PLATAFORMAS MARINAS PARA PERFORACIÓN, TERMINACIÓN

Número de Documento
NRF-037-PEMEX-2012
14 de agosto de 2012
PÁGINA 1 DE 104
COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS
Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE
PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.- ARRENDAMIENTO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 2 DE 104
Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización
de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión 87,
celebrada el 24 de mayo de 2012. Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 3 DE 104
CONTENIDO
CAPÍTULO
PÁGINA
0.
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 4
1.
OBJETIVO ............................................................................................................................................ 5
2.
ALCANCE............................................................................................................................................. 5
3.
CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 5
4.
ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 5
5.
REFERENCIAS .................................................................................................................................... 6
6.
DEFINICIONES .................................................................................................................................... 8
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS .......................................................................................................... 12
8.
DESARROLLO ..................................................................................................................................... 15
9.
8.1
Equipo Convencional o Modular instalado sobre Plataformas Marinas Fijas ............................ 16
8.2
Plataformas Autoelevables ......................................................................................................... 20
8.3
Equipos Flotantes para aguas someras y profundas ................................................................. 26
8.4
Equipos Flotantes para aguas ultra profundas ........................................................................... 35
8.5
Equipo autoinstalable Tipo Tender ............................................................................................. 43
8.6
Especificaciones generales de componentes en las plataformas y equipos Marinos ............... 49
8.7
Seguridad industrial .................................................................................................................... 64
8.8
Salud en el trabajo ...................................................................................................................... 86
8.9
Protección ambiental .................................................................................................................. 89
RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................... 90
10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... 91
11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 91
12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 93
Tabla 24 Permisos, licencias, documentos y certificaciones que deben presentar los Arrendadores
de las Plataformas y Equipos Marinos convencionales, modulares, autoelevables,
flotantes y tipo tender.......................................................................................................... 93
Tabla 25 Herramientas para el manejo de las diferentes Sartas de perforación .............................. 97
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
0.
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 4 DE 104
INTRODUCCIÓN
Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Perforación, Terminación y Reparación de Pozos
se encuentran el diseño y la perforación, terminación y reparación de pozos en campos de desarrollo y
exploratorios, en los cuales, se utiliza la perforación vertical, horizontal, direccional, bajo balance y
multilaterales, entre otros. Para la reparación o mantenimiento de pozos se cuenta con los servicios de
reparaciones mayores, reentradas, reparaciones menores, conversiones a bombeo neumático o electro
centrifugado, cambios de aparejos de producción, control y taponamiento definitivo de pozos, estimulación,
fracturamiento y tomas de información, entre otros.
Con el objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias dispersas y conjuntar resultados de las
investigaciones Mexicanas e internacionales, Pemex-Exploración y Producción (PEP) emite a través del Comité
de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, esta norma de referencia para el
arrendamiento de plataformas y equipos marinos para la perforación, terminación y reparación de pozos.
Esta Norma de Referencia se realizó en atención y cumplimiento a:
Código Internacional para la Protección de los Buques y de las Instalaciones Portuarias (PBIP).
Código MODU-2010 “Construction and Equipment of Mobile Offshore Drilling Units” (Código para la
construcción y equipo de las unidades móviles para perforación costa afuera).
Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
ISM International Safety Management (Código Internacional de Gestión de la Seguridad Operacional del
Buque).
Ley de navegación y su reglamento.
Ley de puertos y su reglamento.
Ley de Petróleos Mexicanos y su reglamento.
Disposiciones administrativas de contratación
Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
MARPOL “International Convention for the Prevention of Pollution from Ships” (Convenio Internacional para
prevenir la contaminación por los buques) 1973, emitido por la OMI.
Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento.
Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.
SOLAS-2009 “International Convention for the Safety of Life at Sea” Convenio Internacional para la seguridad
de la vida humana en el mar 1974, protocolos, anexos y enmiendas.
Resolución CNH.I2.001/10, “Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los
procedimientos, requerimientos técnicos y condiciones necesarias en materia de seguridad industrial, que
deberán observar Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios (PEMEX) para realizar las actividades de
exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas”.
En la elaboración de esta Norma, participaron:
Petróleos Mexicanos (Dirección Corporativa de Administración).
Pemex-Exploración y Producción (PEP).
Blackstone Gerencia, S.A. de C.V. / Rowandrill, INC.
Compañía Perforadora México S.A de C.V.
COSL Mexico S.A. de C.V. (China Oilfield Services Limited)
Ensco Drilling Mexico L.L.C.
Geomarex S.A de C.V.
Goimar S. A. de C.V.
Grupo R Exploración Marina, S.A de C.V.
Grup Servicii Petroliere S.A.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 5 DE 104
Industrial de Servicios & Outsourcing, S.A. de C.V. (ISO)
Industrial Perforadora de Campeche, S.A. de C.V.
KCA Deutag Offshore, SA.
Mexdrill Offshore, S. de R.L. de C.V.
Nabors Perforaciones de México, S. de R.L. de C.V.
Noble Contracting Sarl.
Perforadora Central S.A. de C.V.
Sea Dragon de Mexico, S. de R.L. de C.V.
Todco México Inc.
1.
OBJETIVO
Establecer los requisitos técnicos que debe cumplir el servicio de arrendamiento de plataformas y equipos
marinos para perforación, terminación y reparación de pozos.
2.
ALCANCE
Esta Norma de Referencia establece los requisitos técnicos, administrativos, de seguridad, salud en el trabajo y
protección ambiental que deben cumplir las Plataformas y equipos marinos para perforación, terminación y
reparación de pozos, que arriende PEP; para aguas someras, profundas y ultraprofundas.
Esta Norma de Referencia también establece los requisitos mínimos de personal, maquinaria y actividades a
realizar, así como la documentación que se debe entregar en forma general. Lo anterior sin menoscabo de que
los requisitos mínimos que se señalen y determinen en las bases de licitación, conforme a las características,
complejidad y magnitud de cada contratación de plataformas y equipos marinos para perforación, terminación y
reparación de pozos.
3.
CAMPO DE APLICACIÓN
Esta Norma de Referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria para los arrendadores que
arrienden a PEP, plataformas y equipos marinos para perforación, que PEP requiera para la perforación,
terminación y reparación de pozos, por lo tanto es requisito indispensable que se incluya en todas las bases de
licitaciones públicas, invitaciones restringidas, adjudicaciones directas y en los contratos, como parte de la
reglamentación o normatividad que debe cumplir el licitante, contratista / arrendador.
4.
ACTUALIZACIÓN
Esta Norma de Referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las
sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan.
Las sugerencias para la revisión y actualización de esta Norma de Referencia deben enviarse al Secretario del
Subcomité Técnico de Normalización de Pemex-Exploración y Producción, quien debe programar y
realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del
Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 6 DE 104
Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía
para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A0, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y
dirigirse a:
Pemex-Exploración y Producción.
Representación de la GAM, Sede México.
Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n.
Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300
Teléfono directo: 1944-9286
Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 3-26-54
Correo Electrónico: [email protected] / [email protected]
5.
REFERENCIAS
5.1
ISO 9712:2005 con ISO 9712:2005/Cor. 1:2006. Non-destructive testing - Qualification and certification
of personnel (Pruebas no destructivas- Calificación y certificación de personal).
5.2
NOM-001-SEMARNAT-1996. Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las
descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.
5.3
NOM-002-STPS-2010. Condiciones de seguridad, prevención, protección y combate de incendios en los
centros de trabajo.
5.4
NOM-005-SCT4- 2006. Especificaciones técnicas que deben cumplir los aros salvavidas.
5.5
NOM-005-STPS-1998. Relativa a las condiciones de seguridad en los centros de trabajo para el
manejo, transporte y almacenamiento de sustancias químicas peligrosas.
5.6
NOM-006-SCT4-2006. Especificaciones técnicas que deben cumplir los chalecos salvavidas.
5.7
NOM-010-SCT4-1994. Balsas salvavidas autoinflables, especificaciones y requisitos.
5.8
NOM-010-STPS-1999. Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se manejen,
transporten, procesen o almacenen sustancias químicas capaces de generar contaminación en el medio
ambiente laboral.
5.9
ruido.
NOM-011-STPS-2001. Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere
5.10
NOM-012-STPS-1999. Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se
produzcan, usen, manejen, almacenen o transporten fuentes de radiaciones ionizantes.
5.11
NOM-013-STPS-1993 Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo
donde se generen radiaciones electromagnéticas no ionizantes.
5.12
NOM-014-STPS-2000 Exposición laboral a presiones ambientales anormales-condiciones de Seguridad
e Higiene.
5.13
NOM-015-STPS-2001. Condiciones térmicas elevadas o abatidas-Condiciones de seguridad e higiene.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 7 DE 104
5.14
NOM-017-STPS-2008. Equipo de protección personal - Selección, uso y manejo en los centros de
trabajo.
5.15
NOM-021-STPS-1994, Relativa a los requerimientos y características de los informes de los riesgos de
trabajo que ocurran, para integrar las estadísticas.
5.16
NOM-024-STPS-2001. Vibraciones-condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo.
5.17
NOM-025-STPS-2008. Condiciones de iluminación en los centros de trabajo.
5.18
NOM-026-STPS-2008. Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por fluidos
conducidos en tuberías.
5.19
NOM-127-SSA1-1994. Salud ambiental, agua para uso y consumo humano - límites permisibles de
calidad y tratamientos a que debe someterse el agua para su potabilización.
5.20
NOM-178-SSA1-1998 Que establece los requisitos mínimos de infraestructuras y equipamiento de
establecimientos para la atención medica de pacientes ambulatorios.
5.21
NOM-197-SSA1-2000, Que establece los requisitos mínimos de infraestructura y equipamiento de
hospitales y consultorios de atención médica especializada.
5.22
NOM-251-SSA1-2009. Prácticas de Higiene para el Proceso de Alimentos, Bebidas o Suplementos
Alimenticios.
5.23
NRF-019-PEMEX-2011. Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo
electrónico.
5.24
NRF-020-PEMEX-2012. Calificación y certificación de soldadores y soldadura.
5.25
NRF-024-PEMEX-2009. Requisitos mínimos para cinturones, bandolas, arneses, líneas de sujeción y
líneas de vida.
5.26
NRF-036-PEMEX-2010. Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.
5.27
NRF-040-PEMEX-2005. Manejo de residuos en plataformas marinas de perforación y mantenimiento de
pozos.
5.28
NRF-058-PEMEX-2004. Cascos de protección para la cabeza.
5.29
NRF-062-PEMEX-2002. Elementos de acceso (viudas, escalas y pasarelas) entre muelles a
embarcaciones y de embarcaciones a plataformas marinas.
5.30
NRF-101-PEMEX-2006. Grúas de pedestal para plataformas marinas.
5.31
NRF-102-PEMEX-2004. Sistemas fijos de extinción a base de bióxido de carbono.
5.32
NRF-104-PEMEX-2008. Sistemas de tratamiento de aguas residuales en instalaciones de Pemex
Exploración y Producción.
5.33
NRF-111-PEMEX-2006. Equipos de medición y servicios de metrología
5.34
NRF-115-PEMEX-2006. Mangueras para servicio contraincendio.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
5.35
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 8 DE 104
NRF-117-PEMEX-2011. Sistemas de intercomunicación y voceo para instalaciones industriales.
5.36
NRF-127-PEMEX-2007. Sistemas contraincendio a base de agua de mar en instalaciones fijas costa
afuera.
5.37
NRF-140-PEMEX-2005. Sistemas de drenaje.
5.38
NRF-174-PEMEX-2007 Helipuertos de acero en plataformas marinas fijas.
5.39
NRF-184-PEMEX-2007. Sistema de gas y fuego: CEP.
5.40
NRF-210-PEMEX-2011. Sistema de gas y fuego detección y alarma.
5.41
NRF-239-PEMEX-2009. Equipo autónomo de respiración (SCBA).
5.42
NRF-261-PEMEX-2010 Manejo integral de recortes de perforación impregnados con fluidos de control
base aceite, generados durante la perforación y mantenimiento de pozos petroleros.
5.43
Código MODU-2010 “Construction and Equipment of Mobile Offshore Drilling Units” (Código para la
construcción y el equipo de las unidades móviles de la perforación).
5.44
MARPOL International Convention for the Prevention of Pollution from Ships (Convenio Internacional
para prevenir la contaminación por los buques) 1973, (Convention), 1978 (Protocolo 1978), 1997 (Protocolo Annex VI); 1983 (Anexos I and II) emitido por la OMI.
5.45
SOLAS-2009 International Convention for the Safety of Life at Sea “Convenio Internacional para la
seguridad de la vida humana en el mar”, 1974, protocolos, anexos y enmiendas (Edición consolidada) 2009.
5.46
Resolución CNH.12.001/10 por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos da a conocer las
disposiciones administrativas de carácter general que establecen los procedimientos, requerimientos técnicos y
condiciones necesarias en materia de seguridad industrial, que deberán observar Petróleos Mexicanos y sus
organismos subsidiarios (PEMEX), para realizar las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos
en aguas profundas.
6.
DEFINICIONES
6.1
Agua potable: Agua para uso y consumo humano, aquella que no contiene contaminantes objetables,
ya sean químicos o agentes infecciosos y que no causa efectos nocivos para la salud.
6.2
Aguas profundas: Se refiere al tirante de agua que está en el rango de los 500 a los 1500 metros.
6.3
6.4
Aguas someras: Se refiere al tirante de agua menor a los 500 metros.
Aguas ultra profundas: Se refiere al tirante de agua mayor a los 1500 metros.
6.5
Aterrizar: Acción de un avión o artefacto volador cualquiera, el cual se posa tras una maniobra de
descenso sobre tierra firme o sobre cualquier superficie que sirva para tal fin.
6.6
ATM: Ayudante de trabajos de mantenimiento en equipos y plataformas. Personal dedicado a realizar
actividades relacionadas al mantenimiento general.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 9 DE 104
6.7
Anexo “S”: Obligaciones de seguridad, salud en el trabajo y protección ambiental de los arrendadores
o contratistas que realizan actividades en instalaciones de Pemex Exploración y Producción.
6.8
Anti-two block: Limitador del gancho principal y auxiliar de la grúa.
6.9
Áreas peligrosas: Aquellas en donde pueda existir peligro de incendio o explosión debido a gases o
vapores inflamables, líquidos inflamables, polvos combustibles o fibras o partículas combustibles o de fácil
ignición dispersas en el aire.
6.10
Artefacto Naval: Cualquier otra estructura fija o flotante, que sin haber sido diseñada y construida para
navegar, sea susceptible de ser desplazada sobre el agua por sí misma o por una embarcación, o bien
construida sobre el agua, para el cumplimiento de sus fines operativos.
6.11
Barcaza: Artefacto naval (sin propulsión propia), de fondo plano, que se emplea para el transporte
fluvial o marítimo de equipos o materiales.
6.12
Buque: Embarcación de acero propulsada o no por medios mecánicos, que cumple con los
reglamentos, normas, leyes y convenios internacionales en materia marítima, incluidas las embarcaciones de
pasaje, las naves de pasaje de gran velocidad, nave de carga de arqueo bruto igual o superior a 500 t y las
unidades móviles para perforación, pueden estar construidos sobre pilotes donde se monta el equipo para
perforación desde la cual se perforan, terminan y reparan los pozos petroleros.
6.13
Carga estática: Peso determinado en un lugar específico.
6.14
Carta patronal: Documento emitido por el representante legal del arrendador en el cual acredita
habilidades y conocimiento del trabajador en la categoría a desempeñar.
6.15
Centro de trabajo: Lugar en el que se realicen actividades para perforación, terminación y reparación
de pozos petroleros o de prestación de servicios.
6.16
Certificado: Documento emitido por un Organismo de certificación, el cual asegura que un producto,
sistema, proceso o servicio se ajusta a las normas, lineamientos o recomendaciones de un Organismo dedicado
a la normalización Mexicana o internacional.
6.17
Contaminación: Se considera contaminado el producto o materia prima que contenga
microorganismos, hormonas, sustancias bacteriostáticas, plaguicidas, partículas radiactivas, materia extraña,
así como cualquier otra sustancia en cantidades que rebasen los límites permisibles establecidos por la
Secretaría de Salud.
6.18
Contratista / Arrendador: Compañía externa encargada de realizar alguno o todos los trabajos
relacionados con la ingeniería, integración, instalación, puesta en servicio antes de iniciar y durante operaciones
en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos en plataformas y equipos marinos.
6.19
Corona: Juego de poleas montado en el extremo superior de la torre o mástil.
6.20
Corrosión: Deterioro que sufren las partes metálicas, como resultado del diferencial de potencial de
intercambio eléctrico producido por el sistema metal-producto-medio ambiente.
6.21
Desechos: Recortes, residuos o desperdicios sobrantes de la materia prima que se ha empleado con
algún fin y que resultan directamente inutilizables en la misma operación; pero que pueden ser aprovechados
nuevamente.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 10 DE 104
6.22
Detector: Dispositivo que contiene un sensor, el cual responde a un estímulo físico como calor, humo,
fuego o concentración de gases tóxicos o inflamables.
6.23
Desmovilización: Proceso inverso a la movilización, inicia en el lugar donde el equipo o plataforma de
perforación marina se encuentre interviniendo el último pozo, en el momento en que PEP haya bajado de la
plataforma todos sus equipos y materiales, retrayendo el cantiliever y finaliza cuando dicho equipo o plataforma
sale de aguas mexicanas del Golfo de México y llega al lugar previamente establecido por PEP en el contrato.
6.24
Dispositivos de seguridad de grúas: Son los accesorios de la grúa que previenen que la misma se
use mas allá de su límite de operación en cuanto a carga, giro y ángulo, conteniendo alarmas audibles, visibles,
y dispositivos de paro.
6.25
Embarcación: Bien mueble sujeto a lo dispuesto en la ley de navegación y demás disposiciones de
derecho común sobre bienes muebles. La embarcación comprende tanto el casco como la maquinaria, las
pertenencias y accesorios fijos o móviles, destinados de manera permanente a la navegación y al ornato de la
embarcación; lo que constituye una universalidad de hecho. Los elementos de individualización de una
embarcación son: Nombre, matrícula, puerto de matrícula, nacionalidad, señal distintiva y unidades de arqueo
bruto. La embarcación conservará su identidad aun cuando se haya cambiado alguno de los elementos
anteriores que la forman.
6.26
Embolada: Recorrido que hace el émbolo (pistón) a lo largo del cilindro de una bomba reciprocante, a
fin de desplazar líquidos. Se contabilizan los volúmenes desplazados en el movimiento reciprocante.
6.27
Ensamble de Mesa Rotaria: Mesa o componente principal, empleada para girar y sostener la sarta
para perforación. Tiene un arreglo de engranes biselados para crear el movimiento rotatorio, y una abertura en
la que se colocan los bujes para impulsar y sostener la sarta para perforación.
6.28
Equipo de respiración autónoma: Son equipos que proporcionan aire comprimido para protección
respiratoria al personal que realiza actividades en atmósferas tóxicas o con deficiencia de oxígeno. Este equipo
consta de mascarilla conectada a un tanque, y el abastecimiento de aire depende de la capacidad del tanque.
6.29
Equipo médico: Colección de utensilios, instrumentos y aparatos especiales para el trabajo del médico.
6.30
Equipo autoinstalable Tipo Tender: Equipo utilizado para la perforación, terminación y reparación de
pozos petroleros costa afuera, el cual está compuesto de una barcaza que soporta la mayoría de los
componentes para perforación a excepción de la torre o mástil, malacate principal, top drive, control de
preventores y otros sistemas y equipos asociados que van instalados en la estructura fija de PEP.
6.31
Equipos de tipo convencional o modular: Se instalan en módulos (paquetes) sobre estructuras
marinas fijas, se utilizan para la perforación, terminación y reparación de pozos.
6.32
Equipos marinos flotantes: Plataformas Semisumergibles o barcos perforadores que permanecen
posicionados con anclas o por medio del sistema de posicionamiento dinámico (DP) en aguas someras,
profundas y ultraprofundas, se utilizan para la perforación, terminación y reparación de pozos, usando para ello
riser y preventores submarinos.
6.33
Experiencia comprobable: Documentos que soporten la veracidad de la experiencia en trabajos a
realizar de acuerdo a lo descrito en esta Norma de Referencia.
6.34
Grúa: Equipo para levantar y bajar cargas verticalmente y mover horizontalmente mientras se
mantienen suspendidas, y tener la capacidad que se requiera en las bases de licitación.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 11 DE 104
6.35
Heliplataforma: Área emplazada en una estructura flotante o fija mar adentro y diseñada para ser
usada por los helicópteros. Helipuerto situado en una estructura mar adentro, tal como las plataformas y
equipos marinos de exploración o producción que se utilizan para la explotación de petróleo o gas.
6.36
Herramienta: Instrumento empleado manualmente o por medio de maquinas accionadas en trabajos
industriales.
6.37
Inflamable: Cualquier sustancia, sólida, líquida, gaseosa o en estado de vapor que se pueda incendiar
fácilmente. La adición del prefijo "NO" debe indicar que tales substancias no son fácilmente incendiables, pero
no necesariamente que no sean combustibles.
6.38
Inspección: Proceso de medición, examen, prueba o comparación del producto bajo consideración,
con respecto a las especificaciones establecidas.
6.39
Malacate auxiliar: Aparato para izar, accionado por medio de aire comprimido, utiliza un tambor que
lleva el cable o cadena de izar para levantar o bajar cargas verticalmente y que se puede emplear como aparato
independiente o como elemento de otros aparatos para izar.
6.40
Malacate principal: Aparato para izar, accionado eléctricamente en el cual el motor acciona un tambor
que lleva el cable o cadena de izar para levantar o bajar cargas verticalmente y que se puede emplear como
aparato independiente. definir
6.41
Manguera tipo coflexip: Estructura conformada por capas sucesivas de acero y termoplástico que
producen estructuras únicas que tienen la resistencia y durabilidad de las tuberías de acero y la flexibilidad de
las mangueras de caucho reforzado.
6.42
Mantenimiento preventivo: Acción de inspeccionar, probar y reacondicionar la maquinaria y equipos a
intervalos regulares programados con el fin de prevenir fallas de funcionamiento.
6.43
Maquinaria y equipo: Conjunto de mecanismos y elementos combinados destinados a recibir una
forma de energía, para transformarla a una función determinada.
6.44
Mástil: Estructura reticular o tubular, extensible y/o abatible, usada sobre pozos petroleros con
propósitos para perforación, terminación o reparación.
6.45
Mat: Plataforma autoelevable con patas (piernas) que están conectadas a una plantilla la cual se
asienta en el lecho marino.
6.46
Movilización: Es el recorrido que efectúa un equipo o plataforma de perforación marina, desde el lugar
especificado previamente en el contrato hasta posicionarse en el sitio indicado por PEP, en aguas mexicanas
del Golfo de México, dicho recorrido finaliza en el momento que el equipo o plataforma de perforación marina
coloque la mesa rotaria en posición de perforar o reparar en el centro del pozo designado por PEP.
6.47
OIM, Offshore Installation Manager (Gerente de la Instalación Costa Afuera): Máxima autoridad
marítima a bordo de cualquier plataforma o equipo marino, también es denominado Rig Manager (RM) (Gerente
de equipo).
6.48
Perforación de pozos petroleros: Conjunto de actividades necesarias para construir en un lugar
específico un agujero ademado en el subsuelo, con el propósito de obtener información geológica o extracción
de hidrocarburos, incluye la terminación del pozo.
6.49
Plataforma marina: Artefactos móviles o estructura fija (autoelevables o flotantes), para albergar el
conjunto de maquinaria y estructuras, tales como: torre, mástiles, subestructura, malacates, poleas, presas
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 12 DE 104
metálicas para lodo, bombas, motores, plantas generadoras de energía eléctrica, etc., empleadas para perforar,
terminar o reparar pozos petroleros en el sitio de operación.
