Precalificación Equipo de Workover

PROCESO DE PRECALIFICACIÓN DE EQUIPO DE WORKOVER Y COMPLETAMIENTO

COD. V2 (12.12.12)

PRECALIFICACIÓN EQUIPO DE WORKOVER Y COMPLETAMIENTO SLS RIG-505

BRICEÑO - CUNDINAMARCA

V1 07.06.2013

G. Acosta Visita Programada VERSIÓN No. FECHA RESPONSABLE COMENTARIO NOMBRE DEL ARCHIVO: PRELIMINAR SLS 505

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INFORME DE PRECALIFICACIÓN EQUIPO DE WORKOVER Y COMPLETAMIENTO

SLS 505 – BRISEÑO - CUNDIMARCA

Informe Final 07.062013 - Página 1 -

PACIFIC RUBIALES ENERGY Cliente

TABLA CONTENIDO

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

2. ESPECIFICACIÓN DEL EQUIPO ........................................................................................................................2

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

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

5. MARCO REFERENCIAL ...................................................................................................................................3

6. RESUMEN DE ACTIVIDADES REALIZADAS .......................................................................................................4

7. VERIFICACIÓN DE NDT ..................................................................................................................................5

8. CONDICIONES ACTUALES DE LOS EQUIPOS .................................................................................................11

8.1. UNIDAD BÁSICA / SUB ESTATURA / TORRE.........................................................................................11

8.2. EQUIPOS DE IZAJE Y ROTACIÓN .........................................................................................................12

8.3. EQUIPOS DE CIRCULACIÓN Y ALMACENAMIENTO ..............................................................................13

8.4. EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS ......................................................................................................14

8.5. SISTEMA ELECTRICO...........................................................................................................................15

8.6. HERRAMIENTAS Y MISCELANEOS .......................................................................................................15

9. DESCRIPCIÓN DE LAS PRIORIDADES.............................................................................................................16

10. HALLAZGOS GENERALES ..........................................................................................................................17

11. CONCLUSIONES .......................................................................................................................................22

12. ANEXOS ...................................................................................................................................................22





1. INTRODUCCIÓN

El da 07 Y 08 de Junio 2013, en las instalaciones de la base operativa de la compañía SLS, ubicados en Briceño – Cundinamarca, se reunieron el Sr. JAIME CABALLERO – Gerente de Operaciones SLS, LUIS NOSSA – Superintendente de Operaciones SLS, IVÁN PINEDA – HSEQ PRE, GERMAN ACOSTA – Inspector GIAS, con la finalidad de verificar la existencia y condiciones del equipo SLS 505, el cual se encuentra en proceso licitatorio para realizar los trabajos requeridos por PRE en el área de campo Rubiales y Quifa. 2. ESPECIFICACIÓN DEL EQUIPO

Cliente : PACIFIC RUBALES ENERGY

Representante : ING. IVÁN PINEDA – HSEQ PRE

Contratista : SLS

Representantes : JAIME CABALLERO – Gerente de Operaciones

LUIS NOSSA – Superintendente de Operaciones

Equipo : SLS RIG-505

Resumen : Se realizó la inspección visual del equipo en mención, se

realizó verificación de documentación del equipo, hoja

de vida de sus componentes, inspecciones NDT

realizadas al equipo, documentación de HSEQ, de

acuerdo con el Anexo 4 y el documento de

Preinspección HSE para rig’s de Perforación y Workover

de PRE

Ubicación : Base Operativa SLS Briceño Cundinamarca.

Fecha de Inspección : 07 – 08 de Junio de 2013.

Compañía Inspectora : GIAS SAS.

Inspector : GERMAN ACOSTA VALENCIA

Actividad : REVISIÓN VISUAL EQUIPO





3. OPERACIÓN ACTUAL

Durante la visita realizada el equipo se encuentra almacenado en la base del Contratista realizando mantenimiento y alistamiento a algunos componentes del rig como caseta de generadores, acumulador, BOP’s. El carr ier , bomba de lodos, tanques de lodos y herramienta del equipo de levante se encuentran almacenados en buena condición. 4. OBJETIVO

La vista tuvo el objetivo de realizar la inspección visual y documental a los componentes del equipo SLS Rig 505,

existentes en la Base Briceño. Como guía para la inspección del equipo se tuvo el inventario de equipo

entregado por PRE en el Anexo 4.

5. MARCO REFERENCIAL

Macro Referencial

Anexo 4 Especificaciones Técnicas PRE.

Pre-Inspección HSE para Rig’s de Perforación y Workover PRE.

Anexo 3 HSE Pre.

Marco Normativo

Normas y Estándares Internacionales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

API Spec 4F, Specification for Drilling Structures.

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

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

API SPEC 9A, Specification for Wire Rope.

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

API RP 750, Management of Process Hazards.





API Publication 770, Reducing Human Errors.

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

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

IADC HSE Guidelines

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

Occupational Safety and Health Standards 1910.

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

ASME Secc. V Articulo 7– Partículas Magnéticas.

ASME Secc. V Artículo 5 – Ultrasonidos.

