Informe de Prearranque Equipo Independence 51

8/15/2019 Informe de Prearranque Equipo Independence 51

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PROCESO DE PREARRANQUE PARA EQUIPOS DEPERFORACIÓN

COD. V2 (12.12.12)

INFORME DE PREARRANQUE EQUIPO INDEPENDENCE 51POZO 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


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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 ..................................... ...................................... ..................................... .................................68.1.2 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........................ ...................................... ................................... ..............188.6 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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Cliente

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 prearranque del taladro de perforación 780 HP, INDEPENDENCE 51, con el propósito de encontrar opciones demejora continua de los diferentes gestores del proceso y equipos involucrados, esto visto desde una perspectivade minimizar los eventos imprevistos y no deseados durante el desarrollo de las operaciones, asegurando conesto 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 HSEpor parte de PACIFIC RUBIALES ENERGY, ISMAEL MARTÍNEZ - Tool Pusher, MIGUEL PÁEZ – Electricista, RODRIGOURIBE – Mecánico, FRANCISCO SALAMANCA – HSEQ en representación de la empresa INDEPENDENCE y JAVIERBETANCOURT - 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 torquede 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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Cliente

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, mudcleaner 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 PACIFICRUBIALES ENERGY incluidos en el contrato del taladro.


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Cliente

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 OffshoreCranes.

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 forOil Field Service.

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

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

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

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

API RP 76, Recommended Practice for Contractor Safety Management for Oil andGas 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 ControlEquipment

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- Inspecciónpor 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 - StandardSpecification for steel Structural.

AWS (American Welding Society) – D 1.1. 2004 – Código de Soldadura paraEstructuras 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 lasórdenes 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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No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES

10 Comprobar el estado del winche. OK

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

OK

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

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

OK

14Comprobar el desarrollo de NDT, por partículas magnéticas ydimensionales 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 ymovimiento axial en ejes, además de la prueba al sistema de poleas, a continuación se dan a conocer losresultados:

Corona

Tabla No. 2Resultados Inspección y Prueba de Corona

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


1Compruebe que las poleas no presenten movimiento axial odesgaste 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

7Están las barras puente instaladas para evitar el salto de cablede las poleas en el caso de una repentina pérdida de carga delgancho. (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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Cliente


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El marcado de las poleas debe hacerse de acuerdo a API para

confirmar que las poleas cumplan con la muestra de laespecificación API: (AB CO 1 1 / 8 Spec 8A logo mes / año 36) están las poleas fabricadas según API Spec, y de 36" dediámetro con alambre de 1 - 1 / 8".

OK

10Comprobar que la corona fue inspeccionada por partículasmagnéticas.

X

Independence presentóensayos por partículasmagnéticas del top drive yen el formato referenciamedición dimensional delos puntos establecidos porel fabricante. No seencontraron los resultados

de dichas mediciones.11

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

OKEl equipo no ha cumplido5 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.


1Compruebe las poleas del bamboleo y desgaste de losrodamientos.

OK

2 Están las poleas viajeras bien engrasadas. OK

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

OK

Independence presentóensayos por partículasmagnéticas del top drive yen el formato referenciamedición dimensional delos puntos establecidos porel fabricante. No seencontraron los resultadosde dichas mediciones.

4Compruebe que anualmente las áreas de gran capacidad decarga 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 cualesmanipularon los controles del sistema previa orden del inspector.


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Tabla No. 5Resultados Inspección y Prueba del Top Drive

Fabricante: DRILL MEC Tipo: 220.000 LIBRAS - Motor de accionamiento: Hidráulico. No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES

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

OK

Grillete usado para la guayade seguridad de lamanguera de lodos no tienepasador con dobleaseguramiento, se usa untornillo.

2 Compruebe la cantidad y la calidad del aire. OK

3 Compruebe el funcionamiento de la bomba hidráulica. OK

4Compruebe que todas las lámparas indicadoras están en buenestado.

OK

5Compruebe todos los indicadores de escala y sufuncionamiento: medidor de torque. (MdaN. Libras y pies).Medidor de ajuste de torsión. (MdaN y pie-libras). RPMindicador de velocidad.

OK

6Compruebe los cilindros de compensación a los soporteslibertad de tensión.

