin adyacente alhombro.

3.49 Extreme pin: El extreme del tubo con roscas externas.

3.50 Cuerpo del tubo: Tuberfa de acero sin costura excluyendo recalques y areas afectadas porel recalque.

Ver la Figura 1.

3.51 Picadura (pit): Una depresion resultante de corrosion o remocion de material extrano


rodado sobre la superficie durante la fabrication.

3.52 Tiro o paso (pitch): La distancia axial entre roscas sucesivas.

Nota: En una sola rosca de empiece, tiro es equivalente a paso.

3.53 Clase Premium: La mayor en la jerarquia de clasificaciones de servicio para tuberia deperforacion usada, mejor que las clases 2 y 3.

3.54 Programa de calidad: Sistema documentado establecido para el aseguramiento de lacalidad.

3.55 Conexion Rotaria con Hombro: Conexion utilizada en los elementos del conjunto deperforacion que tiene roscas conicas, gruesas, y hombros de sellado..

3.56 Tuberia sin costura: Producto tubular de acero hecho sin costura soldada.

3.57 Area de Cunas: La parte del cuerpo del tubo donde hay evidencia visible donde las curiashan sido colocadas repetidamente en numerosas ocasiones sobre !a misma area.

Ver figura 4Nota: En el extreme superior, se localiza tipicamente a aproximadamente 560 mm (22 pulgadas) del hombro elevador delbox, y se extiende desde ese punto aproximadamente 660 mm {26 pulgadas) hacia el pin. Se puede localizar encualquier lugar dependiendo del diseno del taladro y posicionamiento del equipo de manejo. No incluye la colocacionocasional de las cunas en otras areas como resultado de operaciones de pesca, prueba del conjunto de perforacion oaplicacion.es similares.

3.58 Estabilizador: Miembro del ensamble del conjunto de perforacion utilizado para centralizaro controlar la direction del conjunto de fondo de pozo.

3.59 Substituto Parejo: Substitute que no tiene cambios en el diametro externo..

3.60 Estandarizacidn: Ajuste de instruments antes de usarlos referente a un valor dereferenda arbitrario.

3.61 Substitute: Pedazo corto roscado de tubo utilizado para conectar partes para el ensamblede perforacion por varias razones, tales como cruzamiento a una conexion diferente, o para ahorrardesgaste y deterioro sobre elementos mas costosos.

3.62 Forma de Rosca: El perfil de la rosca en un piano axial sobre la longitud de un paso.

3.63 Tolerancia: Cantidad de variation permitida.

3.64 Valvula Superior del Kelly: Una vaivula inmediatamente encima del ketly que puedecerrarse para confinar la presion dentro de la sarta de perforacion.

3.65 Recalcado: Extreme forjado de un tubo de perforacion utilizado para aumentarel espesor.

3.66 Usuario: Compama o persona que emplsa el equipo.

3.67 Codice de Peso: Codigo numerico unico para cada diarretro externo de tuberia deperforacion, normalmente estampado en ia base del pin o en la ranura externa del pin, que proveeinformation de espesor de pared del cuerpo del tubo por unidad de longitud..

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Practica Recomendada para la Inspeccion y Ctasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.

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Clave:1. Tuberia de Perforacion2. Caja (box) de la junta3. Cuerpo del tubo de perforacion

4. Pin de la Junta5. Cuerpo del Tubo6. Soldadura

Figura 1. Nomenclatura de la Tuberia de Perforacion

Clave

1. ultima rosca de enganche - pin

2. ultima rosca de enganche - caja

3. diametro de bisel, DF

4. Seilo

Figura 2. Ultimas Roscas de Engancne

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4. Simbolos y terminos abreviados

4.1 Simbolos

ACS area de seccion transversalD diametro externoDcb diametro de abocardado (counterbore)DF diametro de biselDFR diametro del receso de valvulaDL diametro de la base del pinDiTorq diametro de abocardado de torque bajoDRG diametro del aliviador de esfuerzoDt] diametro externo de junta (tool Joint)d,j diametro intemo de junta (toot joint)le profundidad de la ranura de elevadorls profundidad de la ranura de cunasLBC longitud de la conexion cajaLbr longitud del recesoLBT longitud desde el hombro al flanco de no presion sobre la ultima rosca de profundidad

completa de !a caja.Lc longitud minima de roscas con cresta completaLCyi longitud desde la ultima marca al comienzo de la seccion conica del "boreback".Leg longitud de la ranura para elevadorLfn longitud del cuello de pescaLpc longitud de rosca de pinLpb longitud de la base del pinLqc longitud del abocardado (counterbore)LR longitud del receso de valvulaLRG longitud de la ranura aliviadora de esfuerzoLsg longitud de la ranura para cunasLTpf longitud de ia seccion conica del "boreback"U longitud desde el hombro a la ultima marca de rosca en el cilindro del borebackQc diametro de abocardado (counterbore)rEG radio de la ranura de elevadorrSG radio de la ranura de curiasSw anchura de hombrot espesor de pared promedio

4.2 Terminos abreviados

AC corriente alternadB decibelesBHA Ensamble de fondo de pozoBSR relacion de resistencia la flexionDC corriente directaEBW anchura efectiva del hazEM! insDe:.'cion electromavVsei'caEUE extremes con recalqu-..; externoFF cara completaFLUT inspeccion transversal uitrasonica de longitud totalFSH altura total de pantallaFWAC corriente alterna rectificada de onda completaHWAC corriente alterna rectificada de media ondaHWDP tuberia de perforation pesadaID diametro interneLT torque bajo

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Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.

LWD recavando data mientras se perforaMT Inspeccion con particulas magneticasMWD medicion mientras se perforaNDT ensayo no-destructivoNl ampere-vueltasOBM lodo en base aceiteOD diametro externoOEM fabricante original de equipoPD densidad de pulsoPT inspeccion con liquidos penetrantesS/N relacion serial a ruidoSOBM lodo en base aceite sinteticoSRG ranura aliviadora de esfuerzoSWBM lodo en base agua sinteticoTJ junta (tool Joint)TPR conicidadUDP tuberia de perforacion usadaUT inspeccion ultrasonicsWBM lobo en base agua

micro-watts

5. Conformidad

5.1 Bases para la inspeccion

5.1.1 General

Esta partede ISO 10407 contiene practicas para usaren la inspeccion, evaluacion y clasificacionde elementos usados del conjunto de perforacion. Guias para asistir al usuario en la determinaciondel nivel de inspeccion apropiado se dan en el Anexo "E".

Las inspecciones para cada nivel de inspeccion se muestran en el Anexo "B"; estas practicas sepueden colocar en uno de los siguientes niveles;

a) Las inspecciones mostradas bajo inspeccion estandar que se especifica como obligatoriaspara la clasificacion constituyen los requisites de inspeccion minimos para la clasificacionde los elementos del conjunto de perforacion.

b) Las inspecciones que se especifica como obligatorias para la clasificacion cuando seespecifica una inspeccion para servicio moderado constituyen los requisites de inspeccionminimos para la clasificacion de los elementos del conjunto de perforacion de acuerdo a losrequisites de inspeccion para servicio moderado.

c) Las inspecciones que se especifica como obligatorias para la clasificacion cuando seespecifica una inspeccion para servicio critico constituyen los requisites de inspeccionminimos para la clasificacicn de los elementos del conjunto de perforacion de acuerdo a losrequisites de inspeccion para servicio critico.

d) Las inspecciones que no se especifican como obligatorias se pueden especificar en base alas condiciones de perforacion.

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Practice Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2

5.1.2 Tablas de Inspeccion requerida en Anexo "B"Las Tablas en el Anexo "B" listan las inspecciones requeridas para cada uno de los niveles deinspeccion dados arriba. La siguiente es una lista de los elementos del conjunto de perforacioncubiertos en las Tablas del Anexo "B".

La Tabla B.lidentifica las inspecciones disponibles y especifica que inspecciones son requeridaspara cada nivel de inspeccion para el cuerpo de tuberia de perforacion usada, asi como losservicios adicionaies disponibles.

La Tabla B.2 identifica las inspecciones disponibles y especifica que inspecciones son requeridaspara cada nivel de inspeccion para juntas (tool joints) usadas, asi como los servicios adicionaiesdisponibles.

La Tabla B.3 identifica las inspecciones disponibles y especifica que inspecciones son requeridaspara cada nivel de inspeccion para conexiones utilizadas en equipo de fondo de pozo, asi como losservicios adicionaies disponibles.

Las Tablas B.4 a B. 14 identifican las inspecciones disponibles y especifican que inspecciones sonrequeridas para cada nivel de inspeccion para elementos del conjunto de perforacion de fondo depozo otro que no sea la inspeccion de conexion, asi como los servicios adicionaies disponibles.

La Tabla B. 15 identifica las inspecciones disponibles y especifica que inspecciones son requeridaspara cada nivel de inspeccion para sartas de "tubing" de maniobras usadas.

5.2 Repetibilidad de los resultados

La inspeccion no-destructiva y los procesos de medicion producen inherentemente algunavariabilidad de resultados.

Algunos de los factores atribuibles a esta variabilidad son como siguen:

a) opciones permisibles en la seleccion de practices para utilizar en la inspeccion de atributosespecificos;

b) opciones permisibles en la seleccion de estandares de referenda:

c) variaciones en los disenos mecanico y electronico usados por cada fabricante de equipo desistemas de inspeccion no-destructiva;

d) falta de repetibilidad exacts dentro de la capacidad de desempeno del sentamiento de unsolo sistema de inspeccion no-destructiva.

5.3 Informacion en la orden

Al especificar la aplicacion de esta parte de ISO 10407 a una orden para la inspeccion deelementos del conjunto de perforacion usados, el dueno del equipo deberia especificar la siguienteinformacion en la orden para cada tipo y tamano de elemento:

a) inspeccion o inspecciones que se van a aplicar;

b) estandar de referenda, si aplica;

c) criterio de aceptacion;

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Practice Recomendada para ta inspeccion y Clasificacton de Elementos del Con junto de Perforation Usados.

d) instrucciones para el marcaje.

6 Aseguramiento de calidad

6.1 General

La agenda que efectua inspeccion de campo debe implementar y mantener un programa decalidad. El programa de gestion de calidad de la agencia debe ser documentado y debe incluirprocedimientos escritos para todas las inspecciones efectuadas, asi como todos losprocedimientos, caracteristicas de control y documentacion.

El programa de calidad de la agencia debe incluir la calibracion del equipo. Debe incluir lafrecuencia, rango, exactitud y procedimiento de calibracion, caracteristicas de control ydocumentacion.

El programa de calidad de la agencia debe incluir registros que verifiquen la capacidad del sistemade inspeccion para la deteccion de los indicadores de referenda requeridos. La verificacion de lacapacidad del sistema de inspeccion debe efectuarse de acuerdo con 6.2 hasta 6.6.

6.2 Procedimientos de estandarizacion y de operacion

Los procedimientos de estandarizacion varian con los diferentes tipos de equipo. Como minimo, e!procedimiento escrito deberfa incluir la respuesta minima del indicador de referenda y el limitepermitido para la relacion de senal-a-ruido. Los procedimientos de operacion escritos deberianproveer los pasos requeridos, sentamientos de control y limites de parametros, tales como el usode circuitos electronicos especiales, uso de ensambles detectores especiales y rango develocidades que se estan usando. Los procedimientos deben estar vigentes para asegurar que elequipo y materiales utilizados para el ensayo y pruebas sean usados dentro de los limites dehumedad y temperatura establecidos por el fabricante.

6.3 Descripcion del equipo

El equipo utilizado para conducir la inspeccion deberfa estar descrito en suficiente detalle parademostrar que llena los requisites.

6.4 Calificacion de personal

El programa de inspeccion de la agencia debe incluir provisiones para la educacion, entrenamientoy calificacion del personal que realiza las inspecciones de acuerdo con esta parte de ISO 10407.

La documentacion de la calificacion del personal de inspeccion debe cumplir los requisites de laClausula 7.

6.5 Datos de prueba dinamicos demostrando las capacidades del sistema para detectarlos indicadores de referenda.

Hay muchos metodos de verificar la capacidad del sistema, tales como los dos descritos en a) y b)en seguida.

a) La capacidad del sistema de inspeccion puede ser establecida mediante tecnicasestadisticas para la valoracion del funcionamiento de la inspeccion. Mediante elestablecimiento de parametros de sentamiento y amplitud de respuesta de las fallas dereferenda aplicables, se establece una base de datos para determinar la distribucion de las

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amplitudes de respuesta. Estos datos serian por tanto la base para el establecimiento de lacapacidad del sistema de inspeccion.

b) La capacidad de inspeccion del sistema tambien se puede demostrar para cada orden deinspeccion mediante el uso de un estandar de referenda con los indicadores de referendarequeridos. Despues que ei sistema haya sido estandarizado de acuerdo conprocedimientos escritos, el estandar de prueba se inspecciona en un numero de posicionespara establecer la confiabilidad en todos los cuadrantes.

6.6 Reportes

Los reportes deben incluir todos los sentamientos del sistema, forma de archive de sefiales,trazabilidad de la calibration, procedimientos de estandarizacion y sentamiento, y un diagrama delestandar de prueba.

7 Calificacion del personal de inspeccion

7.1 General

La Clausula 7 establece los requisites minimos para !a calificacion y certification (donde aplique)del personal que realiza inspeccion de campo en elementos del conjunto de perforacion usados.

7.2 Procedimiento escrito

Las agendas que realizan la inspeccion de elementos del conjunto de perforacion usado deacuerdo con esta parte de ISO 10407 deben tener un procedimiento escrito para la education,entrenamiento, experiencia y calificacion de personal.

El procedimiento escrito debe establecer lo siguiente:

a) las obligaciones y responsabilidades administrativas para la ejecucion de! procedimientoescrito.

b) requisites de calificacion del personal;

c) documentation requerida para vehficar todas las calificaciones.

7.3 Responsabilidad y requisites de calificacion

Los requisites de calificacion y la caiificacion del personal de inspeccion debe ser laresponsabilidad de la agencia.

Los requisites para cada calificacion aplicable deben incluir lo siguiente como minimo:

a) entrenamiento y experiencia conmensurable con el nivel de calificacion del inspector;b) e :amenes escritos y practices con grades aceptables;c) examen de vision;d) conocimiento deesta parte de ISO 10407 y las secciones re'e.cionadas de '3$ estandares

de la industria que aplican.

7.4 Programas de entrenamiento

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Practice Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Con junto de Perforacion Usados.

Todo personal calificado debe haber completado un programa de entrenamiento documentadodisenado para ese nivel de calificacion. El entrenamiento puede ser dado por la agenda o por unagente externo.

El programa debe incluir lo siguiente:

a) principles de cada metodo de inspeccion aplicable;b) procedimientos para cada metodo de inspeccion aplicable, inciuyendo la estandarizacion y

operacion del equipo de inspeccion;c) secciones relevantes de los estandares de la industria que apliquen.

7.5 Examenes

Los examenes pueden ser dados por la agenda o por un agente externo.

Todo personal de inspeccion debe haber pasado con exito los siguientes examenes:

a) examenes escritos que incluyan los principios especificos y generales del metodo deinspeccion que aplica, los procedimientos de inspeccion y los estandares aplicables de ISO,APIoASTM.

b) examen de operacion o manejo que debe incluir el ensamble del aparato, estandarizacion,tecnicas de inspeccion, procedimientos de operacion, interpretation de resultados para losniveles apropiados y la preparation de los reportes relacionados;

c) examen visual anual para verificar la habilidad de leer letras J-2 en una tarjeta de pruebatipo "Jaeger" (natural o corregida) a una distancia de 305 mm a 381 mm (12 a 15 pulgadas);tambien se aceptan examenes equivalentes tales como la habilidad de percibir la escalanumero 8 de Titmus, una fraction Snellen 20/25 (0,8), o examenes visuales con aparatosopticos administrados por un practicante medico calificado.

7.6 Experiencia

Todos los candidates para la calificacion deben tenerla experiencia requerida por el procedimientoescrito.

7.7 Re-calificacion

Los requisites de re-calificacion deben estar definidos en el procedimiento escrito.

La re-calificacion es requerida cuando menos cada cinco anos para todo el personal.

La recalificacion de personal es requerida si un individuo no ha realizado funciones definidas dentrodel os 12 meses previos o si un individuo cambia de compania.

Como requisites minimos para la recalificacion, todo el personal debe:

a) lograr un grado aceptable en un examen escrito que toma en cuenta los procedimientos deinspeccion corrientes aplicabies y los estandares de la industria que aplican, y

b) proveer evidencia de un desempeho tecnico satisfactorio continue.

7.8 Documentacion

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Practice Recomcndada API RP 7G-2 / ISO 10407-2

La retention y documentation de registros debe ser requerida para todos los programas decalifi cation.

El requisite minimo es la retention de los documentos siguientes:

a) registros de todo el personal calificado mostrando experiencia y acabamiento de losprogramas de entrenamiento;

b) resultados de examenes, los cuales deben ser mantenidos por !a agenda y hacerlosdisponibles para su revision cuando se pidan;

c) registros de cada individuo calificado, el cual debe ser retenido por un ano como minimodespues de la fecha de revocation de la calificacion.

Todas las calificaciones y documentos relacionados deben ser aprobados por personal autorizadopor la agencia.

7.9 Certificacion de personal en Ensayos No-Destructivos (NOT)

La agencia debe desarrollar un programa para la certification en ensayos no destructives (NOT).Comoguia, se puede utilizarel documento de ISO 11484.

Nota: Para propositos de esta recomendacion, ASNT SNT TC-1A es equivalente a ISO 11484.

La administration del programa de certification de personal en ensayos no-destructivos debe serresponsabilidad de la agencia.

8 Procedimientos de inspeccion generates

8.1 En genera!

La Clausula 8 cubre los procedimientos generates aplicables a todos los metodos de inspeccioncontenidos en esta parte de ISO 10407.

