Informe de Prearranque Equipo Independence 51
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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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EQUIPO DE PERFORACIÓN IND 51 – POZO QUIFA 273
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PACIFIC RUBIALES ENERGY
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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PACIFIC RUBIALES ENERGY
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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Cliente
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
No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
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
No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
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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.
No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
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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No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
21
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
No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
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
No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
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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No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
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"
No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
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
No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
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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No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
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
No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
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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No. DESCRIPCIÓN A I OBSERVACIONES
19 Control de encendido de la Bomba de Lodo No. 1. OK
20 Control de encendido de la Bomba de Lodo No. 2. OK
21 Control de encendido de la Bomba de Lodo No. 3. OK
22 Control de aceleración de la Bomba No. 1. OK
23 Control de aceleración de la Bomba No. 2. OK
24 Control de aceleración de la Bomba No. 3. 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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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
V3 Válvula de Compuerta 2” -
5000 psi OK OK Fuga por Válvula. OK
V4 Válvula de Compuerta 2” -
5000 psi OK OK Fuga por Válvula. OK
V5 Válvula de Compuerta 2” -
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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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
Relif Valve O´DRILL 3" X
5.000 PSI
Welded 3" x 5.000 psi
Relif Valve O´DRILL 3" X
5.000 PSI
Welded 3" x 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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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
MCM OIL TOOL OK OK Fuga por valvul a. OK
V53-1/16" x 5.000 - PSL 2
MCM OIL TOOL OK OK Fuga por valvul a. OK
V63-1/16" x 5.000 - PSL 2
MCM OIL TOOL OK OK
V7
3-1/16" x 5.000 - PSL 2
MCM OIL TOOL OK OK Fuga por valvul a. OK
V8 3-1/16" x 5.000 - PSL 2
MCM OIL TOOL OK OK
V93-1/16" x 5.000 - PSL 2
MCM OIL TOOL OK OK Fuga por valvul a. OK
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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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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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
10 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
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Ítems ElementoFecha de la
ÚltimaInspección
CumplimientoOBSERVACIONES
SI NO
11 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
12 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
13 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
14 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
15 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
16 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
17 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
18 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
19 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
20 King Pin (sin localización). 24.06.2013 X
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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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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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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N° Ubicación HallazgoAcción correctiva o
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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N° Ubicación HallazgoAcción correctiva o
preventivaNorma o
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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N° Ubicación HallazgoAcción correctiva o
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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N° Ubicación HallazgoAcción correctiva o
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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N° Ubicación HallazgoAcción correctiva o
preventivaNorma o
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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N° Ubicación HallazgoAcción correctiva o
preventivaNorma o
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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ANEXO NO. 1Plan 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 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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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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