6.50
Pod de control: Es un dispositivo utilizado en los equipos flotantes que tiene la función de: ser una
terminal inferior para diversas mangueras que conecta el equipo flotante con los dispositivos submarinos de
control, alojan partes críticas móviles del sistema submarino de control hidráulico al conjunto de preventores y
funciona también como una caja de empalme con el mismo.
6.51
Posicionamiento. Lugar identificado por sus coordenadas geográficas donde un equipo o plataforma
de perforación marina queda situada en dichas coordenadas, lista para su posicionamiento final y posterior
inicio de actividades de perforación, terminación y reparación de pozos.
6.52
Reparación de pozos petroleros: Conjunto de actividades y métodos necesarios para acondicionar un
pozo petrolero productor para incrementar su producción. Ejemplos de trabajos de reparación son
profundización, taponamiento, extracción y recementación de tuberías cortas de revestimiento, cementaciones
forzadas, entre otras.
6.53
Rig Mover: Personal Certificado para traslados de plataformas autoelevables y Flotantes. Fungiendo
como máxima autoridad a bordo en la acción de movilizar y posicionar este tipo de equipos de perforación.
6.54
Riser: Tubular en el que circulan diversos fluidos y permite conectar los equipos flotantes al cabezal o
árbol submarino.
6.55
Sarta de perforación: Conjunto de herramientas que se utilizan para perforar.
6.56
Silo: Depósito para el almacenamiento y manejo de materiales a granel, tales como cemento y barita.
6.57
Terminación de pozos petroleros: Conjunto de actividades y métodos necesarios para acondicionar
un pozo petrolero para que produzca aceite y/o gas; se establece una línea de flujo para que los hidrocarburos
entren del yacimiento al pozo y lleguen a la superficie.
6.58
Toolpusher: Inspector Técnico de Perforación del Arrendador a bordo.
6.59
Torre: Estructura fija seccionada, reticular o tubular, usada sobre el agujero con propósitos para
perforación, terminación o reparación de pozos.
6.60
Verificación: Confirmación mediante la aportación de evidencia objetiva.
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
ABS
American Bureau of Shipping (Agencia americana para transportes marinos).
API
American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).
ATP
Ayudante de Trabajos de Perforación.
Bls
Barriles
BOEMRE
The Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement (Oficina para la
administración, regulación y aplicación de la energía del mar), Edición 2010.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 13 DE 104
BOP
Blow Out Preventers (Conjunto de preventores de reventones).
CD
Corriente directa
CFC
Cloro Fluoro Carbonados.
cm
Centímetro
CNA
Comisión Nacional del Agua.
CH4
Butano.
CO2
Bióxido de carbono.
CSC
Conexiones superficiales de control.
DE
Diámetro exterior.
DGAC
Dirección General de Aeronáutica Civil.
DP
Posicionamiento dinámico
EPIRB
Emergency Position Indicating Radio Beacons (Señal de indicación de posicionamiento en
situación de emergencia).
ema
Entidad Mexicana de Acreditación.
ft
pie
gpm
Galones por minuto
h
Hora
HP
Horse Power (Caballos de fuerza).
H2S
Ácido sulfhídrico.
Hz
Hertz
IACS
Association of Classification Societies LTD (Asociación de Sociedades de Clasificación LTD).
ICGB
International Cargo Gear Bureau (Oficina Internacional de carga y equipo).
IDS
Código Internacional de Dispositivos de Salvamento.
IF
Internal Flush (Junta integral Flush).
ILO
International Labor Office (Oficina Internacional de Trabajo).
ISPS
International Ship and Port Facility Security Code (Código internacional de Protección del Buque
y de las Instalaciones Portuarias - PBIP).
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 14 DE 104
ISM
International Safety Management (Código Internacional de Gestión de la Seguridad Operacional
del Buque).
IGS
Código Internacional de Gestión de la Seguridad Operacional del Buque.
I.T.P.
Inspector Técnico de Perforación.
kg
Kilogramo
l
Litro
lb
Libras
LFMN
Ley Federal de Metrología y Normalización.
LGEEPA
Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.
LMRP
(Lower Marine Riser Package) Conjunto de preventores esféricos submarinos.
m
metro
3
m
metro cúbico
MAI
Máxima autoridad de la instalación.
MARPOL
Internacional Convention For The Satety Of The Prevention Of Pollution From Ships.
MHz
Mega Hertz.
min
Minuto
MODU
Mobile Offshore Drilling Units (Construcción de unidades móviles de perforación costa afuera).
Mph
Milla por hora
MSC
Comité de Seguridad Marítima de la Organización Marítima Internacional.
NFPA
National Fire Protection Association (Asociación Nacional de Protección Contra el Fuego).
OIM
Offshore Installation Manager (Gerente de la Instalación Costa Afuera).
OMI
Organización Marítima Internacional.
OPB
Oficial de protección de buques.
PBIP
Código Internacional para la Protección del Buque y de las Instalaciones Portuarias.
PEP
Pemex-Exploración y Producción.
PQS
Polvo químico seco.
PRE
Plan de Respuesta a Emergencias.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 15 DE 104
psi
Libras por pulgada cuadrada.
in
Pulgada
R.O.V.
Remotely Operated Vehicle (vehículo operado remotamente).
REMI
Renta con Mantenimiento Integral.
REMI-MIXTO
Renta con Mantenimiento Integral, incluyendo cuadrilla de Perforación.
RM
Rig Manager (Gerente de equipo).
s
Segundos
SAA
Sistemas de Administración Ambiental.
SCR
Rectificador controlado de silicio.
SCT
Secretaria de Comunicaciones y Transportes.
SEP
Secretaria de Educación Pública.
SOLAS
Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida Humana en el Mar.
STPS
Secretaria del Trabajo y Prevención Social.
SUBSEA
Relacionado a fondo marino.
t
Tonelada
TP
Tubería de Perforación.
TR
Tubería de Revestimiento.
UHF
Ultra Alta Frecuencia.
USCG
Guardia Costera de los Estados Unidos de Norteamérica.
V
Volt
VHF
Muy Alta Frecuencia.
W
Watt
WT
Wall Thickness (espesor de pared).
8.
DESARROLLO
Para la Perforación, Terminación y Reparación de Pozos se utilizan diferentes tipos de plataformas y
equipos marinos de acuerdo a los tirantes de agua y a las condiciones de la localización en el que se deben
realizar las actividades o al tipo de estructura marina en que se desarrollen las operaciones.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 16 DE 104
En los casos que se requiera la subcontratación de personal de terceros, ésta debe ser validada previamente
por PEP; asimismo, la contratista y/o arrendador es la responsable de que el personal subcontratado cumpla en
lo que aplique con los requerimientos del anexo “S” proporcionado por PEP en las bases de licitación.
Esta norma contempla el arrendamiento de cinco tipos de equipos y plataformas marinas para
Perforación, Terminación y Reparación de Pozos. Las cuales se describen a continuación:
a)
b)
c)
d)
e)
Equipo Convencional o Modular instalado sobre Plataformas fijas. (Aguas someras).
Plataformas Autoelevables (Aguas someras).
Equipos flotantes para aguas someras y profundas
Equipos flotantes para aguas ultra profundas.
Equipos Tipo tender (Aguas someras).
Para aguas someras: Cuando no exista una regulación Mexicana, considerar BOEMRE para las actividades de
movilización, posicionamiento y desmovilización, además para operaciones de perforación, terminación y
reparación de pozos.
Para aguas profundas y ultraprofundas: Considerar la Resolución CNH.12.001/10 de la Comisión Nacional
de Hidrocarburos, DOF 11 de Enero de 2011.
El arrendamiento de Plataformas Marinas para perforación, Terminación y Reparación de Pozos debe
considerar la ejecución de la revisión de Seguridad de Pre-arranque en sistemas y componentes nuevos o
modificados de los equipos e instalaciones para perforación, terminación y reparación de pozos, para asegurar
su confiabilidad y disponibilidad operativa, apegándose a los requerimientos de la institución, conjuntamente
con la lista de verificación (check list) y pre arranque al inicio del contrato cuando la plataforma se encuentre en
su posición definitiva, así como, cuando se mueva a otra localización, se le aplicara el pre arranque.
8.1
Equipo Convencional o Modular instalado sobre Estructuras Marinas fijas
Se utilizan para la perforación, terminación, reparación, reentradas y/o profundización de pozos los cuales se
instalan sobre Estructuras Marinas Fijas.
Los Convencionales están compuestos por paquetes, que se instalan con el apoyo de barco grúa.
Los Modulares se auto instalan con su propio sistema de grúas.
La modalidad de arrendamiento de equipos convencionales y modulares, pueden ser: REMI y REMI Mixtos.
8.1.1
Personal operativo para el manejo de los equipos Convencionales o Modulares
Los equipos Convencionales o Modulares deben contar con el siguiente personal, siempre a bordo, con dominio
del idioma español, en caso contrario, deben contar con los traductores necesarios (todo el personal, citado a
continuación, no debe efectuar ningún otro trabajo diferente a su categoría que represente riesgo).
8.1.1.1 Personal para Equipo Convencional o Modular – REMI
a) Representante del arrendador a bordo (OIM o RM): Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o
profundización de pozos.
b) Jefe de mantenimiento: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento de equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o profundización de pozos.
c) Supervisor mecánico: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento mecánico de equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o profundización
de pozos.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 17 DE 104
d) Supervisor eléctrico: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento eléctrico de equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o profundización de
pozos.
e) Operario especialista (gruero): Debe ser técnico o práctico, con experiencia comprobable en actividades
relacionadas con equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o profundización de pozos.
Debe contar con su ayudante, quien debe tener experiencia comprobable en actividades relacionadas con
equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o profundización de pozos y estar capacitado
para manejar como método primario de comunicación con el gruero las señales manuales y como método
secundario el radio.
f) Soldador especialista: Debe ser técnico o práctico, con experiencia comprobable y estar certificado de
acuerdo a la NRF-020-PEMEX-2012 para desempeñar trabajos de corte y soldadura en equipos de
perforación, terminación, reparación, reentrada y/o profundización de pozos.
g) Motorista: Debe ser técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos relacionados con operación
y mantenimiento de equipos de combustión interna, en equipos de perforación, terminación, reparación,
reentradas y/o profundización de pozos.
h) Supervisor especialista en seguridad y salud en el trabajo: Debe ser profesionista, técnico o práctico con
experiencia comprobable en seguridad y salud en el trabajo, en equipos de perforación, terminación,
reparación, reentrada y/o profundización de pozos, debe estar dedicado únicamente a ésta función a bordo,
para dar cumplimiento al numeral III.1.3 del Anexo “S”.
i) Supervisor especialista en protección ambiental: Debe ser profesionista, técnico o práctico con experiencia
comprobable en protección ambiental relacionada con equipos de perforación, terminación, reparación,
reentrada y/o profundización de pozos, debe estar dedicado únicamente a esta función, para dar
cumplimiento al numera llI.1.3 del Anexo “S”. Se requiere en tierra, con disponibilidad para estar a bordo del
equipo modular o empaquetado cuando se requiera para el desempeño de sus funciones.
j) Obrero (ATM): Auxiliar en la ejecución del programa o sistema que permita mantener los equipos y
componentes de los equipos Convencionales ó Modulares en condiciones de operación, el cual queda a
discreción del arrendador.
k) Representante del arrendador en Cd. del Carmen, Camp., para la administración del contrato: Debe ser
Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en operaciones con equipos de perforación,
terminación, reparación, reentrada y/o profundización de pozos.
El arrendador debe presentar en la lista de verificación (check list) la currícula del personal que PEP
requiere e indicar como mínimo:
A.
B.
C.
D.
Escolaridad.
Cursos de Capacitación.
Trabajos realizados.
Documentación comprobatoria de dicho personal que demuestre que ha desempeñado actividades en
este tipo de equipos, pueden ser copia de las carátulas de contrato y copias certificadas o constancias de
cursos de capacitación o carta del patrón, que avalen la experiencia de su personal.
En el caso de ser profesionista o técnico, también debe presentar la documentación comprobatoria que lo
acredite como tal, como son copia del título, cédula profesional, entre otros.
8.1.1.2
Personal para Equipo Convencional o Modular – REMI MIXTO
Incluye al personal del REMI (numeral 8.1.1.1), más el siguiente:
Coordinador de Operación (equivalente a ITP): Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o
profundización de pozos.
b) Perforador: Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de operación en equipos
de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o profundización de pozos.
a)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 18 DE 104
Ayudante de perforador (segundo): Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos
de operación en equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o profundización de pozos.
d) Ayudante de perforador (chango): Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
operación en equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o profundización de pozos.
e) Ayudante de trabajos generales de perforación (piso rotaria): Debe ser Técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o
profundización de pozos.
f) Ayudante de trabajos generales de perforación (ATP): Debe ser Técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos generales en equipos de perforación, terminación, reparación, reentrada y/o
profundización de pozos.
c)
El arrendador debe presentar en la lista de verificación (check list) la currícula del personal que PEP
requiere e indicar como mínimo:
A.
B.
C.
D.
Escolaridad.
Cursos de Capacitación.
Trabajos realizados.
Documentación comprobatoria de dicho personal que demuestre que ha desempeñado actividades en
este tipo de equipos, pueden ser copia de las carátulas de contrato y copias certificadas o constancias de
cursos de capacitación o carta del patrón, que avalen la experiencia de su personal.
En el caso de ser profesionista o técnico, también debe presentar la documentación comprobatoria que lo
acredite como tal, como son copia del título, cédula profesional, entre otros.
8.1.2 Permisos, licencias, documentos y certificaciones que deben reunir los equipos Convencionales
o Modulares, sobre Estructuras Marinas Fijas
Los permisos, licencias y certificaciones que deben reunir los equipos Convencionales o Modulares, instalados
sobre Estructuras Marinas Fijas, deben ser de acuerdo a lo indicado en el Anexo 1 Tabla 24 de esta Norma de
Referencia.
8.1.3
Herramientas del piso de perforación
Las herramientas que se deben utilizar para el manejo de las diferentes sartas de perforación, terminación y
reparación de pozos, que se describen en el Anexo 2 Tabla 25 de esta Norma de Referencia, son de manera
enunciativa más no limitativa, se deben requerir sólo las que se indiquen en las bases de licitación.
8.1.4
Torre o mástil
Parte principal de un equipo para perforación, que soporta el sistema de izaje principal del equipo, para los
movimientos de las diferentes sartas que se utilizan en los procesos de perforación, terminación y reparación
de los pozos que cumplan con diferentes alturas y capacidades de acuerdo al diseño del pozo a intervenir.
Las dimensiones y capacidades nominales mínimas de las torres ó mástiles son las correspondientes a un
equipo con potencia nominal de 1 000 HP o mayor.
A las torres o mástiles de perforación se les deben realizar inspección visual, mantenimiento preventivo de
acuerdo al manual del fabricante o máximo cada 4 meses (de tornillería, poleas, viguetas, ángulos, changuero,
medio changuero y soportería), mantenimiento mayor de acuerdo al manual del fabricante o máximo cada año.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.1.5
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 19 DE 104
Ensamble de Mesa Rotaria
Equipo que da la rotación requerida a la sarta de perforación, para los diferentes procesos de perforación,
terminación y reparación de los pozos y es necesario que tenga el diámetro y potencia de acuerdo al diseño del
pozo a intervenir.
Las dimensiones y capacidades nominales mínimas de la mesa rotaria son las correspondientes a un equipo
con potencia nominal de 1 000 HP o mayor.
8.1.6
Silos de cemento y barita
Los equipos Convencionales o Modulares deben contar con silos para almacenar cemento y barita a granel, en
cantidad y volumen requeridos para la intervención del pozo.
Deben incluir:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
3
3
Silos con capacidad mínima de 21,52 m (760 ft ).
Sistema de medición para cuantificar volumen y peso en cada silo.
Registro o entrada hombre en cada silo.
Línea de desfogue para los silos.
Línea de suministro de aire presurizado para los silos.
Válvula de seguridad en cada silo, se debe calibrar a 3,16 kg/cm2 (45 psi).
Indicador de presión o manómetro en cada silo.
Moto-compresor eléctrico volumétrico con capacidad de 8,5 m3/min (300 ft3/min).
Sistema de filtrado de humedad del aire comprimido, hacia los silos.
Sistema de dosificación de barita al lodo de perforación, con equipo de succión por sistema Venturi.
Líneas para recepción y suministro de material a granel, desde el área de muelles lado “W” o “E”.
Líneas de derivación (by-pass) para intercomunicar entre los silos.
Los informes de calibración de los equipos que lo requieran lo debe emitir un laboratorio acreditado de acuerdo
a la LFMN, y su Reglamento y cumplir con la NRF-111-PEMEX-2006.
8.1.7
Unidad de alta presión
Equipo de bombeo de alta presión impulsada por motores diesel o motores de corriente directa (o similar), con
capacidad de bombeo de 703 kg/cm2 (10 000 psi) para cementación y prueba, sistema de recirculación de 8
barriles con bombeo de control automático de densidad, sistema de almacenamiento y dosificación de aditivos
líquidos, sistema convencional de mezclado, niples, mangueras metálicas con conexiones similares y válvula
macho de 703 kg/cm2 (10 000 psi) para conectar a la cabeza de cementación en el piso de perforación, así
como al árbol de estrangulación.
8.1.8
Sistema de comunicaciones y ayuda a la navegación
Adicionalmente tiene que proporcionar lo siguiente cumplir con la normatividad Mexicana e Internacional
mencionada en esta norma de referencia y los requisitos descritos en convenios internacionales para la
seguridad de la vida humana en el mar Capítulos IV y V de SOLAS-2009, y capítulos 5, 11 y capitulo 14 sección
7 del MODU-2010.
8.1.8.1 Sistema de comunicaciones
El arrendador debe proporcionar el siguiente sistema de radio transmisión y dispositivo para intercomunicación:
a) Radio de UHF y VHF banda marina.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 20 DE 104
b)
c)
d)
e)
Radiotransmisor - receptor completo VHF-AM banda marina con 720 canales, mínimo, (118 a 136 MHz).
Radioteléfono marino de 25 Watt, con 60 canales para banda área.
Radiotransmisor marino VHF de canales con antena acoplada fijos.
Dispositivo totalmente automático de intercomunicación en los equipos Convencionales o Modulares
(interfono) por lo menos con 20 estaciones para intercomunicación entre los distintos puntos importantes de
mando con sistema de voceo de 1000 Watt. Ubicaciones de equipo: consultorio médico, comedor, oficinas
del representante de PEP, oficinas de geólogos, área de preventores, cuarto de maquinas, extensión de
popa, presas de lodos, cuarto de SCR´s, unidad de cementación, taller, potabilizadora, cuarto de bombas de
lodos, sala de TV, pasillo, sala.
f) Magna voces portátiles.
g) Sistema de alarma general y/o incendio de acuerdo al SOLAS-2009 y a la NRF-210-PEMEX-2011.
h) Equipo multifuncional fax, copiadora, impresora y escáner, con capacidad de impresión fotográfica, conexión
eléctrica de 127 V /1/60 Hz
8.1.2
Sistema de ayuda a la navegación
El arrendador debe proporcionar el siguiente sistema de ayuda a la navegación como son entre otros:
a) Circuito de voceo.
b) Luces de obstrucción en puntos altos (heliplataforma, grúas y torre de perforación).
c) Luces de señalamiento.
d) Conos de viento de la heliplataforma.
e) Red de informática (intranet, computadora).
f) Anemómetro para medición continúa de velocidad y dirección del viento.
g) Barómetro meteorológico.
h) Termómetro meteorológico.
i) Computadoras e impresora láser blanco y negro, software de administración del equipo.
j) Sirena señalamiento de niebla.
k) Plano general de distribución de componentes del equipo convencional ó modular, en idioma español.
l) Señalamientos y letreros en idioma español.
m) Señales lumínicas y fumígenas.
8.1.9
Sistema de medición de flujo de combustible
PEP proporciona el diesel para el desarrollo de los diferentes procesos que se realizan en la perforación,
terminación y reparación de los pozos el cual se debe controlar a través de un sistema de medición de flujo.
Los equipos Convencionales o Modulares deben contar con medidores de flujo que emitan recibos impresos o
comprobantes, de estos se deben presentar sus certificados de calibración vigentes realizada por un laboratorio
acreditado en términos de la LFMN.
El arrendador se obliga a calibrar semestralmente los medidores de flujo de combustible (diesel) del equipo, y
debe entregar a PEP copia del certificado de calibración realizado por un laboratorio o compañía acreditada en
términos de la LFMN, y su Reglamento, y cumplir con la NRF-111-PEMEX-2006.
8.2
Plataformas Autoelevables
Las Plataformas Autoelevables pueden ser de patas independientes y no independientes, las de patas
independientes permanecen posicionadas hincando las patas en el lecho marino y las de patas no
independientes asientan su pontón en el lecho marino, en los dos casos levantan la plataforma dejando un
colchón de aire entre el casco y el nivel de agua. Estas plataformas se utilizan para perforar, terminar y reparar
los pozos, en aguas someras preferentemente hasta con un máximo de 100 m de tirante de agua.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 21 DE 104
La selección de la Plataformas Autoelevables se realiza en base a: tirante de agua, longitud de patas, tipo de
estructura, alcance de éstas, profundidad del pozo, condiciones meteorológicas probables, histórico de huellas,
condiciones del sitio y a las operaciones que se planean realizar con ella; para cada sitio, los límites de
operación de la Plataforma Autoelevable deben ser evaluados previamente por la contratista (esta información
PEP la debe proporcionar, ya que PEP es quien decide donde usara el equipo) y deberán tomar en cuenta los
peligros geológicos y geotécnicos, la compresibilidad del suelo, y las condiciones meteorológicas y
oceanográficas en el sitio de instalación. Con esta evaluación, PEP determina si la Plataforma Autoelevable
cuenta con suficiente capacidad para realizar las operaciones de ascenso y descenso de las patas, la aplicación
de la precarga máxima y la elevación del casco de manera segura, hasta su nivel de operación.
Para que la contratista pueda realizar la evaluación, PEP deberá proporcionar información suficiente para
identificar los peligros en el sitio de instalación; estos peligros pueden ser debidos a la intervención humana, tal
como presencia de ductos enterrados ó superficiales, escombros y presencia de huellas de la cimentación de
otra Plataforma Autoelevable previamente posicionada en el sitio; de tipo geológico somero, tal como fallas
geológicas superficiales, acumulaciones de gas, arrecifes enterrados y/o que afloran, canales enterrados,
pendientes pronunciadas e irregularidades en la superficie del lecho marino, o bien de tipo meteorológico y
oceanográfico como el viento, oleaje y corriente extremos, los cuales podrían ocasionar penetraciones o
deslizamientos laterales súbitos de las piernas y éstos a su vez, producir inclinaciones o esfuerzos excesivos
en la estructura, para mayor detalle de lo anteriormente descrito remitirse al “Procedimiento para el
posicionamiento de plataformas y artefactos navales en el área marina de influencia de PEP (PG-LO-OP-00012011)”.
8.2.1 Permisos, licencias, documentos y certificaciones que deben reunir las plataformas
Autoelevables
Los permisos, licencias y certificaciones que deben reunir las plataformas Autoelevables de arrendamiento, se
deben presentar en las fechas indicadas para la lista de verificación (check list), de acuerdo al Anexo 1 Tabla 24
de esta Norma de Referencia, excepto los que apliquen posterior a la lista de verificación (check list), en donde
se pueden aceptar comprobantes de trámites.
El proceso de certificación debe cumplir con lo establecido en el capítulo 1 sección 6 del código MODU-2010.
