PROGRAMA: ÁREA: ESTRUTURA DE POÇO E ......TUBOS, CONEXÕES E REDUÇÕES PARA ESPECIFICAÇÃO...

ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA Nº:

ET-3000.00-1210-210-PPQ-001

PROGRAMA: POÇOS Folha 1 de 36

ÁREA: ESTRUTURA DE POÇO E COMPLETAÇÃO

POCOS/CTPS/QC

TÍTULO:

TUBOS, CONEXÕES E REDUÇÕES PARA REVESTIMENTOS E COLUNAS DE PRODUÇÃO

PÚBLICO

POCOS/CTPS/QC

ÍNDICE DE REVISÕES

REV. DESCRIÇÃO E/OU FOLHAS ATINGIDAS

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Edição original.

REV. 0 REV. A REV. B REV. C REV. D REV. E REV. F REV. G REV. H

DATA 27/12/2018

PROJETO CTPS/QC

EXECUÇÃO SPO e CTPS

VERIFICAÇÃO CTPS

APROVAÇÃO CTPS/QC

AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.

FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS

ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA Nº

ET-3000.00-1210-210-PPQ-001

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ESTRUTURA DE POÇO E COMPLETAÇÃO Folha 2 de 36

TÍTULO:


PÚBLICO

POCOS/CTPS/QC

SUMÁRIO

1 ESCOPO .............................................................................................................................. 3

2 DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA ...................................................................................... 3

3 TERMOS E DEFINIÇÕES .................................................................................................... 5

4 SIGLAS E ABREVIATURAS ................................................................................................. 6

5 REQUISITOS GERAIS ......................................................................................................... 7

6 REQUISITOS ESPECÍFICOS ............................................................................................. 11

7 METALURGIA .................................................................................................................... 16

8 CONEXÕES ....................................................................................................................... 21

9 REDUÇÕES E CROSSOVERS .......................................................................................... 33

10 REQUISITOS DE INSPEÇÃO ............................................................................................ 35

11 ANEXOS............................................................................................................................. 36


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TÍTULO:


PÚBLICO

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1 ESCOPO

Fornecimento de tubos para utilização como revestimento e tubos de produção em poços

de petróleo, com as respectivas conexões e acessórios (reduções, crossovers, etc.). Os

tubos serão divididos em grupos conforme aspecto de fabricação e aplicação:

1. Tubos de Revestimento de 16” a 18” em aço carbono;

2. Tubos de Revestimento de 7” a 14” em aço carbono;

3. Tubos de Revestimento de 7” a 10 ¾” em metalurgia até 13% Cr;

4. Tubos de Revestimento de 7” a 10 ¾” em metalurgia acima de 13% Cr;

5. Tubos de produção de 3½” a 6⅝” em metalurgias aços carbono baixa liga 1%Cr

e acima;

6. Tubos de produção de 6⅝” a 7⅝” em metalurgias SMSS ou acima.

Esta especificação técnica se aplica a tubos sem costura e os soldados com costura

longitudinal. Estão excluídos desta especificação os tubos soldados com costura

helicoidal.

2 DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

Os documentos referenciados são indispensáveis para aplicação desta Especificação

Técnica. Para referências datadas, somente a edição citada se aplica. Para referências

não datadas, somente a última edição se aplica.

API 5CT - Specification for Casing and Tubing;

ISO 11960 - Steel pipes for use as casing or tubing for wells;

API 5L - Specification for Line Pipe;

API 6A - Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment;

ISO NBR 15793 - Tubos de aço de grande diâmetro, com solda, para revestimento de poços de petróleo — Requisitos e método de ensaio;

API 5C5 - Procedures for Testing Casing and Tubing Connections;

ISO 13679 - Procedures for testing casing and tubing connections;

API TR 5C3 - Technical Report on Equations and Calculations or Casing, Tubing, and Line Pipe Used as Casing or Tubing; and Performance Properties Tables for Casing and Tubing;

ISO TR 10400 - Equations and calculations for the properties of casing, tubing, drill pipe and line pipe used as casing or tubing;


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API 5CRA - Specification for Corrosion-resistant Alloy Seamless Tubes for Use as Casing, Tubing, and Coupling Stock;

API SPEC 2SF - Manufacture of Structural Steel Forgings for Primary Offshore Applications;

ISO 13680 - Corrosion-resistant alloy seamless tubes for use as casing, tubing and coupling stock — Technical delivery conditions;

EN10204 - Metallic products - Types of inspection documents;

DNVGL-RP-C203 - Fatigue design of offshore steel structures;

ASME BPVC – SEC IX – 2017 - Welding, Brazing, and Fusing Qualifications;

ASME BPVC SEC V – 2017 - Nondestructive Examination;

AWS 5.01 - Filler Metal Procurement Guidelines;

ANSI NACE MR0175/ISO-15156 - Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production;

ANSI NACE TM0177 - Laboratory testing of metals for resistance to sulfide stress cracking and stress corrosion cracking in H2S environments;

ISO 17024 - Conformity assessment — General requirements for bodies

operating certification of persons;

ISO 9712 - Non-destructive testing - Qualification and certification of NDT personnel;

ISO 10893 - Non-destructive testing of steel tubes;

ISO 18000 - Information technology — Radio frequency identification for item management;

ANSI-NACE MR0175/ISO 15156-2 - Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production.


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3 TERMOS E DEFINIÇÕES

Conexão Premium – Conexão com projeto diferente do especificado pela API 5B, possuindo

vedação metal-metal entre pino e caixa;

Crossover – Junta de tubo para o acoplamento entre elementos tubulares com diferentes

perfis de rosca;

Drift – Medida da excentricidade ou da circularidade da parede interna de um tubo.

Corresponde ao diâmetro máximo de passagem pelo interior do tubo;

ke des - down-rating factor for design elastic collapse;

ke uls - calibration factor for ultimate elastic collapse;

ky uls – calibration factor for ultimate yield collapse;

Linha de produto - conjunto de produtos que foram desenhados com critérios de desenho em

comum, tais como: formato de rosca, conicidade, altura de rosca, conicidade do selo, ângulo

do shoulder, etc. conforme API 5C5;

Redução – Crossover entre tubos de diferentes diâmetros;

Teste “full scale” - teste que atenda os critérios definidos no item 8 ou atenda o protocolo

completo da ISO 13679:2002 ou API5C5:2017;

Teste base - teste full-scale em uma determinada configuração (diâmetro, peso e metalurgia)

que serve como referência para qualificação de outras configurações de tubo;


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4 SIGLAS E ABREVIATURAS

ACFM - Alternating Current Field Measurement;

ART – Anotação de Responsabilidade Técnica;

CAL – Connection Assessment Level (API 5C5) / Connection Application Level (ISO-13679);

CRA – Corrosion Resistant Alloy;

CST – Corrosão Sob Tensão;

EPS (WPS) – Especificação do Processo de Soldagem;

ET-R – Especificação Técnica de Referência;

ET-RBS – Especificação Técnica de Requisição de Bens e Serviços;

EU – External Upset;

FEA – Finite Element Analysis;

ID – Diâmetro interno;

OCTG – Oil Country Tubular Goods;

OD – Diâmetro externo;

PIT – Plano de Inspeção e Testes;

PREN - Pitting Resistance Equivalent Number

RFID – Radio Frequency IDentification;

SDSS – Super Duplex Stainless Steel;

SMSS – Super Martensitic Stainless Steel;

SSC – Sulfide Stress Cracking;

SCC – Stress Corrosion Cracking;


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5 REQUISITOS GERAIS

DIMENSIONAL

5.1.1 Revestimentos:

Tabela 1 - Dimensões de tubos de revestimento cobertas por esta ET

Diâmetro Nominal (pol)

