proc limpieza y medicion pozos rev febrero 29 2012

ACTIVO INTEGRAL BURGOS

PROCEDIMIENTO PARA LIMPIEZA Y MEDICIÓN DE POZOS

CLAVE: PE-RP-OP-0027-2012

UNIDAD OPERATIVA DE PERFORACIÓN REYNOSA

MAYO DE 2012

VERSIÓN: PRIMERA

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MARZO DE 2012 VERSIÓN: PRIMERA

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Grupo de Trabajo Ing. Augusto CesarPliego Díaz

MANUAL DE PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN PROCEDIMIENTO PARA LIMPIEZA Y MEDICIÓN DE POZOS


UNIDAD OPERATIVA DE

PERFORACIÓN REYNOSA

HOJA DE AUTORIZACIÓN

“El presente procedimiento se emite por función del Activo Integral Burgos, por tal motivo no se requiere de la autorización de algún cuerpo de Gobierno SSPA”

PROPONE:

Ing. Ernesto Ayala Andrade

Área de Intervenciones Sin Equipo - Fracturas Unidad Operativa de Perforación Reynosa

CONFORME:

Ing. Alejandro Barrera Carrillo

Área de Intervenciones Sin Equipo Unidad Operativa de Perforación Reynosa

AUTORIZA:

Ing. Carlos Francisco Rangel Hernández

Jefe de la Unidad Operativa de Perforación Reynosa

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En la elaboración de este documento participó el personal que a continuación se enlista: Nombre Área de Adscripción Firma

Alejandro Barrera Carrillo Intervenciones sin Equipo - UOPR Lázaro Segovia Méndez Intervenciones sin Equipo - UOPR Ernesto Ayala Andrade Intervenciones sin Equipo - UOPR

Ariel Torres Rodríguez Intervenciones sin Equipo - UOPR

César Rubén García Rodríguez SIPA – UOPR Fernando Sánchez Conde SIPA – UOPR

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ÍNDICE

1. Objetivo …………………………………………………………………………….…………… 5

2. Ámbito de Aplicación , Alcance y Responsabilidades……………………………………. 5

3. Revisión y Actualización…………………………………………………………………….... 7

4. Marco Normativo………………………………………………………………………………. 7

5. Definiciones y Abreviaturas…………………………………………………………….......... 9

6. Requisitos de Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambiental…………………. 11

7. Descripción Detallada de las Actividades…………………………………………………. 18

8. Diagrama de Flujo……………………………………………………………………………. 22

9. Anexos ………………………………………………………………………………………… 24

10. Control de Actualización del Procedimiento……………………………………………….. 52

11. Verificación de que el Procedimiento cumple con el Procedimiento Clave PG-NO-

OP-0001-2011………………………………………………………………….……………… 52

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1. Objetivo Establecer y desarrollar la secuencia de las actividades para realizar la Operación de Limpieza y Medición de Pozos. 2. Ámbito de Aplicación, Alcance y Responsabilidades Ámbito de Aplicación: Este procedimiento es de observancia general y obligatoria para el personal que participe en la limpieza de pozos. Alcance: Este procedimiento aplica para la limpieza y medición en pozos de gas y condensado. Responsabilidades Del Enc. de Producc. (Encargado de Producción):

Entregar la información correspondiente al estado actual de producción del pozo (presión superficial, presión de línea, producción de gas, agua, condensado, diámetro del estrangulador, condiciones de la línea de descarga, entre otros).

Solicitar el apoyo de personal y equipo especializado para llevar a cabo la atención del servicio (dejar válvulas completas de la 1ª TR, retirar la bajante, válvula de seguridad, instrumentación, entre otros dispositivos).

Entregar en condiciones operativas seguras la localización, contrapozo y las conexiones superficiales de control.

Solicitar al Ingeniero de Pozo cumplir con el programa de trabajo apegados a las medidas de seguridad y protección ambiental requeridas, previo al análisis de la misma y durante el desarrollo de la operación.

Participar en la entrega y recepción de la Instalación recibiendo el documento que acredite la misma.

Apoyar al Ingeniero de pozo, cuando se requiera dar mantenimiento a cualquier conexión superficial de control de producción (válvula macho, válvula check, línea de descarga, módulo de producción, entre otros) que durante la intervención presente condiciones inseguras.

Verificar, en caso de ser macropera, las condiciones de los pozos vecinos en presencia del Ingeniero de pozo.

Del Ing. de Pozo (Ingeniero de Pozo de Terminación y Reparación de Pozos sin Equipo):

Asegurar la disponibilidad de este procedimiento, Conocer su desarrollo y aplicación en la instalación.

Detectar necesidades de capacitación y coadyuvar en el adiestramiento y actualización relacionados con este procedimiento.

Notificar con anticipación y solicitar el apoyo de personal y equipo especializado para llevar a cabo la atención del servicio.

Solicitar al supervisor del equipo fluidor de la operación cumplir con el programa de trabajo apegado a las medidas de seguridad y protección ambiental requeridas, previo al análisis de la misma y durante el desarrollo de la operación.

Asegurar el suministro en tiempo y forma los apoyos de personal y equipo especializado para llevar a cabo la atención del servicio.

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Reportar cualquier anomalía o situación riesgosa dentro del área de trabajo. Seguir las indicaciones que establece este procedimiento, de existir duda, deberá pedir información

a su jefe inmediato hasta que quede perfectamente aclarada. Coordinar de manera oportuna los apoyos necesarios para la atención del servicio. Verificar que se realicen de manera inmediata y pertinente las correcciones de las anomalías

detectadas, por el personal especializado. Verificar y asegurar que el personal que ejecutará la operación se apegue al procedimiento

operativo y/o críticos aplicables a la misma. Verificar que se cumpla con todo lo establecido en el programa de trabajo. Validar la información de los reportes diarios de la operación. Vigilar que se cuente con un programa de mantenimiento preventivo a los equipos de limpieza y

medición de pozos, con el fin de mantenerlos en condiciones seguras operables. Asegurar que durante la operación se mantenga orden y limpieza del sitio de trabajo. Detener la realización de las actividades en caso de que los equipos involucrados en la actividad no

se encuentren en condiciones seguras operables y suspender la misma hasta que se cumpla con lo establecido en este procedimiento.

Aplicar las listas de verificación correspondiente para el arranque del equipo. Del Supervisor Equipo Fluidor (Supervisor/Encargado de Equipo Fluidor):

Tener disponible el procedimiento en el centro de trabajo. Coordinar los apoyos necesarios para la atención del servicio en el campo. Verificar que se realicen las correcciones de las anomalías detectadas inmediatamente, por el

personal especializado y de forma pertinentes. Mencionar en la junta operativa y de seguridad los riesgos de la actividad y las medidas

preventivas a contemplar. Validar que los cálculos requeridos sean de acuerdo al programa de trabajo, informar de los mismos

al responsable de la operación y verificar que se apliquen durante el desarrollo de la operación. Verificar que las unidades y/o equipos se encuentren en condiciones seguras de operación. Asegurar, durante la operación, orden y limpieza del sitio de trabajo. Asegurar/revisar la información de los reportes diarios de la operación. Detener la realización de las actividades en caso de que los equipos involucrados en la actividad no


Supervisar que se aplique el programa de mantenimiento preventivo a los equipos de limpieza y medición de pozos, con el fin de mantenerlos en condiciones seguras operables.

Aplicar las listas de verificación correspondiente para el arranque del equipo.

Del Operador Equipo Fluidor (Operador de Equipo Fluidor): Conocer, aplicar y tener disponible el procedimiento en el centro de trabajo. Detener la realización de las actividades en caso de que los equipos involucrados en la actividad no


Participar en la junta de seguridad con todo el personal presente en la localización. Coordinar y supervisar las actividades del personal a su cargo. Efectuar los cálculos requeridos de acuerdo al programa de trabajo, informar de los mismos al

responsable de la operación del servicio y verificar que se apliquen durante el desarrollo de la operación.

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Elaborar y proporcionar los reportes de la operación. Ejecutar el mantenimiento preventivo a los equipos de limpieza y medición de pozos, con el fin de

mantenerlos en condiciones seguras operables. Aplicar las listas de verificación correspondiente para el arranque del equipo.

Del Ayudante Equipo Fluidor (Ayudante de Equipo Fluidor): Conocer, aplicar y tener disponible el procedimiento en el centro de trabajo. Conocer los documentos necesarios para llevar a cabo el desarrollo de la operación tales como:

programa de trabajo, manual del operador, diagrama de instalación y distribución de los equipos, entre otros.

Conocer y mantener en condiciones seguras operables los accesorios y herramientas utilizadas en el servicio.

Detener las actividades en caso de que los equipos involucrados en la actividad no se encuentren en condiciones seguras operables y suspender la misma hasta que se cumpla con lo establecido en este procedimiento.

Ejecutar y operar debidamente el equipo en general para llevar a cabo la operación de forma segura.

Ejecutar el mantenimiento preventivo a los equipos de limpieza y medición de pozos, con el fin de mantenerlos en condiciones seguras operables.