8.2.2
Personal operativo para el manejo de la plataforma Autoelevable REMI
Las plataformas Autoelevables REMI deben contar con el siguiente personal, siempre a bordo y con dominio del
idioma español, en caso contrario, deben contar con los traductores necesarios (todo el personal, citado a
continuación, no debe efectuar ningún otro trabajo diferente a su categoría que represente riesgo):
8.2.2.1
Personal para Plataforma Autoelevable – REMI
a) Representante del arrendador a bordo (OIM o RM): Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos costa
afuera.
b) Jefe de mantenimiento: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento de equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
c) Supervisor mecánico: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento mecánico de equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
d) Supervisor eléctrico: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento eléctrico de equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
e) Operario especialista (gruero): Debe ser técnico o práctico, con experiencia comprobable en actividades
relacionadas con equipos de perforación, terminación y reparación de pozos. Debe contar con su ayudante,
quien debe tener experiencia comprobable en actividades relacionadas con equipos de perforación,
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
f)
g)
h)
i)
j)
k)
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 22 DE 104
terminación y reparación de pozos y estar capacitado para manejar como método primario de comunicación
con el gruero las señales manuales y como método secundario el radio.
Soldador especialista: Debe ser técnico o práctico, con experiencia comprobable y estar certificado de
acuerdo a la NRF-020-PEMEX-2012 para desempeñar trabajos de corte y soldadura en equipos de
perforación, terminación y reparación de pozos.
Motorista: Debe ser técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos relacionados con operación
y mantenimiento de equipos de combustión interna, en equipos de perforación, terminación, reparación de
pozos.
Supervisor especialista en seguridad y salud en el trabajo: Debe ser profesionista, técnico o práctico con
experiencia comprobable en seguridad y salud en el trabajo, en equipos de perforación, terminación y
reparación de pozos, debe estar dedicado únicamente a ésta función a bordo, para dar cumplimiento al
numeral III.1.3 del Anexo “S”.
Supervisor especialista en protección ambiental: Debe ser profesionista, técnico o práctico con experiencia
comprobable en protección ambiental relacionada con equipos de perforación, terminación y reparación de
pozos, debe estar dedicado únicamente a esta función, para dar cumplimiento al numera llI.1.3 del Anexo
“S”. Se requiere en tierra, con disponibilidad para estar a bordo de la plataforma autoelevable cuando se
requiera para el desempeño de sus funciones.
Obrero (ATM): Auxiliar en la ejecución del programa o sistema que permita mantener los equipos y la
plataforma Autoelevable en condiciones de operación, el cual queda a discreción del arrendador. Este
personal no debe efectuar ningún otro trabajo que sea diferente a su categoría.
Representante del arrendador en Cd. Del Carmen, Camp., para la administración del contrato: Debe ser
Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en operaciones con equipos de perforación,
terminación y reparación de pozos.
El arrendador debe presentar en la lista de verificación (check list) la currícula del personal que PEP
requiere e indicar como mínimo:
A.
B.
C.
D.
Escolaridad.
Cursos de Capacitación.
Trabajos realizados.
Documentación comprobatoria de dicho personal que demuestre que ha desempeñado actividades en
este tipo de equipos, pueden ser copia de las carátulas de contrato y copias certificadas o constancias
de cursos de capacitación o carta del patrón, que avalen la experiencia de su personal.
En el caso de ser profesionista o técnico, también debe presentar la documentación comprobatoria que lo
acredite como tal, como son copia del título, cédula profesional, entre otros.
l) Oficial de Protección del Buque, conforme al código PBIP o equivalente: Debe ser profesionista, disponible
las 24 horas de trabajo, ser de nacionalidad mexicana, y contar con un perfil profesional de:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Capitán de Altura.
Capitán de Marina.
Piloto Naval.
Jefe de Maquinas.
Primer Maquinista Naval.
Maquinista Naval.
Ingeniero Geógrafo e Hidrógrafo.
Ingeniero naval.
Debe estar avalado por la siguiente documentación:
1) Título profesional, emitido por la Secretaría de Comunicaciones y Transporte.
2) Constancia de competencia Especial en:
• Supervivencia en el mar.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
3)
4)
5)
6)
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 23 DE 104
• Contraincendio básico y avanzado.
• Primeros auxilios básico y avanzado.
Cédula profesional.
Acta de nacimiento.
Cartilla liberada.
Certificado de oficial de protección del buque (para el oficial de Protección del buque).
Asimismo, PEP puede acepta la evidencia del trámite de dicho certificado, así como el personal con el perfil que
Marina Mercante acepte. El oficial de protección del buque puede ser cualquier que el arrendador designe,
siempre y cuando Marina mercante lo acepte.
8.2.2.2
Personal operativo para el manejo de la plataforma Autoelevable - REMI MIXTO
Incluye al personal del REMI (numeral 8.2.2.1), más el siguiente:
a) Coordinador de Operación (equivalente a ITP): Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
b) Perforador: Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de operación en equipos
de perforación, terminación y reparación de pozos.
c) Ayudante de perforador (segundo): Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
d) Ayudante de perforador (chango): Debe ser Técnico o practico con experiencia comprobable en trabajos de
operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
e) Ayudante de trabajos generales de perforación (piso rotaria): Debe ser Técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
f) Ayudante de trabajos generales de perforación (ATP): Debe ser Técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
El arrendador debe presentar en la lista de verificación (check list) la currícula del personal que PEP
requiere e indicar como mínimo:
A.
B.
C.
D.
Escolaridad.
Cursos de Capacitación.
Trabajos realizados.
Documentación comprobatoria de dicho personal que demuestre que ha desempeñado actividades en
este tipo de equipos, pueden ser copia de las carátulas de contrato y copias certificadas o constancias
de cursos de capacitación o carta del patrón, que avalen la experiencia de su personal.
En el caso de ser profesionista o técnico, también debe presentar la documentación comprobatoria que lo
acredite como tal, como son copia del título, cédula profesional, entre otros.
8.2.3
Autoridad y Responsabilidad del Representante del arrendador
El Representante del arrendador a bordo de la plataforma Autoelevable, tiene la autoridad y responsabilidad
dentro de la instalación arrendada, durante su periodo de guardia y/o trabajo para realizar lo siguiente:
8.2.3.1
a)
b)
c)
d)
Autoridad
Mantener el orden y disciplina.
En caso de que se presente un accidente fatal, actuar como auxiliar del Ministerio Público Federal.
Ejercer su autoridad sobre las personas y cosas.
Si se requiere, solicitar la intervención de las autoridades navales correspondientes.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 24 DE 104
e) Ostenta la máxima autoridad y responsabilidad de adoptar decisiones para salvaguardar la vida de la
tripulación, el medio ambiente y la integridad de las instalaciones.
8.2.3.2
Responsabilidad
a) Mantener actualizado el Diario de Navegación o Bitácora de navegación y demás libros y documentos
exigidos por las leyes y reglamentos aplicables en la materia.
b) Mantener en todo momento el registro actualizado de estabilidad de la plataforma Autoelevable.
c) Conservar la integridad física y estructural de la plataforma Autoelevable por medio de inspecciones a los
diferentes sistemas que intervienen y forman parte de la estructura de la plataforma Autoelevable.
d) Evitar la contaminación que se originen por descargas de materiales líquidos o sólidos de cualquier
naturaleza en posesión y/o control del arrendador.
e) Implementar listas de verificación de los requerimientos específicos de los Códigos PBIP, IGS o sus
equivalentes; así como, SOLAS y MARPOL; y en materia de seguridad y protección ambiental para revisar
actividades y acciones desempeñadas en la plataforma Autoelevable, por los miembros de la tripulación,
para la toma de decisiones acertadas, oportunas y eficientes en todo momento.
f) De la distribución de la carga variable.
g) Mantenerse informado y conocer las condiciones meteorológicas existentes durante las operaciones.
h) Dar seguimiento al desarrollo de las actividades e instrucciones giradas al personal correspondiente para su
total cumplimiento.
i) Mantener la matriz de riesgos de la instalación-pozo, actualizada.
j) Realizar simulacros de acuerdo a los escenarios contemplados en el Plan de Respuesta a Emergencias.
Durante las operaciones de cambio de localización el especialista Rig Mover debe coordinar una reunión con
los capitanes de las embarcaciones de remolque, a fin de unificar criterios para el proceso de remolque y para
que los capitanes de los remolcadores conozcan las operaciones a efectuar y las limitantes existentes en cada
una de las diferentes operaciones, de igual forma delimitar el acercamiento mínimo permitido al casco de la
plataforma autoelevable.
8.2.4
Herramientas del piso de perforación
Las herramientas que se deben utilizar para el manejo de las diferentes sartas de perforación, terminación y
reparación de pozos, que se describen en el Anexo 2, Tabla 25 de esta Norma de Referencia, son de manera
enunciativa más no limitativa, se deben requerir sólo las que se indiquen en las bases de licitación.
8.2.5
Torre de perforación
Parte principal de un equipo para perforación, que soporta el sistema de izaje principal del equipo, para los
movimientos de las diferentes sartas que se utilizan en los procesos de perforación, terminación y reparación
de los pozos que cumplan con diferentes alturas y capacidades de acuerdo al diseño del pozo a intervenir.
Las dimensiones y capacidades nominales mínimas de las torres son las correspondientes a un equipo con
potencia nominal de 2 000 HP o mayor.
A las torres de perforación se les deben realizar inspección visual, mantenimiento preventivo de acuerdo al
manual del fabricante o máximo cada 4 meses (de tornillería, poleas, viguetas, ángulos, changuero, medio
changuero y soportería), mantenimiento mayor de acuerdo al manual del fabricante o máximo cada año.
8.2.6
Ensamble de Mesa Rotaria
Equipo que da la rotación requerida a la sarta de perforación, para los diferentes procesos de perforación,
terminación y reparación de los pozos y es necesario que tenga el diámetro y potencia de acuerdo al diseño
del pozo a intervenir.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 25 DE 104
Las dimensiones y capacidades nominales mínimas de la mesa rotaria son las correspondientes a un equipo
con potencia nominal de 2 000 HP o mayor.
8.2.7
Silos de cemento y barita
Los equipos plataformas autoelevables deben contar con silos para almacenar cemento y barita a granel, en
cantidad y volumen requeridos para la intervención del pozo.
Deben incluir:
a) Silos con capacidad mínima de 84,95 m3 (3 000 ft3).
b) Sistema de medición para cuantificar volumen y peso en cada silo.
c) Registro o entrada hombre en cada silo.
d) Línea de desfogue para los silos.
e) Línea de suministro de aire presurizado para los silos.
f) Válvula de seguridad en cada silo, calibrada a 3,16 kg/cm2 (45 psi).
g) Indicador de presión ó manómetro en cada silo.
h) Moto-compresor eléctrico volumétrico con capacidad de 8,5 m3/min (300 ft3/min).
i) Sistema de filtrado de humedad del aire comprimido, hacia los silos.
j) Sistema de dosificación de barita al lodo de perforación, con equipo de succión por sistema Venturi.
k) Líneas para recepción y suministro de material a granel, desde las bandas de babor ó estribor.
l) Líneas de derivación (by-pass) para intercomunicar entre los silos.
Los informes de calibración de los equipos que lo requieran los debe emitir un laboratorio acreditado de acuerdo
a la LFMN y su Reglamento, así como, cumplir con la NRF-111-PEMEX-2006.
8.2.8
Unidad de alta presión
Equipo de bombeo de alta presión impulsada por motores diesel o motores de corriente directa (o similar), con
capacidad de bombeo de 703 kg/cm2 (10 000 psi) para cementación y prueba, sistema de recirculación de 8
barriles con bombeo de control automático de densidad, sistema de almacenamiento y dosificación de aditivos
líquidos, sistema convencional de mezclado, niples, mangueras metálicas con conexiones similares y válvula
macho de 703 kg/cm2 (10 000 psi) para conectar a la cabeza de cementación en el piso de perforación, así
como al árbol de estrangulación.
8.2.9
Sistema de comunicaciones y ayuda a la navegación
Adicionalmente tiene que proporcionar lo siguiente cumplir con la normatividad Mexicana e Internacional
mencionada en esta norma de referencia y los requisitos descritos en convenios internacionales para la
seguridad de la vida humana en el mar Capítulos IV y V de SOLAS-2009, y capítulos 5, 11 y capitulo 14 sección
7 del MODU-2010.
8.2.9.1
Sistema de comunicaciones
El arrendador debe proporcionar el siguiente sistema de radio transmisión y dispositivo para intercomunicación:
a)
b)
c)
d)
e)
Radio de UHF y VHF banda marina.
Radiotransmisor - receptor completo VHF-AM banda marina con 720 canales, mínimo, (118 a 136 MHz).
Radioteléfono marino de 25 Watt, con 60 canales para banda área.
Radiotransmisor marino VHF de canales con antena acoplada fijos.
Dispositivo totalmente automático de intercomunicación en la plataforma Autoelevable (interfono) por lo
menos con 20 estaciones para intercomunicación entre los distintos puntos importantes de mando con
sistema de voceo de 1000 Watt. Ubicaciones de equipo en: consultorio médico, comedor, oficinas del
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 26 DE 104
representante de PEP, oficinas de geólogos, área de preventores, cuarto de maquinas, extensión de popa,
presas de lodos, cuarto de SCR´s, unidad de cementación, taller, potabilizadora, cuarto de bombas de lodos,
sala de TV, pasillo y sala.
f) Magna voces portátiles.
g) Sistema de alarma general y/o incendio de acuerdo al SOLAS-2009 y a la NRF-210-PEMEX-2011.
h) Equipo multifuncional fax, copiadora, impresora y escáner, con capacidad de impresión fotográfica, conexión
eléctrica de 127 V /1/60 Hz.
8.2.9.2
Sistema de ayuda a la navegación
El arrendador debe proporcionar el siguiente sistema de ayuda a la navegación, como son entre otros:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
Circuito de voceo.
Luces de obstrucción en puntos altos (heliplataforma, grúas y torre de perforación).
Luces de señalamiento.
Bancos de baterías.
Conos de viento de la heliplataforma.
Red de informática (intranet y computadora).
EPIRB (Señal de indicación de posicionamiento en situación de emergencia).
NAVTEX Recepción de informes meteorológicos emitidos para el área en que se encuentre la plataforma.
(autoelevables en las que aplique).
i) Código Internacional de Banderas.
j) Anemómetro para medición continúa de velocidad y dirección del viento.
k) Barómetro meteorológico.
l) Termómetro meteorológico.
m) Computadoras e impresora láser blanco y negro, software de administración del equipo.
n) Cartas de navegación.
o) Sirena señalamiento de niebla.
p) Señalamientos y letreros en idioma español.
q) Señales lumínicas y fumígenas.
r) Ecosonda.
8.2.10 Sistema de medición de flujo de combustible
PEP proporciona el diesel para el desarrollo de los diferentes procesos que se realizan en la perforación,
terminación y reparación de pozos, el cual se debe controlar a través de un sistema de medición de flujo. Las
plataformas autoelevable deben contar con medidores de flujo que emitan recibos impresos o comprobantes.
De estos se deben presentar sus certificados de calibración vigentes, realizada por un laboratorio acreditado en
términos de la LFMN Y SU REGLAMENTO,y su Reglamento.
El arrendador se obliga a calibrar semestralmente los medidores de flujo de combustible (diesel) del equipo, y
debe entregar a PEP copia del informe de calibración realizado por un laboratorio acreditado en términos de la
LFMN y su Reglamento, y cumplir con la NRF-111-PEMEX-2006.
8.3
Equipos Flotantes para aguas someras y profundas
Los equipos flotantes son unidades posicionadas con anclas o posicionamiento dinámico (DP) en la superficie
del mar y son las plataformas Semisumergibles ó barcos perforadores, tienen un casco con calado de trabajo,
supervivencia y tránsito, cuenta con los componentes sobre cubierta y debajo de la misma, con objeto de
realizar intervenciones de perforación, terminación y reparación de pozos en tirantes de aguas mayores a 100
m.
El equipo flotante debe:
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 27 DE 104
Contar con capacidad para perforar y terminar pozos petroleros con profundidad mínima de 7,620 m (25 000 ft)
soportar vientos de 161 km/h (100 mph), olas de 12 m (41 ft) a 12 seg y corrientes de 2,78 km/h (1.5 nudos),
tirantes de agua de máximo 1 500 m (4 921 ft), con equipo para actividad simultánea para armar y estibar
tuberías de diámetros de 8,89 cm (3 ½ in) a 24,45 cm (9 5/8 in) fuera de línea. Con sistema de anclaje para el
tirante de agua a operar o de posicionamiento dinámico.
8.3.1 Permisos, licencias, documentos y certificaciones que deben reunir los equipos Flotantes para
aguas someras y profundas
Los permisos, licencias y certificaciones que deben reunir los equipos flotantes de arrendamiento, se deben
presentar en las fechas indicadas para la lista de verificación (check list), de acuerdo al Anexo 1, Tabla 24, de
esta Norma de Referencia, excepto los que apliquen posterior a la lista de verificación (check list), en donde se
aceptara comprobantes de trámites.
El proceso de certificación debe cumplir con lo establecido en el capítulo 1 sección 6 del código MODU-2010.
8.3.2
Personal operativo para el manejo de equipos flotantes, en aguas someras y profundas
El equipo flotante debe contar con el siguiente personal, siempre a bordo y con dominio del idioma español, en
caso contrario, deben contar con los traductores necesarios (todo el personal, citado a continuación, no
efectuará ningún otro trabajo diferente a su categoría que represente riesgo):
De contar con equipo de posicionamiento dinámico, todos los oficiales a cargo o relacionados con las
maniobras de posicionamiento y navegación, deben contar con capacitación especializada en este tipo de
equipos, debe presentar un certificado de competencia especial avalado por una autoridad marítima en la
materia.
El personal (OIM, Especialista Subsea, Toolpusher y Operadores de cuarto remoto) para operar la maquinaria,
equipo o instalaciones relacionadas con el transporte, instalación y operación de los preventores, debe contar
con la capacitación y certificación para desmantelar, reparar, inspeccionar, rearmar y probar los preventores y
equipos para el control de pozos.
El personal responsable de operar y dar mantenimiento a los vehículos de operación remota (ROV) debe contar
con capacitación y certificación en estas tareas, debe mostrar la documentación que demuestre esta
capacitación y certificación.
La certificación para las categorías descritas en los párrafos anteriores, deben ser expedida por parte de un
tercero independiente, a efecto de demostrar las competencias necesarias del personal que realiza el trabajo.
8.3.2.1 Personal operativo para el manejo del equipo flotante REMI-MIXTO, en aguas someras y
profundas
a) Representante del Arrendador a bordo (OIM o RM): Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Dicho
representante debe tener la autoridad y capacidad para actuar al momento en nombre del arrendador con
relación a los asuntos que puedan surgir entre PEP y el arrendador a bordo del equipo flotante, firmar de alta
y bajas de anomalías (MR).
b) Especialista SUBSEA: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
SUBSEA en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Y debe contar con certificaciones
expedidas por parte de un tercero independiente.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 28 DE 104
c) Auxiliar SUBSEA: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
Auxiliar de SUBSEA en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Y debe contar con
certificaciones expedidas por parte de un tercero independiente.
d) Jefe de estabilidad: Debe ser Profesionista Naval, técnico o práctico con experiencia comprobable en
trabajos de estabilidad en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
e) Auxiliar de estabilidad: Debe ser Profesionista Naval, técnico o práctico con experiencia comprobable en
trabajos de auxiliar de estabilidad en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Este
requerimiento solo aplica en equipos para aguas profundas y ultraprofundas.
f) Operador de cuarto de control remoto: Debe ser Profesionista Naval, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operador en cuarto de control en equipos flotantes de perforación, y terminación
de pozos.
g) Operador de ROV: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable de operador de ROV
en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Y debe contar con certificaciones expedidas por
parte de un tercero independiente.
h) Jefe de mantenimiento: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento de equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
i) Supervisor mecánico: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento mecánico de equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
j) Supervisor eléctrico Debe ser, Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento eléctrico de equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
k) Operario especialista (gruero): Debe ser técnico o práctico, con experiencia comprobable en actividades
relacionadas con operación de grúas en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Debe
contar con su ayudante, quien debe tener experiencia comprobable en actividades relacionadas con
operación de grúas en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos y estar capacitado para
manejar como método primario de comunicación con el gruero las señales manuales y como método
secundario el radio.
l) Soldador especialista: Debe ser técnico o práctico, con experiencia comprobable y estar certificado de
acuerdo a la NRF-020-PEMEX-2012 para desempeñar trabajos de corte y soldadura en equipos flotantes de
perforación y terminación de pozos.
m) Motorista: Debe ser técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos relacionados con operación
y mantenimiento de equipos de combustión interna en equipos flotantes de perforación y terminación de
pozos.
n) Supervisor especialista en seguridad y salud en el trabajo: Debe ser profesionista, técnico o práctico con
experiencia comprobable en seguridad y salud en el trabajo, en equipos flotantes de perforación y
terminación de pozos, deberá estar dedicado únicamente a ésta función a bordo, para dar cumplimiento al
numeral III.1.3 del Anexo “S”.
o) Supervisor especialista en protección ambiental: Debe ser profesionista, técnico o práctico con experiencia
comprobable en protección ambiental relacionada con equipos flotantes de perforación y terminación de
pozos, deberá estar dedicado únicamente a esta función, para dar cumplimiento al numera llI.1.3 del Anexo
“S”. Se requiere en tierra, con disponibilidad para estar a bordo de la plataforma autoelevable cuando se
requiera para el desempeño de sus funciones.
p) Obrero (ATM): Auxiliar en la ejecución del programa o sistema que permita mantener los equipos integrantes
del equipo flotante en condiciones de operación, el cual queda a discreción del arrendador.
q) Operador para la recepción, control de calidad y despacho de combustible turbosina: Debe ser técnico o
práctico con experiencia comprobable en estas actividades y en equipos flotantes de perforación y
terminación de pozos.
r) Bombero: Debe ser técnico o práctico con experiencia comprobable, para atención permanente de monitores
contraincendio, durante las operaciones de manejo de combustible turbosina y aterrizaje y despegue de
helicópteros en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
s) Oficial de operaciones aéreas: Debe ser Profesionista, técnico o práctico con experiencia comprobable, para
la coordinación y despacho de las operaciones que se realicen con helicópteros y en equipos flotantes de
perforación y terminación de pozos.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 29 DE 104
t) Coordinador de Operación (equivalente a ITP): Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
u) Perforador: Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de operación en equipos
flotantes de perforación y terminación de pozos.
v) Ayudante de perforador (segundo): Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
w) Ayudante de perforador (chango): Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
x) Ayudante de trabajos generales de perforación (piso rotaria): Debe ser Técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
y) Ayudante de trabajos generales de perforación (ATP): Debe ser Técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
z) Representante del arrendador en Cd. Del Carmen, Camp., para la administración del contrato: Debe ser
Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en operaciones de perforación y terminación con
equipos flotantes.
El arrendador debe presentar en la lista de verificación (check list) la currícula del personal que PEP
requiere e indicar como mínimo:
A.
B.
C.
D.
Escolaridad.
Cursos de Capacitación.
Trabajos realizados.
Documentación comprobatoria de dicho personal que demuestre que ha desempeñado actividades en
este tipo de equipos, pueden ser copia de las carátulas de contrato y copias certificadas o constancias
de cursos de capacitación o carta del patrón, que avalen la experiencia de su personal.
En el caso de ser profesionista o técnico, también debe presentar la documentación comprobatoria que
lo acredite como tal, como son copia del título, cédula profesional, entre otros.
aa) Oficial de Protección del Buque, conforme al código PBIP, debe ser profesionista, disponible las 24 horas
de trabajo, y ser de nacionalidad mexicana, y contar con perfil profesional de:
1. Capitán de Altura.
2. Capitán de Marina.
3. Piloto Naval.
4. Jefe de Maquinas.
5. Primer Maquinista Naval.
6. Maquinista Naval.
7. Ingeniero Geógrafo e Hidrógrafo.
8. Ingeniero naval.
Debe estar avalado por la siguiente documentación:
1) Título profesional, emitido por la Secretaría de Comunicaciones y Transporte.