Espessura de parede(pol) /Peso

linear (lb/pé) * Grau do aço Grupo

18 162 lb/pé 80-85 ksi Tubos de revestimento

de grande diâmetro API 5CT

18 117 lb/pé 90-110 ksi

16 96 lb/pé 90-120 ksi

16 84 lb/pé 80-90 ksi

14 114 lb/pé C-125

Tubos de revestimento de pequeno diâmetro

API 5CT

14 114 lb/pé C-110

13⅝ 88,2 lb/pé C-110

13⅝ 88,2 lb/pé P-110

13⅜ 72 lb/pé P-110

11⅞ 71,8 lb/pé C-125

11 ⅞ 90 lb/pé C-110

10 ¾ 108,7 lb/pé C-110

10¾ 85,3 lb/pé C-110

10¾ 73,2 lb/pé C-110

10¾ 65,7 lb/pé C-110

10¾ 65,7 lb/pé L-80 Cr 13

9⅞ 66,9 lb/pé C-125

9⅞ 66,9 lb/pé C-110

7⅝ 55,3 lb/pé C-110

7 32 lb/pé Q-125

10¾ 108,7 lb/pé SMSS 110 ksi

Tubos de revestimento de pequeno diâmetro

em metalurgias com até 13%CrAPI 5CRA

10¾ 85,3 lb/pé SMSS 110 ksi



9⅞ 66,9 lb/pé SMSS 110 ksi

9⅞ 66,9 lb/pé SMSS 95 ksi

7⅝ 55,3 lb/pé SMSS 110 ksi

7 32 lb/pé SMSS 110 ksi

7 32 lb/pé SMSS 95 ksi

10¾ 108,7 lb/pé SDSS 125 ksi Tubos de revestimento de pequeno diâmetro em metalurgias com

teores acima de 13%Cr API 5CRA

9⅞ 66,9 lb/pé SDSS 125 ksi

9⅝ 53,5 lb/pé SDSS 125 ksi

7⅝ 55,3 lb/pé SDSS 125 ksi

7 32 lb/pé SDSS 125 ksi

*Os pesos lineares e espessura de parede descritos não são obrigatórios, servem

como referência na identificação dos tubos de mesmo diâmetro nominal. Os tubos deverão

atender aos requisitos dimensionais e de resistência descritos posteriormente.


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5.1.2 Tubos de produção

Tabela 2 - Dimensões de tubos de produção cobertas por esta ET

Diâmetro nominal

(pol)

Peso linear (lb/pé)

Grau do aço

OD Luva (pol)

Tipo de Conexão

Comprimento da luva (pol)

Grupo

3½” 9,3 L-80 4,5 EU Tubos de produção API

5CT 3½” 9,2 L-80 3,907 Premium 7,047

3½” 9,2 95 3,907 Premium 7,047 Tubos de

produção API 5CRA

4½” 12,75 L-80 5,563 EU Tubos de produção API

5CT 4½” 12,6 L-80 4,937 Premium 7,441

4½” 12,6 95 4,937 Premium 7,441 Tubos de produção API

5CRA 4½” 13,5 95 4,968 Premium 7,441

4½” 13,5 125 4,968 Premium 7,441

5½” 17 L-80 5,978 Premium 10,748

Tubos de produção API

5CT

5½” 17 95 5,978 Premium 10,748 Tubos de produção API

5CRA 5½” 23 95 6,156 Premium 10,748

5½” 23 125 6,156 Premium 10,748

6⅝” 24 L-80 7,191 Premium 10,866


5CT

6⅝” 24 95 7,191 Premium 10,866


5CRA

6⅝” 28 95 7,297 Premium 10,866

6⅝” 28 125 7,297 Premium 10,866

7⅝” 39 95 8,420 Premium 11,732

7⅝” 39 125 8,420 Premium 11,732


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REQUISITOS DE FABRICAÇÃO:

5.2.1 Os tubos deverão ser fabricados conforme as normas API 5L, API 5CT ou API

5CRA, de acordo com o grupo ao qual pertencem.

5.2.2 O fornecedor deverá elaborar, manter e apresentar procedimentos de fabricação

e planos de controle de processo em acordo com sua certificação API SPEC Q1.

5.2.3 Deverá ser mantido registro dos parâmetros de fabricação, testes e ensaios

utilizados em cada lote por um período mínimo de 5 anos.

5.2.4 Os tubos com diâmetro igual ou menor que 14 pol devem ser fabricados por

processo sem costura.

5.2.5 Os tubos com diâmetro 16 pol e 18 pol podem ser fornecidos sem costura ou

com costura longitudinal tipo EW.

5.2.6 Os tubos de revestimento e de produção devem ser fornecidos no RANGE 3 da

norma aplicável, com comprimento médio de 12,5 m por pedido de compra a ser emitido

pela Petrobras. Exceção aplica-se a tubos de revestimento SDSS, que podem ser

requeridos em RANGE 2 ou RANGE 3, de acordo com o estabelecido em ET-RBS.

5.2.7 Os tubos curtos de revestimento devem ser fornecidos com comprimento

mínimo de 6 m e máximo definido em RANGE 1 (7,62m);

5.2.8 Os tubos curtos de coluna de produção deverão ser fornecidos com os

comprimentos de 1218 mm (4 ft), 1828 mm (6 ft) e 2438 mm (8 ft);

5.2.9 Para tubos de revestimento, o OD nominal indicado será utilizado para

determinar o equipamento de uso conforme API 8C. Serão admitidas tolerâncias de

diâmetro externo acima das normas de tubulares (API 5CT e 5CRA), desde que não se

exceda o limite dos equipamentos de manuseios que seguem a API 8C, impossibilitando

seu uso;

5.2.10 Todos os tubos devem possuir tratamento de superfície com verniz conforme

normas API 5CT ou API 5CRA, com resistência ao tempo em atmosfera marítima;

5.2.11 Em tubos de metalurgia CRA, o verniz deve ser do tipo de alta cristalização;

5.2.12 Os tubos de revestimento deverão ter a suas características mecânicas

calculadas conforme a norma API TR 5C3 em regime elástico, exceto quando for requerido

ou especificado atendimento diferenciado ao colapso;

5.2.13 O fabricante deverá informar para cada lote de matéria prima a temperatura de

patamar e ciclo de tratamento térmico para alívio de tensões ou têmpera;


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Acompanhamento do processo:

5.3.1 Os tubos deverão ser identificados com número de série tipados por método

de baixo relevo na parte externa próximo à conexão tipo caixa, ou por marcação por

“stencil”, conforme API 5CT.

Parâmetros Estatísticos de Produção

5.4.1 A cada 40 tubos produzidos ou mudança de lote de matéria prima deve ser

retirada amostra para obtenção do Limite de escoamento, Limite de resistência, Dureza,

Energia de impacto (Charpy) e Tensão residual (API TR 5C3 item I.4.4);

Documentação:

5.5.1 O fabricante deverá apresentar o Procedimento de Fabricação, Qualidade e

Testes contendo todas as etapas do processo: aquisição para a fabricação; fabricação;

testes; inspeção; qualificação de pessoal; controle de documentos, indicando o

procedimento a ser utilizado em cada etapa do processo e o Procedimento de Gestão da

Qualidade;

5.5.2 Estes documentos deverão ser submetidos à aprovação da Petrobras.


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6 REQUISITOS ESPECÍFICOS

Tubos de revestimento de grande diâmetro – Características Básicas:

Tabela 3 - Características básicas para tubos de revestimento

OD (pol)

Peso linear de

referência (lb/pé)

Drift

Limite de escoamento mínimo (ksi)

Tração / Compressão

(klbs)

Pressão interna

(psi)

Colapso (psi)

Tipo de Conexão

OD Máximo Conexão

(pol)

18 162 16” 80-85 3766 6810 4650 Integral 18

18 117 16,5” 90-110 3753 6680 2110 Integral 18

16 96 14,75” 90-120 3065 6920 2950 Integral 16

16 84 14,8” 80-90 1929 4330 1480 Regular 17

6.1.1 Os aços ofertados devem se enquadrar na API 5CT ou API 5L, dentro do range

de limites de escoamento estabelecidos;

6.1.2 O teste de impacto Charpy deve ser realizado à temperatura máxima de -2°C.

6.1.3 Tubos fornecidos com grau de aço descrito na API 5L devem ser produzidos

conforme API 5L Anexo J (PSL2) e Anexo K. Deve ser aplicado item K.5.4.

