6. rp insp.y clas. 7g-2 (1)
TRANSCRIPT
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
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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,
7
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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
8
Practice Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.
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
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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..
10
Practica Recomendada para la Inspeccion y Ctasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.
\i
_ ,.ir ,-—ft
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
11
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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
12
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.
13
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;
14
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
15
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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
16
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
17
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.
18
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)
19
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
20
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
21
Practice Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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.
22
Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Con junto de Perforacion Usados.
/
/ t
1
- - ,„ ^V %
\\ s1
f*
\e
123
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.
23
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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
24
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
25
Practice Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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 p^eden 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.
26
Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.
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).
27
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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
Practice Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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*.' * - ' «—a^ata 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
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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
ServiciosAdicionales
—
——
—
—
—
—__
—
—
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
ServiciosAdicionales
—
—
—
— -
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)
Procedimiento(parrafo deReferencia)
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
ServiciosAdicionales
—
—
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
Practice Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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
Inspeccion de bandas duras (hardbanding)
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
ServiciosAdicionales
—
—
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 de bandas duras (hardbanding)
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
ServiciosAdicionales
—
—
—
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
Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.
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)
Procedimiento(parrafo deReferenda)
10.42
/! J--'
40.43
10.44
10.12
InspeccionEstandar
X
X
—
InspeccionModerada
X
X
X
_.
InspeccionCritica
X
X
X
—
ServiciosAdicionales
—
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)
Procedimiento(parrafo deReferenda)
10.45
10.46
10.47
10.48
10.12
InspeccionEstandar
X
X
~
—
InspeccionModerada
X
X
...
—
InspeccionCritica
X
—
X
X
X
ServiciosAdicionales
—
~
"""
—
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.9 - tnspecciones disponibles para martillos (jars), aceleradores y substitutesamortiguadores, otras ademas de las conexiones
Inspeccion:
Visual en Longitud Total
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)
Procedimiento(parrafo deReferencia)
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
ServiciosAdicionales
—
—
—
...
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.
37
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
Tabla B.10 - Inspecciones disponibles para herramientas de medicion/recabado de data mientrasse perfora (MWD/LWD), otras ademas de las conexiones a
Inspeccion:
Visual en Longitud Total
Revision de mantenimiento segun loespecificado por el fabricante originalPrueba de funcionamiento segun loespecificado por el fabricante original
Dimensiones en areas de desgaste segunrequisites del fabricante
Todas las pruebas designadas para equipousado por el fabricante original
Revision de documentacion (trazabilidad)
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
ServiciosAdicionales
—
—
—
...
—
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.11 - Inspecciones disponibles motores y turbinas, otras ademas de las conexiones
Inspeccion:
Visual en Longitud Total
Revision de mantenimiento segun loespecificado por el fabricante originalPrueba de funcionamiento segun loespecificado por el fabricante original
Dimensiones en areas de desgaste segunrequisites del fabricante
Todas las pruebas designadas para equipousado por el fabricante original
Revision de documentacion {trazabilidad)
Procedimiento(parrafo deReferencia)
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
ServiciosAdicionales
—
—
—
—
—
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.12 - Inspecciones disponibles para escariadores (reamers), rascadores (scraper) yabridores de pozo (hole oponer), otras ademas de las conexiones
Inspeccion:
Visual en Longitud Total
Revision de mantenimiento segun loespecificado por el fabricante originalPrueba de funcionamiento segun loespecificado por el fabricante original
Dimensiones en .:ireas de desgaste segunrequisites del fabricante
Todas las pruebas designadas para equipousado por el fabricante original
Revision de documentacion (trazabilidad}
• —
Procedimiento(parrafo deReferencia)
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
ServiciosAdicionales
—
—
—
___
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.
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
Dimensiones en areas de desgaste segunrequisites del fabricante
Todas las pruebas designadas para equipousado por el fabricante original
Revision de documentacion (trazabilidad)
Procedimiento(parrafo deReferenda)
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
ServiciosAdicionales
—
—
-"._
...
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)
Revision de mantenimiento segun loespecificado por el fabricante originalPrueba de funcionamiento segun loespecificado por el fabricante original
Dimensiones en areas de desgaste segunrequisites del fabricante
Todas las pruebas designadas para equipousado por el fabricante original
Revision de documentacion (trazabilidad)
Procedimiento(parrafo deReferenda)
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
ServiciosAdicionales
—
—
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.
Practice Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
Tabla B.15 - Sarta de tuberia de produccion usada (tubing) utilizado para maniobrastusea worK s trine
Inspeccion:
Visual en Longitud Total
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
Procedimiento(parrafo deReferencia)
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
—
ServiciosAdicionales
—
—
--
—~
_...