2) Constancia de competencia Especial en:
• Supervivencia en el mar.
• Contraincendio básico y avanzado.
• Primeros auxilios básico y avanzado.
3) Cédula profesional.
4) Acta de nacimiento.
5) Cartilla liberada.
6) Certificado de oficial de protección del buque (para el oficial de Protección del buque).
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 30 DE 104
Asimismo, PEP acepta la evidencia del trámite de dicho certificado, así como el personal con el perfil que
Marina Mercante acepte. El oficial de protección del buque puede ser cualquier que el arrendador designe,
siempre y cuando Marina mercante lo acepte.
8.3.3
Autoridad y Responsabilidad del Representante del arrendador
El Representante del arrendador a bordo del equipo flotante, tiene la autoridad y responsabilidad dentro de la
instalación arrendada, durante su periodo de guardia y/o trabajo para realizar lo siguiente:
8.3.3.1
a)
b)
c)
d)
e)
Autoridad
Mantener el orden y disciplina.
En caso de que se presente un accidente fatal, actuar como auxiliar del Ministerio Público Federal.
Ejercer su autoridad sobre las personas y cosas.
Si se requiere, solicitar la intervención de las autoridades navales correspondientes.
Ostenta la máxima autoridad y responsabilidad de adoptar decisiones para salvaguardar la vida de la
tripulación, el medio ambiente y la integridad de las instalaciones.
8.3.3.2
Responsabilidad
a) Mantener actualizado el Diario de Navegación o Bitácora de navegación y demás libros y documentos
exigidos por las leyes y reglamentos aplicables en la materia.
b) Mantener en todo momento el registro actualizado de estabilidad del equipo flotante.
c) Conservar la integridad física y estructural del equipo flotante por medio de inspecciones a los diferentes
sistemas que intervienen y forman parte de la estructura del equipo flotante.
d) Evitar la contaminación que se originen por descargas de materiales líquidos o sólidos de cualquier
naturaleza en posesión y/o control del arrendador.
e) Implementar listas de verificación de los requerimientos específicos de los Códigos PBIP, IGS, IDS o sus
equivalentes, SOLAS, MARPOL y en materia de seguridad y protección ambiental para revisar actividades y
acciones desempeñadas en el equipo flotante, por los miembros de la tripulación, para la toma de decisiones
acertadas, oportunas y eficientes en todo momento.
f) De la distribución de la carga variable.
g) Se debe mantener informado y conocer las condiciones meteorológicas existentes durante las operaciones.
h) Dar seguimiento al desarrollo de las actividades e instrucciones giradas al personal correspondiente para su
total cumplimiento.
i) Mantener la matriz de riesgos de la instalación-pozo, actualizada.
j) Realizar simulacros de acuerdo a los escenarios contemplados en el Plan de Respuesta a Emergencias.
Durante las operaciones de cambio de localización el especialista Rig Mover debe coordinar una reunión con
los capitanes de las embarcaciones de remolque, a fin de unificar criterios para el proceso de remolque y para
que los capitanes de los remolcadores conozcan las operaciones a efectuar y las limitantes existentes en cada
una de las diferentes operaciones, de igual forma delimitar el acercamiento mínimo permitido al casco del
equipo flotante.
8.3.4
Equipo de control superficial y submarino (equipo flotante), para aguas someras y profundas
Los equipos flotantes para aguas someras y profundas deben tener para el control de preventores submarinos,
los siguientes elementos de acuerdo con lo solicitado en las bases de licitación, los cuales son enunciativos
más no limitativos:
a) Múltiples de (PODS) con suministros hidráulicos, para control de preventores, conectores y válvulas, con
carretes de mangueras de los múltiples con longitud para efectuar los trabajos contratados.
2
b) Conectores hidráulicos de 47,63 cm (18 ¾ in) con presión nominal de 703 kg/cm (10 000 psi) o mayor.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 31 DE 104
c) Válvulas de seguridad de 7,78 cm (3 1/16 in), con presión nominal de 703 kg/cm2 (10 000 psi) o mayor. Para
las líneas de matar y estrangular.
d) T.V. submarina completa con cámara y monitor.
e) Sistema de supervisión submarina R.O.V. (vehículo submarino) operado a control remoto, con potencia de
100 HP para operar en el tirante de agua máximo de 1 500 m (4 921 ft) con dos (2) brazos manipuladores,
con cámara de televisión y sonar; así mismo, debe tener un sistema de bombeo con capacidad para efectuar
trabajos que permitan eliminar los hidratos que se formen alrededor del cabezal, preventores y en el LMRP
submarinos. La capacidad del ROV para conectarse y operar el conjunto de preventores submarinos (BOP’s)
del equipo, así como la de auxiliar en la desconexión del LMRP, debe contar con certificación por parte de
un tercero, en términos de la LFMN, y su Reglamento. El ROV debe con capacidades electromecánicas para
operar todos los sistemas de control submarino en el tirante de agua establecido, considerando funciones
para la visualización de operaciones de apoyo submarinas.
Establecer protocolos de verificación del cierre y apertura de los sistemas de control submarino (indicadores
mecánicos visuales o canales de telemetrías) para confirmar la operación adecuada de los preventores y de
hermeticidad.
2
f) Diverter (desviador de flujo) de 35,15 kg/cm (500 psi) de presión de trabajo con líneas de 35,56 cm (14 in),
con doble válvulas actuadas remotas, complemento con su panel de control remoto.
g) Junta telescópica de acuerdo al diámetro interior del Riser, con empaques sello para evitar entrada de agua
de mar.
h) Sistema de tensión constante del conductor marino (riser) de acuerdo al diseño del equipo flotante.
i) Conjunto de preventores de arietes submarinos de 47,63 cm (18 ¾ in), con presión nominal de 703 kg/cm2
(10 000 psi) o mayor, para operación en ambiente de Ácido Sulfhídrico.
j) Preventores anulares esféricos de 47,63 cm (18 ¾ in), con presión nominal de 703 kg/cm2 (10 000 psi) o
mayor, con conector de 47,63 cm (18 ¾ in), con presión nominal de 703 kg/cm2 (10 000 psi) o mayor.
k) Junta flexible de 47,63 cm (18 ¾ in) con flexibilidad en ángulo de 10°.
l) Preventores dobles de 47,63 cm (18 ¾ in) con presión nominal de 703 kg/cm2 (10 000 psi) o mayor, con
cuatro salidas laterales de 7,77 cm (3 1/16 in) con los siguientes arietes:
l.1) Juego de arietes variables de 8,89 cm – 19,36 cm (3 ½ in – 7 5/8 in) o (un juego de arietes de 8,89 cm – 12,7
cm y otro de 12,7 cm a 19,3 cm (3 ½ in – 5 in y otro de 5 in a 7 5/8 in).
l.2) Juego de arietes de 8,89 cm (3 ½ in).
l.3) Juego de arietes de 12,7 cm (5 in).
l.4) Juego de arietes ciegos de corte para TP y TR dotados con reforzadores de (35,56 cm x 40,64 cm (14 in x 16
in). (Este requerimiento aplica solo para aguas profundas).
El conjunto de preventores y los equipos de el control de pozo debe estar certificado por un tercero
independiente (no el fabricante), al menos cada 5 años documentando que la condición del equipo y sus
propiedades están dentro de especificaciones y estándares, debe incluir la revisión de esquemas y
memorias de cálculos, revisión de los diagramas de conexiones, instrumentación y control así como la
inspección visual de los componentes, identificando defectos visibles en los materiales o en el ensamblaje,
debiéndose documentar la inspección realizada. El personal que realice las pruebas no destructivas se
debe calificar como nivel 2, de acuerdo a ISO 9712:2005 con ISO 9712:2005/ Cor. 1:2006
complementándose con ANSI/CP-106-2008.
m) Preventor con arietes variables invertidos para las pruebas de preventores, con presión nominal de 703
2
kg/cm (10 000 psi) o mayor.
n) Preventor adicional de corte para tuberías de revestimiento, con presión nominal de 1,055 kg/cm2 (15 000
psi) o mayor.
o) Conductor marino (riser) con flotadores y diámetro interior mínimo de 47,63 cm (18 ¾ in) con líneas de matar
y operar a la profundidad de 1 500 m (4 921 ft). Este conductor deberá contar con “Ojo de buey” cada 300 m
a lo largo del mismo y tener instalado el sistema “booster” para circular a través del riser por la tercera línea,
desde el lecho marino a la superficie. (El requerimiento del sistema booster aplica solo para aguas profundas).
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 32 DE 104
p) Correntómetro que proporcione la velocidad de las corrientes, dirección y temperatura en tiempo real a la
profundidad total del tirante de agua y entregar la base de datos en archivo electrónico al representante de
PEP.
q) Estaciones de control remoto para operar los preventores, uno en el piso de perforación y otro en la oficina
del representante del Arrendador.
r) Sistema de acústico de control de cierre de preventores.
s) Panel de acceso para conexión del ROV y este opere el preventor de corte.
t) Sistema de acumuladores con capacidad para operar el conjunto de preventores.
u) Múltiple de estrangulación con válvulas de 7,78 cm (3 1/16 in) con presión nominal de 703 kg/cm2 (10 000 psi)
o mayor, con dos (2) estranguladores ajustables manualmente y dos (2) hidráulicos con consola de control
remoto resistente al Ácido Sulfhídrico, de acuerdo a recomendaciones del API y requerimientos de PEP.
v) Desgasificador atmosférico o de vacio con capacidad de proceso de hasta 1 000 gpm, cuya característica
principal es eliminar sulfuro de hidrógeno gaseoso, los destilados volátiles y el gas contenido en el fluido y
recortes de perforación.
w) Separador gas lodo de 121,92 cm (48 in) de diámetro por 6,10 m (20 ft) de longitud, con línea de desfogue a
la altura de la corona de la torre.
x) Quemador ecológico completo a un 90% ± 10% de eficiencia para 12 000 BPD, tipo “boom”, que cuente con
inyección de aire y agua, que incluya sus accesorios y componentes tales como: cabeza de combustión,
toberas para el mezclado de aire – hidrocarburos con un diámetro óptimo de flujo mínimo de 0,95 cm (3/8 in),
pilotos que consuman gas butano y se encienda mediante un dispositivo eléctrico, atomizador, compresor de
aire con capacidad de generar 21,24 m3 (750 ft3) por minuto mínimo, a una presión de 5,62 kg/cm2 (80 psi).
Debe estar instalado y funcionando, interconectado al árbol de estrangulación con línea de diámetro mínimo
de 7,62 cm y 351,54 kg/cm2 (3 in y 5 000 psi), que debe estar soldada y radiografiada, con su respectiva
cruceta para la derivación del flujo hacia el cañón o toberas y su correspondiente soporte instalado y
radiografiado.
El personal que realice la inspección radiográfica, debe estar calificado y certificado con nivel 2 como mínimo,
de acuerdo a ISO 9712-2005 con ISO 9712-2005 Cor. 1-2006, por una entidad acreditada de acuerdo a la
LFMN y su Reglamento.
Nota: Lo que se indica como 1 054,6 kg/cm2 (15,000 psi) en los incisos anteriores aplica en aguas profundas y
ultraprofundas
8.3.5
Piso de perforación
Las herramientas que se deben utilizar para el manejo de las diferentes sartas de perforación y terminación de
pozos, que se describen en al Anexo 1, Tabla 25 de esta Norma de Referencia son de manera enunciativa más
no limitativa, se requerirán solo las que se indiquen en las bases de licitación.
Por debajo del piso de perforación se deben tener como mínimo los malacates necesarios para las maniobras y
manejo de herramientas, los cuales se especificaran en las bases de licitación.
8.3.6
Torre de perforación
Parte principal de un equipo para perforación, que soporta el sistema de izaje principal del equipo, para los
movimientos de las diferentes sartas que se utilizan en los procesos de perforación y terminación de los pozos,
que cumplan con diferentes alturas y capacidades de acuerdo al diseño del pozo a intervenir.
Las dimensiones y capacidades nominales mínimas de las torres son las correspondientes a un equipo con
potencia nominal de 3 000 HP o mayor.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 33 DE 104
A las torres de perforación se les deben realizar inspección visual, mantenimiento preventivo de acuerdo al
manual del fabricante o máximo cada 4 meses (de tornillería, poleas, viguetas, ángulos, changuero, medio
changuero y soportería) mantenimiento mayor de acuerdo al manual del fabricante o máximo cada año.
8.3.7
Ensamble de Mesa rotaria
Equipo que da la rotación requerida a la sarta de perforación, en los diferentes procesos de perforación,
terminación y reparación de los pozos, es necesario que tenga el diámetro y potencia de acuerdo al diseño del
pozo a intervenir.
Las dimensiones y capacidades nominales mínimas de la mesa rotaria son las correspondientes a un equipo
con potencia nominal de 3 000 HP o mayor.
8.3.8
Bombas de lodo
Bombas de lodos Triplex, de acción sencilla con una capacidad de entrada nominal de 1,600 HP, cada una con
2
dos (2) motores de tracción y para una presión de trabajo de 351,54 kg/cm (5 000 psi), incluyendo todos sus
accesorios (bombas centrifugas, amortiguadores de pulsaciones, válvulas de seguridad, sistema de lubricación
y enfriamiento).
8.3.9
Silos de cemento y barita
Los equipos flotantes para aguas someras y profundas deben contar con silos para almacenar cemento y barita
a granel, en cantidad y volumen requeridos para la intervención del pozo.
Deben incluir:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
Silos para almacenar barita de 144,42 m3 (5,100 ft3) y para cemento de 135,92 m3 (4,800 ft3).
Sistema de medición para cuantificar volumen y peso en cada silo.
Registro o entrada hombre en cada silo.
Línea de desfogue para los silos.
Línea de suministro de aire presurizado para los silos.
Válvula de seguridad en cada silo, calibrada a 3,16 kg/cm2 (45 psi).
Indicador de presión ó manómetro en cada Silo.
Moto-compresor eléctrico volumétrico con capacidad de 8,5 m3/min (300 ft3/min).
Sistema de filtrado de humedad del aire comprimido, hacia los Silos.
Sistema de dosificación de barita al lodo de perforación, con equipo de succión por sistema Venturi.
Líneas para recepción y suministro de material a granel, desde las bandas de babor ó estribor.
Líneas de derivación (by-pass) para intercomunicar entre los silos.
Los informes de calibración de los equipos que lo requieran lo debe emitir un laboratorio acreditado de acuerdo
a la LFMN, y su Reglamento, y cumplir con la NRF-111-PEMEX-2006.
8.3.10
Unidad de alta presión
Equipo de bombeo de alta presión impulsada por motores diesel o motores de corriente directa (o similar), con
capacidad de bombeo de 703 kg/cm2 (10000 psi) para cementación y prueba de 1,055 kg/cm2 (15 000 psi),
sistema de recirculación de 8 barriles con bombeo de control automático de densidad, sistema de
almacenamiento y dosificación de aditivos líquidos, sistema convencional de mezclado, niples, mangueras
metálicas con conexiones similares y válvula macho de 703 kg/cm2 (10 000 psi) para conectar a la cabeza de
cementación en el piso de perforación, así como al árbol de estrangulación.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.3.11
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 34 DE 104
Sistema de comunicaciones y ayuda a la navegación
Adicionalmente tiene que proporcionar lo siguiente cumplir con la normatividad Mexicana e Internacional
mencionada en esta norma de referencia y los requisitos descritos en convenios internacionales para la
seguridad de la vida humana en el mar Capítulos IV y V de SOLAS-2009, y capítulos 5, 11 y capitulo 14 sección
7 del MODU-2010.
Los equipos que cuenten con sistema de posicionamiento DP deben contar con sistema redundante para el
control de posición.
8.3.11.1 Sistema de comunicaciones:
El arrendador debe proporcionar el siguiente sistema de radio transmisión y dispositivo para intercomunicación:
a)
b)
c)
d)
e)
Radio de UHF y VHF banda marina.
Radiotransmisor - receptor completo VHF-AM banda marina con 720 canales, mínimo, (118 a 136 MHz).
Radioteléfono marino de 25 Watt, con 60 canales para banda área.
Radiotransmisor marino VHF de canales con antena acoplada fija.
Dispositivo totalmente automático de intercomunicación en el equipo flotante (interfono) por lo menos con 20
estaciones para intercomunicación entre los distintos puntos importantes de mando con sistema de voceo de
1 000 Watt. Ubicaciones de equipo en: consultorio médico, comedor, oficinas del representante de PEP,
oficinas de geólogos, área de preventores, cuarto de maquinas, extensión de popa, presas de lodos, cuarto
de SCR´s, unidad de cementación, taller, potabilizadora, cuarto de bombas de lodos, sala de TV, pasillo y
sala.
f) Magna voces portátiles.
g) Sistema de alarma general y/o incendio de acuerdo al SOLAS-2009 y a la NRF-210-PEMEX-2011.
h) Equipo multifuncional fax, copiadora, impresora y escáner, con capacidad de impresión fotográfica, conexión
eléctrica de 127 V /1/60 Hz.
8.3.11.2 Sistema de ayuda a la navegación:
El arrendador debe proporcionar el siguiente sistema de ayuda a la navegación, como son entre otros:
a) Circuito de voceo.
b) Luces de obstrucción en puntos altos (heliplataforma, grúas y torre de perforación).
c) Luces de señalamiento.
d) Bancos de baterías.
e) Conos de viento de la heliplataforma.
f) Red de informática (intranet y computadora).
g) Compás magnético ó girocompás (Brújula).
h) EPIRB (Señal de indicación de posicionamiento en situación de emergencia).
i) NAVTEX Recepción de informes meteorológicos emitidos para el área en que se encuentre el equipo
flotante.
j) Código Internacional de Banderas.
k) Anemómetro para medición continúa de velocidad y dirección del viento.
l) Barómetro meteorológico.
m) Termómetro meteorológico.
n) Computadoras e impresora láser blanco y negro, software de administración del equipo.
o) Cartas de navegación.
p) Sirena señalamiento de niebla.
q) Señalamientos y letreros en idioma español.
r) Señales lumínicas y fumígenas.
s) Ecosonda.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 35 DE 104
t) Global Maritime Distress and Safety System (Sistema global de la señal de socorro marítimo y de seguridad)
GMDSS.
8.3.12 Sistema de medición de flujo de combustible
PEP proporciona el diesel para el desarrollo de los diferentes procesos que se realizan en la perforación y
terminación de pozos, el cual se debe controlar a través de un sistema de medición de flujo. El equipo flotante
debe contar con medidores de flujo que emitan recibos impresos o comprobantes. De estos se deben presentar
sus certificados de calibración vigentes, realizada por un laboratorio acreditado en términos de la LFMN.
El arrendador se obliga a calibrar semestralmente los medidores de flujo de combustible (diesel) del equipo, y
debe entregar a PEP copia del informe de calibración realizado por un laboratorio o empresa acreditada en
término
8.4
Equipos Flotantes para aguas ultra profundas
Los equipos flotantes son unidades posicionadas con sistema de posicionamiento dinámico (DP), tienen un
casco con calado de trabajo, supervivencia y tránsito, cuenta con los componentes sobre cubierta y debajo de
la misma, con objeto de realizar intervenciones de perforación y terminación de pozos preferentemente en
tirantes de agua mayores de 1 500 m (4 921 ft) usando para ello conexiones submarinas.
El equipo flotante debe contar con capacidad para perforar y terminar pozos petroleros con profundidad mínima
9,144 m (30 000 ft), soportar vientos de 161 km/h (100 mph), olas de 12 m (41 ft) a 12 seg y corrientes de 2,78
km/hr (1.5 nudos), tirantes de agua de máximo 3,048 m (10 000 ft), con equipo para actividad simultánea para
7
armar y estibar tuberías de diámetros de 7,30 cm (2 /8 in) a 33,97 cm (13 3/8 in) fuera de línea.
8.4.1 Permisos, licencias, documentos y certificaciones que deben reunir los equipos Flotantes para
aguas ultra profundas
Los permisos, licencias y certificaciones que deben reunir los equipos flotantes de arrendamiento, se deben
presentar en las fechas indicadas para la lista de verificación (check list), de acuerdo al Anexo 1, Tabla 24, de
esta Norma de Referencia, excepto los que apliquen posterior a la lista de verificación (check list), en donde se
aceptarán comprobantes de trámites en curso.
El proceso de certificación debe cumplir con lo establecido en el capítulo 1 sección 6 del código MODU-2010.
8.4.2
Personal operativo para el manejo de equipos flotantes en aguas ultraprofundas
El equipo flotante debe contar con el siguiente personal, siempre a bordo y con dominio del idioma español, en
caso contrario, deben contar con los traductores necesarios (todo el personal, citado a continuación, no
efectuará ningún otro trabajo diferente a su categoría que represente riesgo):
De contar con equipo de posicionamiento dinámico, todos los oficiales a cargo o relacionados con las
maniobras de posicionamiento y navegación, deben contar con capacitación especializada en este tipo de
equipos, debe presentar un certificado de competencia especial avalado por una autoridad marítima en la
materia.
El personal (OIM, Especialista Subsea, Toolpusher y Operadores de cuarto remoto) para operar la maquinaria,
equipo o instalaciones relacionadas con el transporte, instalación y operación de los preventores, debe contar
con la capacitación y certificación para desmantelar, reparar, inspeccionar, rearmar y probar los preventores y
equipos para el control de pozos.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 36 DE 104
El personal responsable de operar y dar mantenimiento a los vehículos de operación remota (ROV) debe contar
con capacitación y certificación en estas tareas, debe mostrar la documentación que demuestre esta
capacitación y certificación.
La certificación para las categorías descritas en los párrafos anteriores, se debe expedir por una empresa
acreditada para tal fin, en términos de la LFMN, y su Reglamento, a efecto de demostrar las competencias
necesarias del personal que realiza el trabajo.