OK

7 Compruebe el funcionamiento de todos los mandos. OK

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

OK

9 Compruebe la rectitud del riel de guía. OK

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

OK

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

IBOP. OK

12 Compruebe si el actuador IBOP esté instalado. OK

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

OK

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

OK

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

OK

16Revise que en las mangueras hidráulicas de los controladoresno existan fugas.

OK

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

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

OK

19Compruebe el manómetro de aceite de cada bomba y delsistema.

OK

20Compruebe el funcionamiento de resorte para absorción deimpactos.

OK


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Suba el top drive y llévelo hasta accionar la primera parada deemergencia 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

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

OK

23

Lleve el brazo del winche hasta el frente del top drive y saquelos brazos el cuerpo del topo drive para verificar elfuncionamiento de la parada de seguridad que no perite lasalida del cuerpo.

OK

24Extienda y retraiga el cuerpo del top drive y verifique elfuncionamiento 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

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

OK

28Inspeccione la guía de llave de torsión de un desgaste excesivo ygrietas.

OK

29Comprobar el funcionamiento de sistema de refrigeración delaceite.

OK

30Compruebe la identificación de las líneas y válvulas de la unidadhidráulica.

OK

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

XIndependence presentóensayos por partículasmagnéticas del top drive yen el formato referenciamedición dimensional de lospuntos establecidos por elfabricante. No seencontraron los resultadosde dichas mediciones.

32 Compruebe la inspección por ultrasonido y dimensional depasadores y orificios (semestral). X

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

OK X

34 Compruebe medición de espesores del cuello de ganso. OK

En medición tomada encampo, se encontró espesorde 11.12 mm (espesornominal 12 mm). Lo cualestá dentro de los rangospermitidos 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 correctoestado 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


1Compruebe que los tensores de la llave estén ensambladoscorrectamente.

OK

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

OK

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

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

OK

5 Compruebe el estado de la bomba de reserva. OK

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

OK

7Compruebe que todas las llaves de fuerza están equipadas conun interruptor de seguridad o alarmas de torque o baja

presión.

OK

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

OK

8.1.5 Rotaria

Tabla No. 7Resultados 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


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

OK

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

OK

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

OK

5 Comprobar el estado de la superficie del tambor del freno. NO APLICA

6Comprobar 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

10Revise todos los acoplamientos para verificar si ex iste juego y/odesgaste excesivo.

OK

11Compruebe que el anillo de acople este correctamenteinstalado 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

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

OK

8.1.6 Winche

Tabla No. 8Resultados Inspección y Prueba del Winche

Manf: DRILLMEC Tipo: HIDRAULICO capacidad de carga estática: 9.000 Libras.Diámetro del cable: 5/8"


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

OK

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

OK

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

OK

4Compruebe que las instrucciones específicas por escrito estándisponibles en el manual de operaciones y todos los controles

estén demarcados.

OK

5Destape las caras del winche y verifique el correcto estado yfuncionamiento 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

10Compruebe que semestralmente las áreas de gran capacidadde 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 aconocer los resultados a estas pruebas:

Tabla No. 9Resultados 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

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

OK

3 Comprobar el nivel de aceite del regulador. OK4 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. OK8 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

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

OK

12Compruebe que el panel de alarma del motor está enfuncionamiento.

OK

13 Los colectores de escape deben tener juntas a prueba de fuegoentre las uniones atornilladas, o deberían estar hechas de tuboscon conexiones roscadas o soldadas.

OK

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

OK

15 Compruebe la presión del cárter. OK

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

OK

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

OK

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

OK

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

OK

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

OK

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

OK

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

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.

29Comprobar que el equipo de emergencia de energía que apaga

los motores es revisado semanalmente.OK

30Compruebe que los dispositivos de activación que apagan elmotor se prueban semanalmente

OK

31Compruebe pernos de sujeción y soportes de motor devibración

OK

32 Compruebe que todas las partes rotativas están protegidas. OK

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

OK

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

OK

No Aplica - El motor nocuenta con másdispositivos 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 deemergencias, se probaron todos los controles existentes en la cabina del perforador y el control remotodel acumulador, a continuación se describen los controles probados y su estado después de las pruebas ycorrección de fallas:

Tabla No. 10Resultados 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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Cliente


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

31Lámpara de la alta temperatura de la bomba de aceitehidráulico. 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

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

39 Manómetros calibrados (Anular, Manifold, Acumulador yAire). 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 delchoke manifold.