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

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

6. RESUMEN DE ACTIVIDADES REALIZADAS

Durante la visita a la base operativa de la compañía SLS, se realizó la inspección del equipo SLS-505, ofrecido en

la licitación de Pacific Rubiales Energy para los campos Rubiales y Quifa. Se verificaron los componentes del rig

SLS-505, estando estos en mantenimiento, en el informe final del mismo, se encuentra detallado el inventario

de componentes del rig, sin embargo, se confirma que se realizó la comparación con el inventario suministrado

por PRE en su Anexo 4, encontrando los siguientes hallazgos:

El tanque de combustible no se verificó ya que este no se encontraba en la base del contratista. De acuerdo a lo manifestado por el personal de SLS este se encuentra disponible en la base de Yopal.

El tanque de agua industrial no se verificó ya que este no se encontraba en la base del contratista. De acuerdo a lo manifestado por el personal de SLS este se encuentra disponible en la base de Yopal.

La Kelly no se verificó ya que esta no se encuentra en la base del contratista. De acuerdo a lo informado por el personal de SLS esta se encuentra disponible en Yopal.

El cargador CAT-950, que ofrece SLS para la licitación de PRE, no fue inspeccionado, ya que este, de acuerdo con información suministrada por el personal de SLS, se encuentra en Yopal.

En la base del contratista se verificó la existencia de 2000 ft de DP de 3 ½” OD, los otros 2000 ft, se encuentran en la ciudad de Yopal, de acuerdo con la información suministrada por el personal de SLS.

En la inspección se verificaron las casetas Company man, tool pusher, asistente company man, enfermería, comedor, oficina supervisor y 1 caseta 8 camas. Las otras 5 casetas de 8 camas, ofrecidas por SLS dentro de la licitación de PRE no fueron inspeccionadas debido a que se encuentran en campo Rubiales, esto de acuerdo con información suministrada por el personal de SLS. Las casetas inspeccionadas se encuentran en buenas condiciones. Durante la inspección, SLS se encuentra realizando mantenimiento y acondicionamiento de las casetas inspeccionadas.

Se realizó izaje de la torre en sus dos secciones, verificando la operatividad de la misma y verificando las

condiciones del sistema hidráulico principal del rig. Se probó la bomba de lodos encendida, con los hallazgos





encontrados abajo mencionados. No se pudo probar el sistema eléctrico, el acumulador ni las BOP, debido a

que la caseta de generadores se encuentra en mantenimiento y alistamiento, sin encontrarse operativa la

planta eléctrica principal al momento de la inspección, se pudieron encontrar los siguientes hallazgos:

7. VERIFICACIÓN DE NDT

A continuación se presenta la periodicidad de las inspecciones y sus categorías según API RP 4G, 8G y SPEC 53-

2012, EN LA TABLA No. 1, se definen las categorías de inspección según las normas, en la tabla No. 2 se presenta

la periodicidad de inspección según los estándares y los métodos de inspección y en la tabla No. 3, se referencia

el resultado de la verificación documental de los Ensayos No Destructivos desarrollados al equipo en

comparación a la tabla No. 2.

Tabla No. 1 Definición de categorías de Inspección

Tabla No. 2 Frecuencia de Inspección

COMPONENTE

FRECUENCIA

Estándares Aplicables Diaria

Semanal / Rig up

Cada 6 meses

Anual Cada 2 años

Cada 3 años

Cada 4 años

Cada 5 años

Cada 10 años

Torre, Seguros de la torre, anclajes de los

vientos, gatos de levante, pasadores de la

subestructura y encuelladero.

I II

III

IV

Normas Aplicables: API RP 9B (Care) / API RP 4G y 4F.

Métodos de Inspección: ASTM E165 / ASTM E709 / ASME

Sección VI, Art. 05, 06 y 08 / ASME B16.10.

CATEGORIA Según API RP 4G Según API RP 8B

I

Cons is te en la observación visual hecha por el personal

que labora en el equipo y durante las operaciones de esto

con la fina l idad de observar indicaciones de rendimiento

insuficiente o componentes deteriorados .

Cons is te en la observación visual hecha por el personal

que labora en el equipo y durante las operaciones de esto

con la fina l idad de observar indicaciones de rendimiento

insuficiente o componentes deteriorados .

II

Cons is te en desarrol lar las inspecciones según la Categoría

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

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

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

desgastes prematuros .


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

componentes flojos , fa l tantes o deteriorados , adecuada

lubricación; grietas externas vis ibles y pos ibles

requerimiento de a juste.

II


II de todos los componentes de soporte de carga cuerpo de

apoyo del masti l y la subestructura, esta de debe

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

según corresponda, as i como tambien posterior a una

reparación a l cuerpo principal de la torre.


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

expuestas , se puede sol ici tar desmontaje para acceder a

los componentes específicos y determinar el desgaste que

exceda las tolerancias permitidas por el fabricante.

IV


III , además de una inspección donde se desmonten los

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

todos los componentes de transporte de carga primaria

según lo definido por el fabricante.

Se debe real izar ultrasonido y particulas magneticas a l

100% de las soldaduras de la estructura.


III , además de una inspección donde se desmonten los

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

todos los componentes de transporte de carga primaria

según lo definido por el fabricante.