8.4.2.1
Personal operativo para el manejo del equipo flotante REMI-MIXTO, en aguas ultraprofundas
a) Representante del Arrendador a bordo (OIM o RM): Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Dicho
representante debe tener la autoridad y capacidad para actuar al momento en nombre del arrendador con
relación a los asuntos que puedan surgir entre PEP y el arrendador a bordo del equipo flotante, firmar de alta
y bajas de anomalías (MR).
b) Especialista SUBSEA: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
SUBSEA en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Y debe contar con certificaciones
expedidas por parte de un tercero independiente.
c) Auxiliar SUBSEA: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
Auxiliar de SUBSEA en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Y debe contar con
certificaciones expedidas por parte de un tercero independiente
d) Jefe de estabilidad: Debe ser Profesionista Naval, técnico o práctico con experiencia comprobable en
trabajos de estabilidad en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
e) Auxiliar de estabilidad: Debe ser Profesionista Naval, técnico o práctico con experiencia comprobable en
trabajos de auxiliar de estabilidad en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
f) Operador de cuarto de control remoto: Debe ser Profesionista Naval, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operador en cuarto de control en equipos flotantes de perforación y terminación
de pozos.
g) Especialista en posicionamiento dinámico: Debe ser Profesionista Naval, técnico o práctico con experiencia
comprobable en actividades de posicionamiento dinámico en equipos flotantes de perforación y terminación
de pozos.
h) Operador de ROV: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable de operador de ROV
en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Y debe contar con certificaciones expedidas por
parte de un tercero independiente.
i) Jefe de mantenimiento: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento de equipos flotantes de perforación y terminación.
j) Supervisor mecánico: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento mecánico de equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
k) Supervisor eléctrico: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento eléctrico de equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
l) Operario especialista (gruero): Debe ser técnico o práctico, con experiencia comprobable en actividades
relacionadas con operación de grúas en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos. Debe
contar con su ayudante, quien debe tener experiencia comprobable en actividades relacionadas con
operación de grúas en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos y estar capacitado para
manejar como método primario de comunicación con el gruero las señales manuales y como método
secundario el radio.
m) Soldador especialista: Debe ser técnico o práctico, con experiencia comprobable y estar certificado de
acuerdo a la NRF-020-PEMEX-2012 para desempeñar trabajos de corte y soldadura en equipos flotantes de
perforación y terminación de pozos.
n) Motorista: Debe ser técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos relacionados con operación
y mantenimiento de equipos de combustión interna en equipos flotantes de perforación y terminación de
pozos.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 37 DE 104
o) Supervisor especialista en seguridad y salud en el trabajo: Debe ser profesionista, técnico o práctico con
experiencia comprobable en seguridad y salud en el trabajo, en equipos flotantes de perforación y
terminación de pozos, deberá estar dedicado únicamente a ésta función a bordo, para dar cumplimiento al
numeral III.1.3 del Anexo “S”.
p) Supervisor especialista en protección ambiental: Debe ser profesionista, técnico o práctico con experiencia
comprobable en protección ambiental relacionada con equipos flotantes de perforación y terminación de
pozos, deberá estar dedicado únicamente a esta función, para dar cumplimiento al numera llI.1.3 del Anexo
“S”. Se requiere en tierra, con disponibilidad para estar a bordo de la plataforma autoelevable cuando se
requiera para el desempeño de sus funciones.
q) Obrero (ATM): Auxiliar en la ejecución del programa o sistema que permita mantener los equipos integrantes
del equipo flotante en condiciones de operación, del cual queda a discreción del arrendador. Este personal
no debe efectuar ningún otro trabajo que sea diferente a su categoría.
r) Operador para la recepción, control de calidad y despacho de combustible turbosina: Debe ser técnico o
práctico con experiencia comprobable en estas actividades y en equipos flotantes de perforación y
terminación de pozos.
s) Bombero: Debe ser técnico o práctico con experiencia comprobable para atención permanente de monitores
contraincendio, durante las operaciones de manejo de combustible turbosina y aterrizaje y despegue de
helicópteros en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
t) Oficial de operaciones aéreas: Debe ser Profesionista, técnico o práctico con experiencia comprobable para
la coordinación y despacho de las operaciones que se realicen con helicópteros y en equipos flotantes de
perforación y terminación de pozos.
u) Coordinador de Operación (equivalente a ITP): Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
v) Perforador: Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de operación en equipos
flotantes de perforación y terminación de pozos.
w) Ayudante de perforador (segundo): Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
x) Ayudante de perforador (chango): Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
y) Ayudante de trabajos generales de perforación (piso rotaria): Debe ser Técnico ó práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
z) Ayudante de trabajos generales de perforación (ATP): Debe ser Técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos flotantes de perforación y terminación de pozos.
aa) Representante del arrendador en Cd. Del Carmen, Camp., para la administración del contrato: Debe ser
Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en operaciones de perforación y terminación de
pozos con equipos flotantes.
El arrendador debe presentar en la lista de verificación (check list) la currícula del personal que PEP
requiere e indicar como mínimo:
A.
B.
C.
D.
Escolaridad.
Cursos de Capacitación.
Trabajos realizados.
Documentación comprobatoria de dicho personal que demuestre que ha desempeñado actividades en
este tipo de equipos, pueden ser copia de las carátulas de contrato y copias certificadas o constancias
de cursos de capacitación o carta del patrón, que avalen la experiencia de su personal.
En el caso de ser profesionista o técnico, también debe presentar la documentación comprobatoria que lo
acredite como tal, como son copia del título, cédula profesional, entre otros.
bb) Oficial de Protección del Buque, conforme al código PBIP o equivalente, en términos de la LFMN y su
Reglamento, debe ser profesionista, disponible las 24 horas de trabajo, y ser de nacionalidad mexicana, y
contar con un perfil profesional de:
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 38 DE 104
Capitán de Altura.
Capitán de Marina.
Piloto Naval.
Jefe de Maquinas.
Primer Maquinista Naval.
Maquinista Naval.
Ingeniero Geógrafo e Hidrógrafo.
Ingeniero naval.
Debe estar avalado por la siguiente documentación:
1) Título profesional, emitido por la Secretaría de Comunicaciones y Transporte.
2) Constancia de competencia Especial en:
• Supervivencia en el mar.
• Contraincendio básico y avanzado.
• Primeros auxilios básico y avanzado.
3) Cédula profesional.
4) Acta de nacimiento.
5) Cartilla liberada.
6) Certificado de oficial de protección del buque (para el oficial de Protección del buque).
Asimismo, PEP acepta la evidencia del trámite de dicho certificado, así como el personal con el perfil que
Marina Mercante acepte. El oficial de protección del buque puede ser cualquier que el arrendador designe,
siempre y cuando Marina mercante lo acepte.
8.4.3
Autoridad y Responsabilidad del Representante del arrendador
El Representante del arrendador a bordo del equipo flotante, tiene la autoridad y responsabilidad dentro de la
instalación arrendada, durante su periodo de guardia y/o trabajo para realizar lo siguiente:
8.4.3.1
a)
b)
c)
d)
e)
Autoridad
Mantener el orden y disciplina.
En caso de que se presente un accidente fatal, actuar como auxiliar del Ministerio Público Federal.
Ejercer su autoridad sobre las personas y cosas.
Si se requiere, solicitar la intervención de las autoridades navales correspondientes.
Ostenta la máxima autoridad y responsabilidad de adoptar decisiones para salvaguardar la vida de la
tripulación, el medio ambiente y la integridad de las instalaciones.
8.4.3.2
Responsabilidad
a) Mantener actualizado el Diario de Navegación o Bitácora de navegación y demás libros y documentos
exigidos por las leyes y reglamentos aplicables en la materia.
b) Mantener en todo momento el registro actualizado de estabilidad del equipo flotante.
c) Conservar la integridad física y estructural del equipo flotante por medio de inspecciones a los diferentes
sistemas que intervienen y forman parte de la estructura del equipo flotante.
d) Evitar la contaminación que se originen por descargas de materiales líquidos o sólidos de cualquier
naturaleza en posesión y/o control del arrendador.
e) Implementar listas de verificación de los requerimientos específicos de los Códigos PBIP, IGS, IDS o sus
equivalentes, SOLAS, MARPOL; y en materia de seguridad y protección ambiental para revisar actividades y
acciones desempeñadas en el equipo flotante, por los miembros de la tripulación, para la toma de decisiones
acertadas, oportunas y eficientes en todo momento.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 39 DE 104
f) De la distribución de la carga variable.
g) Se debe mantener informado y conocer las condiciones meteorológicas existentes durante las operaciones.
h) Dar seguimiento al desarrollo de las actividades e instrucciones giradas al personal correspondiente para su
total cumplimiento.
i) Mantener la matriz de riesgos de la instalación-pozo, actualizada.
j) Realizar simulacros de acuerdo a los escenarios contemplados en el Plan de Respuesta a Emergencias.
Durante las operaciones de cambio de localización el especialista Rig Mover debe coordinar una reunión con
los capitanes de las embarcaciones de remolque, a fin de unificar criterios para el proceso de remolque y para
que los capitanes de los remolcadores conozcan las operaciones a efectuar y las limitantes existentes en cada
una de las diferentes operaciones, de igual forma delimitar el acercamiento mínimo permitido al casco del
equipo flotante.
8.4.4
Equipo de control superficial y submarino (equipo flotante), para aguas ultraprofundas
Los equipos flotantes para aguas ultraprofundas deben tener para el control de preventores submarinos, los
siguientes elementos de acuerdo con lo solicitado en las bases de licitación, los cuales son enunciativos más no
limitativos:
a) Múltiples de (PODS) con suministros eléctrico e hidráulico para control de preventores, conectores y
válvulas, con carretes de mangueras de los múltiples con longitud para efectuar los trabajos contratados.
3
2
b) Conector hidráulico de 47,63 cm (18 /4 in), con presión nominal de 1 055 kg/cm (15 000 psi).
1
c) Válvulas de seguridad de 7,78 cm (3 /16 in), con presión nominal de 1 055 kg/cm2, (15 000 psi), para las
líneas de matar y estrangular.
d) T.V. submarina completa con cámara y monitor.
e) Sistema de supervisión submarina R.O.V. (vehículo submarino) operado a control remoto, con potencia de
100 HP para operar en el tirante de agua máximo de 2 134 m (7 000 ft) con dos (2) brazos manipuladores,
con cámara de televisión y sonar; así mismo deberá tener un sistema de bombeo con capacidad para
efectuar trabajos que permitan eliminar los hidratos que se formen alrededor del cabezal, preventores y en el
LMRP submarinos. La capacidad del ROV para conectarse y operar el conjunto de preventores submarinos
(BOP’s) del equipo, así como la de auxiliar en la desconexión del LMRP, debe contar con certificación por
parte de un tercero, en términos de la LFMN y su Reglamento. El ROV debe con capacidades
electromecánicas para operar todos los sistemas de control submarino en el tirante de agua establecido,
considerando funciones para la visualización de operaciones de apoyo submarinas.
f) Establecer protocolos de verificación del cierre y apertura de los sistemas de control submarino (indicadores
mecánicos visuales o canales de telemetrías) para confirmar la operación adecuada de los preventores y de
hermeticidad.
2
g) Diverter (desviador de flujo) con líneas de 45,72 cm (18 in) con presión nominal de 35,15 kg/cm (500 psi),
con doble válvulas actuadas remotas, complemento con su panel de control remoto.
h) Junta telescópica de acuerdo al diámetro interior del Riser, con empaques sello para evitar entrada de agua
de mar.
i) Sistema de tensión constante del conductor marino (riser) de acuerdo al diseño del equipo flotante.
j) Conjunto de preventores de arietes submarinos de 47,63 cm (18 3/4 in) con presión nominal de 1 055 kg/cm2
(15 000 psi), para operación en ambiente de Ácido Sulfhídrico.
k) Preventores anulares esféricos de 47,63 cm (18 3/4 in), con presión nominal de 703 kg/cm2, (10 000 psi), con
conector de 47,63 cm (18 3/4 in), con presión nominal de 1 055 kg/cm2 (15 000 psi).
l) Junta flexible de 47,63 cm (18 ¾ in) con flexibilidad en ángulo de 10°.
m) Preventores dobles de 47,63 cm (18 3/4 in), con presión nominal de 1 055 kg/cm2 (15 000 psi), con cuatro
salidas laterales de 7,77 cm (3 1/16 in) con los siguientes arietes:
l.1) Juego de arietes variables de 8,89 cm – 19,36 cm (3 ½ in – 7 5/8 in) o (un juego de arietes de 8,89 cm – 12,7
cm y otro de 12,7 cm a 19,3 cm (3 ½ in – 5 in y otro de 5 in a 7 5/8 in).
l.2) Juego de arietes de 8,89 cm (3 ½ in).
l.3) Juego de arietes de 12,7 cm (5 in).
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 40 DE 104
l.4) Juego de arietes de 13,97 cm (5 1/2 in y 5 7/8 in
l.5) Juego de arietes de 16,83 cm (6 5/8 in).
l.6) Juego de arietes ciegos de corte para TP y TR dotados con reforzadores de (35,56 cm x 40,64 cm (14 in x 16
in).
El conjunto de preventores y los equipos para el control de pozo debe estar certificado por un tercero
independiente (no el fabricante) en términos de la LFMN y su Reglamento, al menos cada 5 años
documentando que la condición del equipo y sus propiedades están dentro de especificaciones y estándares,
debe incluir la revisión de esquemas y memorias de cálculos, revisión de los diagramas de conexiones,
instrumentación y control así como la inspección visual de los componentes, identificando defectos visibles en
los materiales o en el ensamblaje, debiéndose documentar la inspección realizada. El personal que realice las
pruebas no destructivas se debe calificar como nivel 2, de acuerdo a ISO 9712:2005 con ISO 9712:2005/ Cor.
1:2006 complementándose con ANSI/CP-106-2008.
n) Preventor de 47,63 cm (18 ¾ in) con presión nominal de 1 055 kg/cm2 (15 000 psi) con arietes variables
invertidos de 8,89 cm x 16,83 cm (3 ½ a 6 5/8 in) para las pruebas de preventores.
o) Preventor adicional de corte para tuberías de revestimiento (máximo 16 in) con presión nominal de1 055
kg/cm2 (15 000 psi).
p) Conductor marino (riser) con flotadores y diámetro interior mínimo de 47,63 cm (18 ¾ in) con líneas de matar
y operar a la profundidad de 2,134 m (7 000 ft). Este conductor deberá contar con un “Ojo de buey” cada 300
m (984 ft) a lo largo del mismo y tener instalado el sistema “booster” para circular a través del riser por la
tercera línea, desde el lecho marino a la superficie.
q) Correntómetro que proporcione la velocidad de las corrientes, dirección y temperatura en tiempo real a la
profundidad total del tirante de agua y entregar la base de datos en archivo electrónico al representante de
PEP.
r) Estaciones de control remoto para operar los preventores, uno en el piso de perforación y otro en la oficina
del representante del Arrendador.
s) Sistema de acústico de control de cierre de preventores.
t) Panel de acceso para conexión del ROV y este opere el preventor de corte.
u) Sistema de acumuladores con capacidad para operar el conjunto de preventores.
1
2
v) Múltiple de estrangulación de 7,78 cm (3 /16 in), con presión nominal de 1,055 kg/cm para 15000 psi), con
dos (2) estranguladores ajustables manualmente y dos (2) hidráulicos con consola de control remoto
resistente al Ácido Sulfhídrico, de acuerdo a recomendaciones del API y requerimientos de PEP.
w) Desgasificador atmosférico o de vacio con capacidad de proceso de hasta 1 000 gpm, cuya característica
principal es eliminar sulfuro de hidrógeno gaseoso, los destilados volátiles y el gas contenido en el fluido y
recortes de perforación.
x) Separador gas lodo de 121,92 cm (48 in) de diámetro por 6,10 m (20 ft) de longitud, con línea de desfogue a
la altura de la corona de la torre.
y) Un quemador ecológico completo a un 90% ± 10% de eficiencia para 12 000 BPD, tipo “boom”, que cuente
con inyección de aire y agua, que incluya sus accesorios y componentes que consta de cabeza de
combustión, toberas para el mezclado de aire – hidrocarburos con un diámetro optimo de flujo mínimo de
0,95 cm (3/8 in), pilotos que consuman gas butano y se encienda mediante un dispositivo eléctrico,
atomizador, compreso de aire con capacidad de generar 21,24 m3 (750 ft3) por minuto mínimo, a una presión
de 5,62 kg/cm2 (80 psi), deberá estar instalado y funcionando interconectado al árbol de estrangulación con
línea de diámetro mínimo de 7,62 cm y 351,54 kg/cm2 (3 in y 5 000 psi), soldable radiografiada con su
respectiva cruceta para la derivación del flujo hacia el cañón o toberas y su correspondiente soporte
instalado y radiografiado.
El personal que realice la inspección radiográfica, debe estar calificado y certificado con nivel 2 como mínimo,
de acuerdo a ISO 9712-2005 con ISO 9712-2005 Cor. 1-2006, por una entidad acreditada de acuerdo a la
LFMN y su Reglamento
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.4.5
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 41 DE 104
Piso de perforación
Las herramientas que se deben utilizar para el manejo de las diferentes sartas de perforación y terminación de
pozos, que se describen en el Anexo 2, Tabla 25 de esta Norma de Referencia, son de manera enunciativa más
no limitativa, se requerirán solo las que se indiquen en las bases de licitación.
Por debajo del piso de perforación se deberán tener como mínimo los malacates necesarios para las maniobras
y manejo de herramientas, los cuales se especificaran en las bases de licitación.
8.4.6
Torre de perforación
Parte principal de un equipo para perforación, que soporta el sistema de izaje principal del equipo, para los
movimientos de las diferentes sartas que se utilizan en los procesos de perforación y terminación de los pozos,
que cumplan con diferentes alturas y capacidades de acuerdo al diseño del pozo a intervenir.
Las dimensiones y capacidades nominales mínimas de las torres son las correspondientes a un equipo con
potencia nominal de 3 000 HP o mayor.
A las torres de perforación se les deben realizar inspección visual, mantenimiento preventivo de acuerdo al
manual del fabricante o máximo cada 4 meses (de tornillería, poleas, viguetas, ángulos, changuero, medio
changuero y soportería) mantenimiento mayor de acuerdo al manual del fabricante o máximo cada año.
8.4.7
Ensamble de Mesa rotaria
Equipo que da la rotación requerida a la sarta de perforación, en los diferentes procesos de perforación y
terminación de pozos, es necesario que tenga el diámetro y potencia de acuerdo al diseño del pozo a intervenir.
Las dimensiones y capacidades nominales mínimas de la mesa rotaria son las correspondientes a un equipo
con potencia nominal de 3000 HP o mayor.
8.4.8
Bombas de lodo
Bombas de lodos Triplex, de acción sencilla con una capacidad de entrada nominal de 2,200 HP, cada una con
2
dos (2) motores de tracción y para una presión de trabajo de 513 kg/cm (7,300) psi, incluyendo todos sus
accesorios (bombas centrifugas, amortiguadores de pulsaciones, válvulas de seguridad, sistema de lubricación
y enfriamiento).
8.4.9
Silos de cemento y barita
Los equipos flotantes para aguas ultraprofundas deben contar con silos para almacenar cemento y barita a
granel, en cantidad y volumen requeridos para la intervención del pozo.
Deben incluir:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
Silos para almacenar barita de 450 m3 (15,900 ft3) y para cemento de 450 m3 (15,900 ft3).
Sistema de medición para cuantificar volumen y peso en cada silo.
Registro o entrada hombre en cada silo.
Línea de desfogue para los silos.
Línea de suministro de aire presurizado para los silos.
Válvula de máxima presión en cada silo, calibrada a 3,16 kg/cm2 (45 psi).
Indicador de presión ó manómetro en cada silo.
Moto-compresor eléctrico volumétrico con capacidad de 8,5 m3/min (300 ft3/min).
Sistema de filtrado de humedad del aire comprimido, hacia los Silos.
Sistema de dosificación de barita al lodo de perforación, con equipo de succión por sistema Venturi.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 42 DE 104
k) Líneas para recepción y suministro de material a granel, desde las bandas de babor y estribor.
l) Líneas de derivación (by-pass) para intercomunicar entre los silos.
Los informes de calibración de los equipos que lo requieran lo debe emitir un laboratorio acreditado de acuerdo
a la LFMN y sus Reglamento, y cumplir con la NRF-111-PEMEX-2006.
8.4.10 Unidad de alta presión
Equipo de bombeo de alta presión impulsada por motores diesel o motores de corriente directa (o similar), con
capacidad de bombeo de 703 kg/cm2 (10 000 psi) para cementación y prueba de 1,055 kg/cm2 (15 000 psi),
sistema de recirculación de 8 barriles con bombeo de control automático de densidad, sistema, almacenamiento
y dosificación de aditivos líquidos, sistema convencional de mezclado, niples, mangueras metálicas con
conexiones similares y válvula macho de 703 kg/cm2 (10 000 psi) para conectar a la cabeza de cementación en
el piso de perforación, así como al árbol de estrangulación.
8.4.11
Sistema de comunicaciones y ayuda a la navegación
Adicionalmente tiene que proporcionar lo siguiente cumplir con la normatividad Mexicana e Internacional
mencionada en esta norma de referencia y los requisitos descritos en convenios internacionales para la
seguridad de la vida humana en el mar Capítulos IV y V de SOLAS-2009, y capítulos 5, 11 y capítulo 14 sección
7 del MODU-2010.
Los equipos que cuenten con sistema de posicionamiento DP deben contar con sistema redundante para el
control de posición.
8.4.11.1 Sistema de comunicaciones:
El arrendador debe proporcionar el siguiente sistema de radio transmisión y dispositivo para intercomunicación:
a)
b)
c)
d)
e)
Radio de UHF y VHF banda marina.
Radiotransmisor - receptor completo VHF-AM banda marina con 720 canales, mínimo, (118 a 136 MHz).
Radioteléfono marino de 25 Watt, con 60 para banda área.
Radiotransmisor marino VHF de canales con antena acoplada fija.
Dispositivo totalmente automático de intercomunicación en el equipo flotante (interfono) por lo menos con 20
estaciones para intercomunicación entre los distintos puntos importantes de mando con sistema de voceo de
1000 Watt. Ubicaciones de equipo en: consultorio médico, comedor, oficinas del representante de PEP,
oficinas de geólogos, área de preventores, cuarto de maquinas, extensión de popa, presas de lodos, cuarto
de SCR´s, unidad de cementación, taller, potabilizadora, cuarto de bombas de lodos, sala de TV, pasillo y
sala.
f) Magna voces portátiles.
g) Sistema de alarma general y/o incendio de acuerdo al SOLAS-2009 y a la NRF-210-PEMEX-2011
h) Equipo multifuncional fax, copiadora, impresora y escáner, con capacidad de impresión fotográfica, conexión
eléctrica de 127 V /1/60 Hz
8.4.11.2 Sistema de ayuda a la navegación:
El arrendador debe proporcionar el siguiente sistema de ayuda a la navegación, como son entre otros:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Circuito de voceo.
Luces de obstrucción en puntos altos (heliplataforma, grúas y torre de perforación).
Luces de señalamiento.
Bancos de baterías.
Conos de viento del heliplataforma.
Red de informática (intranet y computadora).
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 43 DE 104
g) Compás magnético ó girocompás (Brújula).
h) EPIRB (Señal de indicación de posicionamiento en situación de emergencia).
i) NAVTEX Recepción de informes meteorológicos emitidos para el área en que se encuentre el equipo
flotante.
j) Código Internacional de Banderas.
k) Anemómetro para medición continúa de velocidad y dirección del viento.
l) Barómetro meteorológico.
m) Termómetro meteorológico.
n) Computadoras e impresora láser blanco y negro, software de administración del equipo.
o) Cartas de navegación.
p) Sirena señalamiento de niebla.
q) Señalamientos y avisos de seguridad en idioma español.
r) Señales lumínicas y fumígenas.
s) Ecosonda.
t) Global Maritime Distress and Safety System (Sistema global de la señal de socorro marítimo y de seguridad)
GMDSS.
8.4.12
Sistema de medición de flujo de combustible diesel
PEP proporciona el diesel para el desarrollo de los diferentes procesos que se realizan en la perforación y
terminación de pozos, el cual se debe controlar a través de un sistema de medición de flujo. El equipo flotante
debe contar con medidores de flujo que emitan recibos impresos o comprobantes. De estos se deben presentar
sus certificados de calibración vigentes realizada por un laboratorio acreditado en términos de la LFMN y su
Reglamento.
El arrendador se obliga a calibrar semestralmente los medidores de flujo de combustible (diesel) del equipo, y
debe entregar a PEP copia del informe de calibración realizado por un laboratorio o empresa acreditada en
términos de la LFMN y su Reglamento, y cumplir con la NRF-111-PEMEX-2006.
8.5
Equipo autoinstalable Tipo Tender
Los equipos autoinstalables tipo tender son posicionados con anclas en la superficie del mar, tiene un casco
(barcaza) con calado de trabajo, supervivencia y tránsito, cuenta con los componentes sobre cubierta a
excepción de la torre o mástil, malacate principal, top drive, control de preventores y otros sistemas y equipos
asociados que van instalados en la Estructura Marina Fija de PEP, con objeto de realizar intervenciones de
perforación, terminación y reparación de pozos en tirantes de aguas someros.