6.1.4 Tubos fornecidos com grau de aço descrito na API 5L e com costura, deverão

ter a solda do tubo inspecionada quanto à presença de defeitos superficiais. Indicamos o

uso da técnica de ACFM.

6.1.5 Tubos fornecidos com grau do aço descrito na API 5CT deverão ser

submetidos a teste de dureza conforme item 10.6 da API 5CT.

6.1.6 Tubos fornecidos com grau de aço descrito na API 5CT devem atender aos

seguintes requisitos suplementares:

SR2, SR11.5.7 com limite máximo de 5%.

SR9, SR15, SR16, SR22.4.1, SR22.4.2, SR22.4.3, SR40 para todos os tubos.

SR11.2.1, SR11.3.1, SR11.4, SR11.5 no caso de tubos EW.

6.1.7 Todos os tubos, independente se possuem grau de aço descrito na API 5CT

ou na API 5L, devem possuir tratamento de superfície externa com verniz, conforme item

12.1 da API 5CT, com resistência ao tempo em atmosfera marítima.

6.1.8 Deverá ser efetuado por corrida de matéria prima de tubos (corrida de

bobinas para tubos com costura ou corrida de aço em caso de tubos sem costura), teste

NACE TM0177, solução A; Teste A submetido a uma tração equivalente a 60%, 70% e

80% do limite de escoamento mínimo especificado (SMYS) e reportar para informação os

tempos obtidos.


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6.1.9 Tubos com resistência ao colapso acima da obtida pela formulação da API

TR 5C3, utilizando o limite de escoamento mínimo informado, serão considerados tubos

high collapse, e devem atender aos requisitos específicos para tubos com esta

característica (item 6.4.3).

6.1.10 O torque de “Make-Up” das conexões deve ser limitado à 100.000 lb.ft;

6.1.11 O torque de “Break-Up” das conexões deve ser limitado à 140.000 lb.ft.

Tubos de revestimento de pequeno diâmetro em aço carbono – Características Básicas:

Tabela 4 - Características básicas de tubos de revestimento – pequeno diâmetro

OD (pol)

Peso linear de


Drift (pol)

Grau do aço

Resistência à

Tração/Compre

ssão (klbs)

Resistência à

Pressão interna

(psi)

Resistência ao

Colapso (psi)

Tubo High

Collapse?

Tipo de conexão

OD Máximo Conexão

(pol)

14 114 12,250 C-125 4200 12600 11300 Sim Integral 14,253

14 114 12,250 C-125 4200 12600 11300 Sim Special

Clearance 15,1

14 114 12,250 C-110 3640 10900 10000 Sim Special

Clearance 15,1

13⅝ 88,2 12,250 C-110/ P-110

2800 8800 6300 Sim Special

Clearance 14,5

13⅝ 88,2 12,250 C-110 2800 8800 6300 Sim Integral 13,875

13 ⅜ 72 12,250 P-110 2200 7400 2800 Não Regular 14,5

11 ⅞ 90 10,200 C-110 2800 12100 11700 Sim Regular 13,2

11 ⅞ 71,8 10,625 C-125 2500 10700 7300 Sim Integral 12,072

10 ¾ 108,7 8,500 C-110 3400 18500 19100 Não Integral 11,200

10 ¾ 85,3 9,000 C-100 2700 14200 14800 Sim Integral 11,200

10 ¾ 85,3 9,000 C-100 2700 14200 14800 Sim Special

Clearance 11,500

10 ¾ 73,2 9,250 C-110 2300 12000 11500 Sim Special

Clearance 11,650

10 ¾ 65,7 9,500 C-110 2050 10600 9500 Sim Integral 11,050

10 ¾ 65,7 9,500 C-110 2050 10600 9500 Sim Regular 11,800

10 ¾ 65,7 9,500 L-80 Cr13

1500 7700 6300 Não Regular

11,800

9 ⅞ 66,9 8,500 C-125 2400 14800 13300 Sim Regular 11,100

9 ⅞ 66,9 8,500 C-125 2400 14800 13300 Sim Integral 10,200

9 ⅞ 66,9 8,500 C-110 2100 13000 11800 Não Regular 11,100

7 ⅝ 55,3 6,000 C-110 1700 18900 20000 Sim Integral 8,000

7 32 6,000 Q-125 1100 14100 13900 Sim Regular 7,800


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Nota: Conexão Integral refere-se a conexões Flush e Semiflush. O fornecimento de

conexão flush ou semiflush será definido na ET-RBS. As resistências informadas na tabela

anterior são referentes ao corpo do tubo.

6.2.1 Os tubos devem ser fornecidos com nível de especificação PSL-3, segundo a

norma API SPEC 5CT, quando aplicável. Para tubos baseados no grau API C110 devem

ser fornecidos com nível PSL 1, segundo norma API SPEC 5CT.

6.2.2 Os tubos deverão ser submetidos a teste de dureza conforme item 10.6 da API

5CT.

6.2.3 Os tubos devem atender aos seguintes requisitos suplementares:

SR2, SR11.5.7 com limite máximo de 5%.

SR9, SR15, SR16, SR22.4.1, SR22.4.2, SR22.4.3, SR40 para todos os tubos.

6.2.4 O teste de impacto Charpy deve ser realizado à temperatura de -2°C. Os resultados

mínimos esperados são: U=〖YS〗min×((0,00118×t)+0,01259) ou 27J, o que for maior.

U (Joules)

YS (MPa)

t (mm)

6.2.5 O torque de “Make-Up” das conexões deve ser limitado à 80.000 lb.pé;

6.2.6 O torque de “Break-Up” das conexões deve ser limitado à 120.000 lb.pé;


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Tubos de revestimento de pequeno diâmetro em metalurgias com até 13%Cr – Características Básicas:

Tabela 5 - Características básicas de tubos revestimento API 5CT

OD (pol)

Peso linear de


Drift (pol)

Grau do aço

Tração (klbs)

Pressão interna

(psi)

Colapso (psi)

Tubo High Collapse?

Tipo de conexão

OD Máximo Conexão

(pol)

10 ¾ 108,7 8,500 SMSS 110ksi

3400 18500 19100 Não Integral

11,200

10 ¾ 85,3 9,000 SMSS 110ksi

2700 14200 14000 Não Special

Clearance 11,500

10 ¾ 65,7 9,500 SMSS 110ksi

2000 10600 7500 Não Regular

11,800

10 ¾ 65,7 9,500 SMSS 95ksi

1800 9200 6900 Não Regular

11,800

9 ⅞ 66,9 8,500 SMSS 110ksi

2100 13000 11800 Não Regular

11,100

9 ⅞ 66,9 8,500 SMSS 110ksi

2100 1300 11800 Não Integral

10,200

9 ⅞ 66,9 8,500 SMSS 95ksi

1800 11200 10600 Não Regular

11,100

7 ⅝ 55,3 6,000 SMSS 110ksi

1700 18900 19500 Não Integral

8,000

7 32 6,000 SMSS 110ksi

1000 12400 10700 Não Regular

7,800

7 32 6,000 SMSS 95ksi

880 10700 9700 Não Regular

7,800

6.3.1 O acabamento superficial deve ser por jateamento abrasivo.

6.3.2 Os tubos SMSS 95 ksi devem ser fornecidos com nível de especificação PSL-2

segundo a norma API 5CRA.

6.3.3 Não é permitido deformação a frio maior que 3% sem tratamento térmico de alívio

de tensões.




