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PROCESO DE PREARRANQUE PARA EQUIPOS DE PERFORACIÓN

COD. V2 (12.12.12)

INFORME DE PREARRANQUE EQUIPO INDEPENDENCE 51 POZO QUIFA 273 – CAMPO QUIFA

Cliente: PACIFIC RUBIALES ENERGY

V2 22.07.2013 J. Betancourt Visita Programada

VERSIÓN No. FECHA RESPONSABLE COMENTARIO

NOMBRE DEL ARCHIVO: inspIND51PACIFIC.docx

INFORME DE PREARRANQUE

EQUIPO DE PERFORACIÓN IND 51 – POZO QUIFA 273

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PACIFIC RUBIALES ENERGY Cliente

TABLA DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN ...............................................................................................................................................2

2 GENERALIDADES ..............................................................................................................................................2

3 OPERACIÓN ACTUAL ........................................................................................................................................3

4 OBJETIVO .........................................................................................................................................................3

5 MARCO REFERENCIAL ......................................................................................................................................4

6 ASPECTOS POSITIVOS .......................................................................................................................................5

7 GESTIÓN HSEQ Y MANTENIMIENTO .................................................................................................................5

7.1 Hallazgos en Gestión de Mantenimiento ................................................................................................5

8 PRUEBAS DESARROLLADAS ..............................................................................................................................5

8.1 Inspección Visual y Prueba del Mástil, Rotaria y Componentes del Carrier..............................................6

8.1.1 Mástil .................................................................................................................................................6

8.1.2 Corona y Poleas Viajeras....................................................................................................................7

8.1.3 Top Drive ............................................................................................................................................8

8.1.4 Llave de Fuerza y Rotaria ..................................................................................................................10

8.1.5 Rotaria .............................................................................................................................................11

8.1.6 Winche .............................................................................................................................................12

8.1.7 Motor ...............................................................................................................................................13

8.1.8 Consola ............................................................................................................................................14

8.2 Manifold del Stand Pipe ........................................................................................................................15

8.3 Bombas ................................................................................................................................................16

8.4 Tanques ................................................................................................................................................17

8.5 Sistema de Control de Sólidos...............................................................................................................18

8.6 Preventoras ..........................................................................................................................................19

8.7 Choke Manifold ....................................................................................................................................19

8.8 Acumulador ..........................................................................................................................................19

8.9 Generadores .........................................................................................................................................20

9 NDT EVALUADOS ...........................................................................................................................................20

9.1 Resumen de Resultados NDT ................................................................................................................22

10 CARACTERÍSTICAS DE EQUIPO ....................................................................................................................23

10.1 MASTIL / SISTEMA HIDRÁULICO / MESA DE TRABAJO ...........................................................................23

10.2 BOMBAS / TANQUES DE LODO ............................................................................................................24

10.3 EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS / GENERADORES / SISTEMA HIDRáULICO ......................................25

10.4 SISTEMA PARA MANEJO DE TUBERÍA ....................................................................................................26

10.5 EQUIPOS DE CONTROL DE POZO ...........................................................................................................27

11 DESCRIPCIÓN DE LAS PRIORIDADES ...........................................................................................................28

12 HALLAZGOS Y RECOMENDACIONES DE MEJORA .......................................................................................28

13 CONCLUSIONES ..........................................................................................................................................35

14 ANEXOS .....................................................................................................................................................35



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1 INTRODUCCIÓN

Los días comprendidos entre el 15 y el 20 de julio 2013, en las instalaciones del pozo QUIFA 273, ubicado en el campo QUIFA, operado de la empresa PACIFIC RUBIALES ENERGY, se desarrolló el programa de inspección pre arranque del taladro de perforación 780 HP, INDEPENDENCE 51, con el propósito de encontrar opciones de mejora continua de los diferentes gestores del proceso y equipos involucrados, esto visto desde una perspectiva de minimizar los eventos imprevistos y no deseados durante el desarrollo de las operaciones, asegurando con esto las condiciones seguras en materia de seguridad operativa de los equipos. En el proceso participaron la Sra. OLGA RODRÍGUEZ - Ingeniera de Perforación, JULIO SÁNCHEZ - Company Man, LEYDI STERLIN - Asistente Company Man, FERNANDO FORERO – Supervisor HSE , OSCAR PLAZAS – Supervisor HSE por parte de PACIFIC RUBIALES ENERGY, ISMAEL MARTÍNEZ - Tool Pusher, MIGUEL PÁEZ – Electricista, RODRIGO URIBE – Mecánico, FRANCISCO SALAMANCA – HSEQ en representación de la empresa INDEPENDENCE y JAVIER BETANCOURT - Inspector de Equipo representante de la Empresa GIAS GROUP SAS. 2 GENERALIDADES

Cliente : PACIFIC RUBIALES ENERGY Representantes : OLGA RODRIGUEZ - Ingeniera de Perforación.

JULIO SÁNCHEZ - Company Man. LEYDI STERLIN - Asistente Company Man. FERNANDO FORERO – Supervisor HSE. OSCAR PLAZAS – Supervisor HSE.

Contratista : INDEPENDENCE. Equipo : IND RIG 51 Representantes : ISMAEL MARTÍNEZ - Tool Pusher.

MIGUEL PÁEZ – Electricista. RODRIGO URIBE – Mecánico. FRANCISCO SALAMANCA – HSEQ.

Performance : Equipo de perforación Hidráulico, marca DRILLMEC, modelo HH – 102, 780 Hp

de potencia, mástil tipo riel con capacidad de carga en el gancho de 220.000

lbrs. Corona constituido por 6 poleas de 1-3/8”, cable de perforación de 1-

3/8” tipo eslinga, Top Drive hidráulico 220.000 lbs. Marca DRILLMEC, con doble

juego de poleas de 1-3/8”, velocidad variable de 0-156 rpm y máximo torque

de 30.000 lb-ft, sistema para manejo de tuberías por cestas laterales, llave de

fuerza marca DRILLMEC, para tubería entre 2-7/8” "a 5" OD (según el

fabricante, torque máximo de 240.000 lb-ft, stad pipe 4” x 5.000 libras, cabina

del perforador independiente con mandos operativos, winche con cable de

5/8” con capacidad máxima de 4.5 ton., dos motores CATERPILLAR C-18, con

650 hp c/u, tres bombas mecánicas marca WORK FORCE 660, pistones con

camisas entre 5” a 6-1/2”, 130 spm y 700 rmp, cada una movida por motores

independientes marca CATERPILLAR serie 3508 de 900 hp c/u, damper y

sistema de alta para 5.000 psi y alimentación independiente por bombas

eléctricas e impele mission 6x8, Sistema de circulación constituido por tres (3)



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tanques (mezcla, activo y trampa), para un total de almacenamiento de 900

bbls. todos con agitadores, sistema de comunicación interna y un tanque de

viaje de 50 Bbls, Sistema de control de solidos conformado por dos (2)

zarandas Brandt Cobra de 620 GPM, con doble motor y doble panel, mud

cleaner 3 en 1, formado por 1 zaranda marca BRANT tipo Cobra, juego desilter

y dessander sin marca de fabricante de 32 de 4” y 2 conos de 12”

respectivamente, Degasser atmosférico, BRANT DG 5 y tres (3) bombas missión

6x5” para alimentación, sistema de control de pozos constituido por un

acumulador marca LUSATECH de 16 botellas y capacidad en el tanque de 220

Gls., bomba triplex y dos (2) bombas neumáticas, válvulas para HCR, Pipe Ram,

Blind Ram, kill line y anular, panel de control remoto instalado en la sub

estructura, un (1) preventor anular 11-5/8” x 3000 y un preventor doble ram

(pipe ram y blind ram) 11-5/8” x 5000, spool con líneas para HCR y manifold

Line, IBOP 4” x 10.000 psi, choke manifold tipo 5K con dos chokes manuales,

dos (2) generadores marca Commeins de 450 Kw., ambos instalados en caseta

topo fast movie.

Ubicación : POZO QUIFA 273 - Campo QUIFA.

Fecha de Inspección : DEL 15 y el 20 de julio 2013. Compañía Inspectora : GIAS GROUP SAS. Inspector : JAVIER BETANCOURT Actividad : PRE ARRANQUE RIG. Fecha de Informe : 23.07.2013 3 OPERACIÓN ACTUAL

El equipo IND 51, se encontró en proceso de arme para el inicio del pozo QUIFA 273. 4 OBJETIVO

La vista tuvo el objetivo de realizar la inspección visual, prueba y documental al equipo IND 51, los componentes

inspeccionados fueron:

Carrier. Mastil. Equipos de Control de Pozo. Mesa de Trabajo. Equipo de Control de Solidos. Top Drive. Sistema Hidráulico.