8.2 Requerimientos sobre el sitio de trabajo para el dueho/operador para una inspeccionde calidad

El dueno/operador debe proveer un sitio, o entregar las piezas para la inspection a un sitio, dondepuedan ser inspeccionadas sobre bancales o mesas con una altura adecuada para la inspeccion.La tuberia, drill collars, y otros productos tubulares deben seralmacenados en una sola camadacon espacio suficiente para que puedan rodarse por una revolution completa durante el proceso deinspeccion.

La falta de cumplimiento con estos requisites no permite una inspeccion de calidad consistente conla intension de esta parte de ISO 10407.

Se deben proveer protectores para rosca.

8.3 Documentos en el sitio de trabajo

Los documentos de inspeccion controlados por la agenda, relacionados con el trabajo y losdocumentos de referencia relevantes deben estar disponibles en el sitio de trabajo. Debe estardisponihle la documentation adicional sobre las certificaclones del inspector.

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Practice Recomendada para la Inspection y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.

8.4 Procedimientos de pre-inspeccion

8.4.1 Disponibilidad de equipo

Cada inspeccion debe empezar con el equipo correcto, disponible y en buenas condicionesoperatives,

8.4.2 Comparacion de la descripcion

Antes de sentarel equipo, la agenda debe asegurar que los elementos de! conjunto de perforaciona inspeccionar son los elementos que el dueno ha ordenado para inspeccionar comparando lainformation en la orden de trabajo con la marcas en los elementos del conjunto de perforacion, ej.,etiquetas, tamaho, ID, codigo de peso, grado, fabricante, caracteristicas y conexion.

8.4.3 Numerando o registrando

Toda inspeccion deberia ser trazable a un articulo especifico mediante numeracion unica o elregistro permanente de numeros de serie para cada tubo inspeccionado. Para tuberia deperforacion, este numero se estampa sobre el hombro de desvanecimiento de 35° (o de 18° dondesea proveido) del extreme pin de la junta.

Despues de algun tiempo de uso, muchas sartas de perforacion se componen de tubos derepuesto o de adicion. Por esa razon, la numeracion de serie para la inspeccion mas recientedeberia ahadirse al hombro de desvanecimiento junto con los numeros de inspecciones previas.Cada serie de numeros debe ser acompahada por alguna forma para identificar la clasificacion deinspeccion y de cual fue el mas reciente aplicado (ver Figura 3). Esto es hecho tipicamenteanadiendo marcas de punzon para denotar la clasificacion y de numeros denotando el mes y anoen que se realize ia inspeccion, mas la marca de la agenda. Las bandas de clasificacion y lasmarcas de punzon deben anadirse solamente hasta que se haya terminado toda la inspeccionrequerida.

Algunos elementos del conjunto de perforacion, incluyendo la tuberia de perforacion, reciben unnumero de serie permanente estampado por el fabricante o por el dueno. Por acuerdo entre eldueno y la agencia de inspeccion, el sistema de identificacion permanente (donde exista y sepueda leer) puede utilizarse en lugar del proceso regular de numeracion en serie. Tambien poracuerdo con el dueno, cualquier elemento que se encuentre sin un numero de serie legible debedarsele un numero.

Se debe tener cuidado para evitar colocar numeros de serie nuevos sobre la misma area ocupadapor numeros previos. Los numeros de serie deben aplicarse en areas donde se minimice eldesgaste u otro dano a los numeros y en secciones de bajo esfuerzo del elemento.

8.4.4 Cause de degrade

La inspeccion de cada elemento del conjunto de perforacion debe requerir que todos losprocedimientos necesarios para esa categoria sean terminados antes de dar la clasificacion alelemento. Puede habercasos donde las condiciones, tales como grietas, agujeros, o condicionesno-reparables, son detectadas antes de que los procedimientos requeridos sean terminados. Laterminacion de la inspeccion en el punto donde se detecta la condicion de rechazo deberia sercosa para discusion y acuerdo entre el dueno y la agencia de inspeccion.

8.5 Marcaje de clasificacion para tuberia de perforacion y juntas (tool joints)

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Practica Recomcndada API RP 7G-2 / ISO 10407-2

8.5.1 Marca o marcas permanentes

Una marca o marcas permanentes significando la clasificacion del tubo debe ser estampado acomo sigue;

a) sobre el hombro de desvanecimiento de 35° o 18° del extreme pin de la junta (ver Figura 3);

b) en alguna otra seccion de bajo esfuerzo de la junta donde la marca puede funcionarnormalmente durante las operaciones;

El estampado con acero en frio deberfa evitarse sobre la superficie externa del cuerpo del tubo.

Una marca de punzon quiere decir "premium"; dos indican "clase 2"; tres indican "clase 3" y 4indican chatarra.

8.5.2 marcaje con bandas de pintura

El marcaje con bandas de pintura significando la condicion del tubo de perforacion y la junta debeser aplicado a como sigue:

a) Si la junta (tool joint) es de la misma clase o mejor, el marcaje se requiere solo en el tubo.

b) Si lajuntaestaen una clase mas baja que la clasificacion tubo, el marcaje se requiere en lajunta.

c) Las juntas que requieran reparacion a las roscas y sello deben marcarse de acuerdo a laFigura 3.

8.6 Procedimientos pos-inspeccion

8.6.1 Clasificacion

Cada pieza de tuberia de perforacion, junta, y componente del ensamble de fondo de pozo debeser clasificado de acuerdo a los requerimientos dados en la Clausula 10.

8.6.2 Limpieza

Remover todas las particuias magneticas, revelador de liquidos penetrantes y materiales delimpieza de las conexiones.

8.6.3 Conteo de tuberia

Contar los tubos en cada una de las categortas de clasificacion. Verificar los totales despues defconteo inicial.

8.6.4 Proteccson de las roscas

Despues de la inspeccion, asegure que las roscas esten limpias y secas. Cubra las roscas con uncompuesto especial para roscas rotarias con hombro fabricado de acuerdo con API RP 7A1 o acomo lo especifique el dueno/operador. Cubra toda el area de roscas, incluyendo fos hombros y lasraices de roscas, portoda la circunferencia. En climas demasiado frios, pueda sernecesario tibiar

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Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforation Usados.

la grasa para poder aplicarla. La grasa nunca debe ser rebajada con solventes. Reinstalarprotectores de rosca limpios si los hay. Apretar los protectores con Have.

Precaucion - Las hojas de datos de seguridad del material para compuestos para roscasdeberian leerse y seguirse. Almacene y disponga de los contenedores y compuestosobrante de acuerdo con las regulaciones apropiadas.

8.6.5 Lista de chequeo en el sitio de trabajo

Antes de abandonar el sitio de trabajo, la agenda debe asegurar que las siguientes cosas se hayancumplido:

a) Estibacion de tuberia: La agenda debe asegurarse de que cada hilera de tubo haya sidoasegurada de forma apropiada y que no haya quedado tuberia suelta o sin asegurar quepueda rodarse libre o caerse de los bancales. No se debe dejar tuberia en el suelo.

b) Remocion de basura: El sitio de trabajo debe quedar bien ordenado y limpio de todabasura reladonada con el trabajo.

c) Disposicion del solvente: Los solventes de limpieza utilizados en el sitio de trabajo debenserdispuestos de forma apropiada.

Peligro — Los solventes, otros agentes quimicos, la escama, y otros desperdicios generadospueden contener materiales peligrosos. Cuando aplique, la hoja de datos sobre seguridad delmaterial deberia leerse y observer las precauciones cuando maneje productos de este tipo. Sedeberia considerar sobre almacenaje, transporte, uso y disposicion de los contenedores y materialesde desecho generados. Observe las regulaciones apropiadas relacionadas con la disposicion desolventes usados y materiales de desecho generados.

8.6.6 Marcaje de inspeccion

8.6.6.1 General

En el parrafo 8.6.6 se establece la practica para el marcaje de inspeccion uniforme de loselementos del conjunto de perforacion usados.

8.6.6.2 Autoridad

La clasificacion de cada pieza inspeccionada debe realizarse solamente por un inspector calificado.Sin embargo, cualquier miembro del grupo puede instruirsele para aplicar las descripciones,estenciles y bandas de pintura apropiadas.

8.6.6.3 Tuberia de perforacion (Dill pipe)

8,6.6.3.1 Numero secuencial

Cada tubo de tuberia de perforacion inspeccionada debe tener un numero unico estampado en elhombro de 35° de la junta del extremo pin. El numero secuencial debe ser precedido por el mes yano de inspeccion, la estampa de clasificacion y nombre o marca de la compania que realiza lainspeccion (ver Figura 3, nota 3). El estampado no debe ser mayor de 10 mm (3/8 pulgada). Laestampa de numero secuencial no se requiere si se esta utilizando el numero de serie paratrazabilidad, pero se deben aplicar todas las otras estampas de informacion. La estampa de la

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clasificacion solo debe aplicarse despues de que todas las inspecciones requeridas se hayancompletado y debe reflejar la clasificacion mas baja para el tubo y las juntas.

8.6.6.3.2 Bandas de pintura

8.6.6.3.2.1 Cuerpo del Tubo

Cada tubo debe recibir marcaje con bandas de pintura para la clasificacion del cuerpo del tubobasado en los requisites de la Tabla B.18 para tuberia de perforation usada o la Tabla B.19 para"tubing" de maniobras. Las bandas de pintura deben ser coiocadas aproximadamente a 0,5 m (18pulgadas) desde el hombro de 35° del pin. Las bandas deben ser de aproximadamente 51 mm (2pulgadas) de ancho.

Toda tuberia que se degrada debe tener una banda de 25 mm (1 pulgada) alrededor del tubo en elarea del defecto y el area con el defecto debe estar encajonada. El color de la banda debe reflejarla clasificacion de degrade del defecto. La razon para el rechazo debe estar escrita junto a la bandacon marcador de pintura que no se borre.

8.6.6.3.2.2 Juntas (tool joints) Degradadas

Cada junta que no cumpla los requerimientos de diametro externo minimo, diametro interne oanchura de hombro de la Tabla C.6 (Tabla D.6) debe recibir una banda de pintura en el centra de lajunta. Esta banda de pintura indica que la junta no tiene resistencia a la torsion que sea cuandomenos 80% de la resistencia a la torsion requerida del cuerpo del tubo.

8.6.6.3.2.3 Condicion de la Junta

Todas las conexiones de las juntas danadas que requieran mandarlas a reparar en tornos debentener una banda roja de 25 mm (1 puigada) pintada en el exterior de la conexion junto al hombro desellado (ver Figura 3). La razon para el rechazo debe estar escrita sobre la parte, proxima a lapintura, con marcador de pintura u otra manera que dure lo suficiente durante fas operaciones dereparacion. Estas marcas deben ser removidas despues de la reparation.

Todas las conexiones que se pueden reparar en el campo y que no se reparen durante el tiempode inspeccion deben tener una banda verde de 25 mm (1 pulgada) pintada sobre la superficieexterna de la conexion adyacente al hombro de sellado (ver Figura 3). La razon para el rechazodebe estar escrita sobre la parte, proxima a !a pintura, con marcador de pintura permanente. Estasmarcas deben ser removidas despues de la reparacion.

8.6.6.3.2.4 Marcaje opcional con pintura

Se puede colocar marcaje con pintura que contenga informacion adicional sobre el cuerpo del tuboadyacente a las bandas de clasificacion. Los marcajes de pintura opcionales se pueden utilizarpara identificar la agenda, el numero de orden de trabajo, el nivei de inspeccion, cualquierinspeccion opcional realizada y la fecha (mes y ano) de la inspeccion. Las letras deben tenercuando menos 25 mm (1 pulgada) de altura.

El marcaje estencilado con pintura para lassartasde bajar casing (Landing Strings) debeincluirelespesorde pared minimo utilizado como base para su aceptacion.

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Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Con junto de Perforacion Usados.

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bandas para la condicion de las juntasbandas de pintura de clasificacion para tuberia de perforacion y juntasestampa/stencil para el marcaje permanente de la clasificacion del cuerpo del tubo de perforacion a como sigue:

Clasificacion de Juntas yTuberia de Perforacion

Clase Premium

Clase 2Clase 3

Numero y Color de lasBandas

Dos blancas

Una amarillaUna anaranjada

Condicion de la Junta(Tool Joint)

Chatarra o reprada entaller

Reparada en campo

Color de las Bandas

Roja

Verde

8.6.6.4

Figura 3 - Identification de codice de colores para tuberia de perforacion y juntas

Tubos Lastrabarrenas (drill collars) y otros elementos del conjunto deperforacion de fondo de pozo o "BHA"

8.6.6.4.1 Marcaje con pintura blanca

Tan cerca como sea posible del hombro del pin, marcaje con pintura debe identificar la agenda, elnumero de orden de trabajo, inspeccion y ntvel, cualquier inspeccion opcional realizada y la fechade inspeccion (mes y ano).

8.6.6.4.2 Bandas de pintura

8.6.6.4.2.1 Cuerpo del componente de fondo de pozo (BHA)

Cada componente de "BHA" aceptable debe recibir una banda de clasificacion con pintura blanca.Las bandas de pintura deben ser colocadas aproximadamente 152 mm (6 pulgadas) desde elhombro del pin..

Cada pieza que tenga grietas o que se considers chatarra debe tener una banda de pintura rajapintada alrededor del area defectuosa. La razon para el rechazo debe estar escrita sobre la parteproximo a la banda de pintura roja con marcador permanente.

8.6.6.4.2.2 Condicion de la Conexion

Todas las conexiones que requieran repararse en taller deben tener una banda roja de 25 mm (1pulgada) pintada en el exterior de la conexion junto al hombro de sellado. La razon para el rechazodebe estar escrita sobre la parte, proxima a la pintura, con marcador de pintura u otra manera quedure lo suficiente durante las operaciones de reparacion. Estas marcas deben ser removidasdespues de la reparacion.

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Todas las conexiones que se pueden reparar en el campo y que no se reparen durante el tiempode inspeccion deben tener una banda verde de 25 mm (1 pulgada) pintada sobre la superficieexterna de la conexion adyacente al hombro de sellado (ver Figura 3). La razon para el rechazodebe estarescrita sobre la parte, proxima a la pintura, con marcadorde pintura permanente. Estasmarcas deben ser removidas despues de la reparacion.

8.6.7 Documentacion - Resumenes de Inspeccion en el Sitio

Los resumenes de inspeccion en el sitio para elementos de fondo de pozo (BHA) deben incluir

descripcion de la parte inspeccionada,

numero de serie de la parte inspeccionada,

tipo de inspeccion realizada,

resultados de la inspeccion,

fecha de inspeccion, y

descripcion de todas las condiciones que causen el rechazo de la parte.

9 Requerimientos generates del metodo de inspeccion no-destructivo

9.1 En general

La Clausula 9 provee descripciones de, y requisites de capacidad para, las herramientas deinspeccion requeridas para la inspeccion de tuberia de perforacion usada y de equipo del ensamblede fondo de pozo.

9.2 Equipo

9.2.1 En general

Estos requerimientos deben aplicar al equipo utilizado para la inspeccion visual y dimensional delos elementos del conjunto de perforacion usados.

9.2.2 Calibres de Precision (micrometre, de vernier o reloj)

El instrumento debe ser calibrado de acuerdo con el programa de calidad de la agenda. Elchequeo de calibracion debe ser registrado sobre el instrumento y en una bitacora con la fecha delchequeo de calibracion, la fecha de vencimiento y las iniciales de la persona que realizo lacalibracion.

9.2.3 Artefactos de medicion para longitud y diametro no-ajustabtes

Los artefactos de medicion para longitud y diametro consisten de reglas de acero, cintas de medirde acero para longitud o diametro y otros dispositivos de medicion no-ajustables.

La verificacion para su exactitud debe estar defmida en el programa de calidad de la agenda.

9.2.4 Depth gauges

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Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasificacton de Elementos del Conjunto de Perforation Usados.

El instrumento debe ser calibrado de acuerdo con el programa de calidad de la agenda. Elchequeo de calibration debe ser registrado sobre el instrumento y en una bitacora con la fecha delchequeo de calibration, la fecha de vencimiento y las initiates de la persona que realize lacalibration.

9.3 lluminacion

9.3.1 lluminacion de superficies externas

9.3.1.1 Luz solar directa

Las condiciones de luz solar directa no requieren ser chequeadas para iluminacion superficial.

9.3.1.2 lluminacion nocturna e instalaciones cerradas

El nivel de luz diseminada en las superficies que se inspeccionan debe ser de un minimo de 538 Ix(50 candelas-pie).

La iluminacion en instalaciones fijas, cerradas, debe ser de acuerdo con el programa de calidad dela agenda. El chequeo debe registrarse en una bitacora con la fecha, la lectura y las iniciales de lapersona que realize el chequeo. Este registro debe estar disponible en el sitio.

9.3.1.3 lluminacion nocturna con equipo portatil

El nivel de luz diseminada en las superficies que se inspeccionan debe ser de un minimo de 538 Ix(50 candelas-pie). La iluminacion apropiada se debe verificar al inicio del trabajo para asegurar quela luz portatil este dirigida efectivamente a la superficie que se inspecciona. La iluminacion debe sercnequeada durante el trabajo cuando la luz cambie de position o de intensidad en relation a lasuperficie que se inspecciona.

Los medidores de luz utilizados para verificar la iluminacion deben ser calibrados de acuerdo con elprograma de calidad de la agencia. El chequeo de calibration debe ser registrado sobre el medidory en una bitacora con la fecha del chequeo de calibration, la fecha de vencimiento y las iniciales dela persona que realizo la calibration.

9.3.2 lluminacion de la superficie interna

9.3.2.1 Espejos para la iluminacion

La superficie reflectora debe ser espejo no coloreado que provea una imagen sin distorsion. Lasuperficie reflectiva debe estar plana y limpia.

9.3.2.2 Luces portatiles

Se puede utilizar una luz portatil que produzca una intensidad mayor a 1075 Ix (100 candelas-pie) ala distancia de inspection maxima para la iluminacion de las superficies internas.