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Tubos de revestimento de pequeno diâmetro em metalurgia Super Duplex – Características Básicas

Tabela 6 - Caraterísticas básicas de tubos de revestimento em super duplex

OD (pol)

Peso linear de


Drift (pol)

Grau do aço

Tração (klbs)

Pressão interna

(psi)

Colapso (psi)

Tubo High

Collapse

Tipo de conexão

OD Máximo Conexão

(pol)

10 ¾ 108,7 8,528 SDSS 125 ksi

3900 21000 21600 Não Integral 11,200

9 ⅞ 66,9 8,500 SDSS 125 ksi

1900 14800 12800 Não Special

Clearance 10,900

9 ⅝ 53,5 8,500 SDSS 125 ksi

1900 12000 9900 Sim Regular 10,900

7 ⅝ 55,3 6,000 SDSS 125 ksi

2000 21400 22000 Não Integral 7,995

7 32 6,000 SDSS 125 ksi

1160 14000 11700 Não Regular 7,800



6.4.3 Requisitos adicionais para tubos High Collapse:

6.4.3.1 Os tubos HC (High Collapse), com resistência ao colapso acima da obtida

conforme API TR 5C3, devem apresentar carta afirmativa individual indicando o colapso

garantido pelo fornecedor, bem como parâmetros de limite de ovalização, excentricidade

e tensão residual;

6.4.3.2 Poderá ser solicitada durante a execução contratual, a critério da Petrobras, a

realização de testes físicos que comprovem a condição high collapse, devendo o mesmo

ser atendido em até 30 dias;

6.4.3.3 Para tubos high collapse deverá ser efetuado um teste de colapso (API TR 5C3

Anexo I) por lote de produção, set-up de laminação ou 100 tubos produzidos. O tubo a ser

testado deve ser aquele com a maior susceptibilidade em relação aos seguintes

parâmetros: OD, espessura de parede, ovalização e excentricidade do ID.

6.4.3.4 Devem permanecer disponíveis para consulta o relatório de todos os testes de

colapso realizados nos tubos fornecidos. O formato de apresentação de dados deverá

seguir o definido na norma API TR 5C3 Anexo I – Collapse Test Procedure;

6.4.3.5 Deverá ser apresentado, após assinatura do contrato, um relatório indicando a metodologia de cálculo a partir dos seus dados de produção, conforme descrito no anexo H da norma API TR 5C3. Deve ser fornecida a incerteza do modelo (API TR 5C3 Anexo H.2.2.2 – Model Uncertainty) e os fatores ke des, ke uls e ky uls (API TR 5C3 Anexo


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F - Development of probabilistic collapse performance properties) considerados pelo fornecedor em seu modelo.

7 METALURGIA

Aços Carbono e Aços Carbono Baixa Liga:

7.1.1.1 Os testes de liberação de lote devem seguir os requisitos da API 5 CT (seção

7.14 - Sulfide stress cracking test — Grades C90, T95 and C110);

7.1.2 Critérios para a metalurgia Sour Service – C-125:

7.1.2.1 Testes de qualificação conforme a tabela B1 Teste UT da ISO 15156-2 para

trabalho na região 1 da figura 1 desta norma;

7.1.2.2 Usar solução A com mistura CO2/H2S, 97% CO2 e 3% H2S e o pH variando de

2,6 a 2,8 no início do teste, não podendo exceder 4,0 ao final;

7.1.2.3 Teste de liberação de lote: seguir as diretrizes API 5CT seção 7.14, para grau

C-110, utilizando os seguintes requerimentos mínimos de SSC:

• Método A - solução A e 85% YSmin; (ANSI/NACE TM0177)

7.1.3 Entende-se por lote de produção, o grupo de tubos produzidos do mesmo lote

de matéria prima, o mesmo grupo dimensional sem alteração de set-up da linha de

laminação e tratamento térmico. A aprovação destas amostras é mandatória para

liberação de fornecimento.

7.1.4 Deve ser realizado teste de corrosão uniforme pelo CO2 em packer fluid,

apresentando a taxa de corrosão em mm/ano, em ambiente confinado para os aços P-

110, C-110 e C-125, com as seguintes condições:

Pressão CO2: 15 bara;

Confinamento (relação volume de solução/área): 3 a 5 ml/cm²;

Duração: mínimo 6 meses;

Temperatura 110°C.


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Tabela 7 - Composição do packer fluid de teste

PRODUTO FUNÇÃO CONCENTRAÇÃO

ÁGUA INDUSTRIAL DILUENTE QSP

ÁGUA DO MAR DILUENTE QSP

CLORETO DE POTÁSSIO INIB. INCH. DE ARGILA 40000 mg/l

CLORETO DE SÓDIO ADENSANTE 110000 mg/l

BISSULFITO DE SÓDIO @ 40% SEQUESTRADOR DE

OXIGÊNIO 0,045% v/v

GLUTARALDEÍDO @ 40% BACTERICIDA 0,053% v/v

PREVENTOR DE EMULSÃO PREVENTOR EMULSÃO 0,20% v/v

SOLUÇÃO DE SODA CÁUSTICA @ 25%

CONTROLADOR DE pH ATÉ pH 8 - 9

API 5 CRA

7.2.1 Requisitos para SMSS- 110ksi (Categoria 13-5-2):

7.2.1.1 Deve atender aos testes de corrosão sob tensão, por lote, conforme as

condições descritas abaixo:

Solução de ensaio:

120.000 ppm Cl-

0,4 g/L CH3COONa

pH 4,5 ajuste com HCl ou ácido acético

Gás: 7%H2S/93%CO2

Tensão aplicada: 90% SYMS

7.2.2 Frequência mínima:

7.2.2.1 Três amostras (teste método A - NACE TM0177) por lote, reteste é permitido se

apenas uma amostra falhar, neste caso mais duas amostras deverão ser testadas e

aprovadas do mesmo tubo;

7.2.2.2 Também poderá ser aceito o Aço Inoxidável Supermartensítico (SCr13%). Tipo:

UNS S41425 com dureza máxima de 28HRC, limite de escoamento máximo de 110 Ksi e

composição química conforme a Norma ISO 15156. Seguir as condições técnicas das

Normas ISO 13680 ou API 5CRA. PSL-02

7.2.3 Requisitos para SMSS - 95ksi (Categoria 13-5-2);

7.2.3.1 Deve atender aos testes de corrosão sob tensão, por lote, conforme as condições descritas abaixo:

Solução de ensaio:

120.000 ppm Cl-


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0,4 g/L CH3COONa

pH: 4,5 ajuste com HCl ou ácido acético

Gás: 9%H2S/91%CO2

Tensão aplicada: 90% SYMS

7.2.3.2 Aço Inoxidável supermartensítico (SCr13%), grau 95 ksi. Tipo: UNS S41426 com

dureza máxima de 27HRC, limite de escoamento máximo de 105 ksi e composição

química conforme a Norma ISO 15156. Seguir as condições técnicas das Normas ISO

13680 ou API 5CRA PSL-2;

7.2.4 Requisitos para SDSS – 125 ksi:

7.2.4.1 Aço Inoxidável superduplex, 125 ksi. Seguir as condições técnicas da Norma API

5CRA PSL-2, Grupo 2, categoria 25-7-4. PREN ≥ 40;

7.2.4.2 O material oferecido deve obedecer aos requisitos dimensionais, de amostragem

e inspeção conforme API 5CRA;

7.2.4.3 Entende-se por lote de produção o grupo de tubos produzidos do mesmo lote de

matéria prima, o mesmo grupo dimensional sem alteração de set-up da linha de laminação

e tratamento térmico. A aprovação das amostras por lote é mandatória para liberação de

fornecimento.

7.2.5 Requisitos para aços CRA com 24 < PREN < 38 não estão descritos na Norma API 5CRA:

7.2.5.1 O valor do PREN (Pitting Resistance Equivalent Number) deverá ser maior que

24 e inferior a 38, e deverá ser calculado de acordo com a fórmula abaixo:

7.2.5.2 PREN = % Cr + 3,3 (% Mo + 0,5 % W) + 16 % N

7.2.5.3 A composição química deverá seguir os requisitos da Tabela abaixo:

Tabela 8 – Composição mínima para aços CRA que não estão na API 5CRA

Aço com 24 < PREN < 38 Elementos Químicos Composição (%)

Carbono (C) 0,04 max

Manganês (Mn) 0,60 max

Silício (Si) 0,50 max

Fósforo (P) 0,020 max

Enxofre (S) 0,005 max

Cromo (Cr) 18,00 max

Molibdênio (Mo) 2,00 a 4,0

Cobre (Cu) 3,0 max

Níquel (Ni) 3,50 a 6,0


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7.2.5.4 Deverá apresentar os requisitos mecânicos conforme especificado na Tabela

abaixo.