Aplicar las listas de verificación correspondiente para el arranque del equipo. 3. Revisión y Actualización Este procedimiento forma parte de los procedimientos operativos. Esta actividad es de RIESGO MODERADO por lo que se deberá revisar éste procedimiento cada TRES AÑOS o antes si se realizan cambios en el proceso, en los equipos o en el desarrollo del procedimiento como resultado de haber efectuado un ciclo de trabajo. Las sugerencias para la revisión y actualización de este documento se deben enviar a la Jefatura de la Unidad Operativa de Perforación Reynosa del Activo Integral Burgos, ubicado en la Calle Tamaulipas No. 1901, Col. Ampliación Rodríguez, Cd. Reynosa, Tamaulipas, C.P. 88630, quien realizará la actualización del documento si las sugerencias o recomendaciones de cambio lo justifican. Cualquier organización o grupo de trabajo de PEMEX Exploración y Producción que sea usuario de este documento podrá sugerir y recomendar modificaciones y/o actualizaciones del mismo, de acuerdo al párrafo anterior. 4. Marco Normativo

RG-NO-TC-0004-2010 Reglas para elaborar un Documento Normativo Técnico en Pemex Exploración y Producción. PG-NO-OP-0001-2011 Procedimiento para Elaborar y Actualizar Procedimientos e Instructivos de Trabajo – Certificado (Aguas Profundas) Versión Sexta.

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200-22100-M-105-0001 Manual del Sistema de Permisos para Trabajos con Riesgo. ENERO 2009.

IG-SS-TC-002-2008 Instructivo para Realizar Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST) en Pemex Exploración y Producción.

A.S.M.E. VIII DIV. 1 Recipientes a Presión.

API 6 A Equipo de Control de Presión, Medios Árboles y Árboles de Estrangulación.

A.S.M.E. SECC. V Art. 9 Inspección Visual.

A.S.M.E. SECC. V Art. 5 Prueba Ultrasónica – Medición de Espesores.

A.S.M.E. B31.3 Tubería de Proceso.

API 570 Inspección de Tubería.

API 574 Inspection Practices for Piping System Components.

N.A.C.E. STANDARD MR0175-02 Materiales y Equipos Petroleros Metálicos Resistentes al Acido Sulfhídrico.

Norma Oficial Mexicana NOM-115-SEMARNAT-2003, Especificaciones de protección ambiental que deben observarse en las actividades de perforación y mantenimiento de pozos petroleros terrestres para exploración y producción en zonas agrícolas, ganaderas y eriales, fuera de área naturales protegidas o terrenos forestales.

Norma Oficial Mexicana Nom-004-STPS-1999, Sistemas de Protección y Dispositivos de Seguridad en la Maquinaria y Equipo que se Utilice en los Centros de Trabajo.

Norma Oficial Mexicana NOM-009-STPS-1999, Equipo Suspendido de Acceso-Instalación, Operación y Mantenimiento-Condiciones de Seguridad.

Norma Oficial Mexicana NOM-017-STPS-2008 Equipo de protección personal-Selección, uso y manejo en los centros de trabajo.

Norma Oficial Mexicana NOM-026-STPS- 2008 Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías.

Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (Edición 2007). PG-SS-TC-0039-2011 Procedimiento de Prevención de Caídas.

PE-SO-OP-0001-2011 Procedimiento para Atmósferas con Presencia de H2S, CO2 o Gas Combustible.

PG-SS-TC-0036-2011 Procedimiento para Delimitación de Áreas de Riesgo (barricadas).

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PG-SS-TC-0033-2011 Procedimiento para Apertura de Tuberías, Accesorios y Equipos con Presión.

PG-SS-TC-0037-2011 Procedimiento para el Uso de Equipo de Protección Personal.

PE-LO-OP-001-2007 Procedimiento de Seguridad de Izaje y Maniobras PE-LO-OP-0054-2010 Procedimiento para el Manejo de Cargas Suspendidas con Grúas Hidráulicas en Instalaciones Terrestres de la UPMP.

PG-SS-TC-0035-2011 Procedimiento para Entrada Segura a Espacios Confinados.

PE-SS-OP-139-2008 Procedimiento para Trabajos en Áreas Compartidas.

PE-SS-TC-081-2008 Procedimiento Protección a las Manos.

02-11000-POP-109-0001, Junio 2011, Versión Tercera Protocolo para reporte de información interna y externa sobre situaciones anormales, incidentes, accidentes y/o emergencias en todo centro trabajo e instalación de Pemex Exploración y Producción.

Protocolo para reporte de información interna y externa sobre situaciones anormales, incidentes, accidentes y/o emergencias en centros de trabajo e instalaciones de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.

800/16000/DCO/GT/006/10 Guía Técnica para el reporte, investigación técnica y análisis de los incidentes y/o accidentes que ocurran en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Norma Oficial Mexicana NOM-025-STPS-2008 Condiciones de Iluminación en los Centros de Trabajo.

5. Definiciones

Este símbolo se utiliza para señalar las actividades identificadas como críticas en base a lo indicado en el Procedimiento para Elaborar y Actualizar Procedimientos é Instructivos de Trabajo PG-NO-OP-001-2010. Acta de Entrega-Recepción.- Formato oficial de entrega de la instalación al personal del departamento de producción para el inicio y/ó termino de la intervención programada. Amortiguador de Presión de Líquidos (Booster).- Dispositivo utilizado para romper y dispersar el flujo para que caiga suavemente hacia la presa metálica para evitar flujo directo y contaminación.

Calentador indirecto.- Es un dispositivo de gas, diesel o eléctrico, utilizado para compensar la pérdida de calor que sufren los hidrocarburos a través del ensamble de estrangulación.

ALTO

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Ensamble de Estrangulación (manifold).- Dispositivo primario que consta de un arreglo de válvulas y porta-estranguladores utilizado para controlar el flujo del pozo.

Estación de Producción.- Forma parte de la recolección de hidrocarburos en forma múltiple producida de los diferentes pozos que existen en una misma zona, es parte de la infraestructura que se tiene para producir los pozos.

Estrangulador Positivo.- Es una herramienta que controla el flujo en presión y velocidad a través de un orificio fijo.

Estrangulador Ajustable.- Es una herramienta que controla el flujo en presión y velocidad a través de un orificio variable modificable de forma rápida.

Gas Seco.- Gas natural que contiene cantidades muy pequeñas de hidrocarburo liquido que puede ser recuperado en superficie con un separador convencional

Índice de Alcalinidad.- Indica la concentración de iones o cationes hidrógeno [H+] presentes en determinada sustancia.

Limpieza del Pozo.- Es el proceso mediante el cual se desalojan los fluidos del pozo con presión y flujo controlado hacia la superficie.

Línea de Descarga.- Línea que aporta bajas presiones controladas hacia la presa metálica y/o quemador vertical.

Contrapresión.- Presión que se genera en el sistema como resultado de la operación de uno o más módulos de medición.

Medición.- Es un estudio de bajo condiciones controladas, de todos los factores relacionados a la producción de aceite, gas y agua desde el pozo.

Porta-estrangulador.- Receptáculo fijo que aloja al estrangulador positivo y/o ajustable.

Presión Entrampada.- Presión residual entre dos o más puntos dentro de un sistema al cerrar las válvulas.

Prueba de Potencial.- Es la medición de los fluidos del pozo a través de diferentes estranguladores para definir el diámetro óptimo para la explotación del yacimiento.

Prueba Hidrostática.- Consiste en presurizar un sistema sin estar en funcionamiento y desenergizado, desconectado en sus partes mecánicas y neumáticas a una temperatura no mayor de 40 grados centígrados, con graficador de presión y manómetro calibrado conectados al equipo, hasta una presión de prueba que debe ser al menos 10% arriba de la presión de calibración del dispositivo de seguridad, con un fluido incompresible cuyo comportamiento al incremento de la presión no genere riesgos.

Quemador ecológico vertical.- Dispositivo utilizado para quemar el gas natural producido por el pozo durante la limpieza y medición del mismo.

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R.E.C.I.O.: Rastreo de Eventos y Condiciones Inseguras Operativas. Recipiente de Muestreo (Botella).- Recipiente para toma de muestra de gas, condensado y/o aceite en un punto aislado en el separador trifásico.

Salinidad del Agua.- Cantidad de cloruros disueltos en el agua producida por el pozo.

Separador de Sólidos (desarenador).- Es un tanque para trabajo con presión usado para separar arena de fractura, lodo de control y trazas de formación, de los fluidos producidos por el pozo.

Separador Trifásico.- Es un tanque para trabajo con presión usado para separar los fluidos producidos por el pozo en componentes líquidos y gaseosos (aceite, gas y agua) y los separa para su cuantificación.

S.P.P.T.R.: Sistema de Permisos para Trabajos con Riesgo.

Válvula de Seguridad.- Es un mecanismo accionado hidráulica o neumáticamente para el cierre emergente de un pozo.

6. Requisitos de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental.

a) Antes de aplicar este procedimiento, todo usuario debe conocer, entender y comprender cada una de las actividades a desarrollar, mismas que están descritas en el presente documento.

Reportar todo incidente y accidente en el sistema R.E.C.I.O. y cumplir con: Protocolo para reporte de información interna y externa sobre situaciones anormales,

incidentes, accidentes y/o emergencias en todo centro trabajo e instalación de PEMEX Exploración y Producción. Clave: 202-11000-POP-109-0001. Emisión: Enero 2008. Versión: Segunda.

Protocolo para reporte de información interna y externa sobre situaciones anormales, incidentes, accidentes y/o emergencias en centros de trabajo e instalaciones de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.

Guía Técnica para el reporte, investigación técnica y análisis de los incidentes y/o accidentes que ocurran en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Clave: 800/16000/DCO/GT/006/10.

La Línea de Mando es responsable de dar cumplimiento estricto a este Procedimiento y a los Procedimientos Críticos que Salvan Vidas aplicables a la actividad.