Bombas de lodo. Generadores. Tanques y mezcla. Equipos HSE. Herramientas. Generadores. Sistema de Circulación.

Los requerimientos básicos del equipo se establecieron siguiendo el inventario del equipo entregado por PACIFIC RUBIALES ENERGY incluidos en el contrato del taladro.



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5 MARCO REFERENCIAL

Marco Referencial Requerimientos contractuales PACIFIC RUBIALES ENERGY.

Marco Normativo

Normas y Estándares Internacionales

API RP 2D, Recommended Practice for Operation and Maintenances Offshore Cranes.

API RP 4G, Recommended Practice for Use and Procedures for Inspection, Maintenance and Repair of Drilling and Well Servicing Structures.

API RP 7L, Recommended Practice for Procedures for Inspection, Maintenance, Repair, and Remanufacture of Drilling Equiment.

API RP 8B, Recommended Practice for Procedures for Inspections, Maintenance, Repair and Remanufacture of Hoisting Equipment.

API RP 9B, Recommended Practice for Application Care, and use of Wire Rope for Oil Field Service.

API RP 52, Recommended Practice for Land Drilling Practices for Protection of the Environment.

API RP 53, Recommended Practice for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells.

API RP 54, Recommended Practice for Occupational Safety for Oil and Gas Well Drilling and Servicing Operations.

API RP 74, Recommended Practice for Occupational Safety for Onshore Oil and Gas Production Operations.

API RP 76, Recommended Practice for Contractor Safety Management for Oil and Gas Drilling

API Spec 4F, Specification for Drilling Structures.

API Spec 7k, Specification for Drilling and Well Servicing Equipment.

API Spec 8C, Specification for Drilling and Production Hoisting.

API SPEC 9A, Specification for Wire Rope.

API SPEC 16A, Specification for Drill-Through Equipment.

API RP 750, Management of Process Hazards.

API Publication 770, Reducing Human Errors.

API Spec 16C, Specification for Choke and Kill Systems.

API Spec 16D, Specification for Control Systems for Drilling Well Control Equipment

IADC HSE Guidelines

OHSAS 18001, Sistema de Gestión en Seguridad y Salud Ocupacional.

Occupational Safety and Health Standards 1910.

ASME (American Society of Mechanical Engineers) Secc. V Articulo 6- Inspección por Líquidos Penetrantes.

ASME Secc. V Articulo 7– Partículas Magnéticas.

ASME Secc. V Artículo 5 – Ultrasonidos.

ASTM (American Society for Testing and Material) A 36/a 36 M – 97a - Standard Specification for steel Structural.

AWS (American Welding Society) – D 1.1. 2004 – Código de Soldadura para Estructuras metálicas.



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6 ASPECTOS POSITIVOS

El personal que conforma el equipo INDEPENDENCE 51 se encuentran totalmente comprometido con el

equipo, interaccionan y conocen el funcionamiento y los cuidados integrales del equipo

El personal staff y roll que se encontró en el equipo INDEPENDENCE 51, presentó el mayor apoyo y

participación en la solución de las recomendaciones emitidas durante el proceso de inspección.

La mayor parte del personal que labora en el equipo INDEPENDENCE 51, llevan un periodo considerable

con el equipo por tal razón están muy familiarizados en la perforación con equipos hidráulicos.

Se evidencia un serio compromiso del personal roll diario en la mejora de actos y condiciones inseguras

dentro del proceso.

El programa de gestión HSE establecido para el proyecto, a pesar que presenta oportunidades de mejora,

se encuentra bien estructurado y con muy buenas opciones de éxito.

Se observa participación del personal en las reuniones diarias.

Se obtuvo excelente apoyo por parte del personal Staff de INDEPENDENCE PETREX en el pozo

(superintendente, pusher, HSE, mecánico y electricista), los cuales resolvieron la mayoría de las

desviaciones detectadas.

Se lleva a cabo un programa de mantenimiento (eléctrico, mecánico y operacional) eficiente lo que se

evidencia en la mínima cantidad de NTP durante las operaciones por estas causas.

7 GESTIÓN HSEQ Y MANTENIMIENTO

7.1 Hallazgos en Gestión de Mantenimiento

INDEPENDECE, cuenta con el programa de mantenimiento llamado G&D, el cual lleva el control integral de las

órdenes de trabajo a ser aplicadas en los equipos.

Con respecto al programa de integridad estructural, en los reportes de inspección de herramientas presentados

por INDEPENENCE y desarrollado por INDEPENDENCE Factory, no se evidencian las medidas encontradas en los

puntos donde se tomaron mediciones dimensionales de las estructuras y como lo recomiendan los fabricantes;

también se evidenció que no se llevó un control de desgaste de las medidas dimensionales tomadas para realizar

seguimiento a la confiabilidad del equipo y la velocidad de desgaste.

Se observa que varios componentes del equipo presentaron daños durante la movilización, lo que evidencia que

existió un control deficiente por parte de la empresa encargada de la movilización durante el proceso.

INDEPENDENCE realizó un nuevo ensamble del preventor doble ram, el cual no presentó la información para el

manejo del cambio, para próximo pozo, la empresa deberá presentar tal información.

8 PRUEBAS DESARROLLADAS

A continuación se describen las actividades desarrolladas para la recepción del rig Independence 51:



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8.1 Inspección Visual y Prueba del Mástil, Rotaria y Componentes del Carrier.

8.1.1 Mástil

Inspección visual previa al ascenso del Mástil Se efectuó inspección visual del mástil y todos los componentes (previo a su ascenso), incluyendo medición de espesores a cuello de ganso de top drive y codos superiores del stand pipe, además de la medición del diámetro del cable de acero del drill line y cable del mástil.

Inspección del mástil Izado Se efectuó inspección a todos los componentes del mástil una vez izado, en este proceso se efectuó verificación del aseguramiento de objetos con riesgos de caídas, sistema eléctrico, líneas del sistema hidráulico, pines, pasadores y pararrayo.

Resultados

Tabla No. 1 Resultados Inspección y Prueba del Mástil

Manf: DRILL MEC - CAPACIDAD NOMINAL BRUTA:. Libras 220.000.

No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES

1

Está la placa de identificación permanente indicando en la estructura: a.) Nombre del fabricante, b.) No. de modelo y número de serie, c.) Rating, incluyendo la capacidad estática del gancho de carga con el número de líneas. d.) Velocidad del viento.

OK

2 Compruebe que los pasamanos y barandas en la plataforma sub estructura están instalados.

OK

3 Existen guarda pies instalados. OK

4 No existen huecos en el piso de trabajo donde los trabajadores puedan caer.

OK

5 Compruebe la inclinación del mástil, pines mal conectados y pin con agujeros ovalados, soldaduras agrietadas en los rieles y chavetas de seguridad están instalados.

OK

6 Compruebe que no existan daños en las barandas. OK

7 Compruebe si la escalera está equipada con sistemas anti caídas.

OK

8 Revise todos los peldaños de las escaleras, soldaduras agrietadas y limpieza.

OK

9 Compruebe que el piso y el mástil estén iluminados adecuadamente.

OK



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10 Comprobar el estado del winche. OK

11 Inspeccione que los cinturones de seguridad y absorción de impactos estén funcionando adecuadamente.

OK

12 Compruebe que el drill line no está en contacto con el mástil. OK

13 Comprobar el estado de los cables eléctricos y las luces especialmente donde exista clasificación de áreas.

OK

14 Comprobar el desarrollo de NDT, por partículas magnéticas y dimensionales según sea el caso.

OK

8.1.2 Corona y Poleas Viajeras

Se efectuó inspección visual incluyendo desgaste en las poleas con galgas certificadas, profundidad y movimiento axial en ejes, además de la prueba al sistema de poleas, a continuación se dan a conocer los resultados:

Corona

Tabla No. 2 Resultados Inspección y Prueba de Corona

Manf: DRILL MEC Poleas número: 06 Tamaño: 1-11/32" Carga total: 220.000


1 Compruebe que las poleas no presenten movimiento axial o desgaste de los rodamientos.

OK

2 Compruebe desgaste y daños en las poleas. OK

3 Verifique si el bloque de poleas corona están bien engrasadas. OK

4 Compruebe si hay tornillos sueltos, etc. OK

5 Comprobar si las guardas están aseguradas y en su lugar. OK

6 Compruebe si hay espacios iguales entre las poleas. OK

7 Están las barras puente instaladas para evitar el salto de cable de las poleas en el caso de una repentina pérdida de carga del gancho. (Incluyendo una en la parte superior de la polea)

OK

8 Compruebe las ranuras de la polea de un desgaste excesivo. OK



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9

El marcado de las poleas debe hacerse de acuerdo a API para confirmar que las poleas cumplan con la muestra de la especificación API: (AB CO 1 1 / 8 Spec 8A logo mes / año 36) están las poleas fabricadas según API Spec, y de 36" de diámetro con alambre de 1 - 1 / 8".