COMPONENTE

FRECUENCIA


Semanal / Rig up

Cada 6 meses

Anual Cada 2 años

Cada 3 años

Cada 4 años

Cada 5 años

Cada 10 años

Subestructura. I II

III

IV

Normas Aplicables: API RP4G, App A

Métodos de Inspección: ASTM E165 ASTM E709

Poleas y rodamientos de la corona.

I II III

IV

Normas Aplicables: API RP 8B - Tabla No. 1


Sección VI, Art. 05, 06 y 08 / ASME B16.10 / API RP 8C.

Bloque Viajero (ganchos del bloque y poleas y

cuerpo). I II III

IV




Brazos de Elevación del Bloque del Viajero.

II

III IV




Elevadores de Tuberia, Revestimiento y Verilla.

II

III IV

IV




Swivel del Sandline. I II III IV




Swivel Rotativo del Winche.

I II III IV




Power Swivel. I II III

IV




Gancho para Elevadores de Varillas.

I II III

IV








COMPONENTE

FRECUENCIA


Semanal / Rig up

Cada 6 meses

Anual Cada 2 años

Cada 3 años

Cada 4 años

Cada 5 años

Cada 10 años

Cuña Neumatica I II III IV




Cuñas Manuales, Herramientas Manuales

y llaves de potencia. I II III IV

Normas Aplicables: API RP 7L. Métodos de Inspección: ASTM

E165 / ASTM E709 / ASME Sección VI, Art. 05, 06 y 08 /

ASME B16.10 / API RP 8C.

Anclaje del cable muerto (Cuerpo y

anclaje). I II III

IV



Sección VI, Art. 05, 06 y 08 / ASME B16.10 / API RP 7L.

Kelly, Kelly Spiner, Kelly Bushing, Master

Bushing y Rotary Hose. I II III

IV



Sección VI, Art. 05, 06 y 08 / ASME B16.10 / API RP 7L.

Safety clamps, grilletes, diferenciales, tensores y

slingas. II

IV



Sección VI, Art. 05, 06 y 08 / ASME B16.10 / API SPEC 9A, API

RP 7L y 9B.

Componentes del Malacate (tambores,

ejes, barras pivot, palancaje, etc).

I II

III

IV




Rotaria. I II III

IV

Normas Aplicables: API 7K / RP 7L



Substitutos / Crossover I II III

IV








COMPONENTE

FRECUENCIA


Semanal / Rig up

Cada 6 meses

Anual Cada 2 años

Cada 3 años

Cada 4 años

Cada 5 años

Cada 10 años

Preventor Anular y de Ariete.

I II

IV

Normas Aplicables: API RP 53 17.10.3


Sección VI, Art. 05, 06 y 08 / ASME B16.10.API RP 510 5.2.2 y

Sección 6.

Lineas de Alta Presión. II

IV




Choke Manifold. I II III IV



Sección VI, Art. 05, 06 y 08 / ASME B16.10.API RP 510 5.2.2 y

Sección 6.

Sistema de Almacenaje o manejo de de Presión

mayor a 250 PSI (Acumilador, Fluid end, líneas del acumulador,

Etc).

I II III

IV

Normas Aplicables: API RP 53 17.10.3 y API RP 510 5.2.2.


Sección VI, Art. 05, 06 y 08 / ASME B16.10 /API RP 510 5.2.2 y

Sección 6.

Winche. I II

III

IV

Botellas del Acumulador.

I II

IV



Sección VI, Art. 05, 06 y 08 / ASME B16.10 y Sección 6.