La línea de mando es responsable de supervisar que el personal porte el Equipo de Protección Personal Básico apegados al Procedimiento Crítico que Salva Vidas y/o Específico, así mismo que cumpla con todo lo establecido en el Sistema PEMEX-SSPA.

Es obligatorio que todo personal conozca y aplique el Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos.

Es obligatorio que en cada instalación se tenga el registro de todo el personal que se encuentre en la instalación, tanto permanente como eventual.

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Es obligatorio realizar la plática de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental con el personal que participe en la operación previa al inicio de la tarea.

Contar en la instalación con un Atlas de Riesgo, Plan de Respuesta a Emergencias, así como con sus respectivas brigadas de combate de emergencias.

Es obligatorio elaborar A.S.T., previo al inicio de las actividades y el ciclo de S.P.P.T.R. en caso de requerirse éste último.

La Línea de Mando es responsable de que se apliquen las listas de verificación correspondientes para una operación segura.

Suspender actividades cuando existan condiciones climatológicas adversas que pongan en peligro la integridad física del personal tales como tormentas eléctricas, vientos fuertes, lluvias torrenciales, entre otros.

b) El personal involucrado en ésta actividad debe contar con el Equipo de Protección Básico y el Equipo de Protección Personal específico y utilizarlo de acuerdo al riesgo identificado en la operación.

Aplicar los siguientes procedimientos de acuerdo a su actividad: Prevención de Caídas de Trabajos en Altura. Atmósferas con Presencia Acido Sulfhídrico (H2S). Delimitación de Áreas de Riesgo. Trabajos en Tuberías y Equipos con Presión. Equipos de Protección Personal. Seguridad de Izaje y Maniobras. Manejo de Cargas Suspendidas con Grúas Hidráulicas en Instalaciones Terrestres de la UPMP. Entrada Segura a Lugares Confinados. Trabajos en Áreas Compartidas. Protección a las Manos.

Todo personal que realice trabajos de Limpieza y Medición de Pozos, debe estar autorizado por la Máxima Autoridad de la Instalación.

La línea de mando debe verificar que el personal que participe en la operación cuente con las siguientes capacitaciones o cursos:

Cursos Básicos: Básico de Seguridad (Rig Pass o similar).

Cursos y Entrenamiento especifico para su categoría.

Control de pozos (Well Cap).

Plan de Respuesta a emergencias.

Cada instalación será responsable de contar con equipos, herramientas y materiales certificados en cantidad, capacidad y tipo de acuerdo al análisis de riesgo y a la actividad a realizar.

Verificar que el equipo de limpieza y medición de pozos cuente con su bitácora de mantenimiento, del servicio operativo y de las condiciones en general del mismo.

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Contar con manómetros y/o registradores de presión y flujo, válvulas y actuadores con registro de las calibraciones que garanticen el buen funcionamiento de los mismos. Los cuales deben de contar con nomenclatura en español.

Cambiar inmediatamente todo cable, herramientas, equipo de Protección Personal y/o Específico en malas condiciones.

En caso de realizar la operación sin equipo se debe de contar con personal del área de producción del Activo correspondiente, con los cuales se coordinaran para verificar las condiciones del pozo y realizar entrega – recepción de la localización, así mismo a través de este trabajar en comunicación efectiva con personal de la batería si se requiere del apoyo de estos.

Personal del equipo de limpieza y medición de pozos, deberá de contar e instalar los dispositivos de seguridad requeridos de acuerdo al análisis de riesgo y PRE alusivo a su actividad de estas, para llevar a cabo el desarrollo de las operaciones. (Señalamientos alusivos a su actividad, sistema de aterrizaje, contenedores para basura, protección al suelo, matachispa y silenciadores en los escapes, botiquín y manual de primeros auxilios, calces para los neumáticos, extintores, asegurar líneas y conexiones, contar con los equipos de respiración autónomo requeridos, conos de viento, punto de reunión, sistema auto-retráctil en donde se requiera, entre otros.

No se debe realizar la operación programada cuando las condiciones climatológicas sean adversas, así mismo cuando se detecten anomalías que pongan en riesgo la integridad física del personal, medio ambiente o al equipo.

Asegurar que los accesos y rutas de escape estén libres, así como las rutas alternativas estén marcadas y que el personal tenga pleno conocimiento de ellas (Croquis de la instalación y de acceso al pozo).

Se debe realizar una auditoría documentada (Revisión de Ciclos de Trabajo), cada 12 meses para verificar el cumplimiento de este procedimiento.

c) Las recomendaciones de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental de las actividades críticas deben considerar lo siguiente: 6.1 Recomendaciones de Seguridad de las Actividades Críticas

Actividades Críticas

Recomendaciones de Seguridad Responsables de

acatarlas o cumplirlas

Consecuencias

3

Elaborar en tiempo y forma el A.S.T y S.P.P.T.R., analizando detalladamente los riesgos de la operación y apegarse a las medidas preventivas establecidas en los documentos.

Verificar que los dispositivos de seguridad del equipo se encuentren en condiciones, incluyendo el sistema de alarmas.

En caso de encontrarse fallas, las correcciones se deben realizar por personal competente y verificando que estas se realicen.

Ing. de Pozo Supervisor de

Equipo Fluidor TF

Operador de Equipo Fluidor

Ayudante de Equipo Fluidor

Probable Incidente o Accidente por omitir pasos o revisiones.

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UNIDAD OPERATIVA DE





Consecuencias

4

Verificar que los equipos sujetos a presión (medio árbol de producción, líneas de escurrimiento, sistemas de bombeo, entre otras), en caso de la existencia de estos, deberán contar con su respectiva protección metálica (jaula, barandal, entre otros), y sacar de servicio estos en caso de requerirse, de igual forma inspeccionar las condiciones del suelo, contar con guía auxiliar para dirigir las maniobras de las unidades, aplicando las prácticas seguras correspondientes.

Alinear correctamente las unidades en el área de trabajo, verificando la perfecta visibilidad del operador y colocar calces para evitar movimiento de las mismas.

Supervisor de Equipo Fluidor TF



El personal que ejecuta la actividad puede ser golpeado por herramienta o equipo

5

Aplicar el Procedimiento Crítico que Salva Vidas para la Delimitación de Áreas. Con la finalidad de señalizar el área de trabajo y restringir el paso de personal ajeno a la operación, entre otras.

Instalar los dispositivos de seguridad requeridos en condiciones para el desarrollo de la operación.

La presión de pruebas no debe de ser mayor que la presión de trabajo del componente o equipo de menor rango.

Aplicar el Procedimiento Crítico que Salva Vidas para Trabajos en Tuberías y Equipos con Presión.


Equipo Fluidor TF



Personal ajeno a la operación accidentada u ocasionar incidente

Accidente por no contar con los dispositivos de seguridad requeridos

6

Verificar que no se encuentre personal en el área de trabajo, así mismo verificar el aseguramiento de líneas y conexiones superficiales.




Personal ajeno a la operación accidentada u ocasionar incidente

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Consecuencias

8

Realizar monitoreo de gases tóxicos, utilizar el equipo de respiración autónomo en condiciones, entre otros.

Aplicar el Procedimiento Crítico que Salva Vidas para Atmósferas con Presencia de Ácido Sulfhídrico (H2S).

Observar la presión del pozo, así como los fluidos de retorno, para predecir los resultados de la operación.



El personal que realiza el monitoreo puede sufrir envenenamiento por gases tóxicos

9

Verificar que las líneas y conexiones se encuentren en condiciones seguras de operación.

Aplicar el Procedimiento Critico que Salva Vidas para Trabajos en Tuberías y Equipos con Presión.



Probable accidente por fuga de presión.

10 Aplicar el Procedimiento Crítico que Salva Vidas para la Delimitación de Áreas. Con la finalidad de señalizar el área de trabajo y restringir el paso de personal ajeno a la operación, entre otras.

Instalar los dispositivos de seguridad requeridos en condiciones para el desarrollo de la operación.


Aplicar el Procedimiento Crítico que Salva Vidas para Trabajos en Tuberías y Equipos con Presión.



Personal ajeno a la operación accidentada u ocasionar incidente.

Accidente por no contar con los dispositivos de seguridad requeridos.

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UNIDAD OPERATIVA DE





Consecuencias

12 Verificar que los equipos sujetos a presión (medio árbol de producción, líneas de escurrimiento, sistemas de bombeo, entre otras), en caso de la existencia de estos, deberán contar con su respectiva protección metálica (jaula, barandal, entre otros), y sacar de servicio estos en caso de requerirse, de igual forma inspeccionar las condiciones del suelo, contar con guía auxiliar para dirigir las maniobras de las unidades, aplicando las practicas seguras correspondientes.

Alinear correctamente las unidades en el área de trabajo, verificando la perfecta visibilidad del operador y colocar calces para evitar movimiento de las mismas.



Probable accidente por fuga de presión.

6.2 Recomendaciones de Salud en el trabajo de las Actividades Críticas Actividades

Críticas Recomendaciones de Salud en el trabajo

Responsables de acatarlas o cumplirlas

Consecuencias

4 Al levantar cargas se deben flexionar las piernas y mantener la espalda recta con la carga pegada totalmente al cuerpo, para evitar lesiones en lumbares.

En caso de que el objeto que se requiera mover sea muy pesado, considerar el trabajo a través de la ayuda de otra persona o la utilización de brazo mecánico o grúa.