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
Practica Recomendada para la Inspeccion y Clasificacion de Elementos del Conjunto de Perforacion Usados.
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
Practica Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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%
"OD" no menor de 97%
Profundidad no mayor de10% del promedio deespesor adyacente a, yespesor remanente nomenor de 80%
"OD" no menor de 97%
"OD" no mayor de 103%
Espesor remanente nomenor de 80%
Espesor remanente nomenorde 80%
Espesor remanente nomenorde 80%
Ninguna D
Espesor remanente nomenor de 70%
"OD" no menorde 96%
"OD" no menor de 96%
Profundidad no mayor de20% del promedio deespesor adyacente s, yespesor remanente nomenor de 80% paratransversales (70% paralongitudinales)
"OD" no menor de 96%
"OD"no mayor de 104%
Espesor remanente nomenor de 70%
Espesor remanente nomenor de 70%
Espesor remanente nomenor de 80%
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%
Espesor remanente menorde 70%
Espesor remanente menorde 70%
Espesor remanente menorde 80%
Ninguna D
Condiciones In tern asPicaduras de Corrosion
Erosion y desgaste de lapared interna
Grietas
Espesor remanente nomenor de 80%
Espesor remanente nomenor de 80%
Ninguna D
Espesor remanente nomenor de 70%
Espesor remanente nomenor de 70%
Ninguna D
Espesor remanente menorde 70%
Espesor remanente menorde 70%
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%
Espesor remanente nomenorde 87,5 %
Espesor remanente nomenorde 87,5 %
Espesor remanente nomenorde 87,5 %
Ninguna b
Espesor remanente nomenor de 80%
"OD" no menor de 97%
"OD" no menor de 97%
Profundidad no mayor de10% del promedio deespesor adyacente a, yespesor remanente nornenor de 80%
"OD" no menor de 97%
'•OD" no mayorde 103%
Espesor remanente nomenorde 80%
Espesor remanente nomenorde 80%
Espesor remanente nomenorde 80%
Ninguna b
Espesor remanente nomenor de 70%
"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%
Espesor remanente nomenorde 70%
Espesor remanente nomenor de 80%
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%
Espesor remanentemenorde 70%
Espesor remanentemenorde 70%
Espesor remanentemenorde 80%
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
Espesor remanente nomenorde 80%
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
Practice Recomendada API RP 7G-2 / ISO 10407-2
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
176 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
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.
API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/ISO 10407-2 177
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
178 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
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
Tool-jointconnection
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
Table D.6 (continued)
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
180 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
Table D.6 (continued)
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
Tool-jointconnection
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
a Labels are for information and assistance in ordering.
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.
a Labels are for information and assistance in ordering.
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
182 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
Table D.8 — Used tool-joint bevel diameters
Dimensions in inches
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"
API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/ISO 10407-2 183
Table D.9 — Drill-collar connection dimensions (without stress-relief features)
Dimensions in inches
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
184 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
Table D.9 (continued)
Dimensions in inches
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^'^at'cna! Ciiwe'l Varea'SSOMa-102 U5':r=R-ONolforflesiala, aZIlO/ZOID 07 37-GOMST
API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/IS010407-2 185
Table 0.10 — Dimensional limits on used bottom-hole-assembly connections with stress-relief features a
Dimensions in inches
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
186 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
Table D.11 — Used drill-collar bevel diameters
Dimensions in inches
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
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
API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/ISO 10407-2 187
Table D.11 (continued)
Dimensions in inches
1Label a rotary-shoulderedconnection
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
Label a interchangeablerotary- shouldered
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
188 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
Table D.11 (continued)
Dimensions in inches
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
Label a interchangeablerotary- shouldered
connections
_
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
4
Drill-collar outside-diameter range b
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
Table D.11 (continued)
Dimensions in inches
1Label a rotary-shoulderedconnection
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
Label a interchangeablerotary- shouldered
connections
—
_3 1/2 XH
3 1/2 DSL
—
—
—
_
_
—
—
4
Drill-collar outside-diameter range b
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.
a Labels are for information and assistance in ordering.
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.