Tabla No. 3 Resultados de la Verificación de NDT

Ítems Elemento Fecha de la

Última Inspección

Cumplimiento OBSERVACIONES

SI NO

1 TORRE: Pasadores y soldadura en

puntos críticos. 12.04.2013 X

2 TRABAJADERO: Pasadores, soldadura y

ojos. 12.04.2013 X

3 ANCLAJE DE GATOS HIDRAULICOS

(Levante de la torre). 15.04.2013 X

4 BLOQUE DE CORONA: Poleas, ejes y

soldaduras. 15.04.2013 X

5 BLOQUE VIAJERO: Cuerpo del bloque,

canales y pasadores inferiores. 15.04.2013 X

6 STAND PIPE Y LINEA DE ALTA DE LA

BOMBA. 13.04.2013 X

7 LINK DEL ELEVADOR 500 TON. 12.04.2013 X

8 LINK DEL ELEVADOR 350 TON. 12.04.2013 X

9 POWER TONG 4 a 8-1/2" 12.04.2013 X

10 ELEVADOR 5" 180 TON. 12.04.2013 X

11 ELEVADOR 3-1/2" 90 TON. 12.04.2013 X

12 ELEVADOR 2-7/8" RG 90 TON. 12.04.2013 X

13 WINCHES 1/2" 13.04.2013 X

14 TANQUE DE LODOS 16/04/2013 X

15 MONTACARGAS 20/03/2013 X

16 ANCLA DEL CABLE MUERTO 20/03/2013 X

17 LIFTING NUBBINS 20/03/2013 X





Ítems Elemento Fecha de la

Última Inspección

Cumplimiento OBSERVACIONES

SI NO

18 X-OVER 3 ½” EUE X 3 ½” IF 20/03/2013 X

19 X-OVER 2 7/8” IF X 2 3/8” EUE 20/03/2013 X

20 X-OVER 2 7/8” IF X 2 3/8” REG 20/03/2013 X

21 BIT SUB 3 ½” REG X 3 ½” IF 20/03/2013 X

22 X OVER 3 ½” X 2 LP 20/03/2013 X

23 BIT SUB 3 ½” X 3 ½” IF 20/03/2013 X

24 BIT SUB 2 7/8” X 2 3/8” IF 20/03/2013 X

25 Unión T CHICKSAND 20/03/2013 X

26 UNION YEE 20/03/2013 X

Todos los equipos presentados con documentos de inspección por personal Calificado como Nivel 2 en los diferentes métodos, cumplen con los requisitos de la norma.





8. CONDICIONES ACTUALES DE LOS EQUIPOS

8.1. UNIDAD BÁSICA / SUB ESTATURA / TORRE

CARIER: Unidad básica autopropulsada, marca RG RIG GROUP PETRO XJ-550, modelo 2012, de 5 ejes, con 6 velocidades, con compresor individual de servicio Tuflo 1000, con sistema de iluminación completo y en buen estado para movimientos en la vía, movido por motor CAT C-15 electrónico (540 hp @ 1420 rpm). El motor del carrier es isonorizado, trasmisión Alisson H5620 AR. Todas las llantas del carrier se encuentran en excelentes condiciones. Se cuenta con los certificados del fabricante de equipo nuevo. Cabe anotar, que al ser este equipo importado como maquinaria petrolera no cuenta con inspección tecno-mecánica ni SOAT, lo cual hace que se movilice en cama baja, cada vez que se haga por vías nacionales. TORRE: Torre marca RG RIG GROUP PETRO model JJ 13533, modelo 2012, de dos secciones telescópica de 108 ft de altura libre y 300.000 Lbs de capacidad de acuerdo con la placa del fabricante. La torre cuenta con su trabajadero (monkey board) instalado a una altura de 57 ft sobre la mesa rotaria, lo cual posibilita la operación con la mesa rotaria en operaciones de workover sin problemas. La corona cuenta con 5 poleas de 24” de diámetro y grove para cable de 1” (sistema de 8 líneas). Asi mismo cuenta con una polea de 24” para cable de 9/16” para el sand line. Al momento de la inspección la primera sección de la torre se encontraba izada con un ángulo de inclinación de 3,5° (dentro de la norma). La torre va anclada a tierra, con 4 vientos de la corona y 2 vientos desde el trabajadero. También cuenta con los vientos de carga desde la primera sección hasta el carrier (ver observaciones y hallazgos adelante).

La torre cuenta con dos gatos hidráulicos para operar las llaves de potencia y las correspondientes contrapesas para las mismas llaves.

Durante la inspección se realizó el izaje de la segunda sección de la torre pudiendo comprobar la operatividad de la misma. La torre izó con una presión máxima en el sistema de 1700 Psi, lo cual está acorde con el manual del fabricante.

La torre tiene instalado el sistema doble de seguridad para ascenso al trabajadero y a la corona (lad saf y retráctil). Como dispositivo de escape del trabajadero se tiene instalado un “gerónimo”, se recomendó al personal de SLS cambiar este por un dispositivo de descenso controlado.





8.2. EQUIPOS DE IZAJE Y ROTACIÓN

MALACATE: marca RG RIG GROUP PETRO XJ-550, modelo 2012 doble tabor, tambor principal para cable 1” (6 x 19 IWRC) y tambor auxiliar o sand line para cable de 9/16”. Freno auxiliar tipo twin disc, refrigerado por agua, con capacidad para soportar las cargas descritas, dispositivo de seguridad para la corona tipo crown o matic, sistema de enfriamiento para el freno. Se verificaron físicamente las cadenas y el sistema de transmisión de potencia del malacate, encontrando todas las cadenas en perfecto estado y con los niveles de aceite adecuados para mantener el sistema de lubricación por barboteo, típico en estos sistemas. El programa de lubricación del carrier y malacate, se encuentra publicado en el carrier, en inglés y mandarín, se recomendó al personal de SLS, traducir este al español y mantenerlo en el sistema de mantenimiento de la compañía y publicado en el equipo. BLOQUE VIAJERO: bloque viajero marca RG RIG GROUP PETRO modelo YG 135 D, capacidad de 300.000 Lbs, con seguro y hook unitizado. Cuenta con 4 poleas de 24” de diámetro para cable de 1”.

LINKS PARA ELEVADOR: se tenían instalados links tipo Weld less de 2 ¼” X 8 ft de longitud, capacidad de 150 Ton. Durante la inspección y con la torre izada en su totalidad, se verificó la alineación del bloque viajero con el centro de la mesa rotaria encontrándolo en una posición correcta.