Equipo Fluidor TF Operador de

Equipo Fluidor Ayudante de

Equipo Fluidor

Probable lesión lumbar.

12 Al levantar cargas se deben flexionar las piernas y mantener la espalda recta con la carga pegada totalmente al cuerpo, para evitar lesiones en lumbares.

En caso de que el objeto que se requiera mover sea muy pesado, considerar el trabajo a través de la ayuda de otra persona o la utilización de brazo mecánico o grúa.



Probable lesión lumbar.

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UNIDAD OPERATIVA DE


6.3 Recomendaciones de Protección Ambiental de las Actividades Críticas Actividades

Críticas Recomendaciones de Protección Ambiental

Responsables de acatarlas o cumplirlas

Consecuencias

5 Mantener los componentes necesarios para la protección al suelo, presa metálica, charolas ecológicas, geomembranas, contenedores para residuos de acuerdo a su clasificación.

En caso de derrames de fluidos y/o algún impacto ambiental, realizar el saneamiento del suelo de acuerdo a la norma vigente aplicable.


Equipo Fluidor TF Operador de

Equipo Fluidor Ayudante de

Equipo Fluidor

Probable derrame y contaminación por fuga.





















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UNIDAD OPERATIVA DE



Recomendaciones de Protección Ambiental Responsables de

acatarlas o cumplirlas Consecuencias

12 Verificar que la localización permanezca limpia y libre de todo fluido contaminante y sin residuos.

En caso de derrames de fluidos y/o algún impacto ambiental, realizar el saneamiento del suelo de acuerdo a la norma vigente aplicable. Así como depositar la basura en contenedores de acuerdo a su clasificación.



Probable Impacto ambiental.

7. Descripción Detallada de las Actividades DEPENDENCIA DESCRIPCION DE LAS ACTIVIDAES FORMAS

Ing. de Pozo 1- Elaborar y entregar la orden de servicio y el programa de trabajo

Orden de Servicio Programa de

Trabajo Enc. de Producc. Ing. de Pozo Supervisor Equipo Fluidor

2- Llenado y verificación de las condiciones en que se recibe la instalación por parte del encargado de producción al Ing. de Pozo y Supervisor del Equipo Fluidor.

Acta de Entrega-Recepción (anexo1 y 2)

Ing. de Pozo Supervisor Equipo Fluidor Operador Equipo Fluidor Ayudante Equipo Fluidor

3- Realizar reunión previa a la instalación para identificar y analizar los riesgos directos de la operación asociados con el mismo y aplicar los controles para administrar los riesgos (AST y S.P.P.T.R).

AST S.P.P.T.R.

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UNIDAD OPERATIVA DE


DEPENDENCIA DESCRIPCION DE LAS ACTIVIDAES FORMAS Supervisor Equipo Fluidor Operador Equipo Fluidor Ayudante Equipo Fluidor

4- Posicionar en el área del pozo, el equipo de Limpieza y Medición de Pozos y Equipos Periféricos consistentes en:

Equipo de Limpieza y Medición de Pozos: 1- Ensamble de estrangulación (manifold) * 2- Separador de sólidos (desarenador) * 3- Separador trifásico. * 4- Calentador indirecto * 5- Quemador ecológico vertical 6- Presas metálicas * Equipos Periféricos: 1- Caseta habitacional 2- Planta de Energía eléctrica * 3- Letrinas y fosa séptica. * 4- Contenedores de basura clasificada y de residuos.* 5- Contenedores de aguas residuales (*) y de uso no potable. 6- Contenedores de diesel. * 7- Racks de tuberías y herramientas 8- Piso de trabajo (Parrilla Irving)

*Nota: Colocar geomembranas bajo los equipos.

Diagrama de Ubicación

Supervisor Equipo Fluidor Operador Equipo Fluidor Ayudante Equipo Fluidor

4.1- Instalar Equipo de Limpieza y Medición de Pozos. 1- Instalar la brida de acuerdo al árbol de válvulas, siguiendo

secuencia de apriete de los espárragos/birlos 2- Instalar válvula de seguridad con actuador neumático y

consola de operación remota. 3- Instalar conexión bajante a ensamble de estrangulación. 4- Instalar línea del ensamble de estrangulación al desarenador 5- Instalar línea del desarenador al calentador indirecto 6- Instalar línea del Calentador indirecto al Separador trifásico 7- Instalar línea del Separador trifásico al quemador vertical y/o

estación de producción. 8- Instalar línea de descarga de líquidos de Separador trifásico

y desarenador a presa metálica. 9- Instalar y asegurar amortiguador de presión de líquidos

(Booster) en la presa metálica a la línea de descarga. 10- Anclar líneas y conexiones del equipo. 11- Colocar sistema de tierras físicas 12- Delimitar áreas de riesgo y señalización. 13- Colocar Instrumentación.

Lista de Verificación (anexo3)

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UNIDAD OPERATIVA DE


DEPENDENCIA DESCRIPCION DE LAS ACTIVIDAES FORMAS Ing. de Pozo Supervisor Equipo Fluidor Operador Equipo Fluidor Ayudante Equipo Fluidor

5- Realizar prueba hidrostática de válvulas, líneas, conexiones y módulos del equipo de limpieza y medición de acuerdo a las especificaciones y características de diseño (mínimo al 80% de su presión máxima de trabajo).

Gráfica Diagrama de

Secuencia de Prueba (Anexo 4 y 5)

Operador Equipo Fluidor Ayudante Equipo Fluidor

6- Apertura del Pozo 1- Instalar estranguladores ajustable y positivo en cada uno de

los porta-estranguladores respectivamente siguiendo las instrucciones establecidas de la orden de servicio.

2- Asegurarse que las válvulas machos del ensamble de estrangulación se encuentren cerradas.

3- Abrir secuencialmente las válvulas laterales del medio árbol verificando su apertura total contando el número de vueltas hasta llenar la línea bajante del flujo del pozo, registrando la presión del pozo.

AST Formato de

Reporte Diario


6.1- Limpieza del pozo: 1- Abrir las válvulas tipo macho de la sección del estrangulador

positivo. 2- Fluir el pozo descargando los fluidos a la presa metálica. 3- Registrar los volúmenes de fluidos recuperados en la presa metálica y la presión del pozo, hasta observar la presencia de gas, en caso de no haber gas, incrementar el diámetro del estrangulador ajustable y definir el intervalo de prueba, en caso de que no presente flujo constante por condiciones del yacimiento se deberá realizar aperturas programadas por estranguladores de 10/64 ó 12/64 dependiendo de la presión que acumule en superficie.

Nota: Registrar presiones, volúmenes recuperados de gas, agua, condensado y arena, así como determinar salinidad y ph.

AST Formato de

Reporte Diario


9- Medición de Gas: 1. Una vez que se cuente con suficiente presencia de gas y/o

condensado para que pueda ser separado de los fluidos, realizar medición a la estación o en caso de no contar con línea de descarga, enviar al quemador vertical ecológico.

2. Realizar prueba de potencial, estabilizando presiones por cada uno de los estranguladores, para definir el estrangulador óptimo.

Nota: Si durante la medición se detecta presencia de arena de fractura en un gasto mayor o igual a 2 Lts/hr. o en su defecto se detecta presencia de arena de formación (trazas), se deberá mantener o reducir el estrangulador e informar al Ingeniero de Pozo.


AST Formato de

Reporte Diario

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UNIDAD OPERATIVA DE


DEPENDENCIA DESCRIPCION DE LAS ACTIVIDAES FORMAS Operador Equipo Fluidor Ayudante Equipo Fluidor

11- El proceso de limpieza y medición se dará por terminado por el estrangulador máximo y sin presencia de arena, bajando el diámetro del estrangulador en 2/64 de manera gradual hasta llegar al cierre del pozo

Formato de Reporte Diario


12- Desmantelar el equipo de medición a boca de pozo, realizar el saneamiento del área de trabajo en caso de requerirse.

AST

Enc. de Producc. Ing. de Pozo Supervisor Equipo Fluidor

13- Entregar pozo y localización mediante el “Acta de Entrega-Recepción”.

Acta de Entrega-Recepción (anexo1 y 2)

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UNIDAD OPERATIVA DE


8. Diagrama de Flujo Enc. de Producc.

Ing. de Pozo

Supervisor Equipo Fluidor

Operador Equipo Fluidor

Ayudante Equipo Fluidor

Actividades

INICIA PROCEDIMIENTO

1. Elaborar y entregar la orden de servicio y programa de

trabajo. 2. Recepción en campo de la instalación “Acta de Entrega-

Recepción”. 3. Realizar reunión previa a la instalación para identificar y

analizar los riesgos directos de la operación asociados con el mismo y aplicar los controles para administrar los riesgos (AST y S.P.P.T.R).

4. Ubicar e instalar en el área del pozo, el equipo en

coordinación con los equipos auxiliares. 5. Realizar prueba de funcionamiento (aplicando las listas de

verificación correspondientes) de las conexiones y funcionamiento de la válvula de seguridad, (un ciclo).

6. Realizar limpieza del pozo de acuerdo al programa de trabajo, descargando los fluidos a la presa metálica y registrando los volúmenes.

7. ¿Hay presencia suficiente de gas para efectuar la medición del pozo? Si: Pasar a la Actividad 9 No: Pasar a la Actividad 8

INICIO

4 4

5 55

I

5

4

2

1

2 2

ALTO

ALTO

3 3 3 3

SI

NO

7 A

6 6

ALTO

ALTO

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UNIDAD OPERATIVA DE


Enc. de Producc.