8.5.1
Permisos, licencias,
Autoinstalables Tipo Tender
documentos
y
certificaciones
que
deben
reunir
los
equipos
Los permisos, licencias y certificaciones que deben reunir los Equipos Autoinstalables Tipo Tender de
arrendamiento, se deben presentar en las fechas indicadas para la lista de verificación (check list), de acuerdo
al Anexo 1, Tabla 24, de esta Norma de Referencia, excepto los que apliquen posterior a la lista de verificación
(check list), en donde se aceptara comprobantes de trámites.
El proceso de certificación debe cumplir con lo establecido en el capítulo 1 sección 6 del código MODU-2010.
8.5.2
Personal operativo para el manejo del equipo autoinstalable Tipo Tender
El equipo autoinstalable tipo tender debe contar con el siguiente personal, siempre a bordo y con dominio del
idioma español, en caso contrario, deberán contar con los traductores necesarios (todo el personal, citado a
continuación, no debe efectuar ningún otro trabajo diferente a su categoría que represente riesgo).
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.5.2.1
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 44 DE 104
Personal operativo para el manejo del equipo autoinstalable TIPO TENDER, REMI-MIXTO
a) Representante del arrendador a bordo (OIM o RM): Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos. Dicho
representante debe tener la autoridad y capacidad para actuar al momento en nombre del arrendador con
relación a los asuntos que puedan surgir entre PEP y el arrendador a bordo del equipo autoinstalable tipo
tender, firmar de alta y bajas de anomalías (MR).
b) Jefe de mantenimiento: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento de equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
c) Supervisor mecánico: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento mecánico de equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
d) Supervisor eléctrico: Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
mantenimiento eléctrico de equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
e) Operario especialista (gruero) Debe ser, técnico o práctico, con experiencia comprobable en actividades
relacionadas con operación de grúas en equipos autoinstalables tipo tender de perforación, terminación y
reparación de pozos. Debe contar con su ayudante, quien debe tener experiencia comprobable en
actividades relacionadas con operación de grúas en equipos autoinstalables tipo tender de perforación,
terminación y reparación de pozos, y estar capacitado para manejar como método primario de comunicación
con el gruero las señales manuales y como método secundario el radio.
f) Soldador especialista: Debe ser técnico o práctico, con experiencia comprobable y estar certificado de
acuerdo a la NRF-020-PEMEX-2012 para desempeñar trabajos de corte y soldadura en equipos de
perforación, terminación y reparación de pozos.
g) Motorista: Debe ser técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos relacionados con operación
y mantenimiento de equipos de combustión interna en equipos de perforación, terminación y reparación de
pozos.
h) Supervisor especialista en seguridad y salud en el trabajo: Debe ser profesionista, técnico o práctico con
experiencia comprobable en seguridad y salud en el trabajo, en equipos de perforación, terminación y
reparación de pozos, deberá estar dedicado únicamente a ésta función a bordo, para dar cumplimiento al
numeral III.1.3 del Anexo “S”.
i) Supervisor especialista en protección ambiental: Debe ser profesionista, técnico o práctico con experiencia
comprobable en protección ambiental relacionada con equipos de perforación, terminación y reparación de
pozos, deberá estar dedicado únicamente a esta función, para dar cumplimiento al numera llI.1.3 del Anexo
“S”. Se requiere en tierra, con disponibilidad para estar a bordo del equipo autoinstalable tipo tender cuando
se requiera para el desempeño de sus funciones.
j) Obrero (ATM): Auxiliar en la ejecución del programa o sistema que permita mantener los equipos integrantes
del equipo autoinstalable tipo tender en condiciones de operación, el cual queda a discreción del arrendador.
k) Coordinador de operación (equivalente a ITP): Debe ser Ingeniero, técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
l) Perforador: Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de operación en equipos
de perforación, terminación y reparación pozos.
m) Ayudante de perforador (segundo): Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos de
operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
n) Ayudante de perforador (chango): Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en operación
en trabajos de operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
o) Ayudante de perforación (piso rotaria): Debe ser Técnico o práctico con experiencia comprobable en trabajos
de operación en equipos de perforación, terminación y reparación de pozos.
p) Ayudante de trabajos generales de perforación (ATP): Debe ser técnico o práctico con experiencia
comprobable en trabajos de operación de perforación, terminación y reparación de pozos.
q) Jefe de estabilidad (Capitán del Equipo Autoinstalable Tipo Tender) o equivalente: Debe ser Profesionista
Naval, técnico o práctico con experiencia comprobable de estabilidad en este tipo de equipo para
perforación, terminación y reparación de pozos.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 45 DE 104
r) Operador de cuarto de control remoto (oficial de cubierta) o equivalente: Debe ser Profesionista Naval,
técnico o práctico con experiencia comprobable en operador de cuarto de control en este tipo de equipo de
perforación, terminación y reparación de pozos.
s) Tripulación: El arrendador deberá de contar con la dotación mínima de personal para el Equipo
Autoinstalable Tipo Tender, de acuerdo a la regulación marítima internacional.
t) Representante del arrendador en Cd. del Carmen, Camp., para la administración del contrato: Debe ser
Ingeniero técnico o práctico con experiencia comprobable en operaciones con equipos de perforación,
terminación y reparación de pozos.
El arrendador debe presentar en la lista de verificación (check list) la currícula del personal que PEP
requiere e indicar como mínimo:
A.
B.
C.
D.
Escolaridad.
Cursos de Capacitación.
Trabajos realizados.
Documentación comprobatoria de dicho personal que demuestre que ha desempeñado actividades en
este tipo de equipos, pueden ser copia de las carátulas de contrato y copias certificadas o constancias
de cursos de capacitación o carta del patrón, que avalen la experiencia de su personal.
En el caso de ser profesionista o técnico, también debe presentar la documentación comprobatoria que
lo acredite como tal, como son copia del título, cédula profesional, entre otros.
u) Oficial de Protección del Buque, conforme al código PBIP: Debe ser profesionista, disponible las 24 horas de
trabajo, ser de nacionalidad mexicana, y contar con un perfil profesional de:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Capitán de Altura.
Capitán de Marina.
Piloto Naval.
Jefe de Maquinas.
Primer Maquinista Naval.
Maquinista Naval.
Ingeniero Geógrafo e Hidrógrafo.
Ingeniero naval.
Debe estar avalado por la siguiente documentación:
1) Título profesional, emitido por la Secretaría de Comunicaciones y Transporte.
2) Constancia de competencia Especial en:
• Supervivencia en el mar
• Contraincendio básico y avanzado
• Primeros auxilios básico y avanzado
3) Cédula profesional.
4) Acta de nacimiento
5) Cartilla liberada
6) Certificado de oficial de protección del buque (para el oficial de Protección del buque).
Asimismo, PEP acepta la evidencia del trámite de dicho certificado, así como el personal con el perfil que
Marina Mercante acepte. El oficial de protección del buque puede ser cualquier que el arrendador designe,
siempre y cuando Marina mercante lo acepte.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.5.3
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 46 DE 104
Autoridad y Responsabilidad del Representante del arrendador
El Representante del arrendador a bordo del equipo autoinstalable tipo Tender, tiene la autoridad y
responsabilidad dentro de la instalación arrendada, durante su periodo de guardia y/o trabajo para realizar lo
siguiente:
8.5.3.1
a)
b)
c)
d)
e)
Autoridad
Mantener el orden y disciplina.
En caso de que se presente un accidente fatal, actuar como auxiliar del Ministerio Público Federal.
Ejercer su autoridad sobre las personas y cosas.
Si se requiere, solicitar la intervención de las autoridades navales correspondientes.
Ostenta la máxima autoridad y responsabilidad de adoptar decisiones para salvaguardar la vida de la
tripulación, el medio ambiente y la integridad de las instalaciones.
8.5.3.2
Responsabilidad
a) Mantener actualizado el Diario de Navegación o Bitácora de navegación y demás libros y documentos
exigidos por las leyes y reglamentos aplicables en la materia.
b) Mantener en todo momento el registro actualizado de estabilidad del equipo Tender.
c) Conservar la integridad física y estructural del equipo Tender por medio de inspecciones a los diferentes
sistemas que intervienen y forman parte de la estructura del equipo autoinstalable.
d) Evitar la contaminación que se originen por descargas de materiales líquidos o sólidos de cualquier
naturaleza en posesión y/o control del arrendador.
e) Implementar listas de verificación de los requerimientos específicos de los Códigos PBIP, IGS o sus
equivalentes, SOLAS, MARPOL y en materia de seguridad y protección ambiental para revisar actividades y
acciones desempeñadas en el equipo Tender, por los miembros de la tripulación, para la toma de decisiones
acertadas, oportunas y eficientes en todo momento.
f) De la distribución de la carga variable.
g) Se debe Mantener informado y conocer las condiciones meteorológicas existentes durante las operaciones.
h) Dar seguimiento al desarrollo de las actividades e instrucciones giradas al personal correspondiente para su
total cumplimiento.
i) Mantener la matriz de riesgos de la instalación-pozo, actualizada.
j) Realizar simulacros de acuerdo a los escenarios contemplados en el Plan de Respuesta a Emergencias.
Durante las operaciones de cambio de localización debe coordinar una reunión con los capitanes de las
embarcaciones de remolque, a fin de unificar criterios para el proceso de remolque y para que los capitanes de
los remolcadores conozcan las operaciones a efectuar y las limitantes existentes en cada una de las diferentes
operaciones, de igual forma delimitar el acercamiento mínimo permitido al casco del equipo tipo Tender.
8.5.4
Herramientas del piso de perforación
Las herramientas que se deben utilizar para el manejo de las diferentes sartas de perforación, terminación y
reparación de pozos, que se describen en el Anexo 2, Tabla 25 de esta Norma de Referencia, son de manera
enunciativa más no limitativa, se requerirán solo las que se indiquen en las bases de licitación.
8.5.5
Torre o mástil
Parte principal de un equipo para perforación, que soporta el sistema de izaje principal del equipo, para los
movimientos de las diferentes sartas que se utilizan en los procesos de perforación, terminación y reparación
de los pozos que cumplan con diferentes alturas y capacidades de acuerdo al diseño del pozo a intervenir.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 47 DE 104
Las dimensiones y capacidades nominales mínimas de las torres son las correspondientes a un equipo con
potencia nominal de 1 000 HP o mayor.
A las torres o mástiles de perforación se les deben realizar inspección visual, mantenimiento preventivo de
acuerdo al manual del fabricante o máximo cada 4 meses (de tornillería, poleas, viguetas, ángulos, changuero,
medio changuero y soportería), mantenimiento mayor de acuerdo al manual del fabricante o máximo cada año.
8.5.6
Ensamble de Mesa Rotaria
Equipo que da la rotación requerida a la sarta de perforación, para los diferentes procesos de perforación,
terminación y reparación de los pozos y es necesario que tenga el diámetro y potencia de acuerdo al diseño del
pozo a intervenir.
Las dimensiones y capacidades nominales mínimas de la mesa rotaria son las correspondientes a un equipo
con potencia nominal de 1 000 HP o mayor.
8.5.7
Capacidades de almacenamiento
El equipo autoinstalable Tipo Tender debe contar con silos para almacenar cemento y barita a granel, en
cantidad y volumen requeridos para la intervención del pozo.
Deben incluir:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
3
3
Silos con capacidad mínima de 84,95 m (3000 ft ).
Sistema de medición para cuantificar volumen y peso en cada silo.
Registro o entrada hombre en cada silo.
Línea de desfogue para los silos.
Línea de suministro de aire presurizado para los silos.
Válvula de seguridad en cada silo, calibrada a 3,16 kg/cm2 (45 psi).
Indicador de presión ó manómetro en cada silo.
Moto-compresor eléctrico volumétrico con capacidad de 8,5 m3/min (300 ft3/min).
Sistema de filtrado de humedad del aire comprimido, hacia los silos.
Sistema de dosificación de barita al lodo de perforación, con equipo de succión por sistema Venturi.
Líneas para recepción y suministro de material a granel, desde las bandas de babor ó estribor.
Líneas de derivación (by-pass) para intercomunicar entre los silos.
Los informes de calibración de los equipos que lo requieran lo debe emitir un laboratorio acreditado de acuerdo
a la en términos de la LFMN y su Reglamento; y cumplir con la NRF-111-PEMEX-2006.
8.5.8
Unidad de alta presión
Equipo de bombeo de alta presión impulsada por motores diesel o motores de corriente directa (o similar), con
capacidad de bombeo de 703 kg/cm2 (10 000 psi) para cementación y prueba, sistema de recirculación de 8
barriles con bombeo de control automático de densidad, sistema de almacenamiento y dosificación de aditivos
líquidos, sistema convencional de mezclado, niples, mangueras metálicas con conexiones similares y válvula
macho de 703 kg/cm2 (10 000 psi) para conectar a la cabeza de cementación en el piso de perforación, así
como al árbol de estrangulación.
8.5.9
Sistema de comunicaciones y ayuda a la navegación
Adicionalmente tiene que proporcionar lo siguiente cumplir con la normatividad Mexicana e Internacional
mencionada en esta norma de referencia y los requisitos descritos en convenios internacionales para la
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 48 DE 104
seguridad de la vida humana en el mar Capítulos IV y V de SOLAS-2009, y capítulos 5, 11 y capitulo 14 sección
7 del MODU-2010.
8.5.9.1
Sistema de comunicaciones
El arrendador debe proporcionar el siguiente sistema de radio transmisión y dispositivo para intercomunicación:
a)
b)
c)
d)
e)
Radio de UHF y VHF banda marina.
Radioteléfono marino de 25 Watt, con 60 canales para banda aérea.
Radiotransmisor marino VHF de canales con antena acoplada fija.
Radiotransmisores – receptores portátiles (de banda marina) VHF.
Sistema de voceo multicanal con estaciones en: consultorio médico, comedor, oficinas de PEP, sala de TV,
pasillos, lavandería, sala de juntas, punto de reunión, cabina del capitán, oficina del representante del
ARRENDADOR, cuarto de radios (toda la habitacional y espacios de esparcimiento), presas de lodos, cuarto
químico, patio de tuberías, cuarto de SCR, silos, cuarto de bombas de lodo, unidad de alta, caseta del
perforador, changuero, área de temblorinas, área de pozos en el nivel de producción.
f) Magna voces portátiles.
g) Sistema de alarma general y/o incendio de acuerdo al SOLAS-2009 y a la NRF-210-PEMEX-2011.
h) Equipo multifuncional fax, copiadora, impresora y escáner, con capacidad de impresión fotográfica, conexión
eléctrica de 127 V /1/60 Hz.
8.5.9.2
Sistema de ayuda a la navegación
El arrendador debe proporcionar el siguiente sistema de ayuda a la navegación, como son entre otros:
a) Circuito de voceo.
b) Luces de obstrucción en puntos altos (heliplataforma, grúas y torre de perforación).
c) Luces de señalamiento.
d) Bancos de baterías.
e) Conos de viento de la heliplataforma.
f) Red de informática (intranet, computadora).
g) Código Internacional de Banderas
h) Anemómetro para medición continúa de velocidad y dirección del viento.
i) Barómetro meteorológico.
j) Termómetro meteorológico.
k) Computadoras e impresora láser blanco y negro, software de administración del equipo.
l) Cartas de navegación.
m) Sirena señalamiento de niebla.
n) Plano general de distribución de componentes de equipo autoinstalable Tipo Tender en la Estructura Fija
Marina, en idioma español.
o) Señalamientos y letreros en idioma español.
p) Señales lumínicas y fumígenas.
8.5.10
Sistema de medición de flujo de combustible
PEP proporciona el diesel para el desarrollo de los diferentes procesos que se realizan en la perforación,
terminación y reparación de los pozos el cual se debe controlar a través de un sistema de medición de flujo. El
equipo autoinstalable Tipo Tender debe contar con medidores de flujo que emitan recibos impresos o
comprobantes. De estos se deben presentar sus certificados de calibración vigentes realizada por un laboratorio
acreditado en términos de la LFMN.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 49 DE 104
El arrendador se obliga a calibrar semestralmente los medidores de flujo de combustible (diesel) del equipo, y
debe entregar a PEP copia del informe de calibración realizado por un laboratorio o empresa acreditada en
términos de la LFMN y su Reglamento, y cumplir con la NRF-111-PEMEX-2006.
8.6
Especificaciones generales de componentes en los Equipos Convencionales y Modulares,
plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalables Tipo Tender
Las características y equipos comunes para los tipos de plataformas y equipos regulados en esta norma se
indican a continuación:
8.6.1
Requisitos que deben cumplir las heliplataformas
En los equipos y plataformas marinas de Perforación, Terminación y Reparación de pozos es necesario contar
con un heliplataforma para el movimiento de personal con capacidad mínima de 8,2 t (18 000 lb).
Además, de cumplir con la normatividad Mexicana e Internacional, Convenio sobre Aviación Civil, Anexo 14,
Volumen II, 1995 y Manual de Helipuertos OACI Doc 9261-AN/903-1995 Tercera Edición o su equivalente,
NRF-174-PEMEX-2007, capitulo 9 sección 11 del Código MODU-2010, con la Ley de vías generales de
comunicación, y el Reglamento de aeródromos y aeropuertos civiles, públicos o privados, según aplique; debe
cumplir de forma enunciativa más no limitativa con los siguientes requerimientos:
a) Para equipos Convencionales, Modulares y Autoinstalable Tipo Tender instalados sobre Estructura Marinas
Fijas se debe cumplir con lo que se establece en API RP 2L-1996 R2006 y NFPA 418-2006 o equivalente.
b) Para plataformas autoelevables y equipos flotantes se debe cumplir con lo que establece la NFPA-418-2006
o equivalente.
c) Contar con un procedimiento para atender llegadas, salidas y emergencias de helicópteros (heliplataformas).
d) Plano de la heliplataforma.
e) Plano del sistema de contraincendio (agua y polvo) incluyendo programa de mantenimiento. De acuerdo a lo
especificado en el punto 3-6 de la NFPA-418-2006 o equivalente.
f) Queda prohibido instalar sobre el área de contacto del heliplataforma una malla antiderrapante.
8.6.1.1
Características físicas de las heliplataformas:
a) El área de aterrizaje y despegue debe ser igual al diámetro del rotor del mayor de los helicópteros que vayan
a utilizarla, debe ser de 21,33 m (70 ft), ó 18,29 m x 18,29 m (60 ft x 60 ft) mínimo si es cuadrado, que
permita el aterrizaje de noche o de día. Las heliplataformas deben tener un sector de aproximación salida
libre de obstáculos de 180° por lo menos.
b) La cubierta para helicópteros debe ir marcada con un color que haga contraste de acuerdo con el Capítulo
13, inciso 13.4.2 del Código MODU-2010.
c) Se debe contar con una entrada principal y una entrada de emergencia para el personal, situadas tan
distanciadas entre sí como sea posible, de acuerdo con el Capítulo 13, inciso 13.3.4 del Código MODU2010.
d) Designador DGAC.
e) Cono de viento.
f) Anemoscopio (mecánico o eléctrico) y conos de Viento según sea el caso, en una zona libre de obstáculos,
visible para los helicópteros que se aproximan a la cubierta.
8.6.1.2
Dispositivos de seguridad
Debe instalarse en la heliplataforma los siguientes dispositivos de seguridad:
a) Malla periférica, conforme a lo especificado en el Capítulo 13, inciso 13.3.3 del Código MODU-2010.
b) Anclaje de helicópteros.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 50 DE 104
c) Medios de desagüe que eviten la acumulación de líquidos conforme el Capítulo 13, inciso 13.2.5 del Código
MODU-2010.
d) Todas las heliplataformas deben estar provistas de equipo de radiocomunicaciones necesario para la
seguridad de vuelo que determine la SCT y la DGAC., tal como lo establece en el capítulo 11 inciso 11.6 del
Código MODU-2010.
e) Equipo de contraincendio conforme al capítulo 3 de la NFPA-418 y/o API-RP 2L o equivalente.
f) Sistema de detección de gas y fuego (alarmas visuales y audibles), conforme al capítulo 3, inciso 3.7 de la
NFPA-418 o equivalente.
g) Las heliplataformas deben cumplir con los requerimientos de seguridad considerados en el apartado 9.11 del
Capítulo 9 del Código MODU-2010.
h) Las luces de situación y de emergencia de ayuda a la navegación.
i) La cubierta para helicópteros debe contar con luces alternas amarillas y azules como referencia visual del
sistema de aterrizaje para facilitar la realización de operaciones durante condiciones de baja visibilidad,
durante la noche, o mal tiempo o en situaciones tácticamente comprometidas. Estas luces se colocan
alrededor del perímetro de la cubierta a intervalos, conforme al capítulo 13, inciso 13.4.3 del Código MODU2010.
j) Iluminación de obstáculos (grúas).
8.6.2
Grúas
Las grúas deben contar con certificado de construcción y certificado de carga vigentes, un plan de
mantenimiento según lo requiera el manual de operación del equipo, y un expediente de los mantenimientos
realizados a la grúa durante la vida útil de la misma, que incluya la vida útil de los cables, debe efectuarse una
prueba de carga anual certificada por una casa clasificadora o por una compañía acreditada en términos de la
LFMN; que incluya pruebas no destructivas y de acuerdo con lo establecido en la norma de referencia NRF101-PEMEX-2006, así como el Capitulo 12 sección 1 del código MODU-2010, y con los componentes mínimos
siguientes:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Gancho.
Bola rápida (si aplica).
Sistemas de anclaje.
Indicador de peso.
Protección límite de tope y de ángulo.
Equipo de comunicación manos libres entre gruero y ayudante. El gruero y su ayudante deben hablar el
mismo idioma.
La grúa debe ser de la capacidad de acuerdo al tipo de carga a transportar para efectuar en forma segura las
maniobras que se requieran en las operaciones diarias del pozo, tales como carga y descarga (del barco
abastecedor y lanchas hacia los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos
Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender y viceversa) de personal, materiales y equipos con un peso de 35 t. De
carga dinámica. Que permita acomodar la T.F. en el patio de tubería para poder trabajar en el plazo, para lo
cual el arrendador deberá contar con ambas grúas disponibles.
Deben contar con los siguientes dispositivos de seguridad:
a) Limitador de ángulo superior e inferior ajustable para el movimiento de la pluma, sistema de anti-two block
(limitador del gancho principal y gancho auxiliar) para el levante principal y auxiliar, con paro automático.
b) Extintor de fuego.
c) Indicador de ángulo.
d) Indicador de peso para el sistema de levante principal.
e) Luminarias en la pluma tipo pendular a prueba de explosión, y
f) Luminarias de situación de color rojo, automáticas en la pluma y en el marco "A".
Debe incluir accesorios para las maniobras cotidianas (estrobos, grilletes, viudas, pulpos, entre otros), las
cuales deben de tener su registro de uso y de vida útil.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 51 DE 104
A efecto de llevar un control efectivo de los equipos, materiales e insumos que son usados por las diferentes
grúas a bordo de los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y
Autoinstalable Tipo Tender, a continuación se emiten las siguientes consideraciones:
1 Debe documentar anualmente las siguientes pruebas a las grúas, las que deben ser satisfactorias:
a) Operación completa, incluyendo alarmas.
b) Dispositivos de protección.
c) Dispositivos de seguridad.
d) De cables y no destructivas a tambores de cables y su engrilletado.
e) A los componentes internos de los ganchos principal y auxiliar.
f) y todas aquellas pruebas y prácticas que el fabricante y/o la API-2D, o ILO bajo las normas de la ICGB o
Sociedad de Clase determinada.
Lo anterior debe ser realizado por una tercería certificada o una casa clasificadora o por cualquiera de las
certificadoras mencionadas en el inciso f).
2 Se debe llevar un control de horas de trabajo del cable y éste será sustituido conforme a la vida útil que
indica el fabricante, en los casos que el fabricante no indique dicho período, se tomarán muestras del mismo
y si el Inspector del Departamento de Inspección y Auditoria Naval así lo considera, el cable debe ser
sustituido total o parcialmente.