SWIVEL: Swivel marca TFI modelo SL-135, de 260.000 Lbs de capacidad, conexión pin 6 5/8” REG LH y unión de golpe de 3” Fig 1002, compatible con la manguera del stand pipe (rotary hose).

SUBESTRUCTURA: Subestructura marca RG RIG GROUP PETRO modelo ZZT 135, de 450.000 Lbs de capacidad, 15 ft de altura desde el piso, lo cual da 13 ft de altura libre por debajo de los puentes de la misma para la instalación del set de BOP’s. La subestructura tiene su MESA ROTARIA instalada, marca RG RIG GROUP PETRO modelo ZP 175, de 17 ½” de máximo “opening” y 300 Ton de capacidad. Esta mesa rotaria está equipada con los insert bowl para operar cuñas manuales convencionales y para operar el master Kelly bushing que se tiene dispuesto para la operación.

La subestructura en el piso de trabajo está totalmente nivelada, lo cual permite el trabajo del personal sin presentar inconvenientes y/o puntos donde se presenten riesgos de accidentes durante la operación.

La subestructura al igual que el malacate, la torre, la transmisión y la unidad básica tiene su placa de identificación API original de fábrica RG Rig Group Petro.





8.3. EQUIPOS DE CIRCULACIÓN Y ALMACENAMIENTO

BOMBA: Cuenta con una bomba de lodos marca TFI, modelo ZB-300, con 8” de stroke y camisas intercambiables desde 5” hasta 3”, lo cual le permite presiones de trabajo entre 1100 Psi hasta 3100 Psi. Esta bomba está operada por un motor CAT 3408 el cual no cuenta con placa de identificación del fabricante y una caja o transmisión Allison CLT 5860. La línea de descarga de la bomba es de 3”, con su respectiva válvula de alivio y válvula relief. Tal y como se anotó en los hallazgos, la línea de descarga de la bomba de lodos posee elementos roscados, los cuales no son adecuados para este tipo de trabajo, estos deben ser reemplazados por elementos soldados. La bomba cuenta con su cuenta strokes e indicador de presión en buen estado y con la correspondiente comprobación, según se pudo evidenciar en el registro. TANQUE ACTIVO N. 1: Un (1) tanque activo de 240 Bbls., sobre tráiler quinta rueda, dividido en 3 compartimentos con una shale shaker MI Swaco modelo Mongoose, una bomba centrífuga de 5” X 6” operada con un motor eléctrico de 30 HP. Cada uno de los compartimentos tiene instalado un agitador de 7 HP. TANQUE ACTIVO N. 2: Un (1) tanque activo de 250 Bbls., sobre tráiler quinta rueda, dividido en 3 compartimentos con un embudo instalado sobre el tanque, una bomba centrífuga de 5” X 6” operada con un motor eléctrico de 30 HP, para preparación de fluidos. Cada uno de los compartimentos tiene instalado un agitador de 7 HP. Los dos tanques poseen sus barandas, escaleras y pisos en excelentes condiciones. El sistema eléctrico de los tanques de lodos, posee deficiencias en el sistema xplosion proof, tal y como se puede ver más adelante en los hallazgos





8.4. EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS

ACUMULADOR: cuenta con un acumulador de presión tipo Koomey marca Myers, con 6 botellas acumuladoras de 11 gal., de capacidad c/u. Posee 3 indicadores de presión con rango de 0 – 5000 Psi, utilizados para monitorear la presión del acumulador, el manifold y el anular. Posee dos reguladores de presión, uno para el mánifold y otro para el anular. Tiene tres puertos disponibles para operar la BOP doble y el BOP anular. El acumulador está operado por una bomba triplex con motor eléctrico de 30 HP y una bomba de accionamiento neumático de back up.

Durante la inspección fue imposible probar el acumulador debido a que la planta eléctrica del rig se encontraba fuera de servicio. Es recomendable realizar una visita posterior para probar el acumulador y realizar prueba de apertura y cierre de BOP’s antes de movilizar el equipo a campo. BOP ANULAR: Marca TFI estilo Sheaffer, de 7 1/16” X 5000 Psi. De acuerdo con información suministrada por el personal de SLS esta BOP se encuentra con mantenimiento al día y con las correspondientes pruebas hidrostática e hidráulica tal y como se pudo comprobar con los registros.

BOP DOBLE DE ARIETES: Marca Hydrill, de 7 1/16” X 5000 Psi. De acuerdo con información suministrada por el personal de SLS esta BOP está pendiente de realizar mantenimiento, debido a que faltan los ram packer, tampoco se evidenció que se haya realizado prueba hidrostática ni prueba hidráulica a este BOP. Es recomendable verificar estas pruebas antes de enviar el equipo a campo.

CHOKE MANIFOLD Y POOR BOY: Cuenta con un choke manifold de 3 1/8” X 5000 Psi, con 8 válvulas de 3 1/8” X 5000 Psi y 2 chokes ajustables manuales de 3 1/8” X 5000 Psi. Tiene acoplado un poor boy degasser de 320 gls de capacidad con una altura de 3,40 m y un diámetro de 0,70 m. Tiene una salida de 6” con descarga a la shale shaker y una salida de 6” para la línea de gas, que se reduce a 2 7/8”, ya que la línea de gas a la tea es de 2 7/8”. Esta es una debilidad del equipo y que no cumple con la norma, la cual sugiere que la línea sea de 6” en su totalidad.