Ing. de Pozo

Supervisor Equipo Fluidor

Operador Equipo Fluidor

Ayudante Equipo Fluidor

Actividades

8. Incrementar el diámetro del estrangulador y definir el intervalo de prueba, en caso de que no presente flujo constante por condiciones del yacimiento se deberá realizar aperturas programadas por estranguladores de 10/64 ó 12/64 dependiendo de la presión que acumule en superficie.


9. Realizar medición a la estación o en caso de no contar con línea de descarga, enviar al quemador vertical.


10. Realizar prueba de potencial, estabilizando presiones por cada uno de los estranguladores, para definir el estrangulador optimo.

Nota: Si durante la medición se detecta presencia de arena de fractura en un gasto mayor o igual a 2 Lts/hr. o en su defecto se detecta presencia de arena de formación (trazas), se deberá mantener o reducir el estrangulador e informar al Ingeniero de Pozo.

11. El proceso de limpieza y medición se dará por terminado por el estrangulador máximo y sin presencia de arena, bajando el diámetro del estrangulador en 2/64 de manera gradual hasta llegar al cierre del pozo.

12. Desmantelar el equipo de medición a boca de pozo, realizar

el saneamiento del área de trabajo en caso de requerirse. 13. Entregar pozo y localización mediante el “Acta de Entrega-

Recepción”.

FIN PROCEDIMIENTO

I

8

1010

8 ALTO

99 A

FIN

13 13

12 12

1111

ALTO

ALTO

ALTO

13

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UNIDAD OPERATIVA DE


9. Anexos Anexo 1.- Actividades a realizar Antes de instalar el equipo de Limpieza y Medición de Pozos:

Todas las conexiones (Tipo Weco) se deberá revisar que se encuentren libres de suciedad y que no tengan indicaciones de daño.

Verificar que los empaques (Tipo Weco) estén en condiciones de uso y en caso de deterioro reemplazar el mismo.

Verificar que las líneas no tengan residuos u obstrucciones de lodo.

Verificar que las uniones de tipo golpe no estén gastadas o deformadas.

Verificar que todas las líneas estén aseguradas al nivel del suelo y que no estén sobrepuestas.

Verificar la libre apertura y cierre de las válvulas del medio árbol de acuerdo a sus especificaciones y características.

La instrumentación (manómetros y registradores de presión y volúmenes) deberá ser instalada al final del armado del equipo de limpieza y medición.

Se recomienda solicitar la atención del servicio oficialmente con 24 horas de anticipación en caso de intervención con equipo y 48 horas para intervenciones sin equipo. Con la finalidad de que se realice la planeación y la coordinación necesarias apegados al sistema PEMEX-SSPA.

Verificar que las condiciones del pozo sean las óptimas para llevar a cabo la operación de forma segura.

Verificar que las herramientas y dispositivos de seguridad a requerir se encuentren en condiciones operables.

Aplicar el Procedimiento Crítico que Salva Vidas para la Delimitación de Áreas PE-SS-OP-135-2008.

Realizar las pruebas requeridas a la herramienta y efectuar pruebas de hermeticidad a las líneas y conexiones superficiales en general con agua a la presión especificada de acuerdo al programa de trabajo. Apoyados con manómetros en condiciones. Aplicar el Procedimiento Crítico que Salva Vidas para Aperturas de Líneas y Equipos de Proceso PE-SS-OP-134-2008.

Durante las maniobras aplicar prácticas seguras de trabajo.

Verificar que las condiciones de seguridad en el área de trabajo se encuentren de acuerdo a lo establecido en los documentos tramitados. (AST y S.P.P.T.R.).

Explicar los riesgos a los que estará expuesto el personal durante la ejecución del trabajo y las medidas de seguridad a implementar durante la misma y en caso de presentarse una emergencia, así mismo proporcionar instrucciones específicas claras de la operación.

Actividades a realizar durante los trabajos de Limpieza y Medición de Pozos.

Asegurarse que el área de trabajo se encuentre libre de obstáculos y mantener las rutas de evacuación libres y señalizadas.

Asegurarse que solo estén presentes en el área el personal que interviene en la actividad.

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UNIDAD OPERATIVA DE


Identificar condiciones inseguras que pongan en riesgo al personal que efectúa la misma.

Mantener en el sitio de trabajo Orden y Limpieza.

Desarrollar las actividades por el personal competente y acorde a su categoría.

Efectuar pruebas de hermeticidad a las líneas y conexiones superficiales en general con agua a la presión especificada en el programa de trabajo. Apoyados con manómetros en condiciones.

Trabajar de forma coordinada, prevaleciendo en todo momento la comunicación efectiva.

Estar atentos a la actividad para detectar alguna condición insegura que se presente y ponga en riesgo la integridad física del personal, medio ambiente y/o la instalación.

Supervisar en todo momento la actividad, hasta el término de esta. Recomendaciones y Observaciones de los Fluidos Recuperados para Evaluar las Condiciones de Limpieza del Pozo:

Utilizar preferentemente estranguladores ajustables para evitar obstrucciones provocadas por los sólidos (arena, residuos de formación, entre otros).

En cada cambio de estrangulador positivo verificar las condiciones de los empaques, rosca interna y externa, la limpieza del porta-estrangulador, así como asegurar el sello metal-metal durante el apriete de la tapa del porta-estrangulador.

En cada cambio de línea presurizada asegurarse que no exista presión entrampada. (Procedimiento de Trabajos con equipos y líneas con presión).

La toma de muestra de fluido del pozo se deberá obtener de la presa metálica en un recipiente libre de residuos sólidos y líquidos, cerrado y debidamente identificado.

Recomendaciones y Observaciones de los Fluidos Recuperados para Evaluar las Condiciones de Medición del Pozo:

Que la salinidad del agua de la muestra tomada en superficie sea aproximada a la salinidad de los fluidos de formación.

Observar una presión de flujo en superficie estabilizada a través de los estranguladores utilizada durante la limpieza y medición del pozo.

Observar un gasto de flujo estabilizado en superficie.

El índice de alcalinidad debe de ser de 7.

Los volúmenes de fluidos recuperados en comparación con los volúmenes de fluidos inyectados, en caso de fracturamiento hidráulico o estimulación del pozo.

Usar invariablemente estranguladores positivos, con el objeto de obtener mediciones de gasto más precisas.

En pozos de gas seco (ausencia de líquidos o condensados) es recomendable utilizar el calentador indirecto con el objeto de evitar la formación de hidratos en la línea de flujos.

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UNIDAD OPERATIVA DE


En cada cambio de estrangulador positivo verificar las condiciones de los empaques, rosca interna y externa, la limpieza del porta-estrangulador, así como asegurar el sello metal-metal durante el apriete de la tapa del porta-estrangulador.

En cada cambio de línea presurizada asegurarse que no exista presión entrampada. (Procedimiento de Trabajos con equipos y líneas con presión).

La toma de muestra de gas se deberá realizar en el separador trifásico con un recipiente de muestreo (botella) certificada para el tipo de gas y presiones de la muestra a analizar, verificando que se encuentre purgado con gas de operación

La toma de muestra de agua de formación y/o condensado se deberá obtener del separador trifásico en un recipiente libre de residuos sólidos y líquidos, cerrado y debidamente identificada.

Después de los Trabajos de Limpieza y Medición de Pozos:

Previo a las maniobras y/o desmantelamiento de líneas, conexiones y equipos, verificar que no haya presiones entrampadas. Así como hacer uso de la herramienta adecuada y en condiciones.

Dejar el área y equipo en las condiciones seguras de operación y libre de todo residuo contaminante.

Archivar la lista de verificación en su carpeta correspondiente.

Realizar el cierre del ciclo del S.P.P.T.R, así como archivar mismos en su carpeta correspondiente si aplica.

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UNIDAD OPERATIVA DE


Anexo 2.- Acta de Entrega-Recepción (P1)

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UNIDAD OPERATIVA DE


Anexo 3.- Acta de Entrega-Recepción (P2)

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UNIDAD OPERATIVA DE


Anexo 4.- Lista de Verificación (P1/3)

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UNIDAD OPERATIVA DE



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UNIDAD OPERATIVA DE



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UNIDAD OPERATIVA DE


Anexo 5.- Diagrama de Secuencia de Prueba

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UNIDAD OPERATIVA DE


Anexo 6.- Secuencia de Prueba de Presión

1.- Conectar unidad de alta y foxboro con carta registradora aguas arriba del árbol de estrangulación.

2.- Alinear las válvulas de la siguiente manera;

Válvulas abiertas: V1, V2, V3, V4, V5, V6, V8, V12, V14, V16, V17, V19 y V20.

Válvulas cerradas: V7, V9, V10, V11, V13, V15 y V18.

3.- Llenar todas las líneas con agua, hasta que se desplace hacia la presa metálica, después

cerrar la válvula V19.

4.- Iniciar prueba de integridad incrementando hasta 500 psi y mantener por 3 minutos, incrementar

a 1000 psi por otros 3 minutos si la presión no cae subir hasta 1500 psi y esperar 15 minutos.

En caso de que la presión caiga desfogar completamente revisar fuga, corregir e iniciar prueba

5.- Después de realizar la prueba de integridad, continuar con la prueba operacional.

al árbol de estrangulación.

6.- Prueba Operacional. Válvulas abiertas: V1, V2, V5, V19 y V20.

Válvulas cerradas: V3, V4, V6, V7, V8, V9, V10, V11, V12, V13, V14, V15, V16, V17 y V18.