Línea del Stand Pipe: Se realizó prueba a la línea del stand pipe, iniciando con prueba deestanqueidad, siendo llenada esta con la centrifuga (hasta el manifold de la mesa), una vezcomprobada por 1 hora la estanqueidad y corregida las fugas presentadas por linqueo (sinpresión), se comenzó a probar con 400 psi toda la línea (con la bomba del equipo), contra lasválvulas 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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Cliente

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 haninstalado aprox. 6 láminas para mantener el equipo sin juego lo que puede causar que la basesalga 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.

Baja400 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

H2 Hanner 2" Unión 1502 OK OK H3 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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Cliente

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 válvulassubmarinas, 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 estosOK.

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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Cliente

8.6 Preventoras

NO SE EFECTUÓ PRUEBA DEL SET DE PREVENTORAS, MANIFOLD LINE Y KILL LINE DEBIDO A QUE NO EXISTE ENEL 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 enbaja (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 establecidospor 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 siguientesresultados:

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 Manufacture OK OK Fuga por valvul a. OK

V23-1/16" x 5.000 - PSL 2

MCM OIL TOOL OK OK

V33-1/16" x 5.000 - PSL 2

MCM OIL TOOL OK OK Fuga por valvul a. 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 TOOL OK OK

V7

3-1/16" x 5.000 - PSL 2


V8 3-1/16" x 5.000 - PSL 2

MCM OIL TOOL OK OK

V93-1/16" x 5.000 - PSL 2


V10 3-1/16"x 5000

DLT Manufacture OK OK

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

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

Caracteristicas Diagrama

Prueba

Observaciones

C1

C2

V1

V2

V3

V4

V7

V8

V6

V5

V9

V10


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Cliente

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 estose midió continuidad eléctrica y energía de generación, generando aprox. 450 kw c/u con la carga nominal delequipo.

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. 15Definición de categorías de Inspección

CATEGORIA Según API RP 4G Según API RP 8B

I

Consiste en la observación visual hecha por el personal

que labora en el equipo y durante l as operaciones de esto

con la finalidad de observar indicaciones de rendimiento

insuficiente o componentes deteriorados.

Consiste en la observación visual hecha por el personal

que labora en el equipo y durante la s operaciones de esto

con la finalidad de observar indicaciones de rendimiento

insuficiente o componentes deteriorados.

II

Consis te en desarrolla r las inspecciones según la CategoríaI , además de un control más exhaustiva de las áreas de

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

corrosión, falta de componentes, componentes s ueltos,

desgastes prematuros.

Consis te en desarrolla r las inspecciones se gún la CategoríaI , además de verificación de corrosión, deformación,

componentes flojos, faltantes o deteriorados, adecuada

lu bri ca ció n; g rie ta s e xte rn a s vi s ible s y p os ib les

requerimiento de ajuste.

II

Consis te en desarrolla r las inspecciones según la Categoría

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, asi como tambien posterior a una

reparación al cuerpo principal de la torre.

Consis te en desarrolla r las inspecciones se gún la Categoría

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

expuestas, se puede soli citar desmontaje para acceder a

los componentes específicos y determinar el desgaste que

exceda l as tolerancias permitidas por el fabricante.

IV

Consis te en desarrolla r las inspecciones según la Categoría

I I I , además de una inspección donde se desmonten l os

equipos en la medida necesaria para llevar a cabo NDT de

todos los componentes de transporte de carga primaria

según lo definido por el fabricante.

Se debe realizar ultrasonido y particulas magneticas al

100% de las soldaduras de la estructura.

Consis te en desarrolla r las inspecciones se gún la Categoría

I I I , además de una inspección donde se desmonten los

equipos en la medida necesaria para llevar a cabo NDT de

todos los componentes de transporte de carga primaria

según lo definido por el fabricante.


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Cliente

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

Tabla No. 9Resumen de NDT presentadas por INDEPENDENCE

Ítems ElementoFecha de la

ÚltimaInspección

CumplimientoOBSERVACIONES

SI NO

1 Canasta de Tubería No. 1 23.06.2013 X Presentó resultados dimensionales

de las quintas ruedas, mas no delos pasadores y ojos de la

estructura.2 Canasta de Tubería No. 1 23.06.2013 X

3 Top Drive 26.06.2013 XPendiente resultados de

Dimensionales (pines, ojos, líneasde alta)

4 Soportes de la Torre 26.06.2013 XPendiente resultados de

Dimensionales (pines y ojos)

5 Corona 26.06.2013 X

Pendiente resultados deDimensionales (pines y ojos).