Tabela 9 - Requisitos mecânicos para aços fora da API 5CRA

Limite de escoamento

(ksi)

Resistência à tração UTS (min)(ksi)

Elongação (%) Dureza (HRC) max

Requisitos para ensaio de impacto - Charpy V Notch (Transversal e

Longitudinal)

Temperatura Energia mínima (J)

110 a 140 115 De acordo com a Norma ISO 13680

- Grupo I 36 -10°C

70 J Transversal 90 J Longitudinal

7.2.5.5 As amostras para ENSAIO CHARPY-V NOTCH (CVN), deverão ser retiradas da

metade da espessura de parede, quando for possível, conforme Figura 1 abaixo:

Figura 1 - Amostragem CVN

7.2.6 Testes de corrosão sob tensão por sulfetos para o item 7.2.5:

7.2.6.1 O fabricante deverá demonstrar a resistência à corrosão sob tensão por sulfetos

para cada lote fabricado, de acordo com a seguinte regra:

a) tubos com limite de escoamento menores ou iguais a 130 ksi, utilizar pelo menos 80%

da tensão de escoamento mínima (SMYS), usando o método A, de acordo com a

Norma NACE TM0177-2005.

b) tubos com limite de escoamento na faixa de 130 a 140 ksi , utilizar pelo menos 90%

da tensão de escoamento mínimo (SMYS), em relação ao grau 125 ksi (tensão

aplicada de no mínimo 112,5 ksi), usando o método A, de acordo com a Norma NACE

TM0177-2005.


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7.2.6.2 A solução de teste deverá ter 20% de NaCl, pH=4,3 na temperatura e pressão

ambiente com 100 mbar de pressão parcial de H2S. A mistura a ser utilizada no teste

deverá ser de 90%CO2/ 10%H2S.

7.2.6.3 O pH deverá ser ajustado com 0,4g/L de acetato de sódio e deverá ser

adicionado HCl ou ácido acético à solução para atingir o pH requerido (item 7.2.6.2),

considerando que a solução estará saturada com os gases ácidos (CO2 + H2S).

OBS: Caso seja constatada a presença de pites após o ensaio no aumento de 10x, o

corpo de prova deverá ser seccionado longitudinalmente ao seu eixo no local do pite mais

profundo, conforme Figura 2, de forma a verificar a presença ou não de trincas nucleadas

a partir do mesmo, conforme a Figura 3.

7.2.6.4 Existindo trincas, o lote deverá ser considerado reprovado, retestes são aceitos

de acordo os requisitos da norma ISO 15156-2.

Figura 2 - Exemplo de como seccionar o corpo de prova.

Figura 3 - Exemplo de trinca nucleada


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8 CONEXÕES

O enroscamento das luvas deve ser feito com registro torque x volta e deve ser

possível evidenciar o torque do ombro de carga quando a conexão possuir. A Petrobras

poderá solicitar essa informação, caso julgue necessário;

As extremidades devem ser fornecidas com protetores de rosca poliméricos.

Deve se utilizar graxa de preservação que possua aditivos anticorrosivos que

permita o armazenamento ao tempo em atmosfera marítima;

A graxa utilizada pela Petrobras para o torqueamento em campo é a LUBRAX

LYTH PM-1, os dados de torque fornecidos devem ser compatíveis com a mesma;

As conexões deverão ser qualificadas, no mínimo, através de ensaios físicos

similares aos descritos nos diferentes níveis de qualificação (CAL) descritos nos

documentos ISO 13679:2002, API 5C5 ou Protocolo PETROBRAS, em anexo.

Qualificação de conexões para revestimentos

As conexões, de acordo com o diâmetro e com a aplicação, deverão ser

qualificadas conforme tabela abaixo:

Tabela 10 - Testes de conexão para tubos de revestimentos

Revestimento

Diâmetro

(in)

Peso linear (lb/pé) e tipo de conexão Nível mínimo de qualificação

18 Conforme listados em 6.1 CAL I API 5C5 (gás) ou

CAL II ISO 13679:2002

16 Conforme listados em 6.1 CAL I API 5C5 (gás) ou

CAL II ISO 13679:2002

14 114 lb/pé, Special Clearance CAL III

14 114 lb/pé, Integral CAL II

13 ⅝ Conforme listados em 6.2 CAL III

13 ⅜ Conforme listados em 6.2 CAL II

11 ⅞ 71,8 lb/pé, Integral CAL II

11 ⅞ 90 lb/pé, Regular CAL III

10 ¾ Conforme listados em 6.2, 6.3 e 6.4. CAL III

9 ⅞ Conforme listados em 6.2, 6.3 e 6.4. CAL III

9 ⅝ Conforme listados em 6.2, 6.3 e 6.4. CAL III

7 ⅝ Conforme listados em 6.2, 6.3 e 6.4. CAL III

7 Conforme listados em 6.2, 6.3 e 6.4. CAL III


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8.6.1 Para tubos 16” e 18”, o dobramento com selabilidade mínimo requerido é de

10°/100 pés. Para as demais bitolas, o dobramento com selabilidade mínimo requerido é

de 15°/100 pés.

8.6.2 Em caso de apresentação de qualificação por similaridade, ou seja, em que não

seja realizado os protocolos completos e/ou testes físicos realizados em tubulares de

referência, a Petrobras aceitará ou não os testes apresentados, baseado em critérios

próprios definidos nos itens 8.6.2.1 a 8.6.4.3 (inclusive).

Nota: Considerar as definições abaixo para compreensão dos critérios descritos nos itens

8.6.2.1 a 8.6.4.3.

Linha de produto: conjunto de produtos que foram desenhados com critérios de

desenho em comum, tais como: formato de rosca, conicidade, altura de rosca,

conicidade do selo, ângulo do shoulder, etc. conforme descrito em API 5C5

Teste “full scale”: teste que atenda os critérios definidos em 8.6.2.1 ou atenda o

protocolo completo da ISO 13679:2002 ou API5C5:2017, ou protocolo definido no

Anexo I, quando aplicável.

Teste base: teste full-scale em uma determinada configuração de tubo de

referência que serve para qualificação de uma configuração de tubo solicitada.

Configuração de tubo: Definida por diâmetro nominal, peso linear, linha de produto,

limite de escoamento, metalurgia, condições special clearance de conexões,

condição high collapse dos tubos.

8.6.2.1 Critérios mínimos para aceitação de um teste de qualificação de

conexão full scale:

Quando exigido CAL I:

Testes de selabilidade:

Testes série A, conforme ISO 13679 (2002);

Testes série B, conforme ISO 13679 (2002);

Utilização de gás para pressão interna;

Uma configuração de baixa interferência de selo (H-L ou L-L) deve ser testada.

Make & Break:

Mínimo de 3 make & break em uma mesma conexão

Quando exigido CAL II:




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Testes série C a 135°C, conforme ISO 13679 (2002);

Utilização de gás para pressão interna;

4 configurações de interferência de rosca-selo devem ser testadas (H-L, L-L, H-H,

L-H), podendo ser utilizada duas configurações em um mesmo corpo de prova;

Make & Break:

Mínimo de 3 make & break em uma mesma conexão;

Quando exigido CAL III:




Testes série C a 135°C, conforme ISO 13679 (2002);

Utilização de gás para a pressão interna;

4 configurações de interferência de rosca-selo devem ser testadas (H-L, L-L, H-H,

L-H), podendo ser utilizada duas configurações em um mesmo corpo de prova:

Uma amostra de baixa interferência de selo (H-L ou L-L) deve passar seguidamente

pelos testes série A, B e C;

Make & Break:

Mínimo de 3 make & break em uma mesma conexão;

8.6.2.2 Os testes série A, B e C da ISO 13679:2002 acima solicitados poderão ser

substituídos por seus testes equivalentes da API 5C5.

8.6.3 Formas de qualificação de testes de selabilidade para uma configuração de tubo

(diâmetro e peso linear) solicitada:

8.6.3.1 Teste full scale na configuração desejada;

8.6.3.2 Teste base full scale na mesma linha de produto e atendendo os critérios

definidos abaixo:

Nota: Somente será permitida a utilização de teste base para tubos de revestimento em

metalurgias aço-carbono (API 5CT) e metalurgias especiais em Cr13 e SCr13 (API 5CRA).

a. Realização de estudos de FEA para validação da configuração de tubo solicitada.