190 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
Table D.12 — Bending-strength ratios for bottom-hole assemblies
Dimensions in inches
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
API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/IS010407-2 191
Table D.12 (continued)
Dimensions in inches
1Connection label3
NC56
NC61
NC70
NC77
2 3/8 REG
2 7/8 REG
3 1/2 REG
4 1/2 REG
5 1/2 REG
2
Inside diameter b
21/4
2 1/2
2 13/16
3
31/4
3 1/2
2 1/2
2 13/16
3
31/4
3 1/2
2 1/2
2 13/16
3
3 1/4
3 1/2
33/4
2 13/16
3
3 1/4
31/2
33/4
1 1/4
1 1/2
1 1/4
1 1/2
1 3/4
1 1/2
1 3/4
2
2
2 1/4
2 1/2
2 1/4
21/2
2 13/16
3
3 1/4
31/2
3
1.90
75/32
71/8
7 1/16
7 1/32
6 31/32
67/8
77/8
7 27/32
7 13/16
73/4
7 11/16
91/32
9
9
8 31/32
8 29/32
87/8
9 15/16
9 29/32
97/8
9 27/32
9 13/16
2 27/32
23/4
3 11/32
39/32
33/16
4
3 15/16
3 55/64
5 15/32
57/16
5 3/8
619/32
69/16
6 17/32
6 15/32
63/8
61/4
4
Outside diame
2.25
7 15/32
77/16
73/8
75/16
71/4
75/32
87/32
85/32
81/8
83/32
8
97/16
9 13/32
9 13/32
911/32
95/16
9 1/4
103/8
103/8
1 0 1 1/32
105/16
101/4
2 31/32
2 7/8
315/32
37/16
35/16
45/32
43/32
4
523/32
5 21/32
5 19/32
6 29/32
6 27/32
625/32
6 23/32
65/8
61/2
5
er at bending-:
2.50
7 11/16
7 21/32
7 19/32
79/16
7 15/32
73/8
8 15/32
87/16
8 13/32
8 1 1/32
8 1/4
93/4
9 23/32
9 11/16
9 21/32
9 19/32
9 17/32
10 11/16
1011/16
1021/32
105/8
109/16
31/16
2 15/16
3 19/32
3 17/32
37/16
45/16
4 1/4
45/32
5 29/32
5 27/32
5 25/32
71/8
. 7 1/16
7
6 15/16
6 27/32
611/16
6
itrength ratio c
2.75
77/8
7 27/32
7 25/32
7 23/32
721/32
717/32
811/16
85/8
819/32
8 17/32
8 15/32
9 31/32
9 15/16
915/16
97/8
9 27/32
9 13/16
1031/32
1031/32
1015/16
107/8
1027/32
3 1/8
3
3 11/16
35/8
3 1/2
413/32
4 1 1/32
4 1/4
61/32
5 31/32
5 29/32
79/32
77/32
75/32
73/32
7
6 27/32
7
3.20
81/4
87/32
85/32
83/32
8
77/8
93/32
9 1/32
9
815/16
8 27/32
1 0 7/16
1013/32
103/8
1011/32
1 0 9/32
107/32
11 15/32
11 7/16
11 13/32
11 3/8
11 11/32
39/32
35/32
37/8
3 13/16
311/16
45/8
4 17/32
47/16
65/16
69/32
6 3/16
75/8
79/16
71/2
713/32
75/16
73/16
Copyngiit American Pefoleum InstituteProvtfed bv IHS under license with APINo reproduction or nehvortang permitted wiUiout license fn
Lic6ti5Efl=Na;ional Ollwell Varca'Sfl096SH02, Usar=Ri05 JorgeNut fur Resole. 02/KWQ1D U7 37 TO MET
192 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
Table D.12 (continued)
Dimensions in inches
1Connection label3
6 5/8 REG
7 5/8 REG
8 5/8 REG
2 7/8 FH
3 1/2 FH
4 1/2 FH
! 5 1/2 F'H
6 5/8 FH
2
Inside diameter6
2 1/2
2 13/16
3
31/4
31/2
2 1/2
2 13/16
3
3 1/4
31/2
33/4
2 13/16
3
31/4
31/2
33/4
1 1/2
1 3/4o
1 1/2
1 3/4
2
2 1/4
2 1/2
2
2 1/4
2 1/2
2 13/16
3
3 1/4
2 1/4
2 1/2
2 13/16