8.5. SISTEMA ELECTRICO

GENERADOR ELÉCTRICO: cuenta con una planta eléctrica CAT-3412 con generador de 450 KVA. Durante la inspección el generador se encontraba en alistamiento y acoplamiento a la caseta de plantas, por lo cual no fue posible probar el mismo.

En la caseta de generadores se cuenta con un tablero principal, donde son conectados cada uno de los motores eléctricos de los diferentes componentes del rig.

PLANTA ESTADIO: cuenta dos plantas estadio operadas por generadores Kubota de 10 HP, y 4 lámparas de 400 Watts c/u. Las plantas estadio están diseñadas para operar independientemente del sistema eléctrico principal del equipo.

El sistema eléctrico del equipo en general, tiene deficiencias en las características xplosion proof, y no cumple en su totalidad con lo señalado en la norma API RP-500, tal y como se muestra detalladamente adelante en los hallazgos.

8.6. HERRAMIENTAS Y MISCELANEOS

LLAVE HIDRÁULICA PARA TUBERÍA: Marca BJ, con capacidad para 6.800 lb-ft aproximadamente, con insertos para tubería desde 2-7/8” hasta 4-1/2” sin aguantadora.

LLAVE HIDRÁULICA PARA VARILLAS: Marca kill el equipo cuenta con

herramientas manuales para manejo de varillas (fricción) de 7/8”, 1”

y 1-1/8”, y juego doble de llaves de tubo desde 24” hasta 60”.

LLAVES DE POTENCIA: Dos (2) llaves de fuerza marca Bj tipo HT 35

con mordazas desde 2 7/8" a 8-1/4".

CUÑA NEUMATICA: Una neumática con insertos intercambiables desde 2-7/8” hasta 4 ½”, equipada con control neumático y operada desde la consola de mandos de operación.

CUÑAS MANUALES: Cuenta con cuñas manuales tipo rotary slip para DP de 3 ½” tipo SDML, cuña tipo Drill Collar slip para DC de 4 ¾” OD.

TUBERIA: Se verificaron 2000 ft de DP de 3 ½” OD 13,3#, de acuerdo

con información suministrada por el personal de SLS, los otros 2000 ft

de DP se encuentran disponibles en Yopal.

ELEVADORES: E le vadore s tipo center latch mínimo de 100 Ton

de 90 grados, uno por cada tubería de producción de 2.-7/8”, 3 ½", 4

½”.

También cuenta con elevador tipo center latch de 3 ½” 18° para DP

de 3 ½”.





ELEVADORES DE VARILLA: E le vadore s de varilla de 25 Ton de

c apac idad para varillas de 5/8”, ¾”, 7/8”, 1” y para barra lisa de 1

1/8” y 1 ¼”.

LLAVES MANUALES PARA VARILLA: l lave s manuales para varilla tipo Petol para varillas de 5/8”, ¾”, 7/8”, 1”.

9. DESCRIPCIÓN DE LAS PRIORIDADES

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

CRITICIDAD TRATAMIENTO

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

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

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

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

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

Observación (Ob): Recomendación.





10. HALLAZGOS GENERALES

No. PARTE HALLAZGO RECOMENDACIÓN NORMA O

REFERENCIA REGISTRO FOTOGRAFIC CRIT.

1 Carrier

El motor de la unidad básica no cuenta con

atrapa llamas o matachispas.

Instalar atrapa llamas

de acuerdo con el

modelo del motor.

API RP 9.15.3

2 Carrier

El motor de la unidad básica no cuenta con

protección térmica en los puntos calientes del

exhosto.

Instalar protección

térmica al exhosto del

motor del carrier. OSHA 1910. 147

3 Manifold del

stand pipe

En el mánifold del stand

pipe se encuentran

elementos de 2” X 5000 Psi,

roscados, debido a la

presión y diámetro nominal

estos deben ser solados.

Reemplazar los

elementos por

elementos soldados.

APISPEC 53

6.6.2

4

Torre

Los vientos de carga de la

torre (primera sección al

carrier), no se encuentran

debidamente ponchados y

con guardacabos, se están

usando con clips fist grip.

Reemplazar estos cables

por cables ponchados y

con guardacabos a la

medida.

API RP 54: 9.2.13

API RP 9B 6.2.1 (a)

5 Torre

Los grilletes usados en los

vientos de carga no poseen

doble seguridad (tuerca y

chaveta de seguridad),

únicamente tienen

chaveta.

Reemplazar estos grilletes por grilletes

tipo Crosby G-2130 con doble seguridad.

API RP 54: 9.2.13







5 Torre

Los cables de colgar las llaves de potencia, de los winches (2), de tensionar

las llaves de potencia, no se encuentran debidamente

ponchados y con guardacabos, se están

usando con clips fist grip

Reemplazar estos cables por cables ponchados y con guardacabos a la

medida.

API RP 54: 9.2.13

API RP 9B 3.4

(causas de daños en

cables).