9.3.2.3 Otras fuentes de luz

Se puede utilizar una fuente de luz que tenga la capacidad demostrada y documentada para lailuminacion de las superficies intemas. El lente de la luz debe mantenerse limpio.

9.3.2.4 Equipo de inspeccion optico

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La resolution del optiscopio (borescope), video u otro dispositivo de inspection optico interno debeser chequeado al empezar el trabajo y cuando todo o parte del equipo se ensamble durante eltrabajo. La fecha sobre una moneda [sin exceder 1,0 mm 90.040 pulgadas) en aitura] o, comoalternativa, las letras J-4 en la tabla de Jaeger colocadas dentro de 102 mm (4.0 pulgadas) dellente objetivo, deben ser leibles con el instrumento de inspeccion optico ensamblado.

9.4 Equipo de inspeccion con particulas magneticas

9.4.1 Abastecedores de corrientes magnetizantes

Los abastecedores de corrientes magnetizantes deben tener un amperimetro. Los amperimetros(lectura de corriente magnetizante) deben ser calibrados de acuerdo al programa de calidad de laagencia. La calibration debe ser registrada sobre el instrumento y en una bitacora y debeespecificar la fecha de calibration, la fecha de vencimiento y las iniciales de la persona que realizela calibration.

9.4.2 Bobinas

Se induce un campo magnetico longitudinal colocando una bobina alrededor del producto yaplicando corriente. El numero de vueltas en la bobina debe estar claramente marcado sobre ella.

Las bobinas se deben chequear para verificar la integridad de las vueltas de alambre internas deacuerdo con el programa de calidad de la agencia. Ttpicamente, esto se hace comparando losvalores de resistencia o campo magnetico a los establecidos inicialmente cuando la bobina estabanueva.

El chequeo de la verification debe ser registrado en una bitacora con la fecha de calibration, lafecha de vencimiento y las iniciales de la persona que realize el chequeo.

9.4.3 Conductor interno

Se induce un campo magnetico circular insertando un conductor aislado dentro del producto,completando el circuito al abastecedor de corriente y energizando el circuito con la corrienteapropiada dada en la Tabla C.2 (Tabla D.2). Se puede utilizar una alarma audible o visible enadicion al amperimetro para indicarsi hay corriente inadecuada.

El conductor debe estar aislado de la superficie del producto para prevenir contacto o arcoelectrico.

9.4.4 Yugos

Los yugos son artefactos de magnetization manuales utilizados para detectar imperfecciones encualquier orientation sobre la misma superficie a la cual se aplica. Los yugos tienen patas ya seaarticuladas o fijas y pêden ser anergizados por ya sea corriente alterna o directa. Para algunasaplicaciones, se prefieren las patas ajusiabies para la inspeccion de superficies curvas ya que laspatas pueden ajustarse para mantener contacto sobre la superficie de inspeccion, sin importarelcontorno.

Los yugos energizados con corriente altema deben ser capaces de levantar 4,5 kg (10.0 Ibs) a laabertura maxima de las patas que puede usarse para la inspeccion.

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Los yugos energizados con corriente directs deben sercapaces de levantar 18 kg (40.0 Ibs) a laabertura maxima de las patas que puede usarse para la inspeccion.

Los yugos normalmente se prueban para su fuerza de levante utilizando una barra o placa deacero de la masa apropiada o una barra de prueba de levante de masa magnetica calibrada. Lafrecuencia y los procedimientos para la conduccion de la prueba de levante deben ser de acuerdocon el programa de calidad de la agencia. El chequeo de calibracion debe ser registrado sobre elyugo y en una bitacora con la fecha del chequeo de calibracion, la fecha de vencimiento y lasiniciales de la persona que realize el chequeo.

9.4.5 Circuitos interruptores de falla-a-tierra

Cuando utilice yugos o bobinas en inspeccion con particulas magneticas humedas activa, elclrcuito de corriente deberia incluir un interrupter de falla-a-tierra.

9.4.6 Indicadores de campo de particulas magneticas

Los indicadores de campo aceptables (ej., tiras y laminillas ranuradas) deberian ser capaces desostener las particulas magneticas en un campo de aproximadamente 5 gauss, Los indicadores decampo de particulas magneticas se limitan a indicar la presencia de un campo magnetico externo,esto es, con las lineas de flujo en el aire en lugar de dentro del material.

9.4. Magnetometros y gausimetros

9.4.7.1 En general

Los magnetometros y gausimetros se utilizan para indicar la fuerza relativa del campo magneticoexterno. Ambos tipos de instrumentos se limitan a medir el campo magnetico externo perofuncionan bien para demostrar fuerzas de campo magnetico similares. Si el campo magneticoindica lo mismo en dos extremes de tubos cuando el indicador de campo se coloca en la mismaposicion en ambos, se puede concluir que el campo magnetico en ambos tubos es casi el mismo.

9.4.7.2 Gausimetros

Los gausfmetros que se utilizan para verificar la fuerza relativa del campo magnetico deben sercalibrados de acuerdo con el programa de calidad de la agencia. El chequeo de calibracion deberegistrarse en el medidor y en una bitacora con la fecha de calibracion, la fecha de vencimiento ylas iniciales de la persona que realize el chequeo.

9.4.7.3 Magnetometros

Los magnetometros deben ser probados para su exactitud de acuerdo con el programa de calidadde la agencia. El chequeo de calibracion debe registrarse en el magnetometro y en una bitacoracon la fecha de calibracion, la fecha de vencimiento y las iniciales de la persona que realize elchequeo.

9.4.8 Particulas magneticas

9.4.8.1 En general

Las partfculas magneticas se utilizan para indicar imperfecciones que causan escape de flujomagnetico. Las particulas se pueden aplicarya sea secas o en suspension (humedas).

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9.4.8.2 Particulas magneticas secas

Las particulas magneticas deben contrastar con la superficie del producto y no se deben reusar. Lamezcia debe consistir de particulas de diferentes tamahos con al menos una fraccion del 75% enmasa que sean mas finas de 150 um y un minimo de 15% mas finas de 45 um. La mezcia departiculas no debe contener contaminantes tales como humedad, basura, arena, etc. Comopractica suplementaria, puede haber un chequeo del !ote o muestra de las particulas del fabricantepara verificar la permeabilidad alta y la baja retentividad.

9.4.8.3 Particulas magneticas fluorescents humedas

Las particulas magneticas fluorescentes se suspenden en una solucion. La soluci6n debe ser debaja viscosidad (5 cSt o menos), no fluorescente, con punto de inflamacion por arriba de 93°C(200°F) y capaz de mojar totalmente la superficie. Las particulas deben brillar cuando se exponen ala luz ultravioleta. Las particulas fluorescentes deben aplicarse con flujo de baja velocidad paraprevenir el deslave de indicaciones debilmente sostenidas. Se deben utilizar sistemas derecirculacion. atomizadores u otros medios para obtener una aplicacion apropiada.

La solucion debe mezclarse de acuerdo a las instrucciones del fabricante y agitarse ya seacontinua o periodicamente. La concentracion debe estar entre 0,1 % y 0,4 % de fraccion envolumen. Ei tiempo para la prueba de sedimentacion es de 1 hora para suspensiones en baseaceite y de 30 minutos para suspensiones en base agua. La prueba de asentamiento debe hacerseen un ambiente no-magnetico y sin vibraciones. Se puede utilizar la prueba de un lote delfabricante en lugar de la prueba de asentamiento para particulas suministradas en contenedoresde aerosol.

La concentracion de la solucion debe chequearse antes de su uso. La concentracion de la solucionen sistemas recirculantes debe ser verificada cuando menos una vez por turno.

9.4.8.4 Particulas magneticas negras y fondo bianco

El recubrimiento de fondo bianco debe ser suministrado por el fabricante de las particulasmagneticas negras humedas o designado como compatible con las particulas por el fabricante delas particulas. El espesor total de la camada de toda forma de recubrimientos a la hora deinspeccion no debe exceder 0,05 mm (0.002 pulgadas). Las particulas negras estan suspendidasen una solucion. La solucion debe ser de baja viscosidad (5 cSt o menos), con un punto deinflamacion arriba de 93°C (20Q°F) y capaz de mojar totalmente la superficie.

Las particulas deben aplicarse con flujo de baja velocidad para prevenir el deslave de indicacionesdebilmente sostenidas. Se deben utilizar sistemas de recirculacion, atomizadores u otros mediospara obtener una aplicacion apropiada.

9.4.8.5 Luz ultravioleta

Se empiea iuz ultraviolets para iluminar la cumulacion de particulas magneticas fluorescentes. La\-jZ ultravioleta deberia ser proveida por una lampara de arco de mercuric propiamente filtrada ualguna otra fuente. Debe ser capaz de proveer longitudes de onda en o cerca de 365 nm y unaintensidad minima de 1000 uW/cm2 en la superficie de inspeccion bajo condiciones de operacion.La intensidad deberia medirse con el sensor de luz ultravioleta sobre la superficie de inspeccion ydirigido hacia la fuente de luz ultravioleta. La intensidad de luz visible ambiental, medida en lasuperficie de inspeccion, no debe exceder 21,5 Ix (2 candelas-pie).

28

Practica Recomendada para la Inspeccibn y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.

Los medidores utilizados para verificar la iluminacion ultravioleta o visible deben ser calibrados deacuerdo con el programa de calidad de la agenda. El chequeo de calibracion debe ser registradosobre el medidor y en una bitacora con la fecha del chequeo de calibracion, la fecha devencimiento y las iniciales de la persona que realize la calibracion.

9.5 Ultrasonido

9.5.1 Instrumentos para medir espesores

9.5.1.1 Linealidad del instrumento

La linealidad de la lectura del instrumento debe ser calibrada de acuerdo con el programa decalidad de la agenda. La calibracion debe ser registrada en el instrumento y en una bitacora y debeespecificar la fecha de calibracion, fecha de vencimiento y las iniciales de la persona que realize lacalibracion.

9.5.1.2 Chequeo de sensibilidad

Si e! instrumento ultrasonico se utiliza para evaluar el espesor remanente encima de unaimperfeccion intema, la combinacion transductOMnstrumento-ultrasonico debe ser capaz dedetector un agujero de fondo piano de 0,79 mm {0.031") a cuando menos 9,7 mm (0.38 pulgadas)desde la superficie frontal de un bloque de prueba con superficies paralelas. La exactitud de lamedicion del espesor remanente debe ser 0,25 mm) (0.010 pulgadas). La verificacion de estacapacidad puede ser parte de la calibracion periodica de la agenda. Si este chequeo se realizadurante el tiempo de calibraciones, debe ser anotado en los registros de calibracion.

9.5.2 Instrumentos Ultrasonicos Detectores de Fallas

Los controles del instrumento para el detector de fallas deben ser calibrados de acuerdo alprograma de calidad de la agenda.

Si se utiliza una registradora para el desplegado, la linealidad de su escala debe ser tambiencalibrada de acuerdo al programa de calidad de la agencia.

Los instrumentos que dan lecturas para determinar velocidad rotacional y lineal o velocidad delmecanismo de inspeccion si se utilizan para monitorear cobertura deben sertambien calibrados deacuerdo al programa de calidad de la agencia.

La calibracion debe ser registrada sobre el instrumento que despliega la escala Tipo-A o laregistradora y en una bitacora y debe especificar la fecha de calibracion, la fecha de vencimiento ylas iniciales de la persona que realize la calibracion.

9.6 Unidades de Inspecion electromagnetica

9.6.1 Amperimetros

Los amperimetros (lectura de coniente magnetizante) deben ser calibrados de acuerdo alprograma de calidad de la agencia. La calibracion debe ser registrada sobre el amperimetro. Sedebe mantener una bitacora para registrar la calibracion del amperimetro, la bobina y losestandaresde referenda ydebe especificar la fecha de calibracion, la fecha de vencimiento ylasiniciales de la persona que realize la calibracion.

29


9.6.2 Coils

Las bobinas se deben chequear para verificar la integridad de las vueltas de alambre internas deacuerdo con el programa de calidad de la agenda. Tipicamente, esto se hace comparando losvalores de resistencia o campo magnetico a los establecidos inicialmente cuando la bobina estabanueva.

El chequeo de la verificacion debe ser registrado en una bitacora con la fecha de calibracion, lafecha de vencimiento y las iniciales de la persona que realize el chequeo.

9.6.3 Instruments de velocidad rotacional y lineal

Los instruments que dan lecturas para determinar velocidad rotacional y lineal o velocidad delmecanismo de inspeccion si se utilizan para monitorear cobertura deben sertambien calibrados deacuerdo al programa de calidad de la agenda.

9.6.4 Estandares de referencia para inspeccion electromagnetica (EMI)

La respuesta de cada indicador de referencia para estandares de referencia con mas de unindicador de referencia debe ser similar (indicacion promedio 10%) y debe ser verificada en la horade fabrication y cuando menos cada dos afios de alii en adelante.

30

Practica Recomendada para la Inspection y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforation Usados.

Anexo A(Normative)

Requerimientos del Fabricante Original del Equipo (OEM)

A.1 Requerimientos del Fabricante Original del Equipo para herramientas especializadas

La intension de este anexo es definir la expectativa minima de los fabricantes originales de equipopara la inspeccion y calificacion de sus herramientas. La documentation actual de los fabricantesdeberia exceder los requerimientos de esta especificacion.

A.2 Requerimientos dimensionales y tolerancias

A.2.1 En general

Se requiere de un perfij esquematico y una lista de los requerimientos dimensionales y toieranciasde inspeccion que puedan afectar la capacidad, forma o funcion del componente osubcomponentes.

A.2.2 Designacion de ruta-de-esfuerzos o cargas

Las herramientas que soporten cargas o esfuerzos de la sarta se inspeccionan de acuerdo a unmanual de taller (documentos de reparacion y mantenimiento).

Se requieren los requerimientos dimensionales y tolerancias de inspeccion para poder inspeccionarestos componentes.

A.2.3 Conexiones

A.2.3.1 En General

Todas las conexiones API o de propietario deben tener un requerimiento dimensional, incluyendotolerancias para aplicaciones como nuevas y usadas.

A.2.3.2 Conexiones Reparadas de API

Todas las conexiones que se mandan a rehacer deben cumplir con la edicion mas reciente de ISO10424-1.

Nota: Para propdsitos de esta provision, API Spec 7-1 es equivalente a ISO 10424-1.

A.2.3.3 Conexiones internas y/o de propietario

Todas las conexiones internas y de propietario deben cumplir con los requisites dimensionales delfabricante para servicio critico de los elementos del conjunto de perforation.

A.2.4 Pruebas de presion y de funcionamiento

Cuando aplique, se deben incluir procedimientos de presion y funcionamiento para calificar lahabilidad de la herramienta para funcionar apropiadamente y/o mantener la carga.

31

Practica Rccomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2

A.3 Requerimientos de proveedor/distribuidor para herramientas especializadas

La intension de esta clausula es definir la expectativa minima del vendedor o proveedor para lainspeccion y calificacion de las herramientas que ellos proveen. La documentacion actualsuministrada por el vendedor deberia exceder los requerirrjientos de esta parte de ISO 10407.

ii

La documentacion minima del vendedor/proveedordebe incluir lo siguiente.

El vendedor/distribuidor debe tener una copia de la documentacion del-fabricante original delequipo (OEM) listada en la Clausula A.2 para su revision durante el proheso de inspeccion ycalificacion de cada herramienta o componente especializado. \a herramientas rentadas o reusadas, el vendedor/distribuidor deberia rastreaVel uso e historial

de reparacion para cada componente o subcomponente en una herramienta especializada y poneresto a la disposicion de todo personal de inspeccion.

El vendedor/distribuidor deberia proveer a los operadores con instrucciones para la aplicacion,operacion y manejo.

El vendedor/distribuidor deberia proveer a los representantes de transporte con los procedimientoscorrectos para transporte y manejo.

32

Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacton Usados.

Anexo B(Normativo)

Inspecciones requeridas y adicionales por producto y clase de servicio

Las inspecciones requeridas y adictonales por producto y clase de servicio se dan en las TablasB.1 aB.19.

Nota: Debido a el equipo adicional, las calificaciones del inspector y el tiempo requerido paraconducir la inspeccion, los servicios de inspeccion moderado y critico normalmente tienenun costo sustancial adicional comparado con el servicio de inspeccion estandar.

TablaB.1 - tn»pecci6n de campo disponible para el cuerpo dal tubo P h. • * -, - *•" '-OK*.' * - ' «—aâta in* --f-f^'>:'- • - • - *** *

en tubena de perforacidri usada

Inspeccion:

Visual en Longitud Total

Calibre Extemo (OD gauge)Medicion de Espesor con Ultrasohido (UT)

Electromagnetica (EMI) Longitud Total

Ultrasonics Longitud Total (FLUT)(transversal y espesor)

Ultrasonica Critica Longitud Total(transversal, longitudinal y espesor)

Particulas Magneticas en Area Critica

Particulas Magneticas en Area Critica(bidireccional extema)

Monitoreo de Espesor Longitud Total

Ultrasonica en Area Criticaa

Calculo del area deseccion transversal minima

Revision de la Documentacidn

Particulas Magneticas en Area Critica(intema)

Particulas Magneticas en Area Critica(bidireccional interna)

Procedimiento(parrafo deReferenda)

10.1

10.2

10.3

10.4

10.5

10.6

10.7

10.8

10.9

10.10

10.11

10.12

10.61

10.62

InspeccionEstandar

X

X

xa

XD

XD

...x

——

—

InspeccionModerada

X

X

Xa

XD

XD

—

X

X

x1-.........—

InspeccionCritica

X

X_

__

—

X

—

X

X

—

......

ServiciosAdicionales

—

——...

"""

—......