7.- Iniciar prueba operacional incrementando hasta 1000 psi y mantener por 3 minutos, incrementar

gradualmente intervalos de 1,000 psi y mantener por 3 minutos hasta llegar a 8,600 psi para

medios arboles de 10,000 psi y hasta 4,500 psi para medios arboles de 5,000 psi.


8.- Continuar con la prueba operacional. Válvulas abiertas: V20.

Válvulas cerradas: V1, V2, V3, V4, V5, V6, V7, V8, V9, V10, V11, V12, V13, V14, V15, V16, V17,

V18 y V19.

9.- Continuar prueba operacional incrementando hasta 1000 psi y mantener por 3 minutos, incrementar

gradualmente intervalos de 1,000 psi y mantener por 3 minutos hasta llegar a 8,600 psi para

medios arboles de 10,000 psi y hasta 4,500 psi para medios arboles de 5,000 psi.


10.- Desfogar completamente toda la presión y desconectar bomba.

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UNIDAD OPERATIVA DE


Anexo7.- Características Generales Limpieza y Medición de Pozos: Limpieza y medición de pozos, es el proceso de medición bajo condiciones controladas, de todos los factores relacionados a la producción de aceite, gas y agua desde el pozo. La información adquirida durante este proceso es utilizada para definir la productividad de un pozo, derivando en toma de decisiones, tales como métodos de producción, métodos de mejoramiento de producción, y desarrollo de los campos para continuar la extracción de hidrocarburos en la zona. Los equipos de limpieza y medición de pozos se utilizan básicamente para adquirir información referente al yacimiento, tales como:

Presiones Temperatura Gastos de producción Volúmenes de producción Muestras de los fluidos de yacimiento.

El equipo de limpieza y medición de pozos está compuesto por módulos, los cuales no siempre están durante la intervención del pozo, ya que el tenerlos disponibles genera un costo innecesario y retrasos en las intervenciones en otros pozos (disponibilidad interferida), sin embargo se detallará cada uno de ellos para los casos en que son requeridos por las mismas condiciones del pozo o por seguridad en las instalaciones, los cuales son:

Ensamble de estrangulación. Desarenador (Separador de sólidos) Calentador indirecto. Separador trifásico. Quemador ecológico vertical. Presas Metálicas. Bridas, conexiones y tuberías.

Válvula de seguridad neumática: El cierre de emergencia mediante la válvula de seguridad neumática se utiliza solo cuando el cierre rápido del pozo es necesario, debido a:

Fuga en la bajante o el ensamble de estrangulación. Mal funcionamiento o deterioro de las líneas de trabajo, los módulos o de alguno de los sistemas de

seguridad de estos. Fuego o derrame de fluidos inflamables que pudieran ocasionar intoxicación o una atmósfera

peligrosa.

El cierre de emergencia instalado permite operar la válvula de seguridad neumática desde una estación o consola remota a una distancia considerable que evite exponer al personal a un accidente.

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UNIDAD OPERATIVA DE


El cierre de emergencia por lo general se conecta a una válvula de seguridad en cabeza de pozo, en el lado donde se instala el equipo de aforo y medición de pozos, sin embargo puede colocarse para actuar cualquier otro tipo de válvula hidráulicamente activada de acción "fail-safe", con la restricción de que la presión necesaria para abrir la válvula no excede la presión disponible en el tanque de almacenamiento. Las válvulas de seguridad se componen de compuertas de actuación inversa, esto quiere decir que la presión es aplicada para abrir las válvulas y se alivia para cerrarlas. El cierre de emergencia es activado por un "push-button" que pueden estar localizados en varios lugares de la instalación de superficie, sin embargo uno de estos puntos normalmente se posiciona cerca de una ruta de escape. Para activar o dar potencia para el cierre de emergencia se utiliza normalmente aire (ó gas), para lo cual es importante tener siempre el tanque de almacenamiento con suficiente volumen de gas para permitir activar el actuador de la válvula de seguridad neumática. Antes de iniciar las operaciones de aforo y limpieza de pozos se recomienda actuar la válvula de seguridad neumática para asegurarse que el sistema de cierre de emergencia está funcionando correctamente. Ensamble de estrangulación: El ensamble de estrangulación es el primer medio de control del flujo del pozo y deberá ser operado por personal capacitado y componente para realizar esta actividad, el cual esta compuesto normalmente por dos derivaciones con dos porta-estranguladores, uno para un estrangulador ajustable utilizado generalmente en operaciones de limpieza del pozo y un estrangulado positivo el cual es utilizado para la medición más precisa del flujo y fluidos del pozo. Se pueden utilizar una mezcla de estranguladores (variables y/o positivos) requeridos dependiendo de las operaciones a realizar en los pozos. El hecho de que tenga dos derivaciones en el ensamble de estrangulación ofrece la ventaja de poder direccionar el flujo del pozo y de esta manera realizar cambios de estranguladores, realizar reparaciones o efectuar mantenimientos. Durante la operación del ensamble de estrangulación, debido al cambio constante de los estranguladores durante las actividades de aforo y medición del flujo del pozo, es importante en tener en suficiencia refaccionamiento para sustituir en caso necesario los anillos sellos o las uniones de golpe de los porta-estranguladores.

Siempre es recomendado inspeccionar el ensamble de estrangulación antes de iniciar las actividades de aforo y medición de flujo de los pozos, especialmente en condiciones de alta presión o con presencia de gases tóxicos o inflamables, efectuar la prueba hidrostáticas necesarias para detectar posibles fugas por materiales en malas condiciones o fuera de especificaciones de trabajo.

Los estranguladores son válvulas diseñadas para regular el flujo del pozo de líquidos, sólidos o gases mediante el incremento o decremento del área de paso. Son capaces de soportar muy altas y variadas velocidades de flujo, que incluso en tiempos muy pequeños se puede subir, bajar o cerrar completamente el paso de flujo sufriendo mínimo daño.

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UNIDAD OPERATIVA DE


Para comprender la habilidad de control de flujo de los estranguladores, hay dos diferentes tipos de flujo esencialmente, llamados flujo critico y no critico:

El flujo crítico ocurre cuando la presión después del estrangulador es la mitad o menos de la mitad de la presión antes del estrangulador; en estos casos la taza de flujo solo depende de los cambios de presión en el pozo, el tipo de fluido y las características del mismo. Los gastos de flujo del pozo pueden ser estimados mediante las tablas de coeficientes de estranguladores (anexo).

El flujo no crítico ocurre cuando la presión después del estrangulador es mayor de la mitad de la presión antes del estrangulador, en estos casos cambiando la presión de separación afectara directamente la taza de flujo del pozo a través del estrangulador. En el flujo no critico, no se puede estimar el gasto de flujo del pozo mediante las tablas de coeficientes de estranguladores.

Ensamble de estrangulación (Diseño típico)

Bridas, conexiones y tuberías: Para la interconexión del equipo de limpieza y medición de pozos se utilizan usualmente bridas, conexiones, tuberías, codos, crossover, entre otros que deben garantizar la correcta operación de los equipos bajo las condiciones establecidas durante el programa de trabajo. Las tuberías y accesorios comúnmente se interconectan entre sí utilizando conexiones estandarizadas WECO y dependiendo de la presión se pueden utilizar de acuerdo a la tabla que se muestra a continuación:

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UNIDAD OPERATIVA DE


Porta-estrangulador ajustable Porta-estrangulador positivo

El numero “2” al final del tipo de unión se refiere al hecho de que esta conexión cuenta con un anillo de un material elastómero que indica que no solo hay sello metal metal entre las conexiones, sino que hay un material que mejora el sello de la conexión y protege el material contra la corrosión.

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UNIDAD OPERATIVA DE


A continuación se presentan los elastómeros más comúnmente utilizados en el manejo de gas y aceite:

Desarenador: La producción es muy común en pozos de alta productividad. La arena puede ser aportada por la formación debido a cambios en los esfuerzos, o puede ser arena producto de la limpieza del pozo posterior a los trabajos de estimulación o fracturamientos hidráulicos con agente apuntalante. La producción de arena puede causar una gran erosión en los estranguladores, ensamble de estrangulación, conexiones superficiales, o en los módulos de los equipos de limpieza y medición de pozos si no se toman las debidas precauciones. El riesgo de producción de arena (formación o apuntalante) se incrementa a medida que se tiene una mayor caída de presión entre el yacimiento y el pozo, comúnmente llamado drawdown en zonas especialmente sensibles a este efecto; por lo cual debe ser estudiado previamente mediante el análisis de registros geofísicos o historial de los pozos vecinos. La producción de arena puede ser monitoreada en superficie de varias formas, entre las cuales se menciona principalmente:

Probetas de erosión en el ensamble de estrangulación. Medidores acústicos de detección de arena. Un medidor ultrasónico portátil.

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UNIDAD OPERATIVA DE


Sin embargo si la producción de arena es considerable, o bien, se encuentra el pozo en su proceso de limpieza donde se producen grandes volúmenes de apuntalante o arena de formación (finos), lo más recomendable es instalar un desarenador vertical que permita la captación y limpieza del contenedor de manera práctica y segura para evitar cualquier desgaste por erosión en el separador o el calentador.