OK

10 Comprobar que la corona fue inspeccionada por partículas magnéticas.

X

Independence presentó ensayos por partículas magnéticas del top drive y en el formato referencia medición dimensional de los puntos establecidos por el fabricante. No se encontraron los resultados de dichas mediciones.

11 Compruebe que el bloque de corona fue desmontado por completo para llevar a cabo la inspección de cada 5 años.

OK El equipo no ha cumplido 5 años.

Poleas Viajeras Tabla No. 4

Resultados Inspección y Prueba de las Poleas Viajeras

Manf: DRILL MEC Tipo: 4 Poleas 1"capacidad de carga: 220.000 lb.


1 Compruebe las poleas del bamboleo y desgaste de los rodamientos.

OK

2 Están las poleas viajeras bien engrasadas. OK

3 Compruebe que la polea viajera fue desmontada por completo para llevar a cabo la inspección de los cojinetes por desgaste y las poleas y las grietas del eje. Partículas Magnéticas.

OK

Independence presentó ensayos por partículas magnéticas del top drive y en el formato referencia medición dimensional de los puntos establecidos por el fabricante. No se encontraron los resultados de dichas mediciones.

4 Compruebe que anualmente las áreas de gran capacidad de carga de la polea viajera son regularmente inspeccionadas NDT. Partículas Magnéticas.

OK

8.1.3 Top Drive

Para las pruebas del top drive, se contó con la participación del mecánico y perforador, los cuales manipularon los controles del sistema previa orden del inspector.



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Tabla No. 5 Resultados Inspección y Prueba del Top Drive

Fabricante: DRILL MEC Tipo: 220.000 LIBRAS - Motor de accionamiento: Hidráulico.


1 Compruebe que todos los tornillos de ajustes, pasadores y uniones roscadas se encuentren aseguradas.

OK

Grillete usado para la guaya de seguridad de la manguera de lodos no tiene pasador con doble aseguramiento, se usa un tornillo.

2 Compruebe la cantidad y la calidad del aire. OK

3 Compruebe el funcionamiento de la bomba hidráulica. OK

4 Compruebe que todas las lámparas indicadoras están en buen estado.

OK

5

Compruebe todos los indicadores de escala y su funcionamiento: medidor de torque. (MdaN. Libras y pies). Medidor de ajuste de torsión. (MdaN y pie-libras). RPM indicador de velocidad.

OK

6 Compruebe los cilindros de compensación a los soportes libertad de tensión.

OK

7 Compruebe el funcionamiento de todos los mandos. OK

8 Verifique que el top drive no tenga contacto o golpee con la manguera de lodos.

OK

9 Compruebe la rectitud del riel de guía. OK

10 Verificar y asegurar que el eslabón de inclinación de paradas intermedias están bien asegurados y las fuentes en buen estado.

OK

11 Compruebe que se encuentre instalada la IBOP. OK Se presentó falla al abrir la

IBOP. OK

12 Compruebe si el actuador IBOP esté instalado. OK

13 Revise la válvula de IBOP para constatar la existencia de marcas en el cuerpo y roscas.

OK

14 Accionar la válvula IBOP. Verifique que el ajuste, cierre y apertura completa sea correcta.

OK

15 Compruebe el estado del controlador de torque, accionamiento de los mandos de las bombas hidráulicas (1, 2 y 3).

OK

16 Revise que en las mangueras hidráulicas de los controladores no existan fugas.

OK

17 Compruebe la eficiencia de la lubricación del top drive. OK Deficiente engrase de los gatos para los brazos.

18 Compruebe que la manguera de lodos sea lo suficientemente larga como para no soltarse cuando el top drive esté a la máxima altura de trabajo.

OK

19 Compruebe el manómetro de aceite de cada bomba y del sistema.

OK

20 Compruebe el funcionamiento de resorte para absorción de impactos.

OK



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21

Suba el top drive y llévelo hasta accionar la primera parada de emergencia de la corona, una vez esta esté accionada, una vez parado el top drive, accione el botón para obviar esta parada, hasta llegar a la segunda parada protectora de la torre.

OK

22 Baje el top drive y verifique la parada de emergencia de la mesa rotaria.

OK

23

Lleve el brazo del winche hasta el frente del top drive y saque los brazos el cuerpo del topo drive para verificar el funcionamiento de la parada de seguridad que no perite la salida del cuerpo.

OK

24 Extienda y retraiga el cuerpo del top drive y verifique el funcionamiento de los mandos y la existencia de fugas.

OK

25 Extienda y retraiga el cuerpo del top drive ROTANDO. OK

26 Accione el perforador automático y constate su funcionamiento. OK

27 Compruebe los rodillos de guía para la decantación excesiva axial y radial y el desgaste.

OK

28 Inspeccione la guía de llave de torsión de un desgaste excesivo y grietas.

OK

29 Comprobar el funcionamiento de sistema de refrigeración del aceite.

OK

30 Compruebe la identificación de las líneas y válvulas de la unidad hidráulica.

OK

31 Comprobar las inspecciones por partículas magnéticas en cuerpo y puntos de soldadura.

X Independence presentó ensayos por partículas magnéticas del top drive y en el formato referencia medición dimensional de los puntos establecidos por el fabricante. No se encontraron los resultados de dichas mediciones.

32 Compruebe la inspección por ultrasonido y dimensional de pasadores y orificios (semestral).

X

33 Asegúrese que exista inspección de cuerpo y piñones del top drive (1500 hrs.).

OK X

34 Compruebe medición de espesores del cuello de ganso. OK

En medición tomada en campo, se encontró espesor de 11.12 mm (espesor nominal 12 mm). Lo cual está dentro de los rangos permitidos por ASME.

8.1.4 Llave de Fuerza y Rotaria

Se efectuó inspección visual de todos los componentes de la llave de fuerza, verificando el correcto estado de todos los componentes que la conforman y siguiendo la lista de chequeo siguiente:



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Llave de Fuerza

Tabla No. 6 Resultados Inspección y Prueba de Llave de Fuerza

Manf: DRILL MEC Tipo: 3-DE 1/2" A 5" SERIE 04-2010


1 Compruebe que los tensores de la llave estén ensamblados correctamente.

OK

2 Compruebe el estado de las mangueras hidráulicas y conectores rápidos. (Manguera de 1" HP y 1-1/4" de la manguera de baja presión).

OK

3 Comprobar el nivel de aceite en la caja de cambios. OK

4 Compruebe la unidad de potencia hidráulica de presión de salida, debe ser máximo de 2.800 psi y 1000 gpm.

OK

5 Compruebe el estado de la bomba de reserva. OK

6 Compruebe que el sistema hidráulico cuenta con suficiente aceite para el funcionamiento integral del equipo.

OK

7 Compruebe que todas las llaves de fuerza están equipadas con un interruptor de seguridad o alarmas de torque o baja presión.

OK

8 Prueba de funcionamiento de la llave, verifique que no haya fugas hidráulicas y el buen funcionamiento de la unidad.

OK

8.1.5 Rotaria

Tabla No. 7 Resultados Inspección y Prueba de la Rotaria

Manf: DRILLMEC Tipo: HIDRAULICA capacidad de carga estática: 220.000 Libras.

Max. Tamaño de apertura: 20-1/2" RPM: 60


1 Revise la presión de aceite lubricante y la temperatura. (35 psi, temperatura máx. 70° C.)

OK

2 Revise la alarma de baja presión de aceite y si está fijada en 25 psi.

OK

4 Comprobar el estado de todas las mangueras para verificar el envejecimiento y daño.

OK

5 Comprobar el estado de la superficie del tambor del freno.

NO APLICA

6 Comprobar el estado de conjuntos de zapatas de fricción. (Estos deben ser reemplazados cuando se usa hasta 5/32").

OK



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7 Compruebe si hay un exceso de aceite y grasa. OK

8 Compruebe el estado de los controles del sistema. OK

9 Operar freno giratorio y comprobar si hay fugas de aire. OK

10 Revise todos los acoplamientos para verificar si existe juego y/o desgaste excesivo.

OK

11 Compruebe que el anillo de acople este correctamente instalado en las dos secciones.

OK

12 Compruebe si hay piezas sueltas. OK

13 Compruebe si hay daños por corrosión en general. OK

14 Revise el desgaste en los engranajes y acoplamientos. OK

15 Compruebe que el mecanismo de bloqueo está instalado. OK

16 Ejecutar la mesa giratoria a máxima velocidad durante media hora. Compruebe el ruido del rodamiento, el sobrecalentamiento de los cojinetes y las vibraciones.