—X

X

X

X

a. No se requiere si efectua la medicion Ultrasonica de espesor en la longitud total

b. Se puede utilizar ya sea EMI o FLUT para un espesor nominal especificado de 1 2,7 mm (0.500 pulgadas}. FLUT esrequerido en tuberia con un espesor nominal mayor de 12,7 mm (0.500 pulgadas)

c. No se requiere cuando se realiza los procedimiento s 10.5 o 10.6.

d. Poracuerdo, se puede sustituirel procedimiento 10.61 o 10.62

33


TablaB.2 - Inspeccion de campo disponible para juntas usadas(used tool joints)"

Inspeccion:

Inspeccion visual de biseles, sellos, roscas,marcas de! codigo de peso/grado ydiametro extemo,

Inspeccion de bandas duras (hardbanding)

Chequeo de ensanchamiento de caja yestiramiento de pin

Chequeo de diametro externo (OD) de pin ycaja y desgaste excentricoMedicion de diametro extemo (OD) de pin ycaja y chequeo de desgaste excentrico

Chequeo del espacio de Haves (tong space)para pin y caja

Medicion del espacio de Haves (tong space)para pin y caja

Particulas Magneticas roscas del pin

Particulas Magneticas roscas de la caja

Medicion del diametro interne del pin

Particulas Magneticas en el "OD" paragrietas de sobrecatentamiento (heatcheck)

Particulas Magneticas en el "OD" paragrietas de sobrecalentamiento (heatcheck),bidireccional, parttculas humedassolamenteParticulas Magneticas transversales en el"OD" de la junta y en el "ID" debajo de lasroscas del pin

Medir profundidad del abocardado, longituddel cuello del pin, anchura de sello ychequeo de lo piano del hombro, chequeodel angulo del hombro de desvanecimientoy del area de contacto del elevador

Procedimiento(parrafo deReferencia)

10.14

10.59

10.15

10.17

10.18

10.19

10.20

10.21

10.22

10.23

10.24

10.25

10.60

10.26

InspeccionEstandar

X

X

X

X

X

— «

—

—

InspeccionModerada

X

X

X

X

X

—

X

—

X

InspeccionCritica

X

X

X

—

X

X

X

X

X

—

X

X


—

——

—

—

—

—__

—

—

X

a. Las conexiones patentadas o de propietario usadas se inspeccionan de acuerdo a las especificaciones deinspeccion del fabricante. En e! Anexo F se proveen lineamientos generales para conexiones de doble hombro y deroscas en forma de cola-de-paloma.

34

Practica Recomendada para la inspeccion y Ciasificacibn de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.

Tabla B.3 -

Inspeccion:

Inspeccion visual de biseles, sellos, roscas,y aliviadores de esfuerzo

Medicion del diametro intemo (ID) del pin,"OD" de la caja, diametro del abocardado ylocacioon de la marca de referencia(benchmark)

Chequeo de diametro de bisel

Medicion de diametro de bisel

Particulas magneticas en las roscas del piny caja

Liquidos penetrantes en las roscas del pin ycaja

Medicion dimensional de los atributos delaliviador de esfuerzo

Medir profundidad del abocardado, longituddel ptn, y longitud del cuello del pin,

Procedimlento^parrafo deReferencia)

10.27

10.28

10.29

10.30

10.31

10.32

10.33

10.34

fnspeccionEstandar

X

X

X

—Xa

X3

InspeccionModerada

X

X

X

—X3

xa

InspeccionCritica

X

X

~

X

xa

xa

X


—

—

—

— -

X

X

a. Para elementos del conjunto de perforacion no-magneticos, sustituir "liquidos penetrantes" (ver 10.32) por"particulas magneticas".

Tabla B.4 - Inspecciones disponibles para tubos "drill collar"otras ad em as de las conexiones a

Inspeccion:

Visual en longitud total, espacio de Haves,longitud del cuello de pesca y marcaje

Inspeccion de bandasduras(hardbanding)

Particulas Magneticas en el "OD" paragrietas de sobrecalentamiento (heatcheck),bidireccional, particulas humedassolamente

Particulas magneticas del receso de cunasy ranura de elevador

Dimensional del receso de curias y ranurade elevador

Revision de documentacion (trazabilidad)


10.35y

10.59 *

10.25

10.36

10.37

10.12

InspeccionEstandar

X

X

...

...—

InspeccionModerada

X

X

X

X

—

InspeccionCritica

X

X

xb

X

X

X


—

—

X

-—

.

X

a. Se debe efectuar la inspeccion requerida de la conexi6n de acuerdo a la Tabla B.3 en adicion a la inspeccibn de"BHA" mostrada en esta Tabla.

b. Para elementos del conjunto de perforacion no-magneticos, sustituir liquidos penetrantes0 (ver 10.32} por"particulas magneticas".

35


TabIa B.5 - Inspecciones disponibles para substitutes (subs)otras adefnas de las conexiones *

Inspeccion:

Visual en longitud total, longitud del cuellode pesca y radio en cambio de seccion


Particulas Magneticas en el "OD" paragrietas de sobrecalentamiento (heatcheck),bidireccionai, particulas humedassolamenteDimensional del receso para valvula (floatbore}

Particulas magneticas en superficiesinterna y externa en la longitud total para"subs" que tengan un cambio de seccion

Particulas Magneticas en el DiametroExterno por la Longitud Total pordefectostransversal es

Particulas Magneticas en el DiametroInterno por la Longitud Total por defectostransversales

Revision de documentation (trazabilidad)

13rbcedimiento(parrafo deReferencia)

10.38

10.59

10.25

10.39

10.40

10.7

10.61

10.12

InspeccionEstandar

X

X

...

---

InspectionModerada

X

X

X

—

InspeccionCritica

X

X

X°

X

XD

X


—

—

V

X

X

a. Se debe efectuar la inspeccion requerida de la conexion de acuerdo a la TabIa B.3 en adicion a la inspeccion de"BHA" mostrada en esta TabIa.

b. Para elementos del conjunto de perforacion no-magneticos, sustituir "liquidos penetrantes" (ver 10.32} por"particulas magneticas".

TabIa B.6 - Inspecciones disponibles para tuberia de perforacion pesada (HWDP)otras ademas de las conexiones a

Inspeccion:

Visual en longitud total, Diametro Externode la junta, recalque centra! y espacio deHaves


Inspeccion con particulas magneticas delarea criticaPartfculas Magneticas en el "OD" de lajunta para qrietas de sobrecalentamiento(heatchock), bidireccionai, particulashu.T ;-..-s soiDTu'V.e

Ultrasonics en ^rea critica

Revision de cocumentacion (trazabilidad}

Procedimiento{parrafo deReferencia)

10.41

10.59

10.7

10.25

10 10

10.12

InspeccionEstandar

X

X

X

— -

—

InspeccionModerada

X

X

X

—

—

InspeccionCritica

X

X

X

X


—

—

—

X

X X

a. Se debe efectuar la inspeccion requerida de la conexion de acuerdo a la TabIa B.3 en adicion a la inspeccion de"BHA" mostrada en esta TabIa.

36


Tabla B.7 - Inspecciones disponiblesotras ad em as de las conexiones

Inspeccion:

Visual en Longitud Total reporte del patronde desgaste chequeo opcional porderechez

Partfculas Magneticas en Area Critica

Particulas Magneticas en longitud total dela seccion propulsora

Revision de documentation {trazabilidad)


10.42

/! J--'

40.43

10.44

10.12

InspeccionEstandar

X

X

—

InspeccionModerada

X

X

X

_.

InspeccionCritica

X

X

X

—


—

X

a. Se debe efectuar la inspeccion requerida de la conexion de acuerdo a la Tabla B.3 en adicion a la inspeccion de"BHA" mostrada en esta Tabla.

Tabla B.8 - Inspecciones disponibles para Estabilizadorotras ad em as de las conexiones a

Inspeccion:

Visual en Longitud Total, longitud de cuellode pesca, marcaje, calibre de anillo ychequeo de desgaste de aletas

Particulas Magneticas en la base de aletas

Prueba de funcionamiento en aletasajustables (Fabricante Original del Equipo)

Particulas Magneticas en la base de aletas,bidireccional, humedo

Revision de documentacidn (trazabilidad)


10.45

10.46

10.47

10.48

10.12

InspeccionEstandar

X

X

~

—

InspeccionModerada

X

X

...

—

InspeccionCritica

X

—

X

X

X


—

~

"""

—


Tabla B.9 - tnspecciones disponibles para martillos (jars), aceleradores y substitutesamortiguadores, otras ademas de las conexiones

Inspeccion:


Revision de mantenimiento segun loespecificado por el fabricante originalPrueba de funcionamiento segun loespecificado por ei fabricante original

Dimensiones en areas de desgaste segunrequisites del fabricante

Todas las pruebas designadas para equipousado por el fabricante original

Revision de documentation (trazabilidad)


10.49

10.50

10.47

10.51

10.52

10.12

InspeccionEstandar

X

—

—

—

InspeccionModerada

X

X

X

X

__

InspeccionCritica

X

X

X

X

X

X


—

—

—

...

X


37


Tabla B.10 - Inspecciones disponibles para herramientas de medicion/recabado de data mientrasse perfora (MWD/LWD), otras ademas de las conexiones a

Inspeccion:


Revision de mantenimiento segun loespecificado por el fabricante originalPrueba de funcionamiento segun loespecificado por el fabricante original




Procedimiento{parrafo deReferencia)

10.53

10.50

10.47

10.51

10.52

10.12

InspeccionEstandar

X

—-

...

—

InspeccionModerada

X

X

—

X

—

InspeccionCritica

X

X

X

X

X

X


—

—

—

...

—

X


Tabla B.11 - Inspecciones disponibles motores y turbinas, otras ademas de las conexiones

Inspeccion:





Revision de documentacion {trazabilidad)


10.54

10.50

10.47

10.51

10.52

10.12

InspeccionEstandar

X

—

—

...