6 Carrier

A ambos lados del carrier, hay dos barandas

que no se pueden instalar cuando se tiene

la mesa rotaria instalada, generando un punto

donde se pueden presentar caídas a

diferente nivel.

Realizar cambio en el diseño de las

barandas mencionadas para

eliminar el riesgo de caída a diferente

nivel.

Resol 1409/2012

8

Bomba de

lodos

La bomba de lodos no cuenta con un control

neumático para seleccionar las diferentes velocidades de la bomba, teniendo que

realizar los cambios manualmente.

Adicionalmente no tiene un indicador del cambio o

velocidad en que se encuentra.

Instalar un sistema de control neumático a las velocidades de la bomba de lodos, que tenga indicador del cambio en que se

encuentra.

ANEXO 4

Requerimientos

Contractuales

9

Bomba de

lodos

En la línea de descarga de la bomba de lodos, hay

accesorios de 2” X 5000 Psi roscados, debido a la

presión y diámetro, estos deben ser soldados.

Reemplazar estos

accesorios roscados por

accesorios soldados.

APISPEC 53

10 Bomba de

lodos

El motor de la bomba de lodos no cuenta con atrapa

llamas en el exhosto.

Instalar atrapallamas en el exhosto de la bomba de lodos.

API RP 9.15.3







11

Bomba de

lodos

El dampener instalado en la línea de descarga de la bomba de lodos no es el

indicado, debido a que no está diseñado para la

presión que se manejan en el sistema.

Reemplazar este damper por un

damper tipo Oteco K-10.

API RP 16D

12 Caseta

generadores

La planta eléctrica CAT 3412, no se encuentra

operativa al momento de la inspección, por lo tanto no

fue posible probar el sistema eléctrico.

Terminar la instalación de la planta eléctrica para poder probar el

sistema eléctrico.

REQUERIMIENTO

CONTRACTUAL

NTC 2050

RETIE

13 Caseta

generadores

El motor CAT 3412 de la planta eléctrica no cuenta con protección térmica en

los puntos calientes del exhosto.

Instalar protección térmica en los puntos calientes del exhosto.

OSHA 1910.

147

14 Caseta

generadores

El motor CAT 3412 de la planta eléctrica no cuenta

con atrapa llamas.

Instalar atrapa llamas en el motor de la planta

eléctrica.

15

Caseta generadores

El compresor de aire

instalado en la caseta de generadores se encuentra

en proceso de mantenimiento e

instalación. Este no fue probado.

Terminar instalación del compresor de aire.

ASME SEC.VIII

Todos los

elementos de

construcción







16 Caseta

generadores

Las líneas de alimentación y descarga del tanque de aire instalado en la caseta de generadores son de ¾” y la válvula de alivio con

que cuenta es de ¼”. Adicionalmente esta

válvula no se encuentra calibrada.

Instalar una válvula de alivio como mínimo de

¾” con su correspondiente

calibración. Durante la inspección el personal de SLS nos mostró la válvula a instalarse.

ASME SEC.VII UG-90

y 125 (a) OSHA

1915.173 (b) API RP

54 9.13.8

17 Caseta

generadores

El tanque de aire instalado en la caseta de

generadores, presenta niples soldados cuyas

soldaduras no han sido inspeccionadas.

Realizar pruebas NDT a soldaduras realizadas

durante el mantenimiento.

ASME SEC.VII

UG-90 y 125 (a)

OSHA 1915.173

(b) API RP 54

9.13.8

18 Sistema eléctrico

El sistema eléctrico en general, en carrier, bomba de lodos, tanques de lodos,

no cuenta con todos los elementos xplosion proof, a pesar que se tienen las cajas

xplosion proof no hay instalados sellos corta fuego a las salidas de las cajas de control o de los motores

eléctricos.

Mejorar el sistema eléctrico xplosion

proof con la instalación de los

elementos faltantes..

ASME SEC.VII UG-96

19 Consola del perforador

No todos los mandos de la consola del perforador

están debidamente marcados en español.

Mejorar la marcación

de los mandos de la

consola del

perforador.







20 Controles de

izaje de la torre

No todos los mandos de izar y bajar la torre están

debidamente marcados en español.

Mejorar la marcación de los mandos de izar

y bajar la torre

21 Cable

remanente

El cable de perforación remanente no cuenta con

protección para las condiciones

medioambientales.

Instalar carpa o protección para las

condiciones medioambientales del

cable remanente.

API RP 9B 3.4

(causas de daños en

cables).

22 Tanques

Los tanques de lodo no cuentan con techos para proteger los fluidos y el

personal de las condiciones medioambientales.

Fabricar e instalar techos a los tanques

de lodo.

23 Acumulador

Aunque a simple vista el acumulador se ve en

buenas condiciones, no fue posible probar este debido a que la planta eléctrica del

rig no se encuentra operativa.

Terminar de acondicionar la planta eléctrica para probar el acumulador y en

general todo el sistema eléctrico.

REQUERIMIENTO

CONTRACTUAL

NTC 2050

RETIE

24 Acumulador

El acumulador no cuenta con techo de protección de

las condiciones medioambientales

Fabricar e instalar techo al

acumulador.