OK

8.1.6 Winche

Tabla No. 8 Resultados Inspección y Prueba del Winche

Manf: DRILLMEC Tipo: HIDRAULICO capacidad de carga estática: 9.000 Libras.

Diámetro del cable: 5/8"


1 Compruebe que los controles en la consola del winche automáticamente vuelven la posición cuando se suelta.

OK

2 Compruebe que los controles cuenten con seguros para evitar accionamientos accidentales del sistema.

OK

3 Compruebe que el freno manual de funcionamiento está en buenas condiciones. (Debe ser instalado).

OK

4 Compruebe que las instrucciones específicas por escrito están disponibles en el manual de operaciones y todos los controles estén demarcados.

OK

5 Destape las caras del winche y verifique el correcto estado y funcionamiento de los rodamientos.

OK

6 Verifique la correcta lubricación del sistema. OK

7 Verifique el estado de las juntas rotarias, tambor y guías. OK

8 Verifique el bloqueo desde la cabina del perforador. OK

9 Verifique el correcto estado del sistema de engranaje. OK

10 Compruebe que semestralmente las áreas de gran capacidad de carga son regularmente NDT. (Partículas Magnética).

OK



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8.1.7 Motor

Los motores del equipo fueron probados durante una hora como lo recomienda el fabricante CATERPILAR, para poder corroborar el correcto funcionamiento de estos, a continuación se dan a conocer los resultados a estas pruebas:

Tabla No. 9

Resultados Inspección y Prueba de Motores Manf : CATERPILLAR Serie: C-16 No de Motores: dos (2) Potencia del Motor: 650 hp


1 Comprobar el nivel de aceite del motor. OK

2 Revise la presión de aceite del motor cuando el motor está a temperatura normal de funcionamiento.

OK

3 Comprobar el nivel de aceite del regulador. OK

4 Comprobar el nivel de agua de refrigeración. OK

5 Comprobar el estado del agua de refrigeración. (Tratamiento) OK

6 Compruebe si hay fugas de aceite del motor. OK

7 Verifique que no haya fugas de agua de refrigeración. OK

8 Compruebe si hay fugas del colector de escape. OK

9 Compruebe las emisiones de gases de escape. OK

10 Comprobar el estado de retraso de escape. OK

11 Llevar a cabo una prueba de luces en todos los paneles de alarma.

OK

12 Compruebe que el panel de alarma del motor está en funcionamiento.

OK

13 Los colectores de escape deben tener juntas a prueba de fuego entre las uniones atornilladas, o deberían estar hechas de tubos con conexiones roscadas o soldadas.

OK

14 Inspeccione el cárter y la bandeja de aceite para descartar tornillos sueltos, grietas por fatiga y rebabas en las placas de estrés.

OK

15 Compruebe la presión del cárter. OK

16 Asegúrese de que todos los medidores de presión y temperatura estén instalados de manera segura en los motores.

OK

17 Realizar prueba de sobre velocidad del motor. (10% por encima del nominal)

OK

19 Están las válvulas de alivio del cárter dispuestas de modo que el personal de mantenimiento no pueda tropezarla.

OK

20 Realizar comprobación del ciclo de pre lubricación y el procedimiento de arranque remoto.

OK

21 Compruebe el funcionamiento del sistema de arranque neumático del motor y la existencia de posibles fugas.

OK

22 Probar la alarma de alta temperatura del agua del motor ajuste y apagado.

OK

23 Probar la alarma de baja presión del aceite lubricante ajuste y parada.

OK

24 Prueba de la alarma de alta temperatura del aceite lubricante OK

25 Probar la alarma de baja presión del aceite combustible OK

26 Ejecutar el motor a la máxima carga posible durante una hora. OK

28 Compruebe que hay una parada de emergencia del dispositivo OK



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que cierre el aire de combustión.

29 Comprobar que el equipo de emergencia de energía que apaga los motores es revisado semanalmente.

OK

30 Compruebe que los dispositivos de activación que apagan el motor se prueban semanalmente

OK

31 Compruebe pernos de sujeción y soportes de motor de vibración

OK

32 Compruebe que todas las partes rotativas están protegidas. OK

35 Comprobar el apagado de aletas del colector de aire del motor. (Protectores de equipo)

OK

36 Comprobar el funcionamiento de cualquier dispositivo de bloqueo cuando el virador está comprometido. (Si corresponde)

OK

No Aplica - El motor no cuenta con más dispositivos de

emergencia.

8.1.8 Consola

Tomando en cuenta que gran parte del éxito del sistema de perforación con equipos hidráulicos, corresponde al correcto funcionamiento de los controles, alarmas, manómetros y paradas de emergencias, se probaron todos los controles existentes en la cabina del perforador y el control remoto del acumulador, a continuación se describen los controles probados y su estado después de las pruebas y corrección de fallas:

Tabla No. 10 Resultados Inspección y Prueba de Consola


1 Indicador de torque del top drive. OK

2 Indicador de presión en torque. OK

3 Indicador de tensión OK

4 Control de tensión. OK

5 Control de los brazos del top drive OK

6 Control de velocidad del top drive. OK

7 Perforador Automático. OK

8 Control de RPM. OK

9 Controles de la llave de fuerza OK

10 Control del Limpia parabrisas OK

11 Encendido y apagado del motor. OK

12 Controles de la unidad hidráulica. OK

13 Control de la Rotaria. OK

14 Control de las cuñas. OK

15 Control del Mouse hole OK

16 Controles del Winche. OK

17 Pito de llamado. OK

18 Interruptor de emergencia de la llave de fuerza. OK



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19 Control de encendido de la Bomba de Lodo No. 1. OK



22 Control de aceleración de la Bomba No. 1. OK



25 Apagado de emergencia de Bombas No, 1, 2 y 3. OK

26 Comando lámpara habilitado OK

27 Lámparas de accionamiento del sistema de seguridad. OK

28 Lámpara de obstrucción del filtro de aceite hidráulico OK

29 Lámpara de alta temperatura de aceite hidráulico. OK

30 Lámpara de Bajo nivel de aceite hidráulico. OK

31 Lámpara de la alta temperatura de la bomba de aceite hidráulico. OK

32 Lámpara habilitación de los sistemas de emergencia. OK

33 Indicador de peso. OK

34 Funcionamiento de los manómetros de la llave hidráulica. OK

35 Funcionamiento de los manómetros de las bombas. OK

36 Funcionamiento de manómetros del top drive. OK

37 Indicador de nivel en tanques. OK

38 Control remoto del acumulador (pipe ram, HCR, blind ram y anular) OK

39 Manómetros calibrados (Anular, Manifold, Acumulador y Aire). OK

40 Controles de ascenso y descenso del mástil. OK

41 Control de nivelación del mástil. OK

42 Apagado de emergencia de motores. OK

8.2 Manifold del Stand Pipe

Se efectuó inspección a todas las conexiones de la línea del stand pipe y lubricación de las válvulas del choke manifold.

Línea del Stand Pipe: Se realizó prueba a la línea del stand pipe, iniciando con prueba de estanqueidad, siendo llenada esta con la centrifuga (hasta el manifold de la mesa), una vez comprobada por 1 hora la estanqueidad y corregida las fugas presentadas por linqueo (sin presión), se comenzó a probar con 400 psi toda la línea (con la bomba del equipo), contra las válvulas del stand pipe y la IBOP del top drive, solo presentando problemas por fugas y, corregido esto, se procedió a probar toda la línea en alta con 1800 psi, quedando OK.



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Tabla No. 11

Resultados de Prueba al Stand Pipe

Notas:

a) Se probó con la bomba No. 2 y se llevó a la máxima presión levantada con las camisas de 6-1/2” (1800 psi).

b) La prueba se efectuó hasta la IBOP del top drive. c) Todas las válvulas fueron probadas con agua limpia. d) Se presentaron fugas por varias válvulas y conexiones. Todas fueron corregidas. e) Todas las líneas recibieron un flushing antes de iniciar las pruebas. f) Es de resaltar que se probaron las válvulas del stand pipe con 1800 psi en alta y 400 psi en baja.

8.3 Bombas

Se efectuó inspección y prueba a la Bomba No. 1, 2 y 3, las cuales consistieron en:

a) Inspección interna:

Se revisaron los desgastes entre las pistas y los bronces de sacrificio, ya al equipo se le han instalado aprox. 6 láminas para mantener el equipo sin juego lo que puede causar que la base salga del tope y cause daños en el sistema.