InspeccionModerada

X

X

—

X

~~~

—

InspeccionCritica

X

X

X

X

X

X


—

—

—

—

—

X


Tabla B.12 - Inspecciones disponibles para escariadores (reamers), rascadores (scraper) yabridores de pozo (hole oponer), otras ademas de las conexiones

Inspeccion:



Dimensiones en .:ireas de desgaste segunrequisites del fabricante


Revision de documentacion (trazabilidad}

• —


10.55

10.50

10.47

10.fi;

10.52

10.12

InspeccionEstandar

X

—

—

_...

—

InspeccionModerada

X

X

—

X

...

__

InspeccionCritica

X

X

X

X

X

X


—

—

—

___

X


38

Practica Recomendada para la Inspeccidn y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.

Tabla B.13 - Inspecciones disponibles para equipos de rotacion dirigibles, otras ademas de lasconexiones a

Inspeccion:

Visual en Longitud Total, longitud de cuellode pesca, marcaje y chequeo de desgastede aletasRevision de mantenimiento segun loespecificado por el fabricante originalPrueba de funcionamiento segun loespecificado por el fabricante original





10.56

10.50

10.47

10.51

10.52

10.12

InspeccionE stan da r

X

—

—

~«

...

—

InspeccionModerada

X

X

—

X

~~"

—

InspeccionCritica

X

X

X

X

X

X


—

—

-"._

...

X

a. Se debe efectuar ta inspeccion requerida de la conexion de acuerdo a la Tabla B.3 en adicion a la inspeccion de"BHA" mostrada en esta Tabla.

Tabla B.14 - Inspecciones disponibles para equipos de propietario (patentados), otras ademas delas conexiones a

Inspeccion:

Visual en Longitud Total, longitud de cuellode pesca, marcaje y chequeo de desgastede aletasParticulas Magneticas en base de aletas

Particula Magnoticas humedas,bidireccional, de aletas y area de aletasParticulas Magneticas en longitud total

Particulas Magneticas en longitud total,bidireccionalMedicion de espesor con UT a comoespectfique el fabricante originalPase de mandril (drift) en longitud totalsegun lo especificado por el fabricanteInspeccion de bandas duras (hardbanding)






10.58

10.46

10.48

10.7

10.8

10.3

10.57

10.59

10.50

10.47

10.51

10.52

10.12

InspeccionEstandar

X

X

—

—

—

X

X

X

—

X

...

...—

InspeccionModerada

X

—

X

—

—

X

X

X

X

X

X

X

InspeccionCritica

X

—

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X


—

—

X

X

—

—

—

—

—

~

X



Tabla B.15 - Sarta de tuberia de produccion usada (tubing) utilizado para maniobrastusea worK s trine

Inspeccion:


Calibre Externo (OD gauge)

Medicion de Espesor con Ultrasonido (UT)

Electro mag netica (EMI) Longitud Total

Ultrasonica Longitud Total (FLUT)(transversal y espesor)

Ultrasonica Critica Longitud Total(transversal, longitudinal y espesor}

Particulas Magneticas en Area Critica

Monitoreo de Espesor Longitud Total

Pase de mandril (drift) en longitud total

Inspeccion de conexiones en extremos conrecalque externo (EUE)Ultrasonica en Area Critica


10.1

10.2

10.310.4

10.5

10.6

10.7

10.9

10.57

10.63

10.10

luoingjInspeccionEstandar

X

X

xb

X

XD

——X

X

...

InspeccionModerada

X

X

xb

X

xb

X

—X

X

—

InspeccionCritica

X

X

X°—

~

X

X

—X

X

—


—

—

--

—~

_...

X

——

X

a. Las conexiones de 'tubing" de maniobras usado se inspeccionan de acuerdo a la especificacidn para inspeccion delfabricante; en el Enexo G se dan lineamientos generales.

b. No se requiere si efectua la medicion ultrasonica de espesoren la longitud total

Tabla B. 16 - Sistema de marcaje en la base del pinMarcaje

1 ) Simbolo del fabricante de la junta (tool Joint)

2) Mes soldada: (1 al 12)

3) Ano soldada (ultimos dos digitos del aho)

4) Simbolo del fabricante del tubo (ver Tabla B.17)

5} Simbolo del grado de la tuberia de perforacion

6} Cddice de peso de la tuberia de perforacion

a. Los sfmbolos para el gr

Ejemplo del significado

ZZ: indica una compania ficticia "ZZ"

3: indica Marzo

02: indica 2002

N: indica la compafiia "United States Steel"

a

D

ado de la tuberia de perforacion son a como sigue:Simbolo

EXG

Grado Simbolo GradoE-75 S S-135X-95 Z Z-140

G-105 V V-150

b. Ver Tabla c.4 ;7,-bia D,4), columns 3, para codic^-. Je peso.

40


Tabla B.17 - Simbolos de procesadores y fabncantes de tuberia

Fabricadores de Tuberia(fabricas de tuberia o procesadores)

ActivoFabrica (mill)

AlgomaBritish SteelSeamless Tubes LTDDalmineKawasakiNipponNKKReynolds AluminumSumitomoSidercaTamsaUS SteelVallourec $ Mannesmann

Used

SimboloX—BDHIK

RAS

SDTN

VM

U

ActiveProcesador

Grant PridecoOmscoTexas Steel Conversion

SimboloGP

QMSTSC

InactiveFabrica (mill)

ArmcoAmerican SeamlesB&WCF&IJ&LLone StarMannesmannOhioRepublicTlTubemuseVallourecVoestWheeling PittsburghYoungstown

SimboloAAlWcJLMORZ

TUV

VAPY

InactiveProcesador

Grant TFWPrideco

SimboloTFW

P!

41


Tabla B.18-Clasificacion de Tuberia de Perforacion Usada

Condicion paraClasificacion

Clase Premium:Dos bandas blancas

Clase 2:Una banda amarilla

Clase 3:Una banda anaranjada

Condiciones Extern asDesgaste de DiametroExterno ("OD")

Abolladuras y golpes(dents & mashes)

Aplanadas y acuellamiento(crushing & necking)

Area de cuhas:Cortes y arrancaduras(cuts & gouges)

Estiramiento

Cuerda Explosiva

Corrosion externa

Cortes y arrancaduraslongitudinales

Cortes y arrancadurastransversales

Grietas

Espesor remanente nomenorde 80% /

"OD" no menor de 97%


Profundidad no mayor de10% del promedio deespesor adyacente a, yespesor remanente nomenor de 80%


"OD" no mayor de 103%

Espesor remanente nomenor de 80%

Espesor remanente nomenorde 80%


Ninguna D


"OD" no menorde 96%


Profundidad no mayor de20% del promedio deespesor adyacente s, yespesor remanente nomenor de 80% paratransversales (70% paralongitudinales)


"OD"no mayor de 104%




Ninguna0

Espesor remanente menorde 70%

"OD" menor de 96%

"OD" menorde 96%

Profundidad mayor de 20%del promedio de espesoradyacente a, o espesorremanente menor de 80%para transversales (70%para longitudinales)

"OD" menorde 96%

"OD" mayor de 104%




Ninguna D

Condiciones In tern asPicaduras de Corrosion

Erosion y desgaste de lapared interna

Grietas



Ninguna D



Ninguna D



Ninguna D

a. El promedio de pared adyacente se determina midiendo el espesor de pared a cada lado del corte o arrancaduraadyacente a la penetracion mas profunda.

b. En cualquier clasificacion donde aparezcan grietas o lavaduras (washout), el tubo se identifica con una banda roja yse considera como inadecuado para continuar en servicios de perforacion.

42

Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasifjcacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.

Tabla B.19 - Clasificacion de sartas de "tubing" de maniobras usadas.(used work string tubing)

Condicion paraClasificacion

Clase Servicio CriticoUna banda bfanca

Clase Premium:Dos bandas blancas

Clase 2:Una banda amarilla

Clase 3Una bandaanaranjada

Condiciones ExternasDesgaste deDiametro Externo("OD")Abolladurasygolpes(dents & mashes)

Aplanadas yacuellamiento(crushing & necking)Area de curias:Cortes yarrancaduras(cuts & gouges)

Estiramiento

Cuerda Explosiva

Corrosion externa

Cortes yarrancaduraslongitudinalesCortes yarrancadurastrans versa lesGrietas

Espesor remanente nomenorde 87,5 %

"OD" no menorde 98%

"OD" no menorde 98%

Profundidad no mayorde10% del promedio deespesor adyacente a, yespesor remanente nomenorde 87,5 %

"OD" no menorde 98%

"OD" no mayorde 102%




Ninguna b




Profundidad no mayor de10% del promedio deespesor adyacente a, yespesor remanente nornenor de 80%


'•OD" no mayorde 103%




Ninguna b


"OD" no menor de96%

"OD" no menor de96%

Profundidad no mayorde 20% del promediode espesor adyacentea, y espesorremanente no menorde 80% paratransversales (70%para longitudinales)"OD' no menor de96%"OD" no mayor de104%Espesor remanente nomenorde 70%



Ninguna °

Espesor remanentemenorde 70%

"OD" menor de 96%

"OD" menorde 96%

Profundidad mayorde20% del promedio deespesor adyacente a,o espesor remanentemenor de 80% paratransversales (70%para longitudinales)

"OD" menorde 96%

"OD" mayor del 04%




Ninguna °

Condiciones InternasPicaduras deCorrosion

Erosion y desgastede la pared intema

Mandril (Drift)Recalque externo

Recalque intemo c

Grietas

Espesor remanente nomenorde 87,5 % medidodesde la base de lapicadura mas profunda

Espesor remanente nomenor de 87,5 %

No menos de (0.031pulgadas) mas pequenoque diametro interne (ID)especificado

Ninguna D

Espesor remanente nomenor de 80% medidodesde la base de lapicadura mas profunda


No menos de (0.031pulgadas} mas pequenoque diametro intemo (ID)especificado

Ninguna D

Espesor remanente nomenorde 70% medidodesde la base de lapicadura masprofundaEspesor remanente nomenorde 70%

No menos de (0.031pulgadas) maspequeno que diametrointemo (ID)especificadoNinguna b

Espesor remanentemenorde 70% medidodesde la base de lapicadura masprafundaEspesor remanentemenorde 70%

No menos de (0.031pulgadas) maspequeno que diametrointerne (ID)especificadoNinguna D

a. E! promediode pared adyacentesedeterminamidiendoe! espesorde pared acadaladodel corteo arrancadura adyacenteala penetracion mas profunda.

b. En cualquier clasificaci6n donde aparezcan grietas o lavaduras (washout), el tubo se identifica con una banda raja y seconsidera como inadecuado para continuar en servicios de perforacion.

b. Se aplica a los recalques internos que se han agrandado maquinando.

43

Practica Recomcndada API RP 7G-2 / ISO 10407-2

Tabia D.1 - Fuerza de Magnetizacion Longitudinal para Inspecciones en el Diametro Interne1

Designacion a

23/827/83/2

44/2

55/2

65/8

2Diametro Extern o

pulgadas

23/827/83/2

44Y 2

55V2

65/8

3 4Ampere-vueltas

BobinadeS" (ID)

6400670072007600790082008600N/A

BobinadelO" (ID)

7400780083008700910096001000010900

5Causes Mmimos enaire al centre de la

Bobina270285305320335350365400

a Denominacion (Label) es para informacion y para asistir al poner la orden.

Tabia D.2 - Requisites de corriente para la magnetizacion con conductor interno1

Numerode Pulsos

UnosDosTres

2 Q

Tipo de Suministro de CorrienteBateria

Amperes/pulqada300N/AN/A

AC Rectificada TrifasicaAmperes/pulqada

300N/AN/A

4Unidades de Descarga de

Capacitores a

Amperes por Lbs/pie240180145

a Para determinar el arnperaje requerido, multiplicar el valor en la columna 4 por la masa lineal, expresada en libras por pie.

Tabia D.3 - Longitudes de rosca compensadas y tamafio de las puntas de contactopara la medicion de paso (lead) paralelo al cono dela conexion.

Roscaspor

Pulgada

55444

3.53.53

Paso(pitch)

0.2000.2000.2500.2500.250

0.285710.28571

i 0.3333

Conicidad(Taper)

Pulg/pulg1/61/41/81/61/41/61/4

5/48

Tamano de lapunta de contacto

+ 0.002 pulqadas0.1150.1150.1440.1440.1440.2020.202

Longitud de Rosca(paralelo al eje de roscas)8

pulgadas111112'i*-

0.236 | 1

Longitud Compensada(paralelo al cono de

roscas}3

pulgadas1 .003471 .007781.001951 .003471 .007782.006932.015561.00136

a

44

Practica Recomendada para la Inspeccidn y Clasificaci6n de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.

Tabla D.4 - Valores dimensionales para !a clasificacion del cuerpo del tubo para tuberia de Perforacidn.

1Desig-nacion

1 '

23/823/827/827/831/231/231/2

444

41/2

41/2

41/2

41/2

41/2

41/2555

51/251/251/265/865/8

2Desig-nacion

2 s

4.856.656.8510.409.5013.3015.5011.8514.0015.7013.7516.6020.0022.8224.6625.5016.2519.5025.6019.2021.9024.7025.2027.70

3Codice

dePeso"

121212312312345612312323

4DiametroExterno

ODPulg.2.3752.3752.8752.8753.5003.5003.5004.0004.0004.0004.5004.5004.5004.5004.5004.5005.0005.0005.0005.5005.5005.5006.6256.625

5Peso

Nominal

Lb/pie4.856.656.8510.409.5013.3015.5011.8514.0015.7013.7516.6020.0022.8224.6625.5016.2519.5025.5019.2021.9024.7025.2027.70

6Pared

Nominal

pulg0.1900.2800.2170.3620.2540.3680.4490.2620.3300.3800.2710.3370.4300.5000.5500.5750.2960.3620.5000.3040.3610.4150.3300.362

7 i 8Espesor delporcentajeRemanente{pulgadas)

80%0.1520.2240.1740.2900.2030.2940.3590.2100.2640.3040.2170.2700.3440.4000.4400.4600.2370.2900.4000.2430.2890.3320.2640.290

70%0.1330.1960.1520.2530.1780.2580.3140.1830.2310.2660.1900.2360.3010.3500.3850.4020.2070.2530.3500.2130.2530.2900.2310.253

9 10Diametro externoen el Porcentaje

de a time n to(pulgadas)

4%2.470

"2.990

"

3.640""

4.160""

4.680"""""

5.200""

5.720""

6.89011

3%2.446

"

2.961"

3.605""

4.120""

4.635"""""

5.150""

5.665""

6.824"

11 12Diametro externoen et Porcantaja

de reduccion{pulgadas)

3%2.304

"

2.789"

3.395""

3.880""

4.365"""""

4.850"•«

5.335""

6.426"

4%2.280

"•2.760

"3.360

""

3.840""

4.320"""""

4.800""

5.280""

6.360"

a La designation (labe) son para informacion y asistencia at ordenar.

b El codigo de peso "2" et peso estandar para este tamano de tubo.

45


Tabla 0.9 - Dimensiones de las Conexiones para "Drill Collars'Sin aliviadores de Esfuerzo)

1Designacion a

ConexionRotaria con

Hombro

IMC23

NC26

NC31

NC35

NC38

NC40

NC44

NC46

NC50

NC56

NC61

NC70

NC77

2 3/8 REG

2 7.'3 REG

3 1/2 REG

4 1/2 REG

5 1/2 REG

6 5,'S REG

7 5/8 REG FF

7 5-'8 REG LT

6 5:9 REG FF

3 5-3 REG LT

2 3/3 SH

2 7/8 SH

3 ', C SH

4SH

4 1/2 SH

2 3/8 PAC

2 7i9 PAC

31. -2 PAC

2 3/3 SLH-90

T 7.-S SLH-^Q

2 3,'3 OH

2 7/8 OH

2 7/8 XM

3 V2 XH

3 1/2 FH

2Diametro

del Abocar-dado

(Counter-bore)

QcoDLTOTO2 11/16

3

331*4

3778

46/64

4 13/32

43/4

4 31/32

SI'S6

68/16

77MB

8 i/s23«

31/8

35/8

43;-*5 -4V64

€ 1 / 8

7 5/32

7 13/13

S 7/54

9 1/16

25/16

3333/64

3 15/18

4&«42 15/33

241-**

311/64

253*4

3 ia-e-:"• -7 if.

31*

327*4

3 15/16

47;«4

3Longitud(Profun-

didad) delAbocar-

dado

Lqcminimo

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9M6

9/16

9/16

5/16

9/16

5/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

S/16

5/16

5/16

9/16

S ^ ' S

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

4Longituddel Pin

LpCminimo

27/3

27/3

33/8

35/8

37/8

43#

43/8

43/8

43/8

47/8

53/8

57/3

63/8

2773

33/8

35/8

4 1,8

45/3

47/3

5 1/3

5 1/8

5 T/4

SIM27r3

27/8

33/3

3 3/8

37/3

2 T/4

2 irt

3 1/8

23/4

7 7 3

2:M

23.4

37/8

33®

35/8

5Longituddel Pin

Lpcmaxima

3 1/1«

3 wie39/ie

3 13/10

4 1/16

4W1C

4ft'ie

4W16

4ftf16

5 W10 '

Si;ie

6 wieeane

3 VI 6

3&'16

3 13/18

4&'16

4 13/16

5 1/1 6

5 sne5 sne5 7/16

57/16

3 T/16

31/16

3W10

3 9/13

4 t/16

27/16

27/1«

3 5-'1 9

2 7/B

3

27/16

2 15/16

4 1/19

3»ie3 13/18

6Longitud

de la basedel pin(cuello)

