Precalificación equipo workover SLS 505 inspección componentes

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 07.06.20
13
G. Acosta Visita Programada
VERSIÓN No. FECHA RESPONSABLE COMENTARIO
NOMBRE DEL ARCHIVO: PRELIMINAR SLS 505
.docx

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

Cliente
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

Cliente
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 carrier, 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.

Cliente
 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

Cliente
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
Consiste en la observación visual hecha por el personal
que labora en el equipo y durante las 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 las operaciones de esto
con la finalidad de observar indicaciones de rendimiento
insuficiente o componentes deteriorados.
II
Consiste en desarrollar 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,
corrosión, falta de componentes, componentes sueltos,
desgastes prematuros.
I, además de verificación de corrosión, deformación,
componentes flojos, faltantes o deteriorados, adecuada
lubricación; grietas externas visibles y posibles
requerimiento de ajuste.
II
II de todos los componentes de soporte de carga cuerpo de
apoyo del mastil 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.
II, además se que debe incluir NDT de las áreas críticas
expuestas, se puede solicitar 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 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.
III, 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.

Cliente
COMPONENTE
FRECUENCIA
Diaria
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
E165 ASTM E709
Poleas y rodamientos
de la corona.
I II III IV
Normas Aplicables: API RP 8B -
Tabla No. 1
ASME B16.10 / API RP 8C.
Bloque Viajero (ganchos
del bloque y poleas y
cuerpo).
I II III IV
Tabla No. 1
Brazos de Elevación del
Bloque del Viajero.
II III IV
Tabla No. 1
Elevadores de Tuberia,
Revestimiento y Verilla.
II III IV IV
Tabla No. 1
Swivel del Sandline. I II III IV
Tabla No. 1
Swivel Rotativo del
Winche.
I II III IV
Tabla No. 1
Power Swivel. I II III IV
Tabla No. 1
Gancho para Elevadores
de Varillas.
I II III IV
Tabla No. 1

Cliente
COMPONENTE
FRECUENCIA
Diaria
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
Tabla No. 1
Cuñas Manuales,
Herramientas Manuales
y llaves de potencia.
I II III IV
Normas Aplicables: API RP 7L.
Anclaje del cable
muerto (Cuerpo y
anclaje).
I II III IV
Tabla No. 1
ASME B16.10 / API RP 7L.
Kelly, Kelly Spiner, Kelly
Bushing, Master
Bushing y Rotary Hose.
I II III IV
Tabla No. 1
ASME B16.10 / API RP 7L.
Safety clamps, grilletes,
diferenciales, tensores y
slingas.
II IV
Tabla No. 1
ASME B16.10 / API SPEC 9A, API
RP 7L y 9B.
Componentes del
Malacate (tambores,
ejes, barras pivot,
palancaje, etc).
I II III IV
Tabla No. 1
Rotaria. I II III IV
Normas Aplicables: API 7K / RP
7L
ASME B16.10.
Substitutos / Crossover I II III IV
Tabla No. 1

Cliente
COMPONENTE
FRECUENCIA
Diaria
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
ASME B16.10.API RP 510 5.2.2 y
Sección 6.
Lineas de Alta Presión. II IV
17.10.3
ASME B16.10.
Choke Manifold. I II III IV
17.10.3
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
17.10.3 y API RP 510 5.2.2.
ASME B16.10 /API RP 510 5.2.2 y
Sección 6.
Winche. I II III IV
Botellas del
Acumulador.
I II IV
5.2.2
ASME B16.10 y Sección 6.

Cliente
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 DEGATOS 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

Cliente
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.

Cliente
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.

Cliente
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.

Cliente
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

Cliente
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.

Cliente
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: Elevadores 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”.

Cliente
ELEVADORES DE VARILLA: Elevadores de varilla de 25 Ton de
capacidad para varillas de 5/8”, ¾”, 7/8”, 1” y para barra lisa de 1
1/8” y 1 ¼”.
LLAVES MANUALES PARA VARILLA: llaves 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.

Cliente
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

Cliente
NORMA O
REFERENCIA
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

Cliente
NORMA O
REFERENCIA
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

Cliente
NORMA O
REFERENCIA
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.

Cliente
NORMA O
REFERENCIA
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.

Cliente
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.

Cliente
ANEXO NO. 1
Plan de Auditoria Desarrollado.

Cliente
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.

Cliente
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

Cliente
ANEXO NO. 2
Listado de Asistencia a la Inspección.

Cliente

Cliente
ANEXO NO. 3
Formato de Inspección Pacific Rubiales Energy.

Cliente

Precalificación equipo workover SLS 505 inspección componentes

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