Se verificó el funcionamiento de la bomba de lubricación de las pistas. Se verificaron los niveles de lubricante, encontrándose al nivel adecuado. Se realizó inspección visual al desgaste en piñones (ruedas dentadas) y ensamble del cigüeñal de

ambas bombas, presentando desgastes no considerables en los dientes. Se inspeccionó el desgaste en las roscas de las tapas de fluid end y los asientos, encontrándose

en excelentes condiciones. Se verificó la precarga del dámper y el funcionamiento de la bomba de enfriamiento de los

pistones, encontrándose OK. Se verificó calibración de la válvula de seguridad de ambas bombas, requiriendo instalar un

segundo presunto (clavo) para realizar las pruebas hasta 1200 psi.

Baja 400 psi

Alta 1800 psi

V1 Válvula de compuerta 4”-

5000 psi OK OK Fuga por Válvula. OK

V2 Válvula de Compuerta 2”-

5000 psi OK OK






5000 psi OK OK

H1 Hanner 2" Unión 1502 OK OK



M1 Manómetro 0-5000 psi Mal Mal Manómetro no está en

funcionamiento.

M2 Manómetro 0-5000 psi OK OK

Características Diagrama Prueba

Observaciones

V 1

V2 V3

V4 VT5

H 1 H 2 M2 H3

M1



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A continuación se presentan los resultados de las pruebas a la válvula de seguridad y válvula de drenaje.

Tabla No. 12

Resultados de Prueba a Bomba de Lodos

Notas:

a) Todas las válvulas fueron probadas con agua limpia. b) Se presentaron fugas por varias válvulas y conexiones, todas fueron corregidas

8.4 Tanques

Se efectuó prueba de estanqueidad con el 100% a los tanques, para verificar funcionamiento de las válvulas submarinas, válvulas de canales y filtración en tanques, sin encontrar fallas.

Se efectuó prueba de funcionamiento de los agitadores con el 100% de agua en tanques, encontrándose estos OK.

Relif Valve O´DRILL 3" X

5.000 PSI

Welded 3" x 5.000 psi


5.000 PSI



5.000 PSI


Bomba

2

Bomba

3

Presión 1.200 psi

1200 psi

1200 psi

1200 psi

1200 psi

1200 psi

1200 psi

Caracteristicas DiagramaPrueba

Observaciones

Bomba

1



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Tabla No. 13

Prueba de Tanques

8.5 Sistema de Control de Sólidos

Se realizó prueba al funcionamiento (sin carga) de todos los equipos del sistema de control de sólidos, de la siguiente manera:

Sheaker No. 1 y 2: Se verificó velocidad de vibración, condiciones de los amortiguadores, tornillos, daños estructurales, gomas de las canales y línea de descarga de cementos hacia zona de descarte, además se probó el funcionamiento de los motores y contactores. OK

Mud Cleaner: Solo se prueba a las sheaker del mud cleaner y las bombas centrifugas de alimentación, NO SE PROBÓ EL FUNCIONAMIENTO EL SISTEMA DE FILTRADO (DESANDRER Y DESILTER) YA QUE LOS CONOS NO ESTABAN HABILITADOS.

Desgasificador: Se realizó prueba sin carga al funcionamiento del motor eléctrico, no

encontrando fallas.

Parte

Estanqueidad con el 100%

Iluminación.

Sistema Eléctrico

Prueba de Funcionamiento del Agitador No. 1










Centrífuga No. 1 - Bomba No. 1



Centrífuga No. 4 - Embudo No. 1

Centrífuga No. 5 - Embudo No. 1

Centrífuga No. 6 - Desilter.

Centrífuga No. 1 - Desander.

Sistema Eléctrico

Sistema de Iluminación

Sello de la Válvula submarina No. 1









OK Presentó falla y se reemplazó.

OK

OK

OK

OK

Instalar sellos a entrada de empalmes, si

bien es cierto que se instalaron mangueras

protectoras NAME 7, falta completar el

sistema como lo especifica el código

eléctrico.

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

Mala Buena

OK

OK

Observaciones

OK

OK

OK

OK

OK

OK

OK

Condiciones



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8.6 Preventoras

NO SE EFECTUÓ PRUEBA DEL SET DE PREVENTORAS, MANIFOLD LINE Y KILL LINE DEBIDO A QUE NO EXISTE EN EL EQUIPO UN BANCO DE PRUEBA.

8.7 Choke Manifold

Se efectuó prueba a todas las válvulas, bridas y el manómetro el choke manifold, con presiones de 400 psi en baja (subiendo de 100 en 100 psi) y 3000 psi. En la tabla siguiente se presentan los resultados de las pruebas.

Tabla No. 14

Resultados de Prueba al Choke Manifold

Notas:

a) Todas las válvulas fueron probadas con agua limpia. b) Se presentaron fugas por varias válvulas y conexiones, Todas fueron corregidas

8.8 Acumulador

Se realizó inspección del acumulador, para verificar el cumplimiento a los requerimientos mínimos establecidos por API RP 16D y 53, encontrando desviaciones menores que se expondrán en el capítulos de hallazgos.

Se efectuó prueba de funcionamiento (sin presión) del sistema de acumulador, consiguiendo los siguientes resultados:

Prueba de precarga de las botellas del acumulador 1000 psi.

Prueba Hidrostática: con 100 psi sobre la precarga OK.

Se probó carga y recarga del acumulador quedando ok.

Baja

400 psi

Alta

3000 psi

V13-1/16"x 5000

DLT ManufactureOK OK Fuga por valvula. OK

V23-1/16" x 5.000 - PSL 2

MCM OIL TOOLOK OK

V33-1/16" x 5.000 - PSL 2

MCM OIL TOOLOK OK Fuga por valvula. OK

V43-1/16" x 5.000 - PSL 2


V53-1/16" x 5.000 - PSL 2


V63-1/16" x 5.000 - PSL 2

MCM OIL TOOLOK OK

V73-1/16" x 5.000 - PSL 2


V83-1/16" x 5.000 - PSL 2

MCM OIL TOOLOK OK

V93-1/16" x 5.000 - PSL 2


V103-1/16"x 5000

DLT ManufactureOK OK

C1 OTECO - 3-1/16" x 5000 OK OK

C2 OTECO - 3-1/16" x 5000 OK OK

Caracteristicas DiagramaPrueba

Observaciones

C1

C2

V1

V2

V3

V4

V7

V8

V6

V5

V9

V10



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Tiempo de carga con bomba eléctrica a 3000 psi: 12:35 min.

Tiempo de carga con Bombas Neumáticas a 3000 psi: 28 min.

Presión de Recarga con bomba eléctrica: 2700 psi.

Funcionamiento de la válvula de cierre de la bomba neumática: cierra a 3100 psi.

8.9 Generadores

Solo se pudo inspeccionar el generador No 1, ya que el generador No. 2 se encontró en mantenimiento, para esto se midió continuidad eléctrica y energía de generación, generando aprox. 450 kw c/u con la carga nominal del equipo. También se probó paradas de emergencia por equipo y parada general ubicada en la mesa rotaria.

9 NDT EVALUADOS

A continuación se presenta la periodicidad de las inspecciones y sus categorías según API RP 8G y 53:

Tabla No. 15 Definición de categorías de Inspección

CATEGORIA Según API RP 4G Según API RP 8B

I

Cons is te en la observación visual hecha por el personal

que labora en el equipo y durante las operaciones de esto

con la fina l idad de observar indicaciones de rendimiento

insuficiente o componentes deteriorados .

Cons is te en la observación visual hecha por el personal

que labora en el equipo y durante las operaciones de esto

con la fina l idad de observar indicaciones de rendimiento

insuficiente o componentes deteriorados .

II

Cons is te en desarrol lar las inspecciones según la Categoría

I, además de un control más exhaustiva de las áreas de

carga de rodamientos y poleas en busca de grietas , daños ,

corros ión, fa l ta de componentes , componentes sueltos ,

desgastes prematuros .


I, además de veri ficación de corros ión, deformación,

componentes flojos , fa l tantes o deteriorados , adecuada

lubricación; grietas externas vis ibles y pos ibles

requerimiento de a juste.

II


II de todos los componentes de soporte de carga cuerpo de

apoyo del masti l y la subestructura, esta de debe

documentar como lo establece el Apéndice A, B, C o D,

según corresponda, as i como tambien posterior a una

reparación a l cuerpo principal de la torre.


II, además se que debe incluir NDT de las áreas críticas

expuestas , se puede sol ici tar desmontaje para acceder a

los componentes específicos y determinar el desgaste que

exceda las tolerancias permitidas por el fabricante.