3 1/4
31/2
2 1/2
2 13/16
3
3 1/4
3 1/2
33/4
3
1.90
77/16
7 13/32
73/8
75/16
71/4
85/8
8 19/32
89/16
8 17/32
8 15/32
8 13/32
9 29/32
97/8
97/8
9 27/32
9 13/16
43/16
45/32
4 1/16
4 11/16
4 21/32
45/8
4 17/32
4 13/32
53/4
5 11/16
5 21/32
5 17/32
5 29/64
55/16
7 1/4
77/32
75/32
t ' • J
71/16
7
8 17/32
8 1/2
8 15/32
87/16
83/8
85/16
4
Outside diame
2.25
73/4
711/16
721/32
7 19/32
71/2
9
8 31/32
8 15/16
87/8
8 27/32
8 25/32
1011/32
1 0 5/16
109/32
101/4
1 0 7/32
43/8
45/16
4 1/4
4 29/32
4 27/32
4 25/32
4 23/32
4 19/32
5 31/32
5 15/16
57/8
53/4
5 21/32
5 1/2
7 17/32
7 1/2
7 7/16
'.' • • J2
7 3/8
79/32
87/8
8 27/32
8 13/16
83/4
823/32
85/8
5
er at bending-:
2.50
7 31/32
7 29/32
77/8
7 13/16
7 23/32
99/32
97/32
93/16
95/32
93/32
91/32
1021/32
105/8
10 19/32
109/16
10 17/32
4 1/2
47/16
43/8
5 V16
5
415/16
47/B
43/4
63/16
61/8
61/16
5 15/16
5 27/32
5 11/16
73/4
7 23/32
7 21/32
6
trength ratio c
2.75
85/32
83/32
81/16
8
715/16
91/2
915/32
97/16
913/32
95/16
9 1/4
1029/32
107/8
107/8
10 13/16
1025/32
45/8
4 9/16
d 15/32
55/32
51/8
5 1/16
4 31/32
4 27/32
65/16
61/4
63/16
6 1/16
5 31/32
5 13/16
7 15/16
7 29/32
7 27/32
7 :.•: 72cr;\
7 9/16
77/16
91/8
93/32
9 1/16
9 1/32
8 31/32
87/8
73/4
7 5/8
9 11/32
95/16
99/32
97/32
95/32
93/32
7
3.20
8 17/32
8 15/32
813/32
8 1 1/32
87/32
915/16
97/8
9 27/32
9 13/16
9 25/32
9 21/32
11 13/32
11 3/8
11 11/32
11 5/16
11 1/4
4 27/32
4 25/32
4 11/16
5 13/32
53/8
55/16
53/16
51/16
65/8
69/16
6 15/32
6 1 1/32
6 1/4
6 1/16
89/32
8 1/4
83/16
b 1/3 I
8 1/32
7 15/16
93/4
9 23/32
911/16
9 5/8
99/16
915/32
Projidea by IMS uraler .icensB with APiNa fepiiiduclion ar networking permitted lart
API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/ISO 10407-2 193
Table D.12 (continued)
Dimensions in inches
1Connection label3
3 1/2 H 90
4H90
4 1/2 H 90
5H90
5 1/2 H 90
6 5/8 H 90
7H90
7 5/8 H 90
2
inside diameter b
2
2 1/4
2 1/2
2
2 1/4
21/2
2 13/16
2
2 1/4
2 1/2
2 13/16
3
3 1/4
2 1/4
2 1/2
2 13/16
3
3 1/4
3 1/2
2 1/4
2 1/2
2 13/16
3
31/4
31/2
2 1/2
2 13/16
3
31/4
3 1/2
2 1/2
2 13/16
3
3 1/4
3 1/2
2 13/16
3
3 1/4
3 1/2
33/4
3
1.90
51/32
4 31/32
47/8
5 17/32
5 1/2
57/16
55/16
6
5 31/32
5 29/32
513/16
53/4
55/8
65/16
69/32
67/32
65/32
6 1/16
515/16
6 23/32
611/16
65/8
69/16
61/2
63/8
79/16
7 1/2
7 15/32
77/16
7 1 1/32
8
715/16
7 29/32
77/8
7 13/16
95/32
9 1/8
93/32
9 1/16
9 1/32
4
Outside diame
2.25
57/32
51/8
51/32
53/4
511/16
55/8
51/2
67/32
63/16
61/8
61/32
5 31/32
5 27/32
6 19/32
6 17/32
615/32
6 13/32
69/32
6 1/8
6 31/32
6 15/16
67/8
6 13/16
6 23/32
65/8
7 27/32
7 13/16
7 25/32
7 23/32
75/8
811/32
85/16
89/32
87/32
85/32
99/16
9 17/32
91/2
9 15/32
9 13/32
5
er at bending-!