Estes devem considerar a utilização de pelo menos um parâmetro de calibração, que deve

ser uma função de características dimensionais (diâmetro, peso linear) e limite de

escoamento do material (por exemplo, energia de contato do selo).


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b. Devem ser usados dois tubos de referência quando necessário validar um tubo de

peso linear distinto. O peso linear do tubo a ser validado tem que estar compreendido

entre os pesos lineares dos tubos de referência.

c. Devem ser usados dois tubos de referência quando necessário validar um tubo de

diâmetro nominal distinto. O diâmetro nominal do tubo a ser validado tem que estar

compreendido entre os diâmetros nominais dos tubos de referência. Os tubos de

referência e o tubo a ser qualificado devem estar em um mesmo intervalo dimensional

entre os listados abaixo:

5½” a 7⅝”;

7⅝” a 9 ⅞”;

9 ⅞” a 11 ⅞”;

11 ⅞” a 14”.

Pelo menos um dos tubos de referência apresentados deve possuir envelope com

resistências (colapso, tração, compressão e pressão interna) superiores ao do tubo a ser

qualificado.

d. Testes em MSS, SMSS e SDSS poderão ser utilizados para validar tubos em aço

carbono.

e. Testes em aço carbono poderão ser utilizados para validar aço MSS ou SMSS, desde

que sejam realizados testes de make & break adicionais na mesma linha de produto

ofertada e na metalurgia solicitada pela PETROBRAS.

f. Testes em SDSS poderão ser utilizados para validar aços MSS, SMSS e aços carbono.

Não poderá ser utilizado testes em aço carbono, MSS ou SMSS para validar tubos SDSS;

g. Serão aceitos testes físicos com luva regular para validar conexões special clearance;

h. Serão aceitos testes físicos de tubos high collapse para validar tubos com resistência

ao colapso padrão (resistência API).

8.6.4 O nível mínimo de qualificação deve atender as envoltórias mínimas especificadas

nos itens 8.6.4.1 a 8.6.4.3.

8.6.4.1 Conexão com luva regular

Envelope equivalente a 100% da VME do corpo do tubo.

8.6.4.2 Conexão Special Clearence

No caso da conexão Special Clearance, seguir o mesmo critério definido em Erro! Fonte

de referência não encontrada., porém limitando a envoltória em tração e/ou compressão,

conforme fator SC característico da conexão.


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Ex.: SC80 – Os limites de tração e/ou compressão da envoltória da conexão estão limitados a 80% do valor da conexão regular equivalente.

8.6.4.3 Conexão Integral

O Envelope deve conter polígono definido pelos pontos descritos na tabela abaixo. Todas

as resistências referem-se a uma percentagem das resistências uniaxiais do corpo do

tubo, definidas nas tabelas dos itens 6.1, 6.2, 6.3 e 6.4.

Os valores de força axial de tração são positivos, e os de compressão são negativos. Os

valores de pressão interna são positivos, e os de colapso são negativos.

a) Conexões Flush para tubos 16” e 18”.

Força Axial Pressão

55% 0%

56% 95%

0% 100%

-20% 86%

-30% 70%

-54% 0%

-54% -100%

0% -100%

21% -63%


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b) Conexões Flush para tubos 11 ⅞” a 14”.


60% 0%

60% 93%

0% 100%

-23% 89%

-30% 79%

-60% 0%

-60% -100%

0% -100%

15% -50%

30% 0%


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c) Conexões Flush para tubos 7 ⅝” a 10 ¾” (exceto 10 ¾” 109 lb/pé).


58% 0%

58% 78%

0% 100%

-29% 77%

-43% 48%

-58% 0%

-35% 0%

-35% -100%

0% -90%

22% -68%

22% 0%


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POCOS/CTPS/QC

d) Conexão Flush para tubo 10 ¾” 109 lb/pé.


56% 0%

56% 79%

0% 100%

-18% 93%

-38% 61%

-56% 0%

-56% -100%

0% -100%

0% -50%

9% -40%

19% -24%

28% 0%


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POCOS/CTPS/QC

e) Conexões Semiflush para tubos 7 ⅝” a 14”


61% 0%

61% 85%

0% 100% -36% 63% -54% 35%

-65% 0%

-65% -100%

0% -100%

23% -68%

46% -27%


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POCOS/CTPS/QC

Qualificação de conexões para colunas de produção e injeção

8.7.1 Conexões proprietárias devem ser testadas de acordo com a norma ISO 13679

(2002);

8.7.2 Os fabricantes deverão fornecer o envelope operacional da conexão no diâmetro

solicitado, contendo também valores mínimos e máximos de torque e de ciclos de make &

break;

8.7.3 Caso a resistência mecânica da conexão seja inferior à do tubo, o fabricante deve

indicar no envelope onde a resistência é menor;

8.7.4 Conexões em CRA, e nos graus C-110 e C-125, devem ser testadas no protocolo

CAL IV da ISO 13679 (2002);

8.7.5 Conexões que não foram testadas de acordo com o item 8.7.4 devem ter os testes

complementares para que atinjam os requisitos do respectivo item.

8.7.6 O envelope da conexão deverá apresentar 100% de resistência à compressão em

relação ao corpo do tubo.

8.7.7 Conexões testadas na versão de 2017 da norma API 5C5 serão aceitas se:

Forem testadas com CAL IV full scale;

Forem testadas em CAL equivalente ao solicitado no item 8.7.4


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POCOS/CTPS/QC

Validação da linha de produto:

Em relação ao diâmetro:

8.8.1 Os seguintes diâmetros deverão ser obrigatoriamente testados (full scale) de

acordo com o item 8.7.4:

8.8.1.1 4½”;

8.8.1.2 5½”;

8.8.1.3 6⅝”;

8.8.1.4 7 ⅝”;

8.8.1.5 Os diâmetros intermediários são considerados aprovados com a

apresentação de uma análise de FEA para o diâmetro solicitado, caso não haja mudança

no projeto da conexão. Caso haja a mudança, deverá ser feito o teste full scale de acordo

com o item 8.7.4;

8.8.1.6 O diâmetro de 3½” pode ser considerado aprovado desde que sejam

realizados os testes de make & break no espécime 3 (H-H) e o ciclo determinado pelo item

8.7.4 no espécime 2 (L-L);

8.8.1.7 Caso algum dos diâmetros acima seja testado em um nível de aplicação

(avaliação na API 5C5) inferior ao solicitado no item 8.7.4, os diâmetros intermediários

serão considerados como o menor nível de aplicação testado, sendo necessária a

complementação dos testes;

Em relação ao peso linear:

8.8.2 Para cada diâmetro, os pesos intermediários entre um intervalo testado estão

qualificados com a apresentação do FEA, caso não haja mudança de projeto. Caso haja

mudança, a conexão deve ser testada de acordo com o item 8.7.4;

8.8.3 Caso algum dos pesos lineares acima seja testado em um nível de aplicação

(avaliação na API 5C5) inferior ao solicitado no item 8.7.4, os pesos intermediários serão

considerados como o menor nível de aplicação testado, sendo necessária a

complementação dos testes;

Em relação ao grau e metalurgia:

8.8.4 Conexões testadas em metalurgias nobres podem ser extrapoladas para uma

metalurgia menos nobre em um mesmo diâmetro. O contrário não é permitido;

8.8.5 Conexões testadas em um determinado grau podem ser extrapoladas para um grau

diretamente acima ao testado para um mesmo diâmetro. O contrário não é permitido;

8.8.6 Caso algum dos graus acima seja testado em um nível de aplicação (avaliação na

API 5C5) inferior ao solicitado no item 8.7.4 em um intervalo de diâmetros ou pesos lineares,

os graus intermediários serão considerados como o maior nível de aplicação testado;

8.8.7 Caso alguma das metalurgias acima seja testada em um nível de aplicação


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0


TÍTULO:


PÚBLICO

POCOS/CTPS/QC

(avaliação na API 5C5) inferior ao solicitado no item 8.7.4 em um intervalo de diâmetros ou

pesos lineares, as metalurgias intermediárias serão consideradas como o menor nível de

aplicação testado, sendo necessária a complementação dos testes;

Pode ser apresentado um envelope de validação da linha de produto, utilizando os

critérios acima, conforme exemplificado na figura 4 abaixo. Esta figura é apenas ilustrativa.