Diagrama básico de un separador de sólidos. El objetivo principal para instalar un desarenador aparte de evitar la erosión de los módulos de los equipos de limpieza y medición de pozos es la de recolectar el tipo de sólidos que esta produciendo el pozo con el objeto de evaluar métodos alternativos de terminación de los demás pozos del campo en desarrollo, tales como: empacadores de arena, gastos máximos de producción, estrategias de sistemas artificiales, diseño de la instalación de producción en superficie, estimar la frecuencia de limpieza de los pozos, entre otros. Calentador: Es muy común el uso del calentador en pozos donde se requiere elevar la temperatura de los fluidos procedentes del aforo y medición de pozos, que pueden ser aceite, gas o condensado; los cuales comúnmente vienen acompañados por agua de formación. Estos fluidos, debido al cambio brusco de presión que experimentan al llegar a la superficie y pasar por el ensamble de estrangulación sufren una caída en la temperatura lo cual puede causar la solidificación del agua o de algunos hidrocarburos muy ligeros presentes en el gas conocido como Hidratos. Los hidratos de gas natural parecen como nieve solida, y aparecen a una temperatura mayor de la del punto de congelación del agua cuando algunos hidrocarburos se encuentran disueltos en condiciones de temperatura baja y presión alta. Velocidades altas, puntos de cambio de presión y turbulencias aceleran este fenómeno.

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UNIDAD OPERATIVA DE


Existen dos tipos principales de calentadores, los indirectos y los intercambiadores de calor, ambos se instalan posteriores al ensamble de estrangulación y el desarenador. Los calentadores indirectos son los calentadores de gas, de diesel y los eléctricos, de los cuales el más comúnmente utilizado es el de gas, este calentador consiste en un tanque comúnmente lleno de agua, glicol o una mezcla que ambos calentadores por un quemador, el cual al calentar el fluido provoca el calentamiento de las tuberías que pasan por el interior del calentador y que transportan el fluido proveniente del pozo.

Calentador indirecto

Los calentadores cuentan con arrestador de flama, el cual de acuerdo a su diseño evita la salida del fuego del interior del calentador y a su vez permite también la entrada de aire necesario para la combustión. Sin este dispositivo, una fuga de gas o la presencia de un fluido inflamable en el exterior del calentador podrían encenderse y provocar un incendio mayor o una explosión. Además, en el escape de los gases de combustión debe contar con “mata-chispa” que está hecho de una malla de alambre que evita que cualquier chispa pueda salir y ocasionar un incendio o explosión. La capacidad de calefacción se maneja en Btu/hr (British termal unit per hour) y para la selección de la capacidad del calentador se deben tomar los siguientes criterios:

Rango de presión requerido Capacidad de calefacción Reglas de seguridad (Tipo de calentador indirecto). Espacio disponible para instalación.

Separador Trifásico: El separador trifásico se compone de un recipiente presurizado donde los fluidos provenientes del pozo en sus fases de aceite, agua y gas son derivados a diferentes fuentes de almacenaje los fluidos cuantificando los caudales o gastos de flujo para su análisis y estudio.

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UNIDAD OPERATIVA DE


Los separadores trifásicos operan en su mayoría en rangos de presión de 20 psi hasta 1,500 psi; de acuerdo con la presión de separación están clasificados en separadores de baja, media y alta presión. Los separadores de baja presión operan en rangos de 10 a 225 psi, los de media presión entre los 230 y 700 psi y por último, los de alta presión que operan entre 750 psi y 1,500 psi.

Diagrama de Separador trifásico (Petróleo, agua y gas)

Los separadores trifásicos tienen tres formas generales de configuración: horizontales, verticales y esféricos. Estas configuraciones están disponibles para separación de dos fases (Gas/liquido) o tres fases (aceite/agua/gas). Durante la limpieza y medición de pozos se pueden utilizar otros medios de separación del hidrocarburo del gas no soluble, ya que si bien la diferencia de densidades de hidrocarburos y gas genera una aceptable separación, muy comúnmente se requieren acelerar o mejorar la calidad de la separación de fases y minimizar los tiempos de retención, relacionado directamente con los gastos de flujo del pozo. Para acelerar o mejorar este proceso de separación, se utilizan como métodos de separación físicas las siguientes propiedades:

La gravedad y la diferencia de densidades entre el petróleo, agua y gas. Los dispositivos mecánicos de separado permite aumentar el proceso de separación. Alterando las presiones e interfaces de gas-liquido para perfeccionar la separación.

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UNIDAD OPERATIVA DE


Métodos de separación mecánica:

Deflector.- Es una placa que se localiza en la entrada de los fluidos del pozo; causa un cambio rápido en la dirección de los fluidos obligando a los líquidos a caer al fondo del contenedor.

Placas de coalescencia.- son placas hechas de malla de alambre colocadas en forma de V invertida en la parte superior del separador. Las gotas de fluido en el gas golpean las placas provocando que el fluido se adhiera a ellas, formando gotas más grandes que se precipitan.

Extractor de llovizna.- Es una malla de alambre tejido, colocado en la última parte del separador, el cual provoca que el gas antes de dejar el separador pase a través de este, provocando la caída de gotas muy finas que aun permanecían en el gas.

Mamparas.- Placa metálica localizada al fondo del recipiente el cual divide el separador en dos partes: el de aceite y el de agua; como el nivel del agua se controla, al separarse por densidades el agua y el aceite, permite al aceite inundar el compartimento para el mismo.

Cortador de vortex.- Estos cortadores se localizan en la salidas de aceite y agua, su función es la de romper el vértice que puede ocurrir cuando el crudo y el agua salen del separador por sus conexiones respectivas.

Métodos de separación por cambios de presión e interface gas-liquido:

Presión manejada dentro del separador. El nivel de interface gas-liquido. La temperatura dentro del separador.

En la siguiente tabla se muestran algunos ejemplos de cómo solucionar problemas de separación mediante la implementación de este método de separación:

Sobrecarga de líquidos

Separación gas-crudo pobre

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UNIDAD OPERATIVA DE


La capacidad del separador dependerá directamente de la cantidad de flujo y velocidades de separación que sean capaces de manejar de acuerdo al diseño y a la verificación en campo. Los fabricantes de separadores de aceite y gas por lo general proveen las especificaciones que son bastante conservadoras con respecto a las verdaderas capacidades bajo condiciones de operación promedio. La capacidad de los separadores de aceite y gas pueden variar dependiendo de los siguientes factores:

Diámetro y longitud del recipiente del separador. Diseño y arreglo interno del separador. Número de etapas de separación. Características físicas y químicas de los fluidos del pozo (gravedad específica, viscosidad, etc.) Presión y temperatura de operación en el separador. Capacidad de manejo del nivel de líquidos. Tipo de afluencia del pozo. Existencia de fluido ajeno al fluido natural del pozo (lodo, cemento, etc.) Tendencia del aceite a generar emulsiones. Condiciones físicas de los componentes del separador y sus componentes.

Capacidades de separadores horizontales Norma API 12J @ 100 °F

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UNIDAD OPERATIVA DE


Medidores de flujo: Los medidores de flujo deben de ser probados y calibrados antes de su empleo en la limpieza y medición de pozos, verificar que se está usando el correcto engranaje y registrador, ya que si los dientes de los engranes están rotos, dañados o sedimentos afectará directamente la medición de los fluidos del pozo. También se debe asegurar que el rotor está en buenas condiciones de operación y que se seleccionó el correcto medidor de flujo para la presión, flujo y velocidad que se estará manejando durante la operación de limpieza y medición de pozos. El medidor de flujo (floco) opera por desplazamiento positivo, lo que significa que el tipo de fluido a medir pasa directamente a través de la cámara donde se encuentra el engrane el cual esta magníficamente acoplado a un registrador con memoria. Las turbinas (flocos) son normalmente muy eficientes, pero muy susceptibles a ser dañados por el gas o suciedad, por lo cual se debe evitar pasar varios tipos de fluidos a través de un mismo medidor de flujo. El medidor de flujo ball vortex utiliza, como lo dice su nombre, la velocidad vortex para su funcionamiento, ya que la velocidad con la que pasa el fluido a través del rotor es la que ocasiona su rotación. Un puerto de calibración en este medidor de flujo permite que se ajuste el volumen de fluido permitido a través del rotor. Se debe cuidar de depositaciones de suciedad o sedimento en la parte baja del medidor de flujo a fin de evitar que se aumente la velocidad de flujo lo que ocasionaría una alteración en la medición. El medidor de turbina es el más ampliamente utilizado para la medición de flujo de líquidos, debido a su operabilidad y simplicidad. El medidor de flujo de turbina tiene un sistema que realiza una medición de gasto de los fluidos que pasan a través de él, ya que tiene un dispositivo de elementos rotatorios que sienten la velocidad de flujo de los líquidos. El flujo de los líquidos provoca que el rotor funcione y su rotación es proporcional al flujo volumétrico. Normalmente el movimiento del rotor esta sensibilizado magnéticamente y registrado electrónicamente. El único cuidado que se debe de tener con estos dispositivos es de no fluir ningún tipo de gas a través de él. Medidor de gas: Para la medición del gas se requiere un medidor diferencia llamado medidor de orificio, en el cual se coloca un orificio calibrado en la tubería de flujo del gas con el fin de crear una pequeña caída de presión a través de ese orificio. La presión antes y después de la placa de orificio, aunado a la temperatura del gas y su gravedad específica se usan para calcular el caudal de gas. Al principio del flujo, el caudal se desconoce. Sin embargo, durante la prueba el gasto de gas puede cambiar, por esta razón se utilizan diferentes placas de orificios. El diámetro correcto del orificio se escoge a través del método de ensayo-error. Por lo tanto, es importante contar con un dispositivo que permita el cambio de diámetro del orificio sin interrumpir el flujo de gas.