3 Conforme a lo indicado por el fabricante o el arrendador se debe comprobar la correcta aplicación del
programa de mantenimiento de las grúas.
4 Se debe solicitar la declaración o reporte diario por escrito del operador de la grúa de las condiciones de
operación que guarda el equipo de izaje.
5 Tal y como se mencionó en el numeral 1, todos los equipos de izaje (grúas) deben ser sometidos a pruebas
de carga anuales, sin embargo podrán ser realizadas de nueva cuenta dichas pruebas antes del término
citado cuando se presente alguno de los siguientes puntos:
a) Cuando sea nueva o reinstalada la grúa en los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma
Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender.
b) Cuando hayan sido reubicados.
c) Cuando se realicen reparaciones a diferentes componentes, tales como de manera enunciativa, pueden
ser: Pluma, ganchos, tambor, entre otros.
d) Cuando se lleve a cabo cualquier reparación con soldadura a los componentes. En este caso la
reparación se debe realizar conforme a procedimiento debidamente aprobado por el fabricante de la
Unidad.
e) Cuando se presente alguna falla.
6
Los operadores de grúas deben cumplir con los siguientes requerimientos:
a) Contar con certificado de aptitud psicofísica, expedido por autoridad competente, Dirección General de
Protección y Medicina Preventiva en el Transporte de la SCT o aceptando el incluido en la licencia
vigente del operario.
b) Solo para el caso de que en el certificado mencionado en el numeral 7.a no lo contemple dentro de sus
alcances, el personal operador de las grúas debe comprobar mediante otro certificado médico lo
siguiente:
b1) Presentar examen médico de la vista, en el cual se especifique que al menos cuentan con 20/30
(snellen) en un ojo y 20/50 en el otro, con o sin lentes y que tengan una profunda percepción general
visual.
b2) Que tenga la capacidad para distinguir los colores: rojo, verde y amarillo.
b3) Que su sentido audible se encuentre satisfactorio con o sin aparato auditivo.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 52 DE 104
b4) Que cuente con un historial médico sano.
c) Contar con certificado o libreta de mar o su equivalente.
d) Contar con su respectivo curso y acreditación para el equipo de izaje correspondiente, dicha certificación
debe ser como operador de grúa costa afuera o su equivalente y ser emitida por algún organismo
certificador reconocido por la LFMN y su Reglamento, o casa clasificadora.
e) Comprobar documentalmente la experiencia en el manejo y uso de la grúa de a bordo a operar de por lo
menos dos años, efectivo avalados por el capitán.
f) Debe comprobar que ha participado en sesiones de clase con exámenes por escrito sobre el tipo de grúa
a ser operada.
g) Debe tener la capacidad de determinar la existencia de una posible maniobra insegura y saber que
cuenta con la autoridad para detenerla.
h) Estar familiarizado con los procedimientos operativos y de emergencia específicos al manejo seguro de la
grúa.
i) Debe poseer conocimiento técnico de la maquinaria que conforma el equipo de izaje y mantener
actualizada una bitácora en donde registre sus operaciones, anotando como mínimo el radio, peso y los
tiempos de ejecución.
j) No mover carga, equipos, materiales o personal, sobre áreas habitacionales de los Equipos
Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender o
donde se encuentre personal laborando.
k) Al entregar su guardia debe realizar una retroalimentación hacia su relevo de la maniobra en particular,
con el objeto de que éste (relevo) tenga la capacidad de anticipar el desarrollo secuencial de la maniobra.
7
Las maniobras de grúas para realizar la interface de carga o personal con embarcaciones de apoyo, se
deben efectuar teniendo comunicación por medio visual y de radio con un ayudante de gruero a quien
comunicará en todo momento la evolución de la maniobra al gruero, quien es responsable de la planeación
correcta, de la comunicación con la embarcación de apoyo y que las operaciones se ejecuten dentro de las
capacidades permisibles de los equipos de izaje, para las condiciones meteorológicas y mar existentes,
durante la maniobra.
Independientemente de las recomendaciones y consideraciones aquí presentadas, los Equipos Convencionales
y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender con grúas que se
arrienden, tienen la obligación de cumplir con todas las regulaciones Mexicanas e Internacionales en materia de
grúas e izajes, que operen en los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos
Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender que realicen operaciones con equipos de izaje (grúas) deben estar clasificada por una sociedad de
Clase miembro de la IACS con la notación de su certificado que la identifique como embarcación con grúa a
bordo. Lo anterior puede ser omitido si obtiene la certificación del equipo de izaje (grúa) de ILO bajo las normas
ICGB.
El prestador del servicio debe entregar e informar por escrito los mantenimientos preventivos, correctivos,
resultados de pruebas operativas y los resultados de las pruebas anuales acompañadas del certificado
correspondiente, al representante de PEP.
8.6.3
Grupo de Electrógenos
Deben cumplir con la normatividad de la NRF-036-PEMEX-2010, y los capítulos 4, 5 y 6 del código MODU2010, debe cumplir con los requerimientos de las casas clasificadoras, según aplique.
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar como mínimo con un sistema de fuerza motriz y grupos electrógenos compuesto de:
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 53 DE 104
a) Grupos electrógenos con motores de combustión interna de los cuales las especificaciones deben ser
definidas por el usuario.
b) Grupo electrógeno auxiliar de emergencia automatizado para el arranque, las especificaciones deben ser
definidas por el usuario (No aplica para modulares).
Para el funcionamiento de los grupos electrógenos se debe contar con un tanque de almacenamiento principal
de combustible con sistema automatizado de medición en la entrada y en sus derivaciones.
Los Grupos Electrógenos deben de contar con dispositivos de paros de emergencia en caso de fallas de los
equipos.
Contar con informes de mantenimientos del mes anterior al inicio de las operaciones y las condiciones en que
se encuentran, incluyendo las pruebas de funcionamiento efectuadas.
Los sistemas de fuerza motriz y grupos electrógenos deben contar con un expediente de los mantenimientos
realizados a lo largo de la vida útil del equipo, que incluya los mantenimientos programados y realizados,
especificando los programas de mantenimiento periódico de acuerdo con el manual de operación del equipo en
cuestión.
8.6.4
Paquete habitacional
Los paquetes habitacionales de los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos
Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender deben cumplir con la capacidad de alojamiento indicada en las bases de
licitación de acuerdo a lo establecido por PEP.
En sus instalaciones de refrigeración y aire acondicionado, se deben utilizar gases refrigerantes que satisfagan
el Protocolo de Montreal, suscrito y aceptado por México en el 2006. El programa de reducción de consumo de
gases refrigerantes agotadores de la capa de ozono lo debe solicitar PEP en las bases de licitación y el
arrendador lo debe entregar en su propuesta técnica, con el fin de dar seguimiento y cumplimiento al Protocolo
de Montreal.
De igual forma debe cumplirse con el capitulo 5 secciones 1 y 5 “Instalaciones eléctricas para todos los tipos de
unidades” del código MODU-2010 (No aplica para modulares).
8.6.4.1
Dormitorio
Los dormitorios deben reunir los siguientes requisitos como mínimo:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
Literas con dos o más camas con barandal y escalera de acceso.
Colchones nuevos ortopédicos al inicio del contrato, y se deben sustituir por deterioro a solicitud de PEP.
Lámpara de cabecera, cortinero de uso rudo y cortinas de tela retardante al fuego.
Aire acondicionado.
Depósitos de basura de acuerdo a la NRF-040-PEMEX-2005.
Iluminación eléctrica.
Casillero por cama.
8.6.4.2
Cocina
Se debe cumplir con lo especificado en el capítulo 5 secciones 1 y 5 “Instalaciones eléctricas para todos los
tipos de unidades” del código MODU-2010.
La cocina debe reunir los siguientes requisitos como mínimo:
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 54 DE 104
a) Estufas eléctricas industriales con control de temperatura, placas caloríficas y canales para grasa en ambos
lados; y horno estándar con termostato (controles independientes), de lámina de acero inoxidable.
b) Horno eléctrico de acero inoxidable con termostato (en caso de ser independiente de la estufa).
c) Horno eléctrico de microondas, con capacidad de 33 980,2 cm3 (1.2 ft3), o superior, programas y comandos
digitales, con plato giratorio.
d) Horno industrial eléctrico para panadería (aplica para Plataforma Autoelevable y Equipo Flotante).
e) Cámara frigorífica y de conservación:
e1) Cámara frigorífica y/o refrigerador de conservación de 30 m3 de capacidad como mínimo, con alarma anti
pánico de operación interior, dispositivo de apertura interna y cortina frigorífica de bandas de vinilo en el
acceso principal para evitar fuga de temperatura, para temperatura y manejo se debe apegar al punto 5.2.5
de la norma NOM-251-SSA1-2009.
e2) Cámara frigorífica y/o refrigerador de congelación, de 30 m3 de capacidad como mínimo, con alarma anti
pánico de operación interior, dispositivo de apertura interna y cortina frigorífica de bandas de vinilo en el
acceso principal para evitar fuga de temperatura, para temperatura y manejo se debe apegar al punto 5.2.5
de la norma NOM-251-SSA1-2009.
f) Freidora eléctrica industrial de un deposito con dos canastillas fabricadas en acero inoxidable, con foco piloto
indicador de encendido, suministro eléctrico 220-440 Volt /3 fases.
g) Mesa caliente fabricada en acero inoxidable, con tina para recibir tres insertos enteros como mínimo.
h) Extractor de humo como mínimo con un motor de ¼ HP y voltaje de 127 Volt.
i) Tarja para lavar trastes de acero inoxidable como mínimo.
j) Tarja para lavar alimentos de acero inoxidable como mínimo.
k) Triturador de alimentos con motor de 5 HP que permita triturar los residuos alimenticios con un diámetro no
superior a 25 mm de acuerdo a lo especificado en el punto 8.1.1 de la NRF-040-PEMEX-2005.
l) Refrigerador de 0,141 m3 (5 ft3) como mínimo para productos lácteos.
m) Refrigerador exhibidor de postres.
n) Fábrica de hielo con capacidad para producir mínimo 230 kg por día de hielo en cubos.
o) Fuente de agua de sabores con dispensador de bebidas frías, con dos depósitos de 18 L cada uno como
mínimo, con válvulas despachadoras de plástico y de 127 Volt.
p) Mesa de trabajo para panadero, cubierta en acero inoxidable.
q) Batidora industrial para panadería, tazón de acero inoxidable con capacidad de 15 L, con accesorios, globo,
gancho y paleta, de 3 velocidades baja, media y alta, motor eléctrico de 0,5 HP y 127 Volt.
r) Rebanadora de carnes frías, eléctrica de 127 Volt, afilador de disco integrado, carro portador desmontable.
s) Descongelador de 127 Volt para carnes y aves.
t) Molino de carnes eléctrico de 1 HP y 127 Volt.
u) Fabrica de nieve suave con las siguientes características como mínimo: volumen de cilindro 1,4 L, con
capacidad 7.6 L, control de temperatura automático y suministro eléctrico 220 Volt.
v) Plancha eléctrica industrial de una sola pieza con horno, de lámina de acero inoxidable, termostato con
ajuste de temperatura desde 352 a 561 K (79.44 a 287.77 °C), con charolas de derrames, suministro
eléctrico de 220-440 Volt /3 fases, horno inferior estándar con dos bancos de resistencias superior e inferior,
termostato con ajuste de temperatura desde 68 a 561 K (68 a 288 °C).
w) Depósitos para basura de acuerdo con lo indicado en el punto 8.1 inciso m) de la norma NRF-040-PEMEX2005.
x) Bodega seca para abarrotes y líquidos de limpieza de acuerdo a lo indicado en el punto 5.2. de la norma
NOM-251-SSA1-2009.
8.6.4.3
Comedor
El comedor debe de contar con mesas y sillas dependiendo de la capacidad de alojamiento y del diseño de
este, sin modificar sus dimensiones originales.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.6.4.4
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 55 DE 104
Características sanitarias generales, individuales y compartidas:
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar con la capacidad sanitaria para el número de tripulantes especificado en el certificado de
seguridad de los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y
Autoinstalable Tipo Tender y contar con las características señaladas a continuación de forma enunciativa más
no limitativa, o lo indicado en las bases de licitación:
a) Piso antiderrapante de acuerdo con lo establecido en la Especificación Técnica P.3.0100.01 (ver numeral
8.4.4.5).
b) Excusado por cada 6 tripulantes.
c) Extractor de aire por cada 5 excusados.
d) Mingitorios con separadores por nivel de habitacional.
e) Regadera de servicio de agua fría y caliente con separadores y cortina por cada 6 tripulantes.
8.6.4.5
Despensa
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar con capacidad de almacenamiento de despensa como mínimo para 7 días en proporción
al número de tripulantes y cumplir con el punto 5.2.5 de la norma NOM-251-SSA1-2009.
8.6.4.6
Sala de recreación
La sala de recreación debe contar con los elementos que a continuación se indican de forma enunciativa más
no limitativa:
a)
b)
c)
d)
e)
Televisor a color, pantalla plana, sonido estereofónico, control remoto.
Equipo reproductor de video y DVD.
Juegos de mesa como mínimo.
Juego de sala y/o sillones confortables y proporcionales al tamaño del equipo.
Aire acondicionado libre de CFC.
8.6.4.7
Cuarto de lavandería
El cuarto de lavandería debe contar con los elementos que a continuación se indican de forma enunciativa más
no limitativa:
a) Lavadora eléctrica con capacidad para lavar mínimo 13 kg de ropa seca y de 1 HP
b) Secadora eléctrica con capacidad para secar mínimo 13 kg de ropa seca y de 1 HP
8.6.5
Consultorio médico
Mobiliario, equipo médico e instrumental necesario para cumplir con el funcionamiento del consultorio, atención
del personal por enfermedad ordinaria o por urgencias, y administración del mismo, el cual contemple lo
estipulado en la Norma Oficial Mexicana NOM-178-SSA1-1998 que establece los requisitos mínimos de
infraestructuras y equipamiento de establecimientos para la atención medica de pacientes ambulatorios.
8.6.5.1
Mobiliario
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar con un consultorio médico cumpliendo con los aspectos aplicables a las instalaciones
costa afuera de la NOM-197-SSA1-2000 que hace referencia a la NOM-178-SSA1-1998 Apéndices: A, G y H,
que amparan los requisitos de infraestructura y equipamiento de hospitales generales y consultorios de atención
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 56 DE 104
médica especializada, debe contar con mobiliario de las características y especificaciones enumeradas a
continuación de forma enunciativa más no limitativa y que deben ser entregadas una sola vez al inicio del
contrato.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
escritorio,
sillón,
silla de paciente,
archivero metálico,
refrigerador de 0,14 m3 (5 ft3),
engrapadora y perforadora,
anaquel metálico,
charola papelera,
locker (gabinete),
depósito para basura de acuerdo a lo indicado en la norma NRF-040-PEMEX-2005
camas individuales,
baño completo dentro o contiguo al consultorio, exclusivo para el servicio médico.
8.6.5.2
Equipo médico:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Un estuche de diagnóstico,
Un baumanómetro,
Un estetoscopio,
Un laringoscopio,
Un ambu,
Un equipo de resucitación con tanque de oxígeno, regulador humidificador y flutómetro, el cual debe ser
rellenado por el prestador del servicio cuantas veces sea necesario durante la vigencia del contrato,
g) Una maleta tipo pescador,
h) Un collar cervical duro y uno blando,
i) Un termómetro,
j) Una mesa de exploración,
k) Un banco de altura,
l) Un esterilizador,
m) Una vitrina,
n) Una lámpara de chicote,
o) Un trípie,
p) Una báscula con estadiómetro,
q) Una mesa de mayo,
r) Una camilla plegable,
s) Un recipiente para residuos biológico infecciosos de acuerdo a lo indicado en la norma NRF-040-PEMEX2005.
t) Un estuche con ampolletas para resucitación por sulfhídrico.
u) Esfigmomanómetro mercurial, aneroide o electrónico con brazalete de tamaño que requiera para su
actividad principal.
v) Estetoscopio biauricular.
w) Estetoscopio Pinard.
x) Estuche de diagnóstico (oftalmoscopio opcional)(2)
8.6.5.3
a)
b)
c)
d)
Instrumental:
Una pinza de Kelly recta y una curva,
Una tijera de mayo,
Un mango de bisturí,
Una pinza de mosco recta y una curva,
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 57 DE 104
e) Una pinza de disección con dientes y una sin dientes,
f) Un porta agujas, locker
g) Una udinera con tapa de acero inoxidable,
h) Una torundera de acero inoxidable,
i) Un riñón metálico,
j) Una pinza de traslado,
k) Una mascarilla de oxigeno,
l) Un catéter para oxigeno,
m) Una sonda gasogástrica,
n) Un lava ojos.
8.6.6
Oficinas
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar con oficinas, para el personal de PEP de forma enunciativa más no limitativa, como a
continuación se menciona:
a) Dos para PEP de las cuales una debe ser con vista al piso de perforación, en caso de no tener vista al piso
de perforación debe contar con circuito cerrado para visualizar dicho piso.
b) Una para el arrendador del servicio.
8.6.7
Equipo y periféricos de cómputo
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben de contar con equipo de cómputo para el desempeño de las actividades operativas y
administrativas, para recibir programas, solicitudes de transporte y control del personal, entre otros.
Debe de cumplir con el capitulo 5 sección 1 “Instalaciones eléctricas para todos los tipos de unidades”, capitulo
6 sección 6 “Instalaciones de maquinas e instalaciones eléctricas en áreas peligrosas” del código MODU-2010.
De acuerdo a la modalidad de contrato de arrendamiento, PEP definirá la modalidad de soporte técnico del
equipo de cómputo.
Un equipo multifuncional para copias impresión y escáner que sea compatible al utilizado por PEP, incluyendo
sus consumibles durante la vigencia del contrato.
8.6.7.1 Sistema de intercomunicación
Intercomunicador totalmente automático de teléfono como mínimo 15 estaciones para intercomunicación entre
los distintos puntos importantes de mando y operación de los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma
Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender.
Sistema de voceo de 5 canales con las siguientes ubicaciones del equipo:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
Consultorio,
Cuarto de control del equipo Convencional, Modular y Autoinstalable Tipo Tender o puente de mando,
Comedor,
Oficinas de geólogos, cuando aplique,
Contrapozo,
Cuarto de maquinas,
Extensión de popa,
Presas de lodos,
Cuarto de SCR´S,
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 58 DE 104
j) Unidad de cementación,
k) Taller de soldadura,
l) Potabilizadora,
m) Cuarto de bombas de lodos,
n) Sala de T.V,
o) Sala de juntas, cuando aplique,
p) Cuarto del capitán, cuando aplique,
q) Cuarto del supervisor de mantenimiento,
r) Oficina del supervisor de mantenimiento,
s) Oficina del superintendente de PEMEX e I.T.P.
t) Piso de perforación,
u) Changuero y
v) Área de temblorinas.
El sistema de voceo debe tener un canal de uso exclusivo de PEP.
La cantidad de bocinas y estaciones debe estar en función del diseño que certifique la casa clasificadora de
clase de los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable
Tipo Tender.
8.6.8
Malacate principal
Uno de los elementos importantes del equipo para perforación es el malacate que opera el sistema de izaje a
través del guarnido del cable, con la corona y polea viajera. El movimiento de las sartas para perforar y dar
mantenimiento a los pozos se realizan utilizando el malacate principal.
El cable de acero del malacate principal deberá cumplir con la especificación técnica P.2.0365.02, cable de
acero del sistema de izaje de los equipos de perforación, terminación y reparación de pozos petroleros.
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes Autoinstalable y Tipo
Tender deben contar con un malacate principal de izaje que debe estar dotado de:
a) Tambor principal.
b) Cabrestantes.
c) Flecha motriz.
d) Flecha selectiva.
e) Freno electromagnético o regenerativo.
f) Sistema de freno para protección de la corona, con tolvas de protección del conjunto completo.
8.6.9
Consola del perforador
El equipo con que debe contar la consola del perforador, es el siguiente:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
Palanca para el frenado del malacate principal.
Palanca para accionar el freno electromagnético.
Acelerador, embrague.
Palanca de velocidades.
Actuadores para Ensamble de Mesa Rotaria.
Bombas de lodos.
Freno de inercia.
Indicadores de presión.
Indicadores de emboladas por minuto de la bomba de lodos.
Indicador de torque.
Indicador del peso de la sarta.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 59 DE 104
l) Presión de bombeo.
m) Nivel en tanque de viaje.
n) Revoluciones por minuto en la Ensamble de Mesa Rotaria.
o) Contador total y parcial de emboladas de las bombas.
p) Totalizador de nivel de las presas, con alarma audible.
q) Totalizador de pérdida y ganancia en por ciento en línea de flote, con alarma audible.
r) Alarmas y circuitos de protección (neumáticos, mecánico, hidráulico, eléctrico).
s) Freno de corona.
t) Perforador automático, cuando aplique, según diseño del equipo.
u) Graficador de 24 horas de presión de bombeo, peso de la sarta, rpm, torque y emboladas por minuto
(E.P.M.).
v) Válvula de seguridad de paso de aire para el malacate neumático.
w) Control remoto de la bomba koomey.
Nota: Todos estos dispositivos deben de estar ubicados al acceso inmediato del perforador.
8.6.10 Bombas de lodos
Debe cumplirse con el capitulo 5 “Instalaciones eléctricas para todos los tipos de unidades”, capitulo 6
“Instalaciones de maquinas e instalaciones eléctricas en áreas peligrosas para todos los tipos de unidades” del
código MODU-2010.
Para el bombeo de los diferentes fluidos de perforación, terminación y reparación de pozos debe contar como
mínimo con dos bombas de lodos Triplex tipo marino de acción sencilla accionada con dos motores eléctricos
de CD de intermitentes y continuos, así como con una capacidad de perforación, de acuerdo a las bases de
licitación, con los siguientes accesorios como mínimo:
a) Bombas centrífugas horizontales de precarga, acorde con las capacidades de las bombas de lodos.
b) Amortiguadores de succión y pulsaciones.
c) Válvula de seguridad tipo B de calibración variable con un rango acorde a las presiones de trabajo de las
bombas de lodo. Sistema de lubricación y enfriamiento.
d) Sistema de lubricación y enfriamiento.
e) Herramienta necesaria para el mantenimiento.
f) Refaccionamiento requerido para la operación de las unidades durante la vigencia del contrato.
g) Charola ecológica con dimensiones para evitar derrames cuando se tenga que cambiar la hidráulica.
Para los casos de perforación superiores a 8 000 m se debe definir en las bases de licitación las
especificaciones de bombas de lodos adecuadas para tal fin.
El prestador del servicio debe presentar la documentación respectiva de los últimos mantenimientos de la parte
hidráulica y mecánica, no mayor a un año, además del programa de mantenimiento durante el desarrollo del
contrato.
8.6.11 Unidad de alta presión
Esta unidad debe dar apoyo a las diferentes actividades que se realizan en el pozo para: las cementaciones,
estimulaciones, pruebas, en caso de no venir equipada con esta unidad puede subcontratar este servicio, el
cual debe contar con las siguientes especificaciones de acuerdo a las bases de licitación:
a)
b)
c)
d)
e)
Capacidad de presión de trabajo y de prueba.
Sistema recirculador.
Bombeo con control automático de densidad.
Sistema de almacenamiento y dosificación de aditivos líquidos.
Sistema convencional de mezclado.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 60 DE 104
f) Niples, mangueras metálicas rígidas con articulaciones flexibles y válvulas.
8.6.12 Equipo rotatorio y de izaje
Debe cumplirse con el capítulo 5 “Instalaciones eléctricas para todos los tipos de unidades”, capítulo 6
“Instalaciones de maquinas e instalaciones eléctricas en áreas peligrosas para todos los tipos de unidades” del
código MODU-2010.