11. CONCLUSIONES

El equipo de workover, wellservices inspeccionado en la base operativa de la compañía SLS, se encuentra en

muy buenas condiciones, es un equipo nuevo que representa una muy buena confiabilidad al momento de las

operaciones.

Sin embargo, se encontraron unas desviaciones que deben ser corregidas para tener una operación segura y

eficaz, cumpliendo con las normas internacionalmente aceptadas y las exigencias de PRE.

Algunos componentes del rig, como el acumulador, las bombas centrífugas, la shale shaker, las preventoras y el

acumulador, no fue posible probarlos mediante la operación, debido a que la planta eléctrica del equipo no está

operativa. Se recomienda terminar el acondicionamiento del rig y realizar una reinspección al equipo para poder

probar estos componentes.

Al momento de la inspección se verificó la documentación de las inspecciones y pruebas NDT de las

herramientas de la operación, siendo estas satisfactorias y cumpliendo con las normas aplicadas en la industria

y los requerimientos de PRE. En el reporte final de esta inspección, se presentará en detalle estas pruebas NDT

de cada uno de los componentes.

12. ANEXOS

Anexo No. 1 – Plan de Auditoria Desarrollado.

Anexo No. 2 – Listado de Asistencia a la Inspección.

Anexo No. 3 – Formato de Inspección Pacific Rubiales Energy.





ANEXO NO. 1 Plan de Auditoria Desarrollado.





GESTIÓN INTEGRAL EN

ASESORÍAS Y SERVICIOS S.A.S.

PLAN AUDITORÍA

Inspection and testing of drilling rigs

Auditoría N°PACIFIC 001

Fecha

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

14 04 2013

Empresa: PACIFIC – SLS

Instalación: BASE SLS TOCANCIPA

Ubicación: TOCANIPA

Auditor / Inspector Líder: GERMAN ACOSTA

Objetivo:

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

workover SLS 05, con el propósito de cumplir con los Estándares Nacionales e

Internacionales y Recomendaciones de los fabricantes,

Alcance: Se aplicará en las instalaciones de la empresa SLS ubicada en Tocancipa –

Cundiamarca.

Documentos de referencia:

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

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

Terminal & Tank Facilities

API RP 750: Management of Process Hazards

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

Currents.

NFPA 1: Fire Prevention Code

NFPA 25: Water Based Fire Protection Systems

NFPA 30: Flammable and Combustible Liquids Code

NFPA 70: National Electrical Code

ASME B31.3: Process Piping

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

Liquids

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

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

ASME Section VIII Division 1

API STD 650: Welded Steel Tank for Oil Storage

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

API STD 510: Pressure Vessel Inspection Code

API STD 570: Piping Inspection Code.

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

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

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

Industry Sector.

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

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

RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas

ASME IV Sección 1 – 5.

Occupational Safety and Health Standards 1910.

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

por Líquidos Penetrantes.

ASME Secc. V Articulo 7– Partículas Magnéticas.

ASME Secc. V Artículo 5 – Ultrasonidos.

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

Specification for steel Structural.

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

Estructuras metálicas.

Fecha de ejecución: Inicio 14 de abril 2013.





Agenda de Auditoría

Fecha Equipo / Gestión Inspector (es) Participante

08.06.2013 Confiabilidad del equipo Javier Betancourt Rep. Calidad / Tool Pusher

07.06.2013 Compresores Javier Betancourt Mecánico

07.06.2013 Generadores Javier Betancourt Electricista

07.06.2013 Motores del Equipo Javier Betancourt Rep. Mecánico

07.06.2013 Bombas de Lodo y Líneas de

Alta Presión Javier Betancourt

Rep. Mecánico

Rep. Operaciones

07.06.2013 Tanques y Mezcla Javier Betancourt Rep. Eléctrico

Rep. Operaciones

07.06.2013 Malacate Javier Betancourt Rep. Mecánico

Rep. Operaciones

07.06.2013 Consola de Perforador Javier Betancourt Instrumentista

Rep. Operaciones

07.06.2013 Bloque Viajero y Torre Javier Betancourt Rep. Operaciones

07.06.2013 Winches Javier Betancourt Rep. Mecánico

Rep. Operaciones

07.06.2013 Choke Manifold / separador Javier Betancourt Rep. Operaciones

07.06.2013 Acumulador Javier Betancourt Rep. Mecánico

Rep. Operaciones

07.06.2013 Set de Preventoras Javier Betancourt Rep. Operaciones

07.06.2013 Sistema Eléctrico Javier Betancourt Rep. Eléctrico

07.06.2013 Repuestos

07.06.2013 Herramientas Javier Betancourt Rep. Operaciones

07.06.2013 Llave para Tubería Javier Betancourt Rep. Operaciones

07 Y 08.06.2013 HSE Javier Betancourt Coordinador HS/ Sup. HSE

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

Nombre completo Responsabilidad Firma

Ver registro de asistencia





ANEXO NO. 2 Listado de Asistencia a la Inspección.









ANEXO NO. 3 Formato de Inspección Pacific Rubiales Energy.





Documents

Precalificación Equipo de Workover