2.50
53/8
55/16
53/16
515/16
57/8
513/16
511/16
67/16
63/8
65/16
67/32
6 1/8
6
6 25/32
63/4
6 21/32
6 19/32
6 15/32
65/16
7 3/16
75/32
73/32
7 1/32
631/32
613/16
83/32
8 1/16
8
7 15/16
7 27/32
85/8
89/16
8 1 7/32
8 15/32
B 13/32
9 27/32
9 27/32
9 13/16
93/4
9 11/16
6
ttrength ratio °
2.75
5 1/2
5 13/32
55/16
6 1/16
6
515/16
5 13/16
69/16
6 17/32
615/32
63/8
69/32
6 1/8
6 15/16
6 29/32
6 13/16
6 23/32
6 19/32
67/16
73/8
75/16
7 1/4
73/16
73/32
615/16
89/32
87/32
83/16
8 1/8
8 1/32
8 13/16
8 25/32
83/4
811/16
8 21/32
10 1/3
103/32
101/16
10
9 15/16
7
3.20
53/4
5 21/32
5 17/32
6 1 1/32
69/32
63/16
6 1/32
67/8
6 13/16
63/4
65/8
6 17/32
63/8
71/4
77/32
73/32
7 1/32
67/8
63/4
7 11/16
7 21/32
79/16
7 1/2
713/32
71/4
8 21/32
8 19/32
89/16
8 15/32
83/8
9 1/4
93/16
95/32
93/32
9
10 9/16
10 9/16
101/2
1015/32
1013/32
Copyngl-l American Pstrolnum InsWiitaProvided by 1HS under Ircsnsa wilh APINo reproduction or networtdng permitted without I
194 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
Table D.12 (continued)
Dimensions in inches
1Connection label3
8 5/8 H 90
2 3/8 PAC
2 7/8 PAC
3 1/2 PAC
2 3/8 OH
2 7/8 OH
3 1/2 OH
4 OH
4 1/2 OH
2
Inside diameter6
3
3 1/4
3 1/2
33/4
1 1/4
1 1/2
1 3/4
1 1/4
1 1/2
1 3/4
1 1/2
1 3/4
2
1 1/4
1 1/2
1 3/4
1 1/2
1 3/4
2
1 1/2
1 3/4
2
2
2 1/4
2 1/2
31/4
31/2
33/4
3
1.90
105/16
109/32
101/4
107/32
2 51/64
2 45/64
2 17/32
33/64
2 31/32
2 27/32
3 11/16
35/8
3 33/64
3 23/64
35/16
37/32
3 55/64
3 51/64
3 tt'64
4 57/64
47/8
. 4 53/64
5 49/64
5 47/64
543/64
5 15/16
5 13/16
5 41/64
4
Outside diame
2.25
1 0 25/32
103/4
1023/32
10 11/16
2 57/64
2 25/32
2 19/32
35/32
3 1/16
2 59/64
3 53/64
3 49/64
3 41/64
3 31/64
3 27/64
35/16
4
3 15/16
3 27/32
53/32
5 1/16
5 1/64
6
5 31/32
5 29/32
65/32
6
5 13/16
5
terat bending-
2.50
1 1 3/32
11 1/16
11 1/16
11
2 31/32
255/64
2 21/32
3 15/64
39/64
3
3 15/16
3 55/64
3 47/64
3 37/64
3 33/64
3 13/32
41/8
43/64
3 15/16
5 15/64
53/16
59/64
6 1 1/64
61/8
61/16
65/16
65/32
5 15/16
6 | 7
strength ratio0
2.75
11 13/32
11 3/8
11 11/32
1 1 5/16
31/32
2 29/32
2 11/16
35/16
37/32
33/64
4 1/32
3 61/64
3 13/16
3 21/32
3 19/32
3 15/32
413/64
49/64
4 1/64
5 23/64
55/16
5 17/64
65/16
6 17/64
6 13/64
6 29/64
69/32
63/64
3.20
1 1 29/32
11 7/8
1 1 27/32
11 13/16
35/32
3 1/32
2 25/32
37/16
311/32
35/32
4 13/64
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
a Labels are for information and assistance in ordering.
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
API RECOMMENDED PRACTICE 7G-2/IS010407-2 195
Table D.13 — Drill-collar elevator groove and slip recess
Dimensions in inches
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
196 RECOMMENDED PRACTICE FOR INSPECTION AND CLASSIFICATION OF USED DRILL STEM ELEMENTS
Table D.14 — Float-valve recess in bit subs
Dimensions in inches
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
Dimensions in inches
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
a Labels are for information and assistance in ordering.
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
Dimensions in inches
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.
Crrayngtt American Pelrcleum InslftivlePiaviriefl by IHS unflsr lioaraa with APIHo ntpmduiSon nr nslworkirig permitted wilhoul li
Licensee=Nationa i OBweil Van»i59G36Bi' 02. Us«r=SKNottmRBsase, O3.'io«oian; 37 caMET