IV


III , además de una inspección donde se desmonten los

equipos en la medida necesaria para l levar a cabo NDT de

todos los componentes de transporte de carga primaria

según lo definido por el fabricante.

Se debe real izar ultrasonido y particulas magneticas a l

100% de las soldaduras de la estructura.


III , además de una inspección donde se desmonten los

equipos en la medida necesaria para l levar a cabo NDT de

todos los componentes de transporte de carga primaria

según lo definido por el fabricante.



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Tabla No. 8 Frecuencia de Inspección según API RP 8G

Tabla No. 9 Resumen de NDT presentadas por INDEPENDENCE

Ítems Elemento Fecha de la

Última Inspección

Cumplimiento OBSERVACIONES

SI NO

1 Canasta de Tubería No. 1 23.06.2013 X Presentó resultados dimensionales de las quintas ruedas, mas no de

los pasadores y ojos de la estructura. 2 Canasta de Tubería No. 1 23.06.2013 X

3 Top Drive 26.06.2013 X Pendiente resultados de

Dimensionales (pines, ojos, líneas de alta)

4 Soportes de la Torre 26.06.2013 X Pendiente resultados de

Dimensionales (pines y ojos)

5 Corona 26.06.2013 X

Pendiente resultados de Dimensionales (pines y ojos).

Pendiente resultados de medición de cuerpo, garganta y canal).

6 Soportes de la Mesa de Trabajo. 26.06.2013 X Pendiente resultados de

Dimensionales (pines y ojos)

7 Winche Grúa 26.06.2013 X

Pendiente resultados de Dimensionales (pines y ojos).

Pendientes resultados de medición de cuerpo, garganta y desgaste en

tambor).

8 Soporte de Gatos de Levante 24.06.2013 X En el reporte no se describe la ubicación de cada uno de los

ensayos.

9 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X




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Ítems Elemento Fecha de la

Última Inspección

Cumplimiento OBSERVACIONES

SI NO











9.1 Resumen de Resultados NDT

Se recomienda que el set de preventoras, deben ser sometidas a inspección debido a que se observa deficiencia en el almacenamiento y manejo del equipo, además, el preventor doble ram ya cuenta con los 5 años exigidos por API para realizar NDT.

Los certificados presentados no emiten información suficiente para que el inspector verifique el cumplimiento al plan de inspecciones establecidos por el fabricante.

No se presentó inspección de manifold choke, stand pipe, líneas de alta, fluid end, preventoras, Safety clamps, grilletes, diferenciales, tensores, eslingas, rotaria y recipientes a presión.



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10 CARACTERÍSTICAS DE EQUIPO

10.1 MASTIL / SISTEMA HIDRÁULICO / MESA DE TRABAJO

Mastil: Mástil telescópico de dos secciones, la sección inferior se fija a perforar planta y la sección telescópica está corriendo hacia arriba y hacia abajo, capacidad de 220.000 libras, altura de 16 m, para manejo de tubería de hasta 30 ft. Fabricado de acuerdo con API 4F, dotado por un elevador hidráulico, que hace las funciones del malacate, alrededor de esta están instaladas las cestas para almacenar la tubería, bloque de corona con cuatro poleas de 1-11/32”. Top Drive: Sistema Top drive impulsado por dos (2) motores hidráulicos instalados en el cuerpo de giro y potencia de alta resistencia, torque fijo de 30.000 lbs / ft, velocidad de 156 rpm, con hp y máxima tensión de 220.000 libras, sistema de conexión y IBOP 5000 psi. Los controles ubicados dentro de la cabina del perforador y brazos extensibles para perforar el hueco del ratón con el mismo sistema, el mismo está equipado con un freno de aire estático operado desde el panel de control principal y sistema de protección de corona con sistema neumático. Sub estructura fast mov, con una altura 16 pies de espacio libre debajo de las vigas rotatorias, con cuatro (4) estabilizdores hidráulicos elevación y remolque subestructura, con capacidad de 210.000 libras y rotaria de 20-1/2””. Brazos hidráulico para manejo de tubería brazo hidráulico instalado en el lado de la sección inferior del mástil y se opera

Consola de perforador con todos los mandos para la operación del sistema, incluyendo el manejo de la llave hidráulica para tubería, con isntrumentación para indicador de torque, peso, rpm, etc. y sensores de presión y control del sistema.



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10.2 BOMBAS / TANQUES DE LODO

Bombas: Tres bombas mecánicas marca WORK FORCE 660, pistones con camisas entre 5” a 6-1/2”, 130 spm y 700 rmp, cada una movida por motores independientes marca CATERPILLAR serie 3508 de 900 hp c/u, damper y sistema de alta para 5.000 psi y alimentación independiente por bombas eléctricas e impele mission 6x8, Tanques: Sistema de circulación constituido por tres (3) tanques (mezcla, activo y trampa), para un total de almacenamiento de 900 bbls. todos con agitadores, sistema de comunicación interna y un tanque de viaje de 50 Bbls Dos tanques para agua industrial de: 500 bbls. Sistema de embudos dobles, con bombas centrifugas misión 6x5” y jet en la salida del embudo. Todos los tanques cuentan con agitadores eléctricos, indicadores de nivel y sensores de gases.



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10.3 EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS / GENERADORES / SISTEMA HIDRáULICO

Zarandas:

Sistema de control de sólidos, constituido por cuatro (4) zarandas marcas BRANT serie Cobra con capacidad de 600 gpm, velocidad de vibración de unos 1800 rpm, movida por tres motores eléctricos.

Mud Cleaner: Tres en uno, marca BRANT, tipo Cobra con tres motores eléctricos, 32 conos, para 600 gpm.

Degasser:

Degasser atmosférico, BRANT DG 5 y tres (3) bombas missión 6x5” para alimentación. Generadores: dos (2) generadores marca Commeins de 450 Kw., ambos instalados en caseta topo fast movie. Unidad Hidráulica de Poder:

HPU montado en contenedor insonorizado y situado en el lado del perforador, con un depósito de aceite con 4.400 litros (1.162 galones) de capacidad y dos unidades de potencia cada uno compuesto por: un (1) motor eléctrico de CA de 600 V, 575 KW a 60 Hz; dos (2) bombas hidráulicas de pistones (uno para izar / desaire y el otro para rotación); una (1) bomba de pistón hidráulico para los servicios; una (1) bomba de paletas para encender la mesa giratoria; una (1) bomba de paletas para servo-controlados dispositivos; dos (2) bombas de tornillo para la filtración, enfriamiento y reposición; dos (2) de aire-aceite enfriadores con 105 KW cada una de capacidad de intercambio. NOTA: Ambas unidades de potencia están conectados a un "sistema hidráulico compuesto" con el fin de permitir la operación de perforación a media tasa de velocidad en caso de daño en una unidad.



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10.4 SISTEMA PARA MANEJO DE TUBERÍA

Sistema de almacenamiento de tubería: Diecisiete (17) contenedores de estanterías para acumular 6.000 ft de 3-1/2”, 18 tubos de 6 ½ y 8 collares de perforación. Sistema para manejo de tubería: Sistema para manejo de tubería constituido por un mástil de balanceo, sobre el rodamiento corona de giro, con unidad de alimentación y el panel de control; un (1) brazo y abrazadera para el manejo de los tubos de perforación radial y vertical; brazo para la estabilización de la tubería en posición vertical y una grúa de brazo hidráulico, insertado en la cabeza superior del mástil, con cabrestante hidráulico para servicio a domicilio, 17 toneladas métricas (37.400 libras.) Capacidad de elevación. El mástil para manejo de tubería automáticamente mueve el tubo de la bandeja vertical hacia abajo en el agujero del ratón. Cada tubo, que puede tener una longitud diferente de la gama estándar en uso, se mantiene a la altura correcta por medio de una abrazadera hidráulica instalado en el agujero del ratón. Llave hidráulica para manejo de tubería DP y DC de 2-7/8” "a 5" OD (según el fabricante), con dobles quijada giratorias; Conjunto de cilindro hidráulico para girar las llaves de fuerza fuera del centro y en la posición de estacionamiento y cilindro hidráulico vertical para colocar correctamente las llaves de fuerza abrazaderas.



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10.5 EQUIPOS DE CONTROL DE POZO

Manifold

Manifold choke con línea que entra al cuadrante principal de distribución proviene de una de las salidas del drilling spool, con válvulas antecesoras, después del cuadrante de distribución, salen tres líneas, una de ellas se dirige al choke ajustable (antecedido por dos válvulas), otra se dirigirá al choke ajustable (también antecedida por dos válvulas) y una última línea se dirige a una línea la cual se divide en dos una línea de pánico que no entra al buffer tank y otra con el choque remoto que si entra al buffer tank Todas las líneas y válvulas son flanchadas y aseguradas.