Lpbmaxima

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

&ie9/16

9/16

9/16

9/16

5/16

9/16

9/16

9/16

&/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

5V16

5/16

5/16

1/4

1:'4

5/16

5/16

9/16

9/16

9/16

7Longitud

de lasRoscas de

la Caja

LBTminima

3 1/59

3 1/18

36/16

3 13/19

4 1/16

4 8/19

4 S/!6

4S/5«

46/16

5 1/18

58/16

6 1/18

6 8M«

3 1/56

3 M6

3 13/J3

45/16

4 13H3

5 T/:e

SSfie5 e/;c5 7/te5 7/1 6

3 1.M8

3 1 /T6

38/16

36/16

4 me

2 7/T6

2 7/16

35/16

2 15/13

3 i - - '

2 7 = : 6

2 15.-15

4 1/16

3 S/16

313/18

8Profundidad

de la Caja(Box)

i-BCminima

36/19

36/1S

4 1/19

45/16

4 B/18

5 1/13

51/18

51/18

5 1/16

5S/I8

6 1/18

69/18

7 1/16

3 6/16

4 1/16

45/18

4 13/16

5 5/18

s«/ie5 13/16

5 13/16

5 15/16

5 15/16

3 9/18

39/18

4 1/18

4 P/13

4 &/18

2 15/18

2 15/16

3 i?.'ie3 7/16

3 ?"'15 :

2 i5.(ie

3 ;,/l3

4 9/ift

4 1/18

45/18

Annex D(informative)

USC units

Table D.1 — Longitudinal magnetizing force for inside-diameter inspections

1Label a

2 3/8

27/8

3 1/2

4

4 1/2

5

5 1/2

6 5/8

2

Outside diameter

in

2 3/8

27/8

3 1/2

4

4 1/2

5

5 1/2

65,'8

3 4

Ampere turns

8 in ID coil

6400

6700

7200

7600

7900

8200

8600

N/A

10 in ID coil

7400

7800

8300

8700

9100

9600

10000

10900

5

Minimum gauss inair at centre of coil

270

285

305

320

335

350

365

400

a Labels are for informalion and assistance in ordering.

Table D.2 — Current requirements of internal conductor magnetization

1Number of

pulses

One

Two

Three

2 3

Power supply type

BatteryAmps per in

300

N/A

N/A

3-phase rectified ACAmps per in

300

N/A

N/A

4

Capacitor dischargeunite3

Amps per Ib/ft

240

180

145

a To detennine the amperage required, multiply the value in column 4 by the linear mass, expressed inpounds per foot, of the pipe.

CoBVrtght American Petroleum ir-sWutsProinOad by IHS under license with APINn reproduction or networking parrniaed wir

173Ucen!H8=Natton3lQlhiV9llV3rcof59(I9fiBnD2. Usar-Bina, JaNot forRssata. 0!/iO20ia or 3' on MBT

174 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS

Table D.3 — Compensated thread lengths and contact-point sizefor lead measurements parallel to taper cone

Threads perinch

5

5

4

4

4

3.5

3.5

3

Pitch

0.200

0.200

0.250

0.250

0.250

0.285 71

0.285 71

0.333 3

Taper

in/in

1/6

1/4

1/8

1/6

1/4

1/6

1/4

5/48

Contact-point sizefor lead gauge

± 0.002in

0.115

0.115

0.144

0.144

0.144

0.202

0.202

0.236

Thread length(parallel to

thread axis)9

in

1

1

1

1

1

2

2

1

Compensated length(parallel to

taper cone) a

in

1 .003 47

1 .007 78

1 .001 95

1 .003 47

1 .007 78

2.006 93

2.01556

1.001 36

a Thread length is parallel to thread length. Compensated thread length is for measurements parallel to the taper cone.

Cooyngftt Ajnencai"* Patroleum InstituteProvided By IHS undar liconsB with APINo reprcduclion cr networking parnirttsd without b Nol tor Hssale. 02'1C'2010 07j37'00 MET

API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/ISO 10407-2 175

Table B.4 — Dimensional values for classification of drill-pipe tubes

1Label1a

23/8

23/8

27/8

27/8

3 1/2

31/2

31/2

4

4

4

41/2

4 1/2

4 1/2

4 1/2

4 1/2

4 1/2

5

5

5

5 1/2

5 1/2

5 1/2

65/8

65/8

2

Label2a

4.85

6.65

6.85

10.40

9.50

13.30

15.50

11.85

14.00

15.70

13.75

16.60

20.00

22.82

24.66

25.50

16.25

19.50

25.60

19.20

21.90

24.70

25.20

27.70

3

Weightcodeb

1

2

1

2

1

2

3

1

2

3

1

2

3

4

5

6

1

2

3

1

2

3

2

3

4

OD

in

2.375

2.375

2.875

2.875

3.500

3.500

3.500

4.000

4.000

4.000

4.500

4.500

4.500

4.500

4.500

4.500

5.000

5.000

5.000

5.500

5.500

5.500

6.625

6.625

5

Nominallinearmass

Ibffi

4.85

6.65

6.85

10.40

9.50

13.30

15.50

11.85

14.00

15.70

13.75

16.60

20.00

22.82

24.66

25.50

16.25

19.50

25.60

19.20

21.90

24.70

25.20

27.70

6

Nominalwall

in

0.190

0.280

0.217

0.362

0.254

0.368

0.449

0.262

0.330

0.380

0,271

0.337

0.430

0.500

0.550

0.575

0.296

0.362

0.500

0.304

0.361

0.415

0.330

0.362

7 8

Wall at percentremaining

in

80%

0.152

0.224

0.174

0.290

0.203

0.294

0.359

0.210

0.264

0.304

0.217

0.270

0.344

0.400

0.440

0.460

0.237

0.290

0.400

0.243

0.289

0.332

0.264

0.290

70%

0.133

0.196

0.152

0.253

0.178

0.258

0.314

0.183

0.231

0.266

0.190

0.236

0.301

0.350

0.385

0.402

0.207

0.253

0.350

0.213

0.253

0.290

0.231

0.253

9 10

OD at percentincrease

in

4%

2.470

2.470

2.990

2.990

3.640

3.640

3.640

4.160

4.160

4.160

4.680

4.680

4.680

4.680

4.680

4.680

5.200

5.200

5.200

5.720

5.720

5.720

6.890

6.890

3%

2.446

2.446

2.961

2.961

3.605

3.605

3.605

4.120

4.120

4.120

4.635

4.635

4.635

4.635

4.635

4.635

5.150

5.150

5.150

5.665

5.665

5.665

6.824

6.824

11 12

OD at percentreduction

in

3%

2.304

2.304

2.789

2.789

3.395

3.395

3.395

3.880

3.880

3.880

4.365

4.365

4.365

4.365

4.365

4.365

4.850

4.850

4.850

5.335

5.335

5.335

6.426

6.426

4%

2.280

2.280

2.760

2.760

3.360

3.360

3.360

3.840

3.840

3.840

4.320

4.320

4.320

4.320

4.320

4.320

4.800

4.800

4.800

5.280

5.280

5.280

6.360

6.360

a Labels are for information and assistance in ordering.

b Weight code 2 designates standard mass for this pipe size.

Copyright American Petroleum InstituteProvided bv IMS unasr license wWi APINo iBcrodudion or rwtoorking pamitted wilhout Bcsnae from IMS

Ln»rSBe-NHtanalOil«B)IVdrco.'5S0963110i. User=Rios JorgeNot far Rsssle, 02/10/2010 07 37.00 MST


Table D.5 — Dimensional values for classification of work-string tubing

1Label1a

1.050

1.050

1.315

1.315

1.660

1.660

1.660

1.900

1.900

1.900

2.063

2.063

2 3/8

2 3/8

2 3/8

2 3/8

27/8

27/8

27/8

27/8

27/8

27/8

3 1/2

3 1/2

3 1/2

3 1/2

3 1/2

4 1/2

4 M2.

2

Label2a

1.20

1.50

1.80

2.25

2.40

3.02

3.24

2.90

3.64

4.19

3.25

4.50

4.70

5.30

5.95

7.70

6.50

7.90

8.70

9.50

10.70

11.00

9.30

12.80

12.95

15.80

16.70

15.50

19.20

3

OD

in

1.050

1.050

1.315

1.315

1.660

1.660

1.660

1.900

1.900

1.900

2.063

2.063

23/8

23/8

23/8

23/8

27/8

27/8

27/8

27/8

27/8

27/8

3 1/2

3 1/2

3 1/2

3 1/2

3 1/2

4 1/2

d -,.'2

4

Nominallinearmass

Ib/ft

1.20

1.50

1.80

2.25

2.40

3.02

3.24

2.90

3.64

4.19

3.25

4.50

4.70

5.30

5.95

7.70

6.50

7.90

8.70

9.50

10.70

11.00

9.30

12.80

12.95

15.80

16.70

15.50

5

Nominalwall

in

0.113

0.154

0.133

0.179

0.140

0.191

0.198

0.145

0.200

0.219

0.156

0.225

0.190

0.218

0.254

0.336

0.217

0.276

0.308

0.340

0.392

0.405

0.254

0.368

0.375

0.476

0.510

0.337

6

War

87.5 %

0.099

0.135

0.116

0.157

0.122

0.167

0.173

0.127

0.175

0.192

0.136

0.197

0.166

0.191

0.222

0.294

0.190

0.242

0.270

0.296

0.343

0.354

0.222

0.322

0.328

0.416

0.446

0.295

iS./O 0.430 0,376

7

I at peremainin

in

80%

0.090

0.123

0.106

0.143

0.112

0.153

0.158

0.116

0.160

0.175

0.125

0.180

0.152

0.174

0.203

0.269

0.174

0.221

0.246

0.272

0.314

0.324

0.203

0.294

0.300

0.381

0.408

0.267

0.344

8

sent

g

70%

0.079

0.108

0.093

0.125

0.098

0.134

0.139

0.102

0.140

0.153

0.109

0.1575

0.133

0.153

0.178

0.236

0.152

0.193

0.216

0.238

0.274

0.284

0.178

0.258

0.262

0.333

0.357

0.236

0.301

9

Maxperc

4%

1.092

1.092

1.368

1.368

1.726

1.726

1.726

1.976

1.976

1.976

2.146

2.146

2.470

2.470

2.470

2.470

2.990

2.990

2.990

2.990

2.990

2.990

3.640

3.640

3.640

3.640

3.640

4.680

4.680

10

mum 0ant incr

in

3%

1.082

1.082

1.354

1.354

1.710

1.710

1.710

1.957

1.957

1.957

2.125

2.125

2.446

2.446

2.446

2.446

2.961

2.961

2.961

2.961

2.961

2.961

3.605

3.605

3.605

3.605

3.605

4.635

4.635

11

Datsase

• 2%

1071

1071

1.341

1.341

1.693

1.693

1.693

1.938

1.938

1.938

2.104

2.104

2.422

2.422

2.422

2.422

2.933

2.933

2.933

2.933

2.933

2.933

3.570

3.570

3.570

3.570

3.570

4.590

-590

12

Maxperct

2%

1.029

1.029

1.289

1.289

1.627

1.627

1.627

1.862

1.862

1.862

2.022

2.022

2.328

2.328

2.328

2.328

2.818

2.818

2.818

2.818

2.818

2.818

3.430

3.430

3.430

3.430

3.430

4.410

4.4"C

13

mum Osnt deer

in

3%

1.018

1.018

1.276

1.276

1.610

1.610

1.610

1.843

1.843

1.843

2.001

.001

2.304

2.304

2.304

2.304

2.789

2.789

2.789

2.789

2.789

2.789

3.395

3.395

3.395

3.395

3.395

4.365

14

Datease

4%

1.008

1.008

1.262

1.262

1.594

1.594

1.594

1.824

1.824

1.824

1.980

1.980

2.280

2.280

2.280

2.230

2.760

2.760

2.760

2.760

2.760

2.760

3.360

3.360

3.360

3.360

3.360

4.320

, 4.320

a Labels are ior information and assistance in or 1=r r.g.


Table D.6 — Used tool-joint criteria

1 2 3 4 5 6

Pipe data

Label1a

23/8

23/8

27/8

27/8

3 1/2

Label2a

iV*$\f

V

4.85

6,65

6.85

10.40

9.50

Newpipe OD

in

23/8

23/8

27/8

27/8

31/2

Nominallinearmass

Ib/ft

4.85

6.65

6-85

10.40

9.50

Pipegrade

/f

E75

E75

X95

G105

E75

E75

X95

G105

S135

E75

Tool-jointconnection

label a .p

r-'; /

NC26

WO

2 3/8 OHLW

23/8SL-H90

23/8PAC

NC26

23/8SL-H90

2 3/8 OHSW

NC26

NC26

NC31

2 7/8 WO

2 7/8 OHLW

2 7/8SL-H90

NC31

2 7/8 XH

NC26

2 7/8 OHSW

27/8SLH90

2 7/8 PAC

NC31

27/8SL-H90

NC31

NC31

NC38

3 1/2 OHLW

31/2SL-H90

7 8 9

Premium class

MinimumODtooljoint

»Sin

31/8

31/16

3

231/32

225/32

33/16

31/32

31/16

31/4

39/32

311/16

35/8

31/2

3 1/2

3 13/16

3 23/32

33/8

3 19/32

319/32

31/8

3 29/32

311/16

3 15/16

4 1/16

413/32

49/32

43/16

ff?Sl"*-4&P*'

*tiin

1 31/32

21/8

23/32

23/16

1 3/8

23/32

23/32

2 1/16

2

1 15/16

2 17/32

219/32

27/16

219/32

21/2

2 13/32

1 23/32

29/32

215/32

1 7/32

25/16

25/16

21/4

2 1/32

33/16

33/32

35/32

Minimumbox

shoulderwidth

eccentricwear

5W

in

3/64

1/16

1/16

1/16

9/64

5/64

3/32

3/32

7/64

1/8

5/64

5/64

7/64

3/32

9/64

9/64

11/64

5/32

9/64

15/64

3/16

3/16

13/64

17/64

1/8

1/8

7/64

10 11 j 12

Class 2

MinimumODtooljoint

Dfiin

33/32

3 1/32

231/32

2 15/16

223/32

35/32

2 31/32

31/32

37/32

31/4

3 21/32

319/32

37/16

37/16

33/4

321/32

3 11/32

39/16

317/32

31/8

327/32

35/8

37/8

4

411/32

41/4

45/32

MaximumID tooljoint

4lin

21/16

25/32

25/32

27/32

1 19/32

25/32

25/32

2 1/8

23/32

2 1/32

2 11/16

221/32

21/2

25/8

2 19/32

2 1/2

1 27/32

23/8

2 17/32

1 13/32

27/16

213/32

23/8

2 13/16

21/4

35/32

33/16

Minimumbox

shoulderwidth

eccentricwear

5W

in

1/32

3/64

3/64 ;.

3/64 :=

7/64 ;'

1/16 :1/16

5/64

3/32

7/64

1/16

1/16

5/64

1/16

7/64

7/64

5/32

7/64

7/64

15/64

5/32

5/32

11/64

15/64

3/32

7/64

3/32

Copyright American pBiraLaum InstituteProvided by iHS under license wflri APINo reproduction or networking permitted without license from IHS

Ljcenssg=Noiional Oilwall VarcoreBoaesi I oz. Uaer Rkis. JoNot for Resale, QZ/10/ZOia 07:37 OQ MST


Table D.6 (continued)

1 2 3 4 5 6

Pipe data

Label1a

3 1/2

31/2

4

4

4

Label2a

13.30

15.50

11.85

11.85

14-00

Newpipe OD

in

31/2

31/2

4

4

4

Nominallinearmass

Ib/ft

13.3

15.5

11.85

11.85

14

Pipegrade

E75

X95

G105

S135

E75

X95

G105

S135

G105

S135

E75

E75

E75

X95

G105

S135


label a

NC38

NC31

3 1/2 OHSW

3 1/2 H90

NC38

31/2

SL-H90

3 1/2 H90

NC38

NC40

NC38

NC38

NC38

NC38

NC38

NG4Q

NC40

NC46

4 WO

40HLW

4H90

NC40

NC46

4SH

4 OHSW

4H90

NC40

NC46

4H90

NC40

NC46

4H90

NC46

7 8 9

Premium class

MinimumOD tool

joint

%in

4 1/2

4

4 13/32

4 17/32

4 19/32

43/8

45/8

4 21/32

5

4 13/16

4 17/32

4 21/32

4 23/32

4 29/32

4 15/16

53/32

57/32

5 7/32

5

47/8

413/16

59/32

47/16

5 1/16

415/16

415/16

53/8

5 1/32

5

57/16

53/32

59/16

MaximumID tooljoint

4iin

3 1/16

21/8

2 15/16

35/16

27/8

27/8

35/32

2 25/32

2 29/32

2 17/32

2 31/32

2 25/32

2 21/32

2 11,32

3 1/16

2 13/16

4 1/32

4 1/32

325/32

3 23/32

31/4

315/16

2 19/32

3 11/16

321/32

31/16

313/16

3 1/2

2 15/16

33/4

37/16

31/2

Minimumbox

shoulderwidth

eccentricwear

^win

11/64

15/64

3/16

1/8

7/32

13/64

11/64

1/4

9/32

21/64

3/16

1/4

9/32

P'32

1/4

21/64

7/64

7/64

9/64

7/64

3/16

9/64

15/64

11/64

9/64

1/4

3/16

?'15

9/32

7/32

7/32

9/32

10 11 12

Class 2

MinimumODtooljoint

°ilin

47/16

3 15/16

4 11/32

4 1/2

4 17/32

45/16

49/16

4 19/32

4 29/32

4 23/32

4 15/32

4 19/32

45/8

4 25;32

4 27/32

431/32

55/32

55/32

415/16

4 27/32

43/4

57/32

43/8

5

4 7/8

4 27/32

55/16

4 3'.*'^

4 29/32

5 11/32

51/32

51/2

MaximumID tooljoint

rftiin

31/8

29/32

3 1/16

33/8

3

231/32

3 1/4

2 7/8

3 1/16

2 29/32

33/32

2 29/32

2 13/16

2 19/32

3 3/16

2 31/32

43/32

43/32

3 27/32

325/32

3 11/32

4 1/32

223/32

325/32

3 23/32

33/16

3 15/16

3 19/32

33/32

327/32

3 15/32

3 21/32

Minimumbox

shoulderwidth

eccentricwear

5W

in

9/64

13/64

5/32

7/64

3/16

11/64

9/64

7/32

15/64

9/32

5/32

7/32

15/64

3/16

13/64

17/64

5/64

5/64

7/64

3/32

5/32

7/64

13/64

9/64

7/64

13/64

5/32

5/32

15/64

11/64

3/16

1/4

Copyright Amuiiceti Pet-oleum Institute"Kivided by IMS under liqcnss witti HPIMo reproduction ornBtworking parmirtert wlhnut license from IMS NolforRasaiu,02.i10/2<J'[JQ/ 37 03 MSI

API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/1S010407-2 179


1 2 3 4 5 6

Pipe data

Label1a

4

4 T2

41/2

41/2

Label2a

15.70

16.60

20.00

20-00

Newpipe OD

in

4

4 1/2

41/2

4 1/2

Nominallinearmass

Ib/ft

15.7

16-60

20.00

20

Pipegrade

E75

X95

G105

S135

E75

X95

G105

S135

E75

X95

X95

G105

S135

Tool~joJntconnection

label3

NC40

NC46

4H90

NC40

NC46

4H90

NC46

4H90

NC46

41/2FH

NC46

4 1/2 OHSW

NC50

4 1/2 H-90

4 1/2 FH

NC46

NC50

4 1/2 H-90

4 1/2 FH

NC46

NC50

4 1/2 H-90

NC46

NC50

41/2FH

NC46

NC50

4 1/2 H-90

41/2FH

NC46

NC50

4 1/2 H-90

NC46

NC50

NC50

7 8 9

Premium dass

MinimumODtooljoint

DSin

47/8

55/16

431/32

5

57/16

53/32

515/32

55/32

521/32

53/8

513/32

57/16

523/32

5 11/32

5 1/2

517/32

527/32

5 15/32

59/16

519/32

529/32

51/2

525/32

6 1/16

515/32

5 1/2

5 13/16

513/32

55/8

521/32

515/16

59/16

523/32

61/32

67/32

MaximumID tooljoint

4iin

31/8

329/32

3 19/32