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UNIDAD OPERATIVA DE


Para registrar y grabar los datos de medición, se utiliza un registrador de presión diferencia; mediante esta presión diferencial generada por la placa de edificio se transmite a una celda cuya deformación se traduce en un movimiento de rotación de un eje. Este movimiento es amplificado mecánicamente y metrializado por una pluma en una carta graduada, la carta gira bajo la acción de un reloj y la presión diferencial se registra en función del tiempo. La misma carta registra presión estática y temperatura. Dispositivos de seguridad para Separadores trifásicos: Debido a la cercanía de los módulos de los equipos de limpieza y medición de pozos en la localización a la hora de realizar actividades, es importante tomar las precauciones necesarias para resguardar la seguridad del personal, la instalación y el pozo, en el caso de ocurrir alguna falla en el funcionamiento del separador, accesorios o conexiones. Los siguientes dispositivos de seguridad vienen instalados desde fábrica en los separadores y en general, en la mayoría de los recipientes certificados desde su fabricación, con el objeto de proporcionar una apertura de emergencia a la atmosfera que permita liberar la presión de los tanques y recipientes:

Esquemático de instalación de dispositivos de seguridad

Válvula de alivio: La válvula de alivio de seguridad se encuentra instalada por la parte de arriba del separador, cuando la válvula se abre para liberar presión, el gas se desfoga a la atmosfera; normalmente está regulada en su apertura a la presión de trabajo diseñada para el recipiente del desarenador y deberá ser calibrada y certificada por un tercero dependiendo de los requisitos del cliente y las regulaciones que apliquen en la zona de trabajo y el diseño de las válvulas de alivio de seguridad deben adecuada para manera la capacidad de flujo completa del separador.

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Válvula Check: Es una válvula check de charnela que se coloca previo a la válvula de seguridad con el objeto de prevenir alguna contrapresión en la línea del gas, que podría afectar la completa apertura de la válvula de alivio de seguridad si es que esta tiene que abrirse. Válvula de aguja: La válvula de aguja se encuentra conectada entre la válvula de alivio y la válvula check, que permite asegurarse de que cualquier contrapresión en la salida de la válvula de alivio sea descargada hacia la atmosfera. Debe ser de tamaño reducido y revisada continuamente para asegurarse que no esté tapada. La válvula de aguja se coloca en posición abierta durante la operación para detectar una posible fuga en la válvula de alivio que aplicaría una contrapresión sobre la válvula. Disco de ruptura: Es un dispositivo que contiene un diafragma convexo metálica que está diseñada para romper cuando una determinada presión en el tanque del separador es alcanzada permitiendo la liberación de la presión del mismo a la atmosfera, la cual esta calibrada comúnmente a un 110% a 125% de la presión de trabajo del separador, todo depende de los requerimientos del seguridad establecidos. El disco de ruptura es una segunda barrera de seguridad cuyo diafragma solo romperá hasta que la válvula de alivio se haya abierto y la misma es incapaz por si misma de prevenir el incremento de la presión del interior del separador. El disco de ruptura solo opera una sola vez, de tal manera que si se opera deberá ser sustituido por uno nuevo, a diferencia de la válvula de alivio que la puedes operar varias veces. No se debe operar ningún separador trifásico a menos que tenga instalado este dispositivo de seguridad. Debido a los efectos de temperatura y una tolerancia de calibración, no se puede garantizar que el diafragma estallara exactamente a la presión de trabajo a la que fue calibrada por diseño de fabricación, es más seguro asumir que el diafragma se romperá por arriba o por debajo de la presión de trabajo diseñada.

Disco de ruptura

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Quemador Ecológico Vertical: De acuerdo con la norma NRF-031-PEMEX-2007 los quemadores se deben seleccionar de acuerdo estado físico del fluido a quemar, masa relevada, limites de radiación térmica, emisiones de humo, Emisiones de ruido, espacio disponible para su instalación. Para la limpieza y medición de pozos se utiliza el quemador ecológico vertical que es utilizado para la quema de gas natural producido por el pozo con el objetivo de reducir la concentración de emisiones peligrosas a nivel del piso o suelo y realizar una combustión eficiente y segura que permita reducir al máximo las emisiones contaminantes. El quemador ecológico vertical se debe posicionar en la localización de acuerdo a la dirección de los vientos dominantes, en un área amplia y disponible que permita que el perfil de radiación generado en base a la altura del quemador y la radiación máxima permitida no dañen las instalaciones o al personal que opera en los equipos de limpieza y medición. La altura del quemador se debe determinar de acuerdo a los siguientes criterios:

La intensidad del calor radiante generado por la flama y la distancia requerida de la base del quemador al punto en el cual se requiera tener la intensidad de radiación máxima permisible de acuerdo a la sección 4.4.2.3 del API RP 521, o equivalente y la tabla que se muestra a continuación:

De ser posible representarlo esquemáticamente en forma de círculos concéntricos sobre un plano de localización de la instalación con el objeto de rápida referencia durante el tiempo de intervención en los pozos.

El nivel de radiación permisible está en función del tiempo de exposición del personal como se muestra en la siguiente tabla; por lo que se debe considerar el tiempo en que se percatan las personas de una situación de emergencia y el tiempo que requieren para ponerse a resguardo.

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En un caso de emergencia se considera que las personas reaccionan en un tiempo de 3 a 5 s y se requieren 5 s más para que el personal se retire del área, por lo que resulta un tiempo total de exposición de 8 a 10 s. El nivel de intensidad de radiación permisible en la base del quemador es de 4,73 kW/m² (1 500 BTU/h-pie²) para 9 s de exposición máxima.

El efecto del viento se debe considerar para determinar el centro de flama y calcular la distancia a la cual se debe instalar el quemador.

Los pilotos para encendidos deben ser capaces de producir una flama estable a pesar de las condiciones atmosféricas más adversas.

El encendido del quemador ecológico vertical debe ser electrónico y se debe de considerar una chipa para cada piloto, mismo que debe estar colocado a una distancia tal que permita de acuerdo al diseño del quemador, no exponer al personal a una situación de riesgo o por radiación; así mismo, se debe de alojar en un gabinete que soporte las condiciones adversas de acuerdo a la condición de los vientos dominantes y que bajo ninguna circunstancia pueda evitar el encendido del quemador ecológico vertical. Los quemadores ecológicos verticales deben ser diseñados y fabricados de acuerdo a las prácticas de ingeniería propias del proveedor y bajo su total responsabilidad, y es responsabilidad del contratista el correcto uso y aplicación de los mismos.

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UNIDAD OPERATIVA DE


A. Radiación de Calor @ 2.00 MMSCFD

a. Heat Radiation Setup @ 2.000 MMSCFD

Humidity Solar Radiation

Wind Angle from Easting

Wind Velocity

Elevation Nb of Points in Easting

Nb of Points in Northing

% deg km/h m

50.000 HIGH 0.000 0.000 0.000 50 50

b. Flare – Gas Rate: 2 MMSCFD

Head Diameter

Flowrate Northing Easting

In MMSCFD m m

4” 2.000 50.000 50.000

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UNIDAD OPERATIVA DE


B. Radiación de Calor @ 20.00 MMSCFD

a. Heat Radiation Setup

Humidity Solar Radiation

Wind Angle from Easting

Wind Velocity

Elevation Nb of Points in Easting

Nb of Points in Northing

% deg km/h m

50.000 HIGH 0.000 0.000 0.000 50 50

b. Flare - Flare#1

Head Diameter

Flowrate Northing

Easting

In MMSCFD m m

4.000” 20.00 50.000

50.000

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Anexo 7.- Cuestionario de Evaluación del Procedimiento

1. ¿Por qué es importante la elaboración de un AST y el S.P.P.T.R previo al inicio de las actividades?

2. ¿Menciona por lo menos tres procedimientos críticos que aplican para llevar a cabo el desarrollo de la

operación? 3. ¿Por qué consideras importante verificar que las líneas superficiales sujetas a presión se encuentren

depresionadas totalmente previo a la desconexión de las mismas? 4. ¿Porqué es importante revisar e inspeccionar las conexiones y uniones de golpe (Tipo WECO)? 5. ¿Qué limita la presión de prueba del equipo? 6. ¿Qué es Limpieza y Medición de Pozos? 7. ¿Con qué tipo de dispositivos de seguridad se cuenta en el equipo de limpieza y medición y como se

verifica el funcionamiento de los mismos? 8. ¿Cuál es la función de la válvula de seguridad neumática? 9. ¿Cuál es el primer dispositivo de control y de flujo del pozo? 10. ¿Qué tipos de estranguladores se maneja y cuándo se utiliza cada uno de ellos?

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10. Control de Actualización del Procedimiento Subdirección: Perforación y Mantenimiento de Pozos Activo/Gerencia: Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos, División Norte. Subgerencia/Suptcia: Subgerencia de Programación, Evaluación y Soporte Técnico Operativo D. N. Fecha próxima actualización: Marzo de 2015 Ubicación física del documento: Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos División Norte.

11. Verificación de que el Procedimiento Cumple con el Procedimiento clave PG-NO-OP-0001-2011.

Revisión Fecha Nombre Descripción de los cambios Versión

0 Marzo de 2012 Ing. Carlos Francisco Rangel

Hernández Desarrollo del documento Primera

1

VERIFICA

Ing. Jesús Francisco Tazabia Montejo Normatividad SIPA

proc limpieza y medicion pozos rev febrero 29 2012

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