Kill Line

Línea de matar en manguera 5.000 psi no retardadora de llama (en manguera recubierta), conectada a una de las salidas del drilling spool, esta línea está compuesta por dos válvulas de compuerta, posterior a las válvulas de globo deberá instalarse una check valve para controlar el paso del fluido del anular a la línea de alta de la bomba. Todo el sistema está construido por un diámetro nominal de 2".

Acumulador

Acumulador marca LUSATECH, Tipo 220 con 24 Botellas de 11 Gls. efectivos, con capacidad e 3000 psi. y tanque para 160 gls. dos (2) manómetros 0-3000 y un (1) manómetro 0-6000 psi. Bomba triplex y dos bombas neumáticas. Tres (3) bombas de aire y una (1) bomba triplex movida por motor eléctrico, alarma (sonora y lumínica) para alto nivel y baja presión) y un control remoto unificado en la mesa de trabajo.

Set de Preventoras

Conjunto de preventoras constituido por un (1) preventor Anular HYDRRIL 11-5/8”, TIPO gk 5 M, H2S, Dos (2) preventores de Ram doble, sin marca 11-5/8” x 5.000.



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11 DESCRIPCIÓN DE LAS PRIORIDADES

A continuación se describe los diferentes niveles de criticidad y el tratamiento recomendado:

CRITICIDAD TRATAMIENTO

Crítico (Cr): Genera alto riesgo a las personas, medio ambiente u operación.

Prioridad 1: Requiere solución inmediata (Emergencia) por incumplimiento contractual, riesgo de daño a personas o incumplimiento legal o de una norma.

Mayor (Ma): Incumplimiento a la Norma, requisito contractual o Recomendación de fabricante

Prioridad 2: Requiere solución en un periodo máximo de 5 días o en el pozo donde se desarrolla el trabajo.

Menor (Me): Acción que no genera riesgo. Prioridad 3: Requiere solución periodo máximo de 10 días o antes de iniciar el siguiente pozo (acuerdo gerencial para aplicación o no de la recomendación).

Observación (Ob): Recomendación.

Nota: Las fechas de corrección deberán ser definidas entre PACIFIC e INDEPENDENCE, los tiempos establecidos en

el cuadro anterior puede ser usado como referencia.

12 HALLAZGOS Y RECOMENDACIONES DE MEJORA

N° Ubicación Hallazgo Acción correctiva o

preventiva Norma o

Referencia Foto Crit.

1 Tanques de

Aire

Válvula de seguridad instalada no cuenta con

aro de prueba ni placa de calibración.

Instalar aro de prueba y placa para conocer su

calibración.

ASME UG 135, UG-131 y UG-

132

2 Tanques de

Aire

La capacidad para aliviar el total de las válvulas de seguridad de los tanques de los compresores, no es suficiente para evacuar el 90% de aire de entrada al tanque, ya que la entrada es de 1” y la válvula es de

½”

Aumentar la capacidad de las válvulas para

garantizar que se pueda evacuar el total de estas

válvulas de seguridad, deberá ser tal como

para evitar que la presión en el receptor no exceda la presión

máxima de trabajo del receptor en más de 10

por ciento.

ASME SEC.VII UG-90 y 125 (a)



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preventiva Norma o


3 Tanques de

Aire

No se están desarrollando prueba a las válvulas de seguridad instalados en

los sistemas de alta presión.

Aplicar un programa para efectuar pruebas

de las válvulas de seguridad.

OSHA 1910.169 (b)

(3) (iv)

4 Preventor Doble Ram

El preventor doble ram, muestra síntomas de

cambios en los cuerpos laterales, conservando solo el cuerpo principal del preventor anterior,

dichos cambios no fueron documentados.

Presentar para el próximo pozo la

documentación que evidencie la aplicación

del programa de manejo del cambio de

este elemento.

API SPEC 53 7.6.11.3.2

5 Drill Line

Aunque no se han cumplido para el cambio (faltan 1870 ton - mill), la reducción del diámetro del cable se encontró

aproximadamente en 3%, lo cual quiere decir que

solo falta 1% para solicitar el cambio del

cable por reducción del diámetro, por tal razón se

recomendó cambiar el cable antes de comenzar

el próximo pozo.

Reemplazar el cable antes de iniciar el

próximo pozo.

API RP 9ª 5.5.

6 Base para cables del

mástil

Falta aplicar el programa de doble aseguramiento

de los 2 tornillos que fijan la base para los cables del

mástil.

Aplicar el doble aseguramiento a los

torillos.

API RP 54: 9.2.13



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preventiva Norma o


Canequero

Deficiencia en la aplicación de la identificación y

almacenamiento de lubricantes y

combustibles.

Aplicar política de identificación de

productos y almacenamiento

adecuado (siguiendo NTC).

API RP 53: 6.1.11

7 Base de Sub Estructura

Se está usando alambre de mala calidad con chavetas, el cual no

genera un aseguramiento confiable del pin.

Establecer una política para estandarizar el tipo

de chavetas a ser usadas en el equipo.

8 Mud Cleaner

Faltan repuestos para el mud cleaner lo cual hace

que el sistema este no operativo.

Reparar desilter y desander antes de

iniciar el pozo.

Requerimiento contractual sistema de control de

sólidos

9 Escalera del

Sancocho

Deficiencia en la instalación de la escalera, no se encuentra ubicada sobre una zona estable.

Reubicar instalación de la escalera.

OSHA 1926.1053

10 Power Tong

La placa que contiene la llave de fuerza establece que el rango del tamaño

para el manejo de tubería está entre 2-7/8” a 5”.

Presentar información del fabricante que

certifique la idoneidad de la llave para tubería

con 8” OD.

Requerimiento contractual Diferencia

entre Placa del Fabricante y

especificación del rig

inventory.

https://www.osha.gov/pls/oshaweb/owalink.query_links?src_doc_type=STANDARDS&src_unique_file=1926_1053&src_anchor_name=1926.1053(a)(1)



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preventiva Norma o


11 Choke

manifold

Se está usando una válvula como sistema de

bloqueo y sacrificio lo cual no es un sistema

confiable ya que la válvula puede fallar.

Instalar tapones de sacrificio en las salidas

de los chokes para evitar los daños en la

válvula.

API RP 16C Sección 3 y 9

12 Choke

manifold

Se está usando un tapón de hierro como sistema de sacrificio en la salida

del choke 2 al buffer tank, el cual se desgasta con mayor velocidad que el

tapón de plomo

Instalar tapones de sacrificio en las salidas del choke No. 2 para

evitar el desgaste acelerado en el tapón

de hierro y así la confiabilidad del

elemento.

13 Choke

manifold

Al choke manifold le hace falta un choke remoto para cumplir con las

especificaciones requeridas en la API SPEC

53 para los chokes 5K.

Aunque los equipos de control de pozo

requeridos son 3.000 psi, el rig inventory

ofrecido por Independence relaciona

un choke 5K, por tal razón si se llega a

requerir un choke para esta presión,

INDEPENDENCE debe Instalar choke remoto con consola en la mesa

para cumplir con los requerimientos para

chokes 5K

API SPEC 53 6.2.2.7

Figura 2

14 Generadores

La batería del generador no se encuentra

asegurada para evitar movimiento y roces con las estructuras por causa

de la vibración.

Asegurar baterías. OSHA

battery



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preventiva Norma o


15 Generadores

Generador No.2 no se encuentra operativo

debido a que se encuentra en

mantenimiento.

Reparar generador antes de iniciar el pozo

QUIFA 273.

Requerimiento Contractual

(2 generadores operativos).

16 Stand Pipe

Uno de los manómetros 0-5000 psi instalado en el

stand pipe, no se encuentra operativo.

Aunque se encuentra un manómetro 5.000 psi instalado y en la

consola electrónica se pueda leer la presión, se

recomienda tener ambos manómetros en

buenas condiciones para evitar confusiones en el personal que haga

la lectura.

17 Tanques

Aguaitador mueve el lodo cerca de la línea de

transferencia de fluidos del tanque, lo que

aumenta la velocidad de desgaste por impactos del

lodo.

Efectuar ingeniería para evitar que en futuras

construcciones de tanques se presente tal

situación.

18 Tanque de

ACPM

Dique fabricado no cumple con el 110%

establecido en el PMA para los sistemas de almacenamiento de

lubricantes y combustibles.

Fabricar diques que puedan contener el

110% de la capacidad de los tanques con

materiales contaminantes.