231/32

33/4

37/16

3 21/32

3 11/32

313/32

35/8

3 25/32

3 15/16

45/16

329/32

313/32

3 19/32

45/32

33/4

3 21/32

31/2

4 1/16

321/32

35/32

3 13/16

31/2

35/8

43/16

325/32

37/32

3 13/32

4

39/16

31/4

329/32

319/32

Minimumbox

shoulderwidth

eccentricwear

Sw

in

7/32

5/32

5/32

9/32

7/32

7/32

15/64

1/4

21/64

13/64

13/64

13/64

5/32

3/16

17/64

17/64

7/32

1/4

19/64

19/64

1/4

17/64

25/64

21/64

1/4

1/4

13/64

7/32

21/64

21/64

17/64

19/64

23/64

5/16

13/32

10 11 12

Class 2

MinimumOD tooljoint

°tiin

425/32

51/4

429/32

429/32

511/32

51/32

5 13/32

5 1/16

517/32

59/32

5 11/32

• 53/8

511/16

59/32

5 13/32

57/16

525/32

53/8

515/32

51/2

513/16

57/16

521/32

531/32

53/8

513/32

53/4

511/32

517/32

59/16

57/8

515/32

55/8

529/32

63/32

MaximumID tooljoint

4iin

39/32

331/32

321/32

33/32

327/32

3 17/32

3 25/32

315/32

39/16

3 23/32

37/8

41/32

4 13/32

4

39/16

323/32

41/4

327/32

325/32

35/B

43/16

325/32

33/8

331/32

35/8

33/4

45/16

37/6

33/8

39/16

41/8

323/32

315/32

41/32

325/32

Minimumbox

shoulderwidth

eccentricwear

\n

11/64

1/8

1/8

15/64

11/64

3/16

13/64

13/64

17/64

5/32

11/64

11/64

9/64

5/32

7/32

7/32

3/16

13/64

1/4

1/4

13/64

15/64

21/64

9/32

13/64

13/64

3/16

3/16

9/32

9/32

15/64

1/4

5/16

1/4

11/32

-py^tit A^nca-r . 02J1OIZ01Q 07-37iOO MST



1 2 3 4 5 6

Pipe data

Labella

5

5

5 1/2

5 M2

65/8

65/8

Label2a

19.50

25.60

21.90

24.70

25.20

27.70

Newpipe OO

in

5

5

51/2

51/2

65/8

65/8

Nominallinearmass

Ib/ft

19.5

25.6

21.90

24.70

25.20

27.70

Pipegrade

E75

X95

G105

S135

E75

X95

G105

SI 35

E75

X95

G105

S135

E75

X95

G105

S135

E75

X95

G105

S1o5

L-75

X95

G105

S135


label a

NC50

NC50

5H-90

NC50

5H-90

NC50

51/2FH

NC50

5 1/2 FH

NC50

51/2FH

NC50

5 1/2 FH

5 1/2 FH

5 1/2 FH

51/2FH

5 1/2 H-90

51/2FH

51/2FH

51/2FH

51/2FH

5 1/2 FH

51/2FH

6 5/8 FH

6 5/8 FH

6 5/8 FH

6 5/e FH

6 5/5 FH

6 5/8 FH

6 5/8 FH

6 5/8 FH

7 8 9

Premium class

MinimumOD tooljoint

Dt\n

57/8

6 1/32

5 27/32

63/32

529/32

65/16

63/4

6 1/32

61/2

67/32

6 21/32

69/32

623/32

6 1.';-".'!

6 15/32

65/8

63/16

6 23/32

6 15/16

69/16

6 23/32

625/32

71/32

77/16

75/8

7 11/16

7 29/32

71/2

711/16

73/4

3

MaximumID tooljoint

4iin

43/32

37/8

3 27/32

3 25/32

33/4

33/32

4 1/4

3 29/32

45/8

39/16

43/8

37/16

49/32

3 29/32

45/8

4 11/32

3 15/16

49/32

315/16

4 17/32

49/32

45/32

323/32

5 15/32

53/16

53/32

4 11/16

53/8

53/32

415/16

4 17/32

Minimumbox

shoulderwidth

eccentricwear

*win

15/64

5/16

19/64

11/32

21/64

29/64

3/8

5/16

1/4

13/32

21/64

7/16

23/64

1 •VSZ

15/64

5/16

21/64

23/64

15/32

9/32

23/64

25/64

33/64

1/4

11/32

5/8

31/G4

9/32

3/8

13/32

17/32

10 11 12

Class 2

MinimumOD tooljoint

D*in

5 13/16

5 15/16

53/4

6

5 13/16

63/16

65/8

5 15/16

63/32

63/32

69/16

6 5/32

65/8

6 13.'!:-

63/32

617/32

63/32

6 19/32

6 13/16

6 15/32

6 19/32

6 11/16

67/8

73/8

7 1/2

7 19/32

7 25/32

713/32

79/16

721/32

727/32

MaximumID tooljoint

4iin

47/32

4

321/32

315/16

37/8

3 5/8

43/32

4 1/32

43/4

3 25/32

4 17/32

3 21/32

4 7/16

4 1/8

4 3/4

4 17/32

4 5/32

47/16

45/32

411/16

47/16

411/32

4

59/16

53/8

59/32

4 15/16

5 1/2

59/32

51/8

425/32

Minimumbox

shoulderwidth

eccentricwear

sw

in

13/64

17/64

1/4

19/64

9/32

25/64

5/16

17/64

13/64

11/32

9/32

3/8

5/16

13/3?

13/64

17/64

9/32

19/64

13/32

15/64

19/64

11/32

7/16

7/32

9/32

21/64

27/64

15/64

5/16

23/64

29/64


API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/IS010407-2 181

Table O.7 — Tool-joint-connection dimensional requirements

Dimensions in inches

1Label a rotary-shoulderedconnection

NC23

NC26

NC31

NC35

NC38

NC40

NC44

NC46

NC50

NC56

NC61

NC70

NC77

2 3/8 SH

2 7/8 SH

3 1/2 SH

4SH

4 1/2 SH

2 3/8 PAC

2 7/8 PAC

2 3/8 SLH-90

2 7/8 SLH-90

2 3/8 OH

2 7/8 OH

2 7/8 XH

3 1/2 XH

4 1/2 FH

5 1/2 FH

6 5/8 FH

2 3/8 IF

2 7/8 IF

3 1/2 IF

5 1/2 IF

6 5/8 IF

3 1/2 H-90

4H-90

4 1/2 H-90

5 H-90

5 1/2 H-90

6 5/8 H-90

2

Counterborediameter

Qcmax.

2 11/16

3333/64

37/8

49/64

413/32

43/4

4 31/32

53/8

6

69/16

77/16

8 1/8

29/16

3

333/64

315/16

49/64

2 15/32

2 41/64

2 53/64

3 19/64

2 55/64

3 17/64

3 27/64

315/16

4 15/16

5 31/32

6 29/32

3

3 33/64

49/64

633/64

7 37/64

41/4

45/8

4 61/64

515/64

5 1/2

61/8

3

Counter-bore length

LQCmin.

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

5/16

5/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

4

Length pin

LPCmin.

27/8

27/833/8

35/8

37/8

43/8

43/8

43/8

43/8

47/8

53/8

57/8

63/8

23/4

27/8

33/8

33/8

37/8

2 1/4

2 1/4

23/4

27/B

2 1/4

23/4

37/8

33/8

37/8

47/8

47/8

27/8

33/8

37/8

47/8

47/8

37/8

41/8

43/8

45/8

45/8

47/8

5

Length pin

^PCmax.

3 1/16

31/16

39/16

33/16

41/16

49/16

49/16

49/16

49/16

5 1/16

59/16

61/16

69/16

2 15/16

3 1/16

39/16

39/16

4 1/16

27/16

27/16

27/8

3

27/16

2 15/16

41/16

39/16

41/16

5 1/16

51/16

31/16

39/16

41/16

51/16

5 1/16

4 1/16

45/16

49/16

413/16

4 13/16

5 1/16

6

Lengthpin base

Lpbmax.

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

5/16

5/16

1/4

1/4

5/16

5/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

7/16

7/16

7/16

7/16

7/16

7/16

7

Length boxthreads

^•BTmin.

31/16

31/16

39/16

3 13/16

4 1/16

49/16

49/16

49/16

49/16

5 1/16

59/16

61/16

69/16

3 1/16

31/16

39/16

39/16

49/16

27/16

27/16

2 15/16

31/16

27/16

2 15/16

4 1/16

39/16

41/16

51/16

51/16

31/16

39/16

4 1/16

51/16

51/16

41/16

45/16

49/16

413/16

413/16

51/16

8

Box depth

LBCmin.

39/16

39/16

41/16

45/16

49/16

51/16

51/16

51/16

51/16

59/16

61/16

69/16

7 1/16

39/16

39/16

41/16

49/16

5

2 15/16

2 15/16

37/16

39/16

2 15/16

35/16

49/16

4 1/16

59/16

59/16

59/16

39/16

41/16

49/16

59/16

59/16

49/16

4 13/16

5 1/16

55/16

55/16

59/16

NOTE See Figures 9 and 10.


Copyright American PeiralBum InstituteProvided by IHS undBi li eo rise wild APIMo reproduction or nahvarhing permittsfl w

Licanaea^Malional Ollwell V'arCO/SBQMBI101. Uear^Rios. JntgaNol for Resole. 02/10/2010 07:3T-DQ MST


Table D.8 — Used tool-joint bevel diameters


1

Label b rotary-shoulderedconnection

NC26

NC31

NC38

NC40

NC46

NC50

NC56

3 1/2 FH

4FH

4 1/2 FH

5 1/2 FH

5 1/2 FH

6 5/8 FH

4H-90

4 1/2 H-90

2 7/8 SH

3 1/2 SH

4SH

3 1/2 XH

4 1/2 XH

5XH

2 3

Label b interchangeable rotary-shouldered connections

2 3/8 IF

2 7/8 IF

3 1/2 IF

4FH

4 IF

4 1/2 IF

—

—

—

_

—

_

—

—

—

NC26

NC31

—

—

NC46

NC50

2 7/8 SH

3 1/2 SH

—

—

4 1/2 XH

5XH

—

—

—

—

—

—

—

—

—

2 3/8 IF

2 7/8 IF

—

—

4 IF

4 1/2 IF

4

Used tool-jointOD range c

3 17/64 to 3 3/8

3 61/64 to 4 3/8

4 39/64 to 5

5 1/64 to 5 1/2

523/32 to 6 1/4

6 1/16 to 6 5/8

6 47/64 to 7

4 31/64 to 4 5/8

5 1/64 to 5 1/2

5 23/32 to 6 1/4

6 23/32 to 7 1/4

7 3/32 to 7 1/2

7 45/64 to 8 1/2

5 17/64 to 5 1/2

5 23/321; > 6

3 17/64 to 3 3/8

3 61/64 tO 4 3/8

4 25/64 to 4 5/6

4 17/321043/4

5 23/32 to 6 1/4

6 1/16 to 6 5/8

5

Beveldiameter

%minimum0

31/4

315/16

49/16

5

5 45/64

63/64

6 23/32

4 15/32

5

5 45/64

6 45/64

75/64

7 11/16

5 1/4

5 45/54

3 1/4

3 15/16

4 21/64

4 33/64

5 45/64

63/64

6

Beveldiameter

%maximum d

3 13/32

43/32

4 23/32

55/32

5 55/64

6 13/64

67/8

45/8

55/32

5 55/64

6 55/64

7 15/64

7 27/32

5 13/32

5 55/64

3 13/32

43/32

4 31/64

4 43/64

5 55/64

6 13/64

NOTE See Figures 2 and 10.

a Tool-joint bevel diameters apply to drill-pipe tool joints, lower kelly connections, kelly-saver subs, HWDP and allconnections that make up to these connections.

b Labels are for information and assistance in ordering.

c When the OD becomes smaller than the minimum bevel diameter shown, a reduced bevel of 1/32 in x 45° shallbe ground or machined onto the full circumference of the sealing face of the pin or box. The reduced bevel shall not because for reiectio"


Table D.9 — Drill-collar connection dimensions (without stress-relief features)


1Label a rotary-

shoulderedconnection

NC23

NC26

NC31

NC35

NC38

NC40

NC44

NC46

NC50

NC56

NC61

NC70

NC77

2 3/8 REG

2 7/8 REG

3 1/2 REG

4 1/2 REG

5 1/2 REG

6 5/8 REG

7 5/8 REG FF

7 5/8 REG LT

8 5/8 REG FF

8 5/8 REG LT

23/8SH

2 7/8 SH

3 1/2 SH

4SH

4 1/2 SH

2 3/8 PAC

2 7/8 PAC

3 1/2 PAC

2 3/8 SLH-90

2 7/8 SLH-90

2 3/8 OH

2 7/8 OH

27/8XH

3 1/2 XH

3 1/2 FH

2

Counter-bore

diameter

fic^-Tom

maximum

2 11/16

3

3 33/64

37/8

49/64

4 13/32

43/4

4 31/32

53/8

6

69/16

77/16

81/8

23/4

3 1/8

35/8

43/4

5 41/64

6 1/8

75/32

7 13/16

87/64

91/16

29/16

3

333/64

3 15/16

49/64

2 15/32

2 41/64

3 1 1/64

2 53/64

319/64

27/8

3 1/4

3 27/64

315/16

47/64

3

Counter-bore length

Vminimum

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

5/16

9/16

5/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

5/16

5/16

5/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

4

Length pin

LPC

minimum

27/8

27/8

33/8

35/8

37/8

43/8

43/8

43/8

43/8

47/8

53/8

57/8

63/8

27/8

33/8

35/S

4 1/8

45/8

47/8

5 1/8

51/8

51/4

51/4

27/8

27/8

33/8

33/8

37/8

21/4

2 1/4

• 31/8

23/4

27/8

2 1/4

23/4

37/8

33/8

35/8

5

Length pin

LPCmaximum

31/16

31/16

39/16

3 13/16

41/16

49/16

49/16

49/16

49/16

51/16

59/16

61/16

69/16

3 1/16

39/16

3 13/16

45/16

4 13/16

51/16

55/16

55/16

57/16

57/16

3 1/16

31/16

39/16

39/16

41/16

27/16

27/16

35/16

2 7/8

3

27/16

2 15/16

41/16

39/16

313/16

6

Length pinbase

Vmaximum

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

5/16

5/16

5/16

1/4

1/4

5/16

5/16

9/16

9/16

9/16

7

Length boxthreads

%rminimum

31/16

31/16

39/16

313/16

4 1/16

49/16

49/16

49/16

49/16

5 1/16

59/16

6 1/16

69/16

3 1/16

39/16

313/16

45/16

4 13/16

5 1/16

55/16

55/16

57/16

57/16

31/16

31/16

39/16

39/16

41/16

27/16

27/16

35/16

2 15/16

3 1/16

27/16

2 15/16

41/16

39/16

313/16

8

Box depth

^•BC

minimum

39/16

39/16

4 1/16

45/16

49/16

5 1/16

51/16

51/16

51/16

59/16

61/16

69/16

71/16

39/16

41/16

45/16

4 13/16

55/16

59/16

513/16

5 13/16

5 15/16

5 15/16

39/16

39/16

41/16

49/16

49/16

2 15/16

2 15/16

3 13/16

37/16

39/16

2 15/16

35/16

49/16

4 1/16

45/16

yrxjhl American Palraleum Institutevided by IHS undar license with API<HprQduc*ion or netwurking permitted vnithoui license from IHS




1Label a rotary-

shoulderedconnection

4FH

4 1/2 FH

51/2FH

6 5/8 FH

2 3/8 IF

2 7/8 IF

3 1/2 IF

5 1/2 IF

6 5/8 IF

3 1/2 H-90

4H-90

4 1/2 H-90

5 H-90

5 1/2 H-90

6 5/8 H-90

7 H-90 FF

2

Counter-bore

diameter

2c°r°LTorq

maximum

4 13/32

4 15/16

5 31/64

6 29/32

3

3 33/64

49/64

6 33/64

7 37/64

4 1/4

45/8

4 61/64

5 15/64

5 1/2

6 1/8

65,'B

7 H-90 LT ' " ",

7 5/8 H-90 FF

7 5/8 H-90 LT

8 5/8 H-90 FF

8 5/8 H-90 LT

7 33/64

8 1/16

8 25/64

97/16

3

Counter-bore length

Vminimum

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16- 1 If:• - / ..

9/16

11/32

9/16

11/32

4

Length pin

^PC

minimum

43/8

37/8

47/8

47/8

27/8

33/8

37/8

47/8

47/8

37/8

4 1/8

43/8

45/8

45/8

47/8

5 3'8£. ' - . • " -•j ~j _

6

6

6 1/2

6 1/2

5

Length pin

LPC

maximum

49/16

41/16

51/16

51/16

31/16

39/16

4 1/16

51/16

51/16

4 1/16

4 5/16

49/16

4 13/16

4 13/16

5 1/16

59/16

6

Length pinbase

Vmaximum

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

9/16

7/16

7/16

7/16

7/16

7/16

7/16

7/16

5P-'V-- ' 7'16

63/16

63/16

6 11/16

6 11/16

7/16

7/16

7/16

7/16

7

Length boxthreads

LBT

minimum

49/16

4 1/16

51/16

5 1/16

3 1/16

39/16

4 1/16

5 1/16

5 1/16

4 1/16

45/16

49/16

4 13/16

4 13/16

5 1/16

59/V5

o 's'*i 5

63/16

63/16

6 11/16

6 11/16

8

Box depth

^BC

minimum

5 1/16

59/16

59/16

59/16

39/16

4 1/16

49/16

59/16

59/16

49/16

4 13/16

51/16

55/16

55/16

59/16*"• 4 '* >••o 1.'1o

1fi 1/16

611/16

6 11/16

43/16

43/16

NOTE See Figures 9, 10 and 11.

3 Labels are for information and assistance in ordering.

L'csnsM^'ât'cna! Ciiwe'l Varea'SSOMa-102 U5':r=R-ONolforflesiala, aZIlO/ZOID 07 37-GOMST


Table 0.10 — Dimensional limits on used bottom-hole-assembly connections with stress-relief features a


1Labelb rotary-shoulderedconnection

NC35NC38

NC40NC44

NC46

NC50NC56NC61NC70^-""NC77

4 1/2 REG5 1/2 REG6 5/8 REG

7 5/8 REG FF

7 5/8 REG LT8 5/8 REG FF8 5/8 REG LT

4 1/2 SH3 1/2 FH

4FH

4 1/2 FH5 1/2 FH6 5/8 FH

3 1/2 IF5 1/2 IF

6 5/8 IF3 1/2 H-90

4H-90

4 1/2 H-90

5 H-905 1/2 H-90

6 5/8 H-907 H-90 FF7 H-90 LT

7 5/8 H-90 FF

7 5/8 H-90 LT8 5/8 H-90 FF

2

Counter-bore

diameter

2c °r A.Torq

maximum

37/849/64

4 13/3243/4

4 31/3253/e

6

69/16~~T7ra--~

8 1/843/4

5 41/6461/875/327 13/1687/54

91/16

49/6447/64

4 13/32

415/165 31/64

6 29/3249/646 31/327 37/6441/4

45/8

4 61/645 15/645 1/2

6 1/8

65/873/167 33/64

81/16825/64

5

Counter-bore

length

^•qc

minimum

9/169/169/169/169/169/16

9/169/16

—9/16 --

9/169/169/169/169/165/169/165/16

9/169/169/16

9/169/169/169/169/16

9/169/169/16

9/169/16

9/169/16

9/1611/329/16

11/32

9/16

3

Lengthpin

LPC

minimum

35/8

37/8

43/843/843/8

43/8

47/853/8

- TTTTB"--

63/841/845/847/851/85 1/851/451/4

37/835/843/8

37/847/847/837/847/8

47/8

37/8

41/8

43/845/845/8

47/8

53/853/8

66

61/2

4

Lengthpin

LPC

maximum

313/1641/1649/1649/16

49/1649/1651/1659/16

""6" 1716™

69/16

45/16413/1651/1655/1655/1657/1657/16

41/16313/1649/16

41/1651/165 1/1641/1651/1651/16

41/1645/16

49/16413/16413/16

51/1659/16

59/1663/16

63/166 11/16

6

Pin reliefgroove

dia.

DRGminimum

3.23.477

3.7414.0864.2954.7115.2465.808

"-€.683-7.371

3.9824.8385.3866.3186.3187.277,27

3.477

3 25/643.741

4.149

57/3269/64

3.4775 55/646 59/64

35/84

421/64

4 19/3247/85 1/2

6

6

67/867/873/4

7

Pin reliefgroove

dia.

DRGmaximum

3.2313.5083.7724.1174.3264.7425.2775.839

-•6,714,7.402

4.0134.8695.4176.3496.3497.3017.3013.508

3 27/643.772

4.1851/4

6 11/643.5085 57/64

661/64321/324 1/32

4 23/6445/8

4 29/32

517/32

61/32

61/32629/326 29/32

7 25/32

8Box

borebackcylinder

dia,-

£>cbminimum

315/643 15/32

3 21/324