Figura 4 - Exemplo de validação da linha do produto


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REV.

0


TÍTULO:


PÚBLICO

POCOS/CTPS/QC

9 REDUÇÕES E CROSSOVERS

Tubos 16” a 18”

9.1.1 Reduções e XO devem possuir mesmo tamanho que um tubo range 3, devendo

utilizar peça de transição forjada.

9.1.2 No mínimo devem atender aos requisitos de resistência do tubo de especificação

mais branda.

9.1.3 As reduções e XO deverão ser fornecidos com as conexões iguais às dos tubos

fornecidos nos diâmetros solicitados para os mesmos.

9.1.4 As reduções e XO devem ser fornecidas no formato caixa x pino, pino x caixa ou

pino x pino. No caso de extremidade caixa, uma das pontas deve ser roscada com luva ou

possuir conexão integral tipo caixa.

9.1.5 As extremidades devem ser fornecidas com protetores de rosca poliméricos. Deve

se utilizar graxa de preservação que possua aditivos anticorrosivos que permita o

armazenamento ao tempo em atmosfera marítima.

9.1.6 Nas variações de diâmetro interno e externo da redução e XO, o ângulo máximo

admitido será de 15 graus em relação ao eixo longitudinal da peça. Exceção é feita aos

ombros de carga.

9.1.7 As reduções devem ter um comprimento de pelo menos 1,5m no trecho de maior

diâmetro externo para fechamento do elevador spider durante a descida.

Tubos de revestimento 7” a 14”

9.2.1 O corpo das reduções e XO deve ser fabricado a partir de elemento metálico único

e inteiriço, sem qualquer tipo de emenda ou solda.

9.2.2 As reduções devem atender, no mínimo, aos requisitos de resistência do tubo de

especificação mais branda.

9.2.3 As reduções e XO deverão ser fornecidas com as conexões iguais às dos tubos

fornecidos nos diâmetros solicitados para as mesmas.

9.2.4 As reduções e XO devem ser fornecidas no formato caixa x pino, pino x caixa ou

pino x pino. No caso de extremidade caixa, uma das pontas deve ser roscada com luva, ou

possuir conexão integral tipo caixa.

9.2.5 As extremidades devem ser fornecidas com protetores de rosca poliméricos. Deve

se utilizar graxa de preservação que possua aditivos anticorrosivos que permita o

armazenamento ao tempo em atmosfera marítima.


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0


TÍTULO:


PÚBLICO

POCOS/CTPS/QC

9.2.6 As reduções e XO devem ter comprimentos máximo e mínimo de 2,5 e 1,5 metros,

respectivamente.

9.2.7 Nas variações de diâmetro interno e externo da redução e XO, o ângulo máximo

admitido será de 15 graus em relação ao eixo longitudinal da peça.

Tubos de produção de 3 ½” a 7 ⅝”

9.3.1 As reduções deverão ter fabricação a partir de elemento metálico único e inteiriço,

sem qualquer tipo de emenda ou solda. Inserir uma luva torqueada na extremidade caixa

da redução, de forma a permitir a instalação de clamps;

9.3.2 O comprimento total da redução deve ser:

9.3.3 Máximo: 1,5 m;

9.3.4 Mínimo: 0,76 m;

9.3.5 Nas variações de diâmetro interno ou externo da redução o ângulo máximo

admitido será de 30 graus em relação ao eixo longitudinal da peça.

9.3.6 A conexão deve seguir a qualificação CAL IV da Norma ISO 13679 (2002), e o

envelope deverá apresentar 100% de resistência à compressão em relação ao corpo do

tubo.

9.3.7 Deverá ser entregue um desenho técnico contendo os dimensionais da redução,

ângulos das peças e as conexões, com as devidas cotas, bem como o comprimento total a

ser ofertado, conforme modelo da Figura 5.

Figura 5 - Modelo de uma redução caixa x pino com luva acoplada.


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REV.

0


TÍTULO:


PÚBLICO

POCOS/CTPS/QC

10 REQUISITOS DE INSPEÇÃO

A inspeção deve ser realizada de acordo com os parâmetros determinados nas

normas específicas de fabricação dos tubos cobertos nesta ET. Toda documentação deve

ser apresentada conforme item 5.5;


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TÍTULO:


PÚBLICO

POCOS/CTPS/QC

11 ANEXOS

Anexo I – Protocolo de testes para qualificação de conexões de revestimento CRA para

poços de petróleo;

Nº:

CLIENTE: POCOS/CTPS/QC

FOLHA: 1

de 6

PROGRAMA: GT DE CONEXÕES

ÁREA: DESENVOLVIMENTO DA PRODUÇÃO E TECNOLOGIAS

TÍTULO: PROTOCOLO DE TESTES PARA QUALIFICAÇÃO DE CONEXÃO DE REVESTIMENTOS DE POÇOS DE

PETRÓLEO – 10 3/4”; 9 7/8”; 9 5/8”; 7 5/8”; 7” - CRA

ÍNDICE DE REVISÕES

REV. DESCRIÇÃO E/OU FOLHAS ATINGIDAS

0 Emissão Original

REV. 0 REV. A REV. B REV. C REV. D REV. E REV. F

DATA

PROJETO -

EXECUÇÃO Grupo de Trabalho

VERIFICAÇÃO André (CXAE)

APROVAÇÃO Júlio (BEDA)

ESTE DOCUMENTO É DE PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.

FORMULÁRIO PERTENCENTE A PETROBRAS N-0381 REV. L.

Nº

REV.

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FOLHA

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PETRÓLEO – 10 3/4”; 9 7/8”; 9 5/8”; 7 5/8”; 7” - CRA

SUMÁRIO

1. OBJETIVO ............................................................................................................................... 3

2. APLICAÇÃO E ABRANGÊNCIA .......................................................................................... 3

3. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA E COMPLEMENTARES ............................................ 3

4. DEFINIÇÕES ........................................................................................................................... 3

5. AUTORIDADE E RESPONSABILIDADE ............................................................................. 3

6. DESCRIÇÃO ............................................................................................................................ 4

6.1 – Espécimes: ................................................................................................................... 4

6.2 – Make and Brake ........................................................................................................... 4

6.3 – Final Make-Up .............................................................................................................. 5

6.4 – Cozimento ..................................................................................................................... 5

6.5 - Série A ............................................................................................................................ 5

6.6 – Série B ........................................................................................................................... 5

6.7 – Série C ........................................................................................................................... 5

6.8 – Testes de Limites de Carregamentos ..................................................................... 5

6.9 - Sequência de testes .................................................................................................... 6

6.10 – Considerações Gerais ................................................................................................ 6

7. REGISTROS ............................................................................................................................ 6

8. ANEXOS................................................................................................................................... 6

Nº

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FOLHA

3 de 6


PETRÓLEO – 10 3/4”; 9 7/8”; 9 5/8”; 7 5/8”; 7” - CRA

1. OBJETIVO

Este protocolo tem por finalidade balizar os procedimentos laboratoriais mínimos para qualificar conexões de revestimento de poços de petróleo dentro dos critérios da ISO 13679 de 15 de dezembro de 2002, assim como introduzir ao processo de qualificação conceitos constantes da versão preliminar (“Draft”) da revisão da ISO 13679.2 de 2010.

Neste protocolo, serão tratadas as conexões de revestimentos, a serem utilizados como

revestimento de produção, de diâmetro externo nominal de 10 3/4”; 9 7/8”; 9 5/8”; 7 5/8” e 7”, em metalurgia CRA (“Corrosion Resistant Alloys”), com ombro de torque e vedação metal-metal e pretendentes de qualificação CAL III e/ou CAL IV.

2. APLICAÇÃO E ABRANGÊNCIA

Este protocolo se aplica aos poços marítimos de todas as gerências da E&P-CPM.

3. DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA E COMPLEMENTARES

ISO 13679 – Petroleum and Natural Gas Industries – Procedures for Testing Casing and

Tubing Connections; de 15 de dezembro de 2002.

4. DEFINIÇÕES 5. AUTORIDADE E RESPONSABILIDADE

Este protocolo é resultado do Grupo de Trabalho instituído pelo DIP E&P-CORP/EP/PERF 23/2014, de 10 de dezembro de 2014 e constituído por:

Artur Radoman de Oliveira (Coordenador) BF0Z E&P-CORP/EP/PERF

Andre Ferreira Lazaro CXAE E&P-CORP/EP/COMP

Camila Helena de Luna da Silva BE67 E&P-CPM/CMP-SPO/SP/REVCIM

Cleidilson Moura dos Santos BEPE E&P-CPM/CMP-SPO/SP/REVCIM

Felipe de Azevedo Lima RHY8 E&P-CPM/CMP-SPO/SP/REVCIM

Felipe Lima de Oliveira BDZP CENPES/PDGP/PCP

Jorel Lopes Rodrigues dos Anjos BEY8 CENPES/PDGP/PCP

Vinicius Rabello de Abreu Lima EMVR MATERIAIS/DEMF/DM

http://localizadorpessoas.petrobras.com.br/lope/busca/resultados.do?filtered=true&cleanAll=false&navigators=reset&lotacao=E%26P-CORP%2FEP%2FCOMP&opcaoBuscaLotacao=iniciandoCom&ordenacao=1A

http://localizadorpessoas.petrobras.com.br/lope/busca/resultados.do?filtered=true&cleanAll=false&navigators=reset&lotacao=E%26P-CPM%2FCMP-SPO%2FSP%2FREVCIM&opcaoBuscaLotacao=iniciandoCom&ordenacao=1A



http://localizadorpessoas.petrobras.com.br/lope/busca/resultados.do?filtered=true&cleanAll=false&navigators=reset&lotacao=CENPES%2FPDGP%2FPCP&opcaoBuscaLotacao=iniciandoCom&ordenacao=1A

http://localizadorpessoas.petrobras.com.br/lope/busca/resultados.do?filtered=true&cleanAll=false&navigators=reset&lotacao=CENPES%2FPDGP%2FPCP&opcaoBuscaLotacao=iniciandoCom&ordenacao=1A

http://localizadorpessoas.petrobras.com.br/lope/busca/resultados.do?filtered=true&cleanAll=false&navigators=reset&lotacao=MATERIAIS%2FDEMF%2FDM&opcaoBuscaLotacao=iniciandoCom&ordenacao=1A

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FOLHA

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PETRÓLEO – 10 3/4”; 9 7/8”; 9 5/8”; 7 5/8”; 7” - CRA

6. DESCRIÇÃO

6.1 – Espécimes: Serão utilizados 4 (quatro) espécimes, com as seguintes interferências:

Espécime Rosca (Thread) Selo (Seal) Pino Caixa

1 Extra Alta (XH) Extra Baixa (XL) Rápida (Fast) Lenta (Slow)

2 Baixa (L) Baixa (L) Rápida (Fast) Lenta (Slow)

3 Extra Baixa (XL)

Extra Alta (XH) Lenta (Slow) Rápida (Fast)

4 Alta (H) Baixa (L) Lenta (Slow) Rápida (Fast)

Tabela 1 – Interferências de rosca e selo dos espécimes Com as seguintes tolerâncias no selo e na rosca:

Intervalo Admissível de Interferência

De Até

Extra Alta (XH)

Interferência máxima subtraída do maior valor entre o limite da ferramenta de aferição e 5%

(cinco por cento) do intervalo de interferência.

-

Alta (H)

Interferência máxima subtraída do maior valor entre o limite da ferramenta de aferição e 25% (vinte e cinco por cento) do intervalo de interferência.

-

Baixa (L)

- Interferência mínima acrescida do maior valor entre o limite da ferramenta de aferição e 25% (vinte e cinco por cento) do intervalo de interferência.

Extra Baixa (XL)

- Interferência mínima acrescida do maior valor entre o limite da ferramenta de aferição e 5%

(cinco por cento) do intervalo de interferência.

Observação: O limite da ferramenta de aferição deve ser de 0,05 mm (0,002in) ou de maior precisão.

Com a seguinte tolerância na conicidade:

Redução de Acréscimo de

Rápida (Fast) - 0,025mm/25,4mm

(0,001 in/1in)

Lenta (Slow) 0,025mm/25,4mm

(0,001 in/1in) -

6.2 – Make and Brake

O procedimento de Make and Brake deve ser conforme ISO 13679 (2002), realizado em

todos os espécimes, 2 (duas) vezes, utilizando-se o torque máximo e o mínimo de graxa.

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PETRÓLEO – 10 3/4”; 9 7/8”; 9 5/8”; 7 5/8”; 7” - CRA

6.3 – Final Make-Up O procedimento de Final Make-Up deve ser conforme ISO 13679 (2002), realizado em

todos os espécimes, utilizando-se o torque mínimo e o máximo de graxa. 6.4 – Cozimento

O procedimento de Cozimento deve ser conforme ISO 13679 (2002), realizado em todos os espécimes. 6.5 - Série A

O procedimento de testes para se realizar a Série A deve ser conforme ISO 13679 (2002)

mantendo-se os pontos de carregamento de 1 a 14 conforme figuras 13 e 14 da norma internacional citada com a seguinte alteração:

- Sentido horário: Temperatura ambiente - Sentido anti-horário: Temperatura de 180ºC.

6.6 – Série B

O procedimento de testes para se realizar a Série B deve ser conforme ISO 13679 (2002). 6.7 – Série C

O procedimento de testes para se realizar a Série C deve ser conforme ISO 13679 (2002).

6.8 – Testes de Limites de Carregamentos

O procedimento de testes para se realizar os Testes de Limites de Carregamentos deve ser conforme ISO 13679 (2002).

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PETRÓLEO – 10 3/4”; 9 7/8”; 9 5/8”; 7 5/8”; 7” - CRA

6.9 - Sequência de testes

Os testes devem seguir a ordem do desenho esquemático seguinte:

ESPÉCIME 1 XH-XL/PFBS

ESPÉCIME 2

L- L/PFBS

ESPÉCIME 3 XL- XH/PSBF

ESPÉCIME 4

H-L/PSBF

↓

↓

↓

↓ 2 Make & Break

(Torque Máximo) (Graxa Mínima)

2 Make & Break


2 Make & Break


2 Make & Break


↓

↓

↓

↓ Final Make Up

(Torque Mínimo) (Graxa Máxima)

Final Make Up


Final Make Up

(TorqueMáximo) (GraxaMínima)

Final Make Up


↓

↓

↓

↓ Cozimento 12 horas

180ºC

Cozimento 12 horas

180ºC

Cozimento 12 horas

180ºC

Cozimento 12 horas

180ºC

↓

↓

↓

↓ Série B Série B Série B Série B

↓

↓

↓

↓ Série C (180°C)

Série C (180°C)

Série C (180°C)

Série C (180°C)

↓

↓

↓

↓ Série A

(Amb. e 180°C)

Série A (Amb.e 180°C)

Série A

(Amb. e 180°C)

Série A (Amb. e 180°C)

↓

↓

↓

↓ LL: 50%C + EP LL: 70%IP + C LL: 50% de T + IP LL: 50% de C +EP

6.10 – Considerações Gerais

Em caso de conexões em que se utilize luva, é permitido que em uma mesma luva

sejam testadas duas configurações de espécimes, uma em cada lado da luva, desde de que, durante o teste, sempre se utilize o carregamento mais severo entre os carregamentos exigidos pelo espécime e que os testes sempre sejam executados dentro das condições de segurança adequadas do laboratório.

O envelope de testes deve calculado utilizando o limite de escoamento real (AYS) medido do espécime, não os valores nominais.

7. REGISTROS

8. ANEXOS

CXAEAnexação de arquivoAnexo I - Protocolo de testes para qualificação de conexões de revestimento CRA para poços de petróleo.pdf

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