NFPA 10: 4.3.2.3.2 y

6.6.3.5 PMA CAMPO

QUIFA LIQUIDOS

INFLAMABLES



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preventiva Norma o


19 Puestas a

Tierra GENERAL

Puesta a tierra del pozo no está Asegurada adecuadamente.

Además, no se cuentan Se toman varias tierras de

un solo punto, alguinos cables estan deteriorados por el paso de veihiculos.

Realizar Un estudio específico para verificar la eficiencia y correcta

instalación de las puestas a tierra, así

como también analizar la efectividad del uso de varillas y no la solicitud

de un sistema de aterrizaje por parte de

PRE.

RETIE – NTC2050 – NTC 307 – NTC 2206

20 Tablero de

Bombas Centrífugas

Se debe organizar, identificar,

marquillar y adecuar el tablero de

distribución principal, debido a que

no cumple con lo solicitado en el

RETIE.

Se debe realizar un levantamiento eléctrico

de la estación para identificar

y marquillar las diferentes acometidas que llegan a

los tableros y verificar el

correcto funcionamiento de los

equipos

NTC 2050 (Capitulo 1Seccion

110 Capitulo 2Seccion

220, sección

300)- RETIE

21 Tablero auxiliar

Cable de la alimentación del tablero auxiliar, presenta alambres

energizados expuestos.

Corregir falla.

22 Tendido Eléctrico

Existen acometidas eléctricas tendidas por el

suelo, corriendo expuestas a tráfico de personas y equipos.

Se deben canalizar todas las

acometidas que se encuentran

sin ductos, además de separar

todo el cableado eléctrico del

Cableado de control.

NTC 2050 (Capitulo 1Seccion

110 Capitulo 2Seccion

220, sección

300)- RETIE



V2 22.07.2013 - Página 34 -



preventiva Norma o


23 Almacén Faltan repuestos para el

desilter y desander

Suministrar repuestos completos para el

sistema de control de sólidos.

IADC Sección Y5 REPUESTOS

24 Almacén Faltan repuestos a las

válvulas del manifold y los chokes.

Suministrar repuestos completos para las

válvulas del manifold y los chokes.

IADC Sección K 13 y 44

REPUESTOS

25 Almacén Faltan repuestos para la

válvula IBOP Suministrar repuestos

completos para la IBOP.

IADC Sección K

13 REPUESTOS

26 RIG 51

No se están evidenciando las mediciones dimensionales

establecidas por el fabricante en líneas de

alta, pines y ojos.

Programar y evidenciar mediciones

dimensionales a los equipos establecidos

por el fabricante.

DRILLMEC Inspection

program Rev.1

NDT DIMENSIONAL



V2 22.07.2013 - Página 35 -


13 CONCLUSIONES

EL equipo INDEPENDENCE 51, se encuentra en condiciones de iniciar la perforación del pozo QUIFA 273, con la condición que INDEPENDECE presente un plan de acción eficiente y confiable para la solución de los hallazgos.

Se debe suministrar un banco de prueba para el set de preventoras para minimizar los tiempos de pruebas en el pozo cementado.

INDEPENDENCE debe desarrollar un programa de medición dimensional y documentar los resultados llevando un control de la velocidad en los desgastes.

14 ANEXOS

Anexo No. 1 – Plan de Auditoria Desarrollado.

Anexo No. 2 – Formato de Inspección Pacific Rubiales Energy.



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ANEXO NO. 1 Plan de Auditoria Desarrollado.



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GESTIÓN INTEGRAL EN ASESORÍAS

Y SERVICIOS S.A.S.

PLAN AUDITORÍA

Inspection and testing of drilling rigs

Auditoría N°IND. 51

Fecha

Código: aud.05-12 Versión: 4 Día Mes Año

15 07 20133

Cliente: PACIFIC RUBIALES ENERGY

Empresa Contratista y Equipo : INDEPENDENCE RIG 51

Tipo de Equipo: HH -102

Instalación: POZO QUIFA 273

Ubicación: CAMPO QUIFA

Auditor / Inspector Líder: JAVIER BETANCOURT

Objetivo:

Prestar los servicios de inspección para el aseguramiento integral de los equipos de

perforación IND. 51, con el propósito de cumplir con los Estándares Nacionales e

Internacionales y Recomendaciones de los fabricantes,

Alcance: Se aplicará en las instalaciones del equipo de perforación IND. 51, ubicado en el pozo

QUIFA 273 – Campo Quifa.

Documentos de referencia:

OHSAS 18001, Sistema de Gestión en Seguridad y Salud Ocupacional.

API STD 2610: Design, Construction, Operation, Maintenance, and Inspection of

Terminal & Tank Facilities

API RP 750: Management of Process Hazards

API RP 2003 - Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray

Currents.

NFPA 1: Fire Prevention Code

NFPA 25: Water Based Fire Protection Systems

NFPA 30: Flammable and Combustible Liquids Code

NFPA 70: National Electrical Code

ASME B31.3: Process Piping

ASME B31.4: Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other

Liquids

ASME B31.8: Gas Transportation and Distribution and piping Systems.

ASME B31.8S: Managing System Integrity of Gas Pipelines

ASME Section VIII Division 1

API STD 650: Welded Steel Tank for Oil Storage

API STD 653: Tank inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction.

API STD 510: Pressure Vessel Inspection Code

API STD 570: Piping Inspection Code.

API RP 500: Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical

Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2

ISA 84.00.01: Functional Safety – Safety Instrumented Systems for the Process

Industry Sector.

UL 913: Standard for Intrinsically Safe Apparatus and Associated Apparatus for Use

in Class I, II, and III Division I Hazardous (Classified) Locations.

RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas

ASME IV Sección 1 – 5.

Occupational Safety and Health Standards 1910.

ASME (American Society of Mechanical Engineers) Secc. V Articulo 6- Inspección por

Líquidos Penetrantes.

ASME Secc. V Articulo 7– Partículas Magnéticas.

ASME Secc. V Artículo 5 – Ultrasonidos.

ASTM (American Society for Testing and Material) A 36/a 36 M – 97a - Standard

Specification for steel Structural.

AWS (American Welding Society) – D 1.1. 2004 – Código de Soldadura para

Estructuras metálicas.

Fecha de ejecución: 16.07.2013.



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Agenda de Auditoría

Fecha Equipo / Gestión Inspector (es) Participante

Confiabilidad del equipo Javier Betancourt Rep. Calidad / Tool Pusher

Sistema hidráulico Javier Betancourt Rep. Mecánico

Rep. Operaciones

Mástil / Poleas /

Compensadores Javier Betancourt

Rep. Operaciones

Rep. Mecánico

Mesa / Cosola / Stand Pipe Javier Betancourt Rep. Operaciones

Rep. Mecánico

Compresores Javier Betancourt Mecánico

Generadores Javier Betancourt Electricista

SCM – U. Potencia Hydraulica Javier Betancourt Electricista / Rep. Mecánico

Top Drive Javier Betancourt Rep. Mecánico

Rep. Operaciones

Motores del Equipo Javier Betancourt Rep. Mecánico

Bombas de Lodo Javier Betancourt Rep. Mecánico

Rep. Operaciones

Sistema de Control de Sólidos Javier Betancourt Rep. Eléctrico

Rep. Operaciones

Tanques y Mezcla Javier Betancourt Rep. Eléctrico

Rep. Operaciones

Winches Javier Betancourt Rep. Mecánico

Rep. Operaciones

Choke Manifold / separador Javier Betancourt Rep. Operaciones

Acumulador Javier Betancourt Rep. Mecánico

Rep. Operaciones

Set de Preventoras Javier Betancourt Rep. Operaciones

Unidad para choke Remoto Javier Betancourt Rep. Operaciones

Sistema Eléctrico Javier Betancourt Rep. Eléctrico

Repuestos Javier Betancourt

Herramientas Javier Betancourt Rep. Operaciones

Llave para Tubería Javier Betancourt Rep. Operaciones

(I) HSE Javier Betancourt Coordinador HS/ Sup. HSE

(I) Prueba Integral del Equipo

(Precommission) Javier Betancourt

Mecánico / Electricista / Tool

Pusher / Calidad / HSE /

Company Man

Nota: (P) Prueba – (V): Inspección Visual

Nombre completo Responsabilidad Firma

Olga Rodriguez Ingeniera Perforación

Julio Sánchez Company Man

Leydi Sterlin Asistente Company Man

Oscar Plazas HSE Pacific

Ismael Martínez Tool Pusher

Miguel Páez Electricista

Rodrigo Uribe Mecánico

Francisco Salamanca HSEQ

Javier Betancourt Inspector de Equipo



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Anexo No. 2 Formato de Inspección Pacific Rubiales Energy.

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