4 13/64

45/8

4 51/64

5 15/64

...5- §3/64 -6 35/64

3 23/32

41/259/325 55/64

5 55/646 25/326 25/32

3 15/3237/323 21/323 61/64

57/6463/64

3 15/32511/1663/4

39/1637/8

43/16

4 13/324 11/645 17/64

5 17/645 17/64

6

6

63/4

9Box

borebackcylinder

dia.

£>cb

maximum

31/4331/64343/6441/64

47/324 41/64

413/165 1f4

, g.......

69/163 47/644 33/645 19/645 23/325 23/326 51/646 51/64

3 31/64

3 15/64

3 43/64

3 31/3251/861/16

3 31/645 45/646 49/64337/643 57/64

413/64427/64

43/1641/4

4 1/4

41/461/6461/64

6 49/64

10

Boxboreback

threadvanishpoint

LXref.

31/4

3 1/24

4

4

4

4 1/2

551/2

6

33/441/4

4 1/243/4

41/247/847/8

31/2

31/44

3 1/241/241/2

31/241/241/2

31/233/4

4

41/4

41/44 1/2

5

5

55/855/8

61/8

NOTE See Figures 9, 11, 12 and 13.

a Bottom-hole-assembly connections include all connections between, but not including, the bit and the drill pipe.b Labels are for information and assistance in ordering.

Copyight AmHOtan Petrateum InstituteProvided by IMS under hoenn with AP|No reproduction or rietoortdng permitted wrttiauL 1

Li r»nsee=N atonal Oilwall Vor;o/590B6ai 102. User=flios, JoipaMot for Resale. 0?/10«010 07'37-riO MET


Table D.11 — Used drill-collar bevel diameters



NC23

NC26

NC31

NC35

NC38

NC40

NC44

NC46

NC50

NC56

NC61

NC70

NC77

2 3/8 REG

2 7/8 REG

2 3

Label a interchangeablerotary- shouldered

connections

—

3 3/8 IF

2 7/8 IF

—

3 1/2 IF

4FH

—

4 |F

4 1/2 IF

—

—

_

—

_

2 7/8 SH

—

4 1/2 SH

—

_

4 1/2 XH

5XH

—

—

—

• —

4

Drill-collar outsi de-diameter range b

3 1/8 to 3 1/4

3 3/8 to 3 39/64

3 5/8 to 3 55/64

3 7/8 to 4

4 1/8 to 4 23/64

4 3/8 to 4 5/8

4 3/4 to 4 63/64

4 3/4 to 4 63/64

5 to 5 15/64

5 1/4 to 5 31/64

5 1/4 to 5 31/64

5 1/2 tO 5 47/64

5 3/4 to 5 63/64

5 3/4 to 5 63/64

6 to 6 15/64

6 1/4 to 6 31/64

6 to 6 15/64

6 1/4 to 623/64

6 1/2 tO 6 47/64

6 3/4 to 6 63/64

6 1/8 to 6 23/64

6 3/8 to 6 39/64

6 5/8 to 6 55/64

6 7/8 to 7 7/64

7 1/8 to 7 23/64

7 1/2 to 7 47/64

7 3/4 to 7 63/64

8 to 8 15/64

8 1/4 to 8 31/64

8 1/2 to 8 47/64

8 3/4 to 8 63/64

9 to 9 15/64

9 1/2 to 9 47/64

9 3/4 to 9 63/64

10 to 10 15/64

11 to 11 15/64

3 1/4 to 3 23/64

3 3/8 to 3 1/2

3 7/8 to 4

5

Bevel diameter

^Fminimum

263/64

3 1/4

37/16

35/8

3 15/16

4 1/8

4 1/2

49/16

43/4

4 15/16

5

53/16

53/8

5 31/64

5 43/64

5 55/64

5 45/64

5 57/64

65/64

617/64

63/64

63/32

69/32

6 15/32

6 21/32

73/32

79/32

7 15/32

7 51/64

7 63/64

8 11/64

8 23/64

8 61/64

99/64

921/64

10 1/4

3

33/16

39/16

6

Bevel diameter

%maximum c

39/64

3 13/32

3 19/32

3 25/32

43/32

49/32

4 21/32

4 23/32

4 29/32

43/32

55/32

5 1 1/32

5 17/32

5 41/64

5 53/64

61/64

5 55/64

63/64

6 15/64

6 27/64

613/64

61/4

67/16

65/8

613/16

71/4

77/16

75/8

7 61/64

89/64

821/64

8 3? '34

97/64

99/32

9 31/64

10 13/32

35/32

3 1 1/32

323/32

Provides by IHS unite! license with APINo reproduction or networking permitted wrthout license from US

Ljcei9:S=Vati3r-dl OifweN Varcu'SSCWiBl 10? L:Nol for Resale, 02^102010 07.37 00 MST





3 1/2 REG

4 1/2 REG

5 1/2 REG

6 5/8 REG

7 5/8 REG FF

7 5/8 REG LT

8 5/8 REG FF

8 5/8 REG LT

3 1/2 FH

41/2FH

5 1/2 FH

2 3


connections

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

4

Drill-collar outside-diameter range b

4 1/4 to 4 31/32

4 1/2 to 4 5/8

5 5/8 to 5 47/64

5 3/4 to 5 63/64

6 to 6 1/8

6 5/8 to 6 47/64

6 3/4 to 6 63/64

7 to 7 15/64

7 1/4 to 7 31/32

7 1/2 to 7 5/8

7 1/2 to 7 47/64

7 3/4 to 7 63/64

8 to 8 15/64

8 1/4 to 8 3/8

8 5/8 to 8 55/64

8 7/8 to 9 7/64

9 1/8 to 9 23/64

9 3/8 to 9 39/64

9 5/8 to 10

9 5/8 to 9 47/64

9 3/4 to 9 63/64

10 to 10 15/64

10 1/4 to 10 31/64

10 1/2 to 10 39/64

10 5/8 to 11 1/8

4 7/8 to 5 7/64

5 1/8 to 5 23/64

5 3/4 to 5 63/64

6 to 6 15/64

6 1/4 tO 6 31/64

G 7/8 tO 6 63/64

7 to 7 15/64

7 1/4 to 7 31/64

7 1/2 to 7 47/64

7 3/4 to 7 63/64

8 to 8 15/64

5

Bevel diameter

DPminimum

4 1/16

4 1/4

59/32

515/32

5 21/32

6 17/64

6 29/64

6 41/64

6 53/64

7 1/64

7 1/8

75/16

7 1/2

7 11/16

815/64

8 27/64

8 39/64

8 51/64

9 15/64

91/8

95/16

91/2

911/16

97/8

1031/64

4 21/32

4 27/32

5 33/64

545/64

5 57/64

6 33/64

6 45/64

6 57/64

75/64

7 17/64

7 29/64

6

Bevel diameter

*maximum c

47/32

4 23/32

57/16

55/8

5 13/16

6 27/64

639/64

6 51/64

6 63/64

711/64

79/32

7 15/32

75/8

7 27/32

8 25/64

8 37/64

8 49/64

861/64

925/64

99/32

9 15/32

9 21/32

9 27/32

10 1/32

1041/64

413/16

5

543/64

5 55/64

63/64

6 43/64

655/64

73/64

7 15/64

7 27/64

7 39/64




1Label3 rotary-shoulderedconnection

6 5/8 FH

2 3/8 SL H-90

2 7/8 SL H-90

3 1/2 SL H-90

3 1/2 H-90

4 H-90

4 1/2 H-90

5 H-90

5 1/2 H-9C

6 5/8 H-90

7 H-90

7 H-90 LT

7 5/8 H-90

7 5/8 H-90 LT

8 5/8 H-90

8 5/8 H-90 LT

2 3/8 PAC

2 7/8 PAC

2 3/8 OH

2 3


connections

_

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

4


8 to 8 15/64

8 1/4 to 8 31/64

8 1/2 tO 8 47/64

8 3/4 to 8 63/64

9 to 9 15/64

9 1/4 to 9 1/2

3 1/4 to 3 3/8

4 1/8 to 4 15/64

4 1/4 to 4 5/16

4 7/8 to 4 63/64

5 to 5 1/8

5 to 5 15/64

5 1/4 to 5 1/2

6 to 6 7/64

6 1/8 to 6 1/4

6 to 6 15/64

6 1/4 tO 6 39/64

6 5/8 to 6 3/4

6 1/2 tO 6 47/64

6 3/4 to 7

6 3/4 to 6 57/64

6 7/8 to 7 1/2

7 5/8 to 7 47/64

7 3/4 to 8 1/4

8 1/4 to 8 31/64

8 1/2 to 8 5/8

8 5/8 to 8 63/64

9 to 9 1/8

9 1/2 to 9 5/8

9 3/4 to 9 55/64

9 7/8 to 101/4

10 1/2 to 105/5

10 3/4 to 11 15/6-1

11 1/4 tO 11 1/2

2 3/4 to 2 63/64

3 to 3 1/8

3 1/8 to 3 1/4

3 1/16 to 3 3/16

5

Bevel diameter

*minimum

711/16

77/8

8 1/16

8 1/4

87/16

85/8

37/64

3 55/64

47/64

4 39/64

4 55/64

4 51/64

4 63/64

5 31/64

5 47/64

5 47/64

5 63/64

o 15/64

67/64

6 23/64

6 23/64

6 39/64

7 15/64

7 31/64

763/64

8 15/64

8 15/64

8 39/64

9 15/64

9 15/64

9 39/64

6

Bevel diameter

DPmaximum c

7 27/32

81/32

87/32

8 13/32

8 19/32

8 25/32

3 17/64

41/64

4 17/64

4 49/64

5 1/64

4 61/64

59/64

541/64

5 57/64

5 57/64

69/64

6 25/64

6 17/64

633/64

6 33/64

6 49/64

7 25/64

741/64

89/64

825/64

825/64

8 49/64

9 25/64

9 25/64

9 49/64

963/64 i 109/64

1031/64

1047/64

2 11/16

2 47/64

2 63/64

2 63/64

1041/64

1057/64

2 27/32

2 57/64

39/64

39/64

Not For Rssale, Q2.'l(WQlQ 07-37.00 MST

API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/ISO10407-2 189




2 7/8 OH

2 3/8 SH

3 1/2 SH

4SH

2 7/8 XH

5 1/2 IF

6 5/8 IF

2 3


connections

—

_3 1/2 XH

3 1/2 DSL

—

—

—

_

_

—

—

4


3 3/4 to 3 63/64

4 to 4 1/4

3 1/8 to 3 3/16

4 1/8 to 4 23/64

4 3/8 to 4 1/2

4 3/4 to 4 63/64

5 to 5 1/8

4 1/8 to 4 23/64

4 3/8 to 4 1/2

7 1/2 to 7 39/64

7 5/8 to 7 55/64

7 7/8 to 8 7/64

8 1/8 to 8 23/64

8 3/8 to 8 9/16

8 5/8 to 8 55/64

8 7/8 to 9

9 to 9 15/64

9 1/4 to 9 31/32

9 1/2 to 9 47/64

9 3/4 to 9 63/64

10 to 10 1/4

5

Bevel diameter

%minimum

319/32

3 47/64

261/64

315/16

4 1/8

433/64

4 45/64

353/64

4 1/64

71/8

75/16

7 1/2

7 11/16

77/8

8 1/16

8 1/4

8 39/64

8 51/64

8 63/64

9 11/64

923/64

6

Bevel diameter

DFmaximum c

33/4

3 57/64

37/64

43/32

49/32

4 43/64

4 55/64

3 63/64

4 11/64

79/32

7 15/32

7 21/32

7 27/32

81/32

87/32

8 13/32

8 49/64

8 61/64

99/64

9 21/64

933/64

NOTE 1 See Figures 10 and 12.

NOTE 2 Drill-collar connections include all connections between, but not including, the bit, HWDP and/or the drill pipe.


b Maximum OD for a connection label may be too large for that connection label. The user should check the connection bending-strength ratio and the connection torsional balance before accepting that OD.

c Maximum bevel diameter is for connections that have been re-faced in the field- Bevels on newly machined connections shall be inaccordance with ISO 10424-1.


Table D.12 — Bending-strength ratios for bottom-hole assemblies


1Connection label3

NC23

NC26

NC31

NC35

NC38

NC40

NC44

NC46

2

Inside diameter b

1 1/4

1 1/2

1 3/4

1 1/2

1 3/4

2

1 1/2

1 3/4

2

1 1/2

1 3/4

2

2 1/4

2 1/2

1 1/2

1 3/4

2

2 1/4

2 1/2

2

2 1/4

2 1/2

2 13/16

2

2 1/4

2 1/2

2 13/16

2

2 1/4

21/2

2 13/16

3

31A'

3

1.90

2 29/32

2 13/16

2 11/16

35/16

37/32

31/16

41/32

3 31/32

3 29/32

4 1/2

4 15/16

4 13/32

4 1 1/32

43/16

47/8

4 27/32

4 13/16

43/4

4 21/32

55/32

51/8

5 1/32

4 57/64

5 21/32

55/8

59/16

51/2

5 31/32

5 15/16

57/8

5 25/32

5 23/32

5 19/32

4

Outside diame

2.25

3 1/32

2 15/16

249/64

37/16

3 1 1/32

35/32

43/16

4 1/8

4 1/16

4 11/16

4 21/32

4 19/32

4 1/2

4 11/32

53/32

5 1/16

5

4 15/16

4 13-16

53/8

55/16

57/32

5 1/16

57/8

5 27/32

525/32

521/32

63/16

65/32

63/32

6

5 29/32C IF. -n<p

5

er at bending-*

2.50

33/32

3

2 53/64

3 17/32

313/32

31/4

45/16

41/4

45/32

413/16

4 25/32

4 23/32

45/8

4 15/32

57/32

53/16

51/8

5 1/16

4 1^16

5 17/32

5 15/32

53/8

57/32

C 1/16

6 1/32

5 15/16

5 13/16

63/8

611/32

69/32

63/16

63/32

5 15/16

6

strength ratio c

2.75

33/16

3 1/16

2 57/64

35/8

3 1/2

35/16

4 13/32

4 11/32

4 1/4

4 15/16

4 29/32

4 27/32

4 23/32

49/16

53/8

55/16

59/32

53/16

5 1M6

521/32

5 19/32

5 1/2

5 5/16

63/1G

65/32

6 1/16

5 15/16

6 17/32

6 15/32

613/32

65/16

67/32

6 1/16

7

3.20

35/16

3 13/64

2 63/64

3 49/64

3 41/64

3 27/64

4 39/64

417/32

4 27/64

55/32

57/64

5 1/32

4 59/64

4 47/64

5 19/32

5 35/64

5 1/2

5 13'32

5 17/0-1

5 29- J 2

5 13/16

53/4

59/16

6 15/^2

67/16

611/32

63/16

6 13/16

6 25/32

6 23/32

6 19/32

6 15/32

65/16

NC50

2 '•:-•.

21/2

2 13/16

3

3 1/4

3 1/2

G '! ;"/32

615/32

6 13/32

63/8

69/32

65/32

6 23/22

6 23/32

6 21/32

6 19/32

6 1/2

63/8

6 01/3;.

6 15/16

6 27/32

625/32

6 11/16

6 17/32

7 1/8 I V ;s/35

73/32

7

6 15/16

6 13/16

6 11/16

7 13/32

7 5/16

7 1/4

7 1/8

6 15/16

r Resale, 02/10/20*0 07 37:00




1Connection label3

NC56

NC61

NC70

NC77

2 3/8 REG

2 7/8 REG

3 1/2 REG

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47/64

3 61/64

313/16

3 47/64

3 19/32

43/8

4 19/64

4 1 1/64

5 37/64

5 17/32

5 15/32

6 37/64

617/32

6 29/64

6 45/64

633/64

6 17/64


b Minor differences between measured inside diameters and inside diameters in the tables are of little significance; therefore, usethe inside diameter from the table that is closest to the measured inside diameter.

c The effect of stress-relief features is disregarded in calculating bend ing-strength ratios.

Copyright American PelrolB'jm InstfajtePruned by IMS under IkanseYvfcb AP'No reproduction or networking permitted withoul li

nsee-Nslinnal Oihvell Va>cn/59G9681102,fuf Ftesak;, 02.'!OfflClo 07:37-00 MST


Table D.13 — Drill-collar elevator groove and slip recess


1Drill-collar OD

ranges

4 to 4 5/8

4 3/4 to 5 5/8

5 3/4 to 6 5/8

6 3/4 to 8 5/8

8 3/4 and larger

2

Elevator-groove depth

/ea

7/32

1/4

5/16

3/8

7/16

3

Radius at topof elevator

groove

'EG

1/8

1/8

1/8

3/16

1/4

4

Lengthelevatorgroove

Leg+10

16

16

16

16

16

5

Slip-groovedepth

ls3

3/16

3/16

1/4

. 1/4

1/4

6

Radius at topof slip groove

rSG

1

1

1

^

1

7

Length of slipgroove

L*Q+20

18

18

18

18

18

NOTE See Figure 16.

a /e and /s dimensions are from the nominal OD of a new drill collar.

Not for Re sate. 02/ia(2aiO D7 37 OOMST


Table D.14 — Float-valve recess in bit subs


1Diameter of valve

assembly3

1 21/32

1 21/32

1 29/32

1 29/32

2 13/32

2 13/32

2 13/16

31/8

315/32

315/32

3 21/32

37/8

37/8

4 25/32

4 25/32

4 25/32

4 25/32

4 25/32

4 25/32

5 11/15

511/16

2

Length of valve

assembly

57/8

57/8

6 1/4

61/4

6 1/2

6 1/2

10

10

85/16

85/16

12

93/4

93/4

11 3/4

1 1 3/4

11 3/4

11 3/4

11 3/4

11 3/4

145/8

145/8

3

Label b rotary-

shouldered

connection

2 3/8 REG

NC23

2 7/8 REG

NC26

3 1/2 REG

NC31

3 1/2 FH

NC38

4 1/2 REG

NC44

NC46

5 1/2 REG

NC50

6 5/8 REG

5 1/2 IF

7 5/8 REG

5 1/2 FH

8 5/8 REG

NC61

8 5/8 REG

6 5/8 IF

4

Length of floatrecess

iR±1/16

9 1/8

9 1/8

10

9 1/2

101/2

101/4

14

141/4

12 13/16

131/16

163/4

143/4

14 1/2

17

17

17 1/4

17

173/8

171/2

20 1/4

197/8

5

Length of

baffle-plate

recess

^br

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

6

Diameter of floatrecess

°FR

-1/640

1 11/16

1 11/16

1 15/16

1 15/16

27/16

27/16

2 27/32

35/32

31/2

31/2

3 11/16

3 29/32

3 29/32

4 13/16

- 4 13/16

4 13/16

4 13/16

4 13/16

4 13/16

5 23.'32

523/32

NOTE See Figure 17.

a The ID of the drill collar or sub and the ID of the bit pin shall be small enough to hold the valve.

b Labels are for information siid assistance in ordering.

CopynghT American Petroleum InstitutePravirtec by IHS u.-.der 'icense with APiNu iBEiaducton or nahvorting pHimrrlart wrt->nut hcnnse from IHS

Lccns3e=Natio,-,alOilwellVa:.a'593S6STT32, Usar=Rms JcngpNot inr He sale. 02/10/2010 07:37-00 MST

API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/ISO 10407-2

Table D.15 — Used bit-box and bit-bevel diameters

197


1Connection label3

1 REG

1 1/2 REG

2 3/8 REG

2 7/8 REG

3 1/2 REG

4 1/2 REG

5 1/2 REG

6 5/8 REG

7 5/8 REG

8 5/8 REG

2

Bit-sub <

minimum

1.452

1.916

3.031

3 19/32

43/32

55/16

6 31/64

7 11/32

8 29/64

9 17/32

3

Jiameter

maximum b

1 .484

1.948

3.063

35/8

4 1/8

5 1 1/32

6 33/64

73/8

8 31/64

99/16

4

Bit dia

minimum

1.484

1.948

3.062

35/8

4 1/8

5 11/32

6 33/64

73/8

8 31/64

99/16

5

meter

maximum b .

1.516

1.979

3.094

3 1 1/32

45/32

53/8

6 35/32

7 13/32

8 33/64

9 19/32


b The maximum bevel diameters apply only to connections that have been re-faced in the field. They are not Toruse on newly manufactured products.

Table D.16 — API work-string tubing EUE-connecttons criteria


Label a

1.050

1.315

1.660

1.900

23/8

27/8

31/2

4

41/2

Length {measuredfrom end of pin)

^0.300

0.350

0.475

0.538

0.938

1.125

1.375

1.500

1.625

Coupling perfectthread length

1.025

1.150

1.275

1.338

1.813

2.000

2.250

2.375

2.500

Maximum powertight make-up

1.875

1.950

2.075

2.138

2.688

2.875

3.125

3.250

3.375

Minimum powertight make-up

2.325

2.450

2.575

2.638

3.188

3.375

3.625

3.750

3.875

Minimumcoupling length

3.250

3.500

3.750

3.875

4.875

5.250

5.750

6.000

6.250

3 Labels are for information and assistance in ordering.

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