Pendiente resultados de mediciónde cuerpo, garganta y canal).

6 Soportes de la Mesa de Trabajo. 26.06.2013 XPendiente resultados de

Dimensionales (pines y ojos)

7 Winche Grúa 26.06.2013 X

Pendiente resultados deDimensionales (pines y ojos).

Pendientes resultados de mediciónde cuerpo, garganta y desgaste en

tambor).

8 Soporte de Gatos de Levante 24.06.2013 XEn el reporte no se describe laubicación de cada uno de los

ensayos.

9 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X



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Cliente

Ítems ElementoFecha de la

ÚltimaInspección

CumplimientoOBSERVACIONES

SI NO











9.1 Resumen de Resultados NDT

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

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

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


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Cliente

10 CARACTERÍSTICAS DE EQUIPO

10.1 MASTIL / SISTEMA HIDRÁULICO / MESA DE TRABAJO

Mastil: Mástil telescópico de dos secciones, la seccióninferior se fija a perforar planta y la sección telescópicaestá corriendo hacia arriba y hacia abajo, capacidad de220.000 libras, altura de 16 m, para manejo de tuberíade hasta 30 ft. Fabricado de acuerdo con API 4F, dotadopor un elevador hidráulico, que hace las funciones delmalacate, alrededor de esta están instaladas las cestaspara almacenar la tubería, bloque de corona con cuatropoleas de 1-11/32”.

Top Drive: Sistema Top drive impulsado por dos (2)motores hidráulicos instalados en el cuerpo de giro ypotencia de alta resistencia, torque fijo de 30.000 lbs /ft, velocidad de 156 rpm, con hp y máxima tensión de220.000 libras, sistema de conexión y IBOP 5000 psi.

Los controles ubicados dentro de la cabina delperforador y brazos extensibles para perforar el huecodel ratón con el mismo sistema, el mismo está equipadocon un freno de aire estático operado desde el panel decontrol principal y sistema de protección de corona con

sistema neumático.

Sub estructura fast mov, con una altura 16 pies deespacio libre debajo de las vigas rotatorias, con cuatro(4) estabilizdores hidráulicos elevación y remolquesubestructura, con capacidad de 210.000 libras y rotariade 20-1/2””.

Brazos hidráulico para manejo de tubería brazohidráulico instalado en el lado de la sección inferior delmástil y se opera

Consola de perforador con todos los mandos para laoperación del sistema, incluyendo el manejo de la llavehidráulica para tubería, con isntrumentación paraindicador de torque, peso, rpm, etc. y sensores depresión y control del sistema.


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10.2 BOMBAS / TANQUES DE LODO

Bombas:

Tres bombas mecánicas marca WORKFORCE 660, pistones con camisas entre 5”

a 6-1/2”, 130 spm y 700 rmp, cada unamovida por motores independientesmarca CATERPILLAR serie 3508 de 900 hpc/u, damper y sistema de alta para 5.000psi y alimentación independiente porbombas eléctricas e impele mission 6x8,

Tanques:

Sistema de circulación constituido por tres(3) tanques (mezcla, activo y trampa), paraun total de almacenamiento de 900 bbls.todos con agitadores, sistema decomunicación interna y un tanque de viajede 50 Bbls

Dos tanques para agua industrial de: 500bbls.

Sistema de embudos dobles, con bombascentrifugas misión 6x5” y jet en la salida

del embudo.

Todos los tanques cuentan con agitadoreseléctricos, indicadores de nivel y sensoresde gases.


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Cliente

10.3 EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS / GENERADORES / SISTEMA HIDRáULICO

Zarandas:

Sistema de control de sólidos, constituidopor cuatro (4) zarandas marcas BRANTserie 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 contres motores eléctricos, 32 conos, para600 gpm.

Degasser:

Degasser atmosférico, BRANT DG 5 y tres(3) bombas missión 6x5” para

alimentación.

Generadores: dos (2) generadores marcaCommeins de 450 Kw., ambos instaladosen caseta topo fast movie.

Unidad Hidráulica de Poder:

HPU montado en contenedor insonorizadoy situado en el lado del perforador, con undepósito de aceite con 4.400 litros (1.162

galones) de capacidad y dos unidades depotencia cada uno compuesto por: un (1)motor eléctrico de CA de 600 V, 575 KW a60 Hz; dos (2) bombas hidráulicas depistones (uno para izar / desaire y el otropara rotación); una (1) bomba de pistónhidráulico para los servicios; una (1)bomba de paletas para encender la mesagiratoria; una (1) bomba de paletas paraservo-controlados dispositivos; dos (2)bombas de tornillo para la filtración,enfriamiento y reposición; dos (2) de aire-

aceite enfriadores con 105 KW cada unade capacidad de intercambio.NOTA: Ambas unidades de potencia estánconectados a un "sistema hidráulicocompuesto" con el fin de permitir laoperación de perforación a media tasa develocidad 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 estanteríaspara acumular 6.000 ft de 3-1/2”, 18 tubos de6 ½ y 8 collares de perforación.

Sistema para manejo de tubería:

Sistema para manejo de tubería constituido porun mástil de balanceo, sobre el rodamientocorona de giro, con unidad de alimentación y elpanel de control; un (1) brazo y abrazaderapara el manejo de los tubos de perforaciónradial y vertical; brazo para la estabilización dela tubería en posición vertical y una grúa debrazo hidráulico, insertado en la cabezasuperior del mástil, con cabrestante hidráulicopara servicio a domicilio, 17 toneladas métricas(37.400 libras.) Capacidad de elevación.

El mástil para manejo de tuberíaautomáticamente mueve el tubo de la bandejavertical hacia abajo en el agujero del ratón.Cada tubo, que puede tener una longitud

diferente de la gama estándar en uso, semantiene a la altura correcta por medio de unaabrazadera hidráulica instalado en el agujerodel ratón.

Llave hidráulica para manejo de tubería DP yDC de 2-7/8” "a 5" OD (según el fabricante),con dobles quijada giratorias; Conjunto decilindro hidráulico para girar las llaves de fuerzafuera del centro y en la posición deestacionamiento y cilindro hidráulico verticalpara colocar correctamente las llaves de fuerzaabrazaderas.


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10.5 EQUIPOS DE CONTROL DE POZO

Manifold

Manifold choke con línea que entra al cuadranteprincipal de distribución proviene de una de lassalidas del drilling spool, con válvulas antecesoras,después del cuadrante de distribución, salen treslíneas, una de ellas se dirige al choke ajustable(antecedido por dos válvulas), otra se dirigirá alchoke ajustable (también antecedida por dosválvulas) y una última línea se dirige a una línea lacual se divide en dos una línea de pánico que noentra al buffer tank y otra con el choque remoto quesi entra al buffer tank

Todas las líneas y válvulas son flanchadas yaseguradas.

Kill Line

Línea de matar en manguera 5.000 psi noretardadora de llama (en manguera recubierta),conectada a una de las salidas del drilling spool, estalínea está compuesta por dos válvulas de compuerta,posterior a las válvulas de globo deberá instalarseuna check valve para controlar el paso del fluido delanular a la línea de alta de la bomba. Todo el sistemaestá construido por un diámetro nominal de 2".

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

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, medioambiente u operación.

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

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

Prioridad 2: Requiere solución en un periodo máximode 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 10días 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 enel cuadro anterior puede ser usado como referencia.

12 HALLAZGOS Y RECOMENDACIONES DE MEJORA

N° Ubicación HallazgoAcción correctiva o

preventivaNorma o

ReferenciaFoto Crit

1Tanques de

Aire

Válvula de seguridadinstalada no cuenta con

aro de prueba ni placa decalibración.

Instalar aro de prueba yplaca para conocer su

calibración.

ASME UG 135,UG-131 y UG-

132

2Tanques de

Aire

La capacidad para aliviarel total de las válvulas deseguridad de los tanquesde los compresores, no essuficiente para evacuar el90% de aire de entrada altanque, ya que la entradaes de 1” y la válvula es de

½”

Aumentar la capacidad

de las válvulas paragarantizar que se puedaevacuar el total de estasválvulas de seguridad,deberá ser tal como

para evitar que lapresión en el receptorno exceda la presión

máxima de trabajo delreceptor en más de 10

por ciento.

ASME SEC.VIIUG-90 y 125 (a)


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Cliente


preventivaNorma o

ReferenciaFoto Crit

3Tanques de

Aire

No se están desarrollandoprueba a las válvulas deseguridad instalados en

los sistemas de altapresión.

Aplicar un programapara efectuar pruebas

de las válvulas deseguridad.

OSHA1910.169 (b)

(3) (iv)

4PreventorDoble Ram

El preventor doble ram,muestra síntomas decambios en los cuerposlaterales, conservandosolo el cuerpo principaldel preventor anterior,

dichos cambios no fuerondocumentados.

Presentar para elpróximo pozo la

documentación queevidencie la aplicación

del programa demanejo del cambio de

este elemento.

API SPEC 537.6.11.3.2

5 Drill Line

Aunque no se hancumplido para el cambio(faltan 1870 ton - mill), lareducción del diámetro

del cable se encontróaproximadamente en 3%,

lo cual quiere decir quesolo falta 1% para

solicitar el cambio delcable por reducción del

diámetro, por tal razón serecomendó cambiar el

cable antes de comenzarel próximo pozo.

Reemplazar el cableantes de iniciar el

próximo pozo.

API RP 9ª5.5.

6Base paracables del

mástil

Falta aplicar el programade doble aseguramiento

de los 2 tornillos que fijanla base para los cables del

mástil.

Aplicar el dobleaseguramiento a los

torillos.

API RP 54: 9.2.13


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ReferenciaFoto Crit

Canequero

Deficiencia en laaplicación de laidentificación y

almacenamiento delubricantes y

combustibles.

Aplicar política deidentificación de

productos yalmacenamiento

adecuado (siguiendoNTC).

API RP 53:6.1.11

7Base de SubEstructura

Se está usando alambre

de mala calidad conchavetas, el cual no

genera un aseguramientoconfiable del pin.

Establecer una políticapara estandarizar el tipode chavetas a ser

usadas en el equipo.

8 Mud Cleaner

Faltan repuestos para elmud cleaner lo cual hace

que el sistema este nooperativo.

Reparar desilter ydesander antes de

iniciar el pozo.

Requerimientocontractualsistema de

control desólidos

9Escalera del

Sancocho

Deficiencia en lainstalación de la escalera,no se encuentra ubicadasobre una zona estable.

Reubicar instalación dela escalera.

OSHA1926.1053

10 Power Tong

La placa que contiene lallave de fuerza estableceque el rango del tamaño

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

Presentar informacióndel fabricante que

certifique la idoneidadde la llave para tubería

con 8” OD.

RequerimientocontractualDiferencia

entre Placa delFabricante y

especificacióndel 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)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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preventivaNorma o

ReferenciaFoto Crit

11Choke

manifold

Se está usando unaválvula como sistema de

bloqueo y sacrificio locual no es un sistema

confiable ya que laválvula puede fallar.

Instalar tapones desacrificio en las salidas

de los chokes paraevitar los daños en la

válvula.

API RP 16CSección 3 y 9

12Choke

manifold

Se está usando un tapónde hierro como sistemade sacrificio en la salida

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

tapón de plomo

Instalar tapones desacrificio en las salidasdel choke No. 2 para

evitar el desgasteacelerado en el tapón

de hierro y así laconfiabilidad del

elemento.

13 Chokemanifold

Al choke manifold le hacefalta un choke remoto

para cumplir con lasespecificacionesrequeridas en la API SPEC

53 para los chokes 5K.

Aunque los equipos decontrol de pozo

requeridos son 3.000psi, el rig inventory

ofrecido porIndependence relaciona

un choke 5K, por tal

razón si se llega arequerir un choke paraesta presión,

INDEPENDENCE debeInstalar choke remotocon consola en la mesa

para cumplir con losrequerimientos para

chokes 5K

API SPEC 53

6.2.2.7Figura 2

14 Generadores

La batería del generador

no se encuentraasegurada para evitar

movimiento y roces conlas estructuras por causa

de la vibración.

Asegurar baterías.OSHA

battery


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Cliente


preventivaNorma o

ReferenciaFoto Crit

15 Generadores

Generador No.2 no seencuentra operativo

debido a que seencuentra en

mantenimiento.

Reparar generadorantes de iniciar el pozo

QUIFA 273.

RequerimientoContractual

(2 generadoresoperativos).

16 Stand Pipe

Uno de los manómetros0-5000 psi instalado en el

stand pipe, no seencuentra operativo.

Aunque se encuentra

un manómetro 5.000psi instalado y en la

consola electrónica sepueda leer la presión, se

recomienda tenerambos manómetros en

buenas condicionespara evitar confusionesen el personal que haga

la lectura.

17 Tanques

Aguaitador mueve el lodo

cerca de la línea detransferencia de fluidos

del tanque, lo queaumenta la velocidad de

desgaste por impactos dellodo.

Efectuar ingeniería paraevitar que en futuras

construcciones detanques se presente tal

situación.

18

Tanque de

ACPM

Dique fabricado nocumple con el 110%

establecido en el PMA

para los sistemas dealmacenamiento delubricantes y

combustibles.

Fabricar diques quepuedan contener el

110% de la capacidad

de los tanques conmateriales

contaminantes.

NFPA 10:4.3.2.3.2 y

6.6.3.5

PMA CAMPOQUIFALIQUIDOS

INFLAMABLES


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ReferenciaFoto Crit

19Puestas a

TierraGENERAL

Puesta a tierra del pozono está Aseguradaadecuadamente.

Además, no se cuentanSe toman varias tierras de

un solo punto, alguinoscables estan deterioradospor el paso de veihiculos.

Realizar Un estudioespecífico para verificarla eficiencia y correcta

instalación de laspuestas a tierra, así

como también analizarla efectividad del uso devarillas y no la solicitud

de un sistema deaterrizaje por parte de

PRE.

RETIE – NTC2050 – NTC 307 – NTC 2206

20Tablero de

BombasCentrífugas

Se debe organizar,identificar,marquillar y adecuar el

tablero dedistribución principal,

debido a queno cumple con losolicitado en el

RETIE.

Se debe realizar unlevantamiento eléctrico

de laestación para identificar

ymarquillar las diferentesacometidas que llegan a

lostableros y verificar el

correctofuncionamiento de los

equipos

NTC 2050(Capitulo1Seccion

110Capitulo2Seccion

220,sección

300)- RETIE

21Tableroauxiliar

Cable de la alimentacióndel tablero auxiliar,presenta alambres

energizados expuestos.

Corregir falla.

22Tendido

Eléctrico

Existen acometidaseléctricas tendidas por el

suelo, corriendo

expuestas a tráfico depersonas y equipos.

Se deben canalizartodas las

acometidas que seencuentran

sin ductos, además de

separartodo el cableado

eléctrico delCableado de control.

NTC 2050(Capitulo1Seccion

110Capitulo

2Seccion220,

sección300)- RETIE


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ReferenciaFoto Crit

23 AlmacénFaltan repuestos para el

desilter y desander

Suministrar repuestoscompletos para el

sistema de control desólidos.

IADCSección Y5 REPUESTOS

24 Almacén

Faltan repuestos a las

válvulas del manifold ylos chokes.

Suministrar repuestoscompletos para las

válvulas del manifold ylos chokes.

IADC

Sección K13 y 44 REPUESTOS

25 AlmacénFaltan repuestos para la

válvula IBOPSuministrar repuestos

completos para la IBOP.

IADCSección K

13REPUESTOS

26 RIG 51

No se están evidenciandolas medicionesdimensionales

establecidas por elfabricante en líneas de

alta, pines y ojos.

Programar y evidenciarmediciones

dimensionales a losequipos establecidos

por el fabricante.

DRILLMECInspection

program Rev.1

NDTDIMENSIONAL


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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 delos hallazgos.

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

INDEPENDENCE debe desarrollar un programa de medición dimensional y documentar los resultadosllevando 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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Cliente

ANEXO NO. 1Plan de Auditoria Desarrollado.


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Cliente

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 dperforación IND. 51, con el propósito de cumplir con los Estándares Nacionales eInternacionales y Recomendaciones de los fabricantes,

Alcance:

Se aplicará en las instalaciones del equipo de perforación IND. 51, ubicado en el pozoQUIFA 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 o

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 OtheLiquids

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 Electrica

Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2 ISA 84.00.01: Functional Safety – Safety Instrumented Systems for the Proces

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 po

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 - Standar

Specification for steel Structural. AWS (American Welding Society) – D 1.1. 2004 – Código de Soldadura par

Estructuras metálicas.

Fecha de ejecución:

16.07.2013.


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Cliente

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 BetancourtMecánico / Electricista / Too

Pusher / Calidad / HSE /Company Man

Nota: P) Prueba V): Inspección Visual

Nombre completo Responsabilidad Firma

Olga Rodriguez Ingeniera Perforación

Julio Sánchez Company ManLeydi 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. 2Formato de Inspección Pacific Rubiales Energy.

Documents

Informe de Prearranque Equipo Independence 51