El equipo de izaje tiene como función principal levantar y bajar la sarta de perforación para que junto con el
equipo rotatorio, debe contar con los siguientes componentes, con características que se indican en la base de
licitación:
a) Polea viajera de acuerdo al diseño del equipo.
b) Unión giratoria o equivalente.
c) Cable de acero de perforación conforme a la especificación técnica P.2.0365.02, cable de acero del sistema
de izaje de los equipos de perforación, terminación y reparación de pozos petroleros. De acuerdo al diseño
del equipo. Al inicio del contrato debe instalarse un carrete de cable nuevo o contar con los resultados de los
análisis mecanográficos y pruebas de tensión garantizada del cable instalado en el malacate.
d) Ancla del cable de perforación.
f) Dos flechas de perforación (Kelly o equivalente) hexagonal con conexión inferior IF, con sustitutos y válvulas
de seguridad superior e inferior.
a) Sistema de impulsión superior (TOP-DRIVE) con motor que puede ser eléctrico o hidráulico.
b) Un Kelly spinner o equivalente (cuando aplique), incluye consola de control instalada en la consola del
perforador, así como las conexiones requeridas para su respectiva puesta en operación.
g) Múltiple de válvulas para Stand Pipe.
h) Múltiple de descargas de bombas.
Top-drive (Sistema de impulsión superior) completo hidráulico o eléctrico que proporcione un torque continuo.
8.6.13 Malacates auxiliares
Debe cumplirse con el capitulo 5 “Instalaciones eléctricas para todos los tipos de unidades”, capítulo 6 del
código MODU-2010.
Equipos que se deben de tener instalados en el piso de perforación, tipo neumáticos que permiten dar apoyo en
las diferentes maniobras que se realizan en el movimiento de materiales, equipos y herramientas dentro de la
instalación en lugares estratégicos para su mejor aprovechamiento.
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar con malacates de aire para maniobras y manejo de herramientas distribuidos como sigue:
Los malacates neumáticos o hidráulicos necesarios, todos deben contar con su guarda protectora y guía del
cable.
Los malacates neumáticos o hidráulicos requeridos de acuerdo a las bases de licitación; todos deben contar
con su guarda protectora y guía del cable.
8.6.14 Compresores de aire
Debe cumplirse con los capítulos 5 y 6 del código MODU-2010. En los equipos de perforación se requieren
equipos auxiliares que proporcionen aire, con características de acuerdo a las bases de licitación:
a) Compresores de aire con sistema de funcionamiento dual de paro y arranque, continuo o en banda, para
operar los embragues del malacate principal y Ensamble de Mesa Rotaria.
b) Compresor tipo volumétrico para el manejo de materiales a granel.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 61 DE 104
En los equipos de perforación se requieren equipos auxiliares que proporcionen aire, con las características de
acuerdo a las bases de licitación:
a) Compresores de aire con sistema de funcionamiento dual de paro y arranque, continuo o en banda, para
operar los embragues del malacate principal y rotaria.
b) Compresor tipo volumétrico para el manejo de materiales a granel.
8.6.15 Equipos de soldadura
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar con dos equipos de soldadura eléctrica de 400 A (ampere) y dos equipos de oxiacetileno
de corte y soldadura, con sus accesorios correspondientes (Maneral de corte, Maneral de soldadura, boquilla de
corte oxiacetileno, juego de manómetros, llave universal, refaccionamiento, destapa-boquillas, entre otros.
8.6.16 Mangueras de abastecimiento
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar con mangueras y tuberías de acero al carbón y de una longitud que aseguren el
abastecimiento de materiales a granel en forma independiente (agua, diesel, cemento, barita, lodo, entre otros.)
de los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender a embarcaciones y embarcaciones a los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma
Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender y contar con cabos de amarre, en ambos
costados (bandas, muelles) de las estructuras Fijas, Plataforma Autoelevable y Equipo Flotante y Autoinstalable
Tipo Tender.
8.6.17 Conexiones superficiales y de control
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender de perforación, terminación y reparación de pozos deben contar como mínimo con un sistema de
control superficial, para mitigar cualquier aportación o manifestación del pozo a superficie, para ello se requiere
contar con las siguientes herramientas, con características indicadas en las bases de licitación:
a) Sistema de control y operación de preventores.
b) Estaciones de control remoto para operar los preventores.
c) Múltiple de estrangulación, con 2 (dos) estranguladores ajustables manualmente y 2 (dos) hidráulicos con
consola de control remoto, de acuerdo a recomendaciones del API Boletín RP 53 (1997), resistente al ácido
sulfhídrico.
d) Mangueras de perforación blindada, bridadas o de conexión rápida, tipo coflexi o equivalente de prueba.
e) Brida adaptadora.
f) Desviador de flujo (Diverter) con salidas válvula hidráulica con empaque para tuberías de revestimiento o
preventor esférico con salidas laterales
g) Sistemas de preventores que pueden ser de las siguientes medidas 34,6 cm; 42,5 cm; 54 cm ó 52,7 cm (13
5
/8 in, 16 ¾ in y 21 ¼ in ó 20 ¾ in).
g1) Sistema de preventores de (5 M o 10 M o 15 M psi). Para H2S, según el arreglo que se indica a
continuación:
g1.1) Preventor esférico incluyendo elementos de empaque para operar en fluido de aceite, con conexión
bridada.
g1.2) Preventor anular sencillo para H2S con sus respectivos anillos con arietes de 12,7 cm (5 in).
g1.3) Carrete de trabajo de con bridas superior e inferior con sus respectivos anillos y accesorios completos
con dos salidas laterales terminadas en bridas con anillos respectivos 2 mecánicas y 2 hidráulicas, y
una válvula check:
g1.3.1) Carretes espaciadores de de diferentes medidas.
g1.3.2) Bridas adaptadoras de diferentes medidas.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 62 DE 104
g1.4)
Preventor anular doble con brida superior e inferior del mismo rango, con sus respectivos anillos
incluyendo elementos de empaque con accesorios estándar e incluyendo además:
a) Juego de Arietes (de acuerdo al preventor) con bonetes y arietes ciegos de corte.
b) Juego de Arietes de 12,70 cm (5 in) (de acuerdo al preventor).
c) Juego de Arietes de 8,89 cm (3 ½ in) (de acuerdo al preventor).
d) Juego de Arietes de 19,37 cm (7 5/8 in) (de acuerdo al preventor).
e) Juego de Arietes de 17,78 cm (7 in) (de acuerdo al preventor).
f)
Juego de Arietes de 25,08 cm (9 7/8 in) (de acuerdo al preventor).
g) Juego de Arietes de 24,45 cm (9 5/8 in) (de acuerdo al preventor).
h) Juego de Arietes variables de 11,43 cm –17,78 cm (4 1/2 in - 7 in) (de acuerdo al preventor).
i)
Juego de Arietes variables de 7,30 cm – 12,70 cm (2 7/8 in - 5 in) (de acuerdo al preventor).
g2) Equipo complementario:
g2.1) Desgasificador de vacío con capacidad de hasta 3 785,41 L/min (1 000 gpm) o lo que se indique en la
bases de licitación, cuya características principal es eliminar totalmente el aire, sulfuro de hidrógeno
gaseoso, los destilados volátiles y hasta el gas contenido en el fluido de perforación.
g2.2) Separador gas – lodo.
g2.3) Gabinete de laboratorio conteniendo equipo básico para análisis del fluido de perforación, que se enlista
a continuación:
a) Retorta de lodos para determinación del porcentaje (%) de sólidos, aceite y agua.
b) Balanza de lodos.
c) Pocillo y embudo Marsh para determinar la viscosidad del fluido.
h) Cable eléctrico de uso rudo para alimentación, conectores de potencia, tableros de control para los
componentes de los equipos de control de sólidos que cumplan con las normas de seguridad, el centro
de carga y los arrancadores deben ser a prueba de explosión.
i)
Motores eléctricos del equipo y sistema de arranque deben ser a prueba de explosión, así como los
accesorios para su operación, considerando instalaciones adecuadas para ambientes marinos costa
afuera.
Debe proporcionar también el material, mano de obra y conexiones para la instalación de los equipos en los
Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender
al inicio y durante el desarrollo de los trabajos.
8.6.17.1
Pruebas de Conexiones Superficiales de Control
Las pruebas de las CSC deben realizarse cuando se presenten los siguientes casos:
a) Para pozos exploratorios y de desarrollo, la frecuencia de las pruebas no deben de exceder de 28 días.
b) Al estar atravesando la etapa de la zona productora, la frecuencia de las pruebas debe ser como máximo
cada 14 días.
c) Las pruebas se deben realizar en los siguientes casos:
1) Cuando se instale el conjunto de preventores.
2) Al cambiar la etapa de perforación y antes de rebajar cemento y la zapata.
3) Al realizar algún cambio de los componentes o modificación del conjunto de preventores.
d) Las pruebas de funcionamiento de los BOPs deben realizarse una vez por semana.
8.6.18
Planta potabilizadora
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar con unidades desaladoras que produzcan agua potable para satisfacer las necesidades
de uso del personal y agua de perforación. El equipo (s) en cuestión debe contar con un registro de los
mantenimientos periódicos efectuados.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 63 DE 104
El agua producida por La unidad (es) anteriormente mencionada (s) debe cumplir con la norma NOM-127SSA1-1994 Salud ambiental, agua para uso y consumo humano - límites permisibles de calidad y tratamientos
a que debe someterse el agua para su potabilización. Puntos del 4.1 al 4.4 y/o su equivalente, que establece los
límites permisibles de calidad y tratamientos a que debe de someterse el agua para su potabilización. El
arrendador debe entregar un análisis trimestral de la calidad del agua, emitido por un laboratorio que debe estar
acreditado por la ema. El agua proporcionada para su consumo humano debe estar permanentemente dentro
de los límites permisibles de calidad en la mencionada norma.
8.6.19
Sistema de drenaje
Debe cumplir con la normatividad Capítulo II-1 parte B regla 21 de SOLAS-2009.
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar con un circuito cerrado de drenajes para evitar la caída de contaminantes al mar, de
acuerdo a lo especificado en el punto 8.2.3 de la norma NRF-140-PEMEX-2005 Sistemas de drenaje.
8.6.20 Sistema de tratamiento de agua residual
En las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos se generan dos tipos de aguas
residuales las cuales son: aguas negras, grises y las industriales que están formadas por aguas aceitosas y de
enfriamiento.
El prestador de servicio, debe cumplir con los dispositivos y equipos para el tratamiento de las aguas residuales
generadas en la instalación con lo especificado en la norma de referencia NRF-104-PEMEX-2008 (Sistemas de
Tratamiento de Aguas Residuales).
La instalación debe contar con una capacidad mínima de tratamiento de aguas residuales de acuerdo al diseño
del equipo o plataforma.
Las aguas tratadas deben cumplir con los parámetros de descargas especificados en la norma NOM-001SEMARNAT-1996.
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender deben contar con un tanque de almacenamiento de aguas industriales.
8.6.21 Quemador ecológico
Un quemador ecológico completo que cuente con inyección de aire y agua, que incluya sus accesorios y
componentes que consta de cabeza de combustión, toberas para llevar a cabo la mezcla de aire-hidrocarburos
3
con un diámetro de flujo mínimo 0,95 cm ( /8 in), pilotos que consuman gas butano y se encienda mediante un
dispositivo eléctrico, atomizador, compresor de aire con capacidad de generar 21,24 m3/min (750 ft3/min)
mínimo y a una presión de 5,62 kg/cm2 (80 psi), entre otros, de fábrica para 1 908 m3/día (12 000 bls/día)
mínimo. Debe estar instalado y funcionando interconectado al árbol de estrangulación con línea soldable
radiografiada con su respectiva cruceta para la derivación del flujo hacia el cañón o toberas, el cual debe ser
requerido desde el inicio del plazo del contrato y hasta su terminación. Así mismo debe dejar las conexiones
listas para la instalación de otro quemador.
8.6.22 Pruebas periódicas
El arrendador debe llevar a cabo durante la vigencia del contrato inspecciones (mediante un programa validado
por el representante de PEP, que incluya el equipo a probar, el tipo de inspección y prueba, la normatividad
aplicable para la prueba y para el personal que la realiza, los parámetros de aceptación, los resultados
obtenidos y los datos del certificado y del certificador), a los equipos principales; las inspecciones de pruebas
deben ser no destructivas (partículas magnéticas, líquidos penetrantes, ultrasonido industrial), pruebas
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 64 DE 104
operacionales, y de carga según aplique, con sus respectivas evidencias fotográficas a color, bajo las siguientes
alternativas:
Si previo al inicio del arrendamiento y la prestación de los servicios, los Equipos Convencionales y Modulares,
plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender no se encuentran trabajando para PEP,
las inspecciones deben ser efectuadas por el fabricante o un tercero autorizado por el fabricante (no debe ser el
arrendador) por parte de una compañía homologada con una casa clasificadora o por autoridad del país que
corresponda, debe contar con un certificado vigente que la acredite para efectuar este tipo de servicios.
Si previo al inicio del arrendamiento y la prestación de los servicios, los Equipos Convencionales y Modulares,
plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender ya se encuentran trabajando para
PEP y posicionada en alguna localización en aguas mexicanas del Golfo de México, las inspecciones deben ser
efectuadas por el arrendador, y este debe emitir un escrito a PEP garantizando el buen estado y credibilidad de
los equipos, debe mantener los certificados vigentes.
Las inspecciones se deben realizar a los equipos, sistemas, herramientas y accesorios que se enumeran de
forma enunciativa más no limitativa, y se mencionan a continuación:
a) Quemador.
b) Grúas.
c) Sistema de impulsor principal (Top drive).
d) Malacates auxiliares.
e) Grupos electrógenos.
f) Unidad de alta presión.
g) Torre de perforación.
h) Changuero.
i) Corona.
j) Bomba de lodos.
k) Sistema de control de sólidos.
l) Área de presas de lodos.
m) Potabilizadora de agua.
n) Árbol de estrangulación.
o) Unidad Koomey.
p) Tubo vertical (Stand pipe).
q) Planta tratadora de aguas negras.
r) Silos de cemento y Barita.
s) Estructura para fijar el conductor al casco de la plataforma Autoelevable (Texas deck).
t) Estructura móvil para accesar al conjunto de preventores (Spider deck).
u) Bote salvavidas y su pescante.
v) Heliplataforma.
w) Interior de la habitacional.
x) Sistema integral de aire acondicionado.
8.7
Seguridad industrial
Es el sistema de soporte de todos los demás sistemas que aplican en una instalación, incluye todos los
dispositivos básicos de protección primaria y secundaria de los equipos, tuberías y accesorios, para dar
respuesta inmediata en caso de presentarse algún trastorno en el proceso.
Debe cumplirse con lo estipulado en el código MODU-2010 capitulo 14 “Prescripciones de orden operacional”
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.7.1
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 65 DE 104
Sistema de evacuación, rescate y escape
Debe cumplir con la normatividad Internacional:
• SOLAS-2009 (Safety of Life at Sea; Seguridad de la vida humana en el mar) capítulo III “Dispositivos y
medios de salvamento” Parte C Regla 32.
• Código MODU-2010 capitulo 10 “Dispositivos y equipo de salvamento”.
• Código Internacional de Dispositivos de Salvamento (Código IDS)
• La resolución MSC.81 (70) del Comité de Seguridad Marítima de la Organización Marítima Internacional.
Las instalaciones costa afuera deben estar diseñadas, equipadas y organizadas a fin de proveer los medios
para una evacuación segura de todo el personal, bajo todas las posibles circunstancias de emergencia, debe
permanecer disponibles estas medidas, para su uso inmediato.
Debido a la ubicación geográfica de las instalaciones petroleras costa afuera estas deben estar diseñadas y
equipadas con dispositivos de seguridad y salvamento que prevengan y salvaguarden al personal que las
tripulan, así como contar con sus planes de emergencia, planos de ubicación de los equipos de salvamento e
implementar el continuo adiestramiento para el caso de que ocurra alguna contingencia, esta Norma de
Referencia debe estar en concordancia con el “Plan de respuestas a emergencias” de PEP en equipos de
perforación, terminación y reparación de pozos, vigentes.
Debe existir un conjunto detallado de instrucciones y figurar en varios lugares visibles de la instalación para la
evacuación de los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y
Autoinstalable Tipo Tender o para el remolque de plataformas Autoelevables y Equipos Flotantes y
Autoinstalable Tipo Tender a un lugar de resguardo seguro y una perfecta coordinación con control marino para
cuando se prevean tormentas fuertes; todo el personal que en ella labore debe estar familiarizado con tales
instrucciones.
Al planear cualquier operación en los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos
Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender, deben considerarse las condiciones meteorológicas previsibles y
aprobadas por el grupo multidisciplinario de trabajo del Plan de Respuesta a Emergencias por Huracanes y de
acuerdo a lo estipulado en dicho plan vigente; no debe iniciarse ninguna operación en caso de que no sean
favorables a la seguridad o puedan tornarse desfavorables con facilidad.
Los elementos mínimos que deben integrar el sistema de evacuación, rescate y escape son:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
Botes de salvamento y accesorios.
Balsas salvavidas.
Chalecos salvavidas y contenedores de resguardo.
Alarmas visibles y audibles.
Canastillas para transporte de personal (NRF-062-PEMEX-2002 Elementos de acceso - viudas, escalas y
pasarelas- entre muelles a embarcaciones y de embarcaciones a plataformas marinas).
Sistema de escape del chango de acuerdo al tipo de equipo ó plataforma, opcional a solicitud del usuario en
las bases de técnicas de la licitación.
Aros salvavidas.
Equipos de respiración de cascada y autónoma de presión positiva a solicitud del usuario en las bases de
licitación que cumpla con la NRF-239-PEMEX-2009. Equipo autónomo de respiración (SCBA).
Resucitador de oxígeno.
Rutas de escape (heliplataforma, muelle y habitacional).
El equipo de salvamento debe cumplir con los siguientes requisitos:
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 66 DE 104
a) Botes de salvamentos cerrados, autopropulsados deben de cumplir con la especificación P.9.1001.02, cada
uno con sistema de comunicación operando, provisto de equipo de supervivencia de acuerdo a SOLAS2009; para islas artificiales o Estructura Fijas Marinas.
b) Balsas inflables con capacidad de acuerdo a las reglas III/39 o III/40 de SOLAS-2009 complementándose
con NOM-010-SCT4-1994.
c) Chalecos salvavidas, de acuerdo al capitulo 10 sección 10 de SOLAS-2009 complementándose con NOM006-SCT4-2006.
d) Las alarmas visibles y audibles deben estar ubicadas y determinadas según la Tabla 1, de acuerdo con los
requerimientos de PEP.
Área
Alarma audible
Alarma visible
Piso de perforación.
1
1
Presas de lodos.
1
1
Cuarto de control.
1
1
Cuarto químico.
1
1
Cuarto de bombas.
1
1
Cuarto de máquina.
--
2
Cubierta principal.
4
2
Habitacional Nivel 1.
3
1
Habitacional Nivel 2.
3
1
Habitacional Nivel 3.
3
1
Comedor.
1
1
Cuarto de mando.
1
1
Tabla 1 Ubicación de alarmas
e) Las canastillas para transporte de personal (viudas) de acuerdo a la NRF-062-PEMEX-2002 elementos de
acceso (viudas, escalas y pasarelas) entre muelles a embarcaciones y de embarcaciones a los Equipos
Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender.
f) Sistema opcional de escape del chango de acuerdo al tipo de Equipos Convencionales y Modulares,
plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender.
g) Aros salvavidas, de acuerdo al capitulo 10 sección 12 de SOLAS-2009 complementándose con NOM-005SCT4-2006.
h) Equipos de respiración de cascada y autónoma de presión positiva de acuerdo a solicitud en las bases de
licitación y requerimientos de PEP, instalados en las siguientes áreas:
h1) Piso de perforación.
h2) Bombas de lodos.
h3) Habitacional con sus respectivos manifulls.
i) Cuatro resucitadores de oxígeno de 6 l/min, rellenables y con mascarilla.
Las rutas de escape de la heliplataforma, muelle y habitacional deben estar señalizadas de acuerdo al
diseño de los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y
Autoinstalable Tipo Tender.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.7.2
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 67 DE 104
Sistema de detección de gas, fuego y alarmas generales
Debe cumplir con lo establecido en NRF-210-PEMEX-2011, así como lo especificado en el capítulo II-2 del
SOLAS-2009 y capítulos 8 y 9 código MODU-2010.
Los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo
Tender de Perforación deben contar con un sistema de detección de fugas y/o incendios por medio de sensores
para monitorear las áreas cubiertas mediante alarmas visibles y audibles. El sistema debe estar integrado por
detectores de gas humo, gas sulfhídrico (H2S), gas combustible y detección de incendio, UV/IR, sistema de
aspersión, instalados en espacios y áreas en donde se pueden presentar posibles situaciones de riesgo que
puedan incidir sobre la seguridad del personal, instalación y medio ambiente. Toda la información monitoreada,
debe ser enviada a un panel de control que permita localizar por áreas el sitio donde se presente el problema. Las
alarmas generales, para todos los Equipos Convencionales y Modulares, plataforma Autoelevable, Equipos
Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender, visuales y audibles deben de apegarse a las regulaciones Mexicanas e
internacionales y las Normas de referencia NRF-210-PEMEX-2011 sistema de gas y fuego, detección y alarma,
así como la NRF-184-PEMEX-2007, Sistema de gas y fuego: CEP.
Adicionalmente cumplir con los siguientes requerimientos:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
Planos y diagramas de los sistemas de detección y alarmas.
Croquis de identificación de las zonas monitoreadas.
Manuales y catálogos de equipo instalado.
Especificaciones del equipo y materiales.
Inventario de equipos instalados.
Programa de inspección de mantenimiento y pruebas de los sistemas de detección.
Procedimientos de inspección, mantenimiento y pruebas de los sistemas de detección.
Registros de las inspecciones, mantenimiento y pruebas de los sistemas de detección.
Procedimientos de operación de los sistemas.
Certificado de los equipos de medición (explosímetros, entre otros) emitidos por casa certificadora.
Elementos que integran el sistema de detección de gas y fuego que se deben verificar para el cumplimento de
los requerimientos de PEP:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
Tableros de control y señalización.
Sensores de CH4 (gas combustible).
Sensores de H2S (gas sulfhídrico).
Sensores de humo.
Sensores de fuego.
Sensores de hidrogeno (en cuartos de baterías).
Detector múltiple portátil electrónico para H2S y CH4.
Kit de calibración.
Señalización.
Los instrumentos de detección de gas sulfhídrico (H2S), gas combustible y de incendios, deben tener alarma
audible que cubran las áreas principales de riesgo, y deben seleccionarse de acuerdo al medio donde deben
estar instalados. Los colocados por su uso en áreas donde existan probabilidades de presencia de gases o
vapores agresivos deben estar construidos de materiales resistentes a la corrosión para su instalación en áreas
abiertas, evitando el uso de accesorios adicionales de protección contra condiciones ambientales y riesgo de
impacto.
De acuerdo al Análisis de Riesgos y al Plan de Respuesta a Emergencias de la Instalación, los sensores de gas
H2S y combustible, se deben instalar en las áreas que se mencionan en la Tabla 2.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Área
Rev. 0
PÁGINA 68 DE 104
Sensor de gas H2S
Gas combustible
De vibradores (temblorinas)
1
1
De presas.
1
1
Piso de perforación.
1
1
Línea de flote.
1
1
Habitacional.
5
5
Tabla 2 Ubicación de sensores de gas de acuerdo a los análisis de riesgo de la instalación.
La ubicación de detectores de humo o fuego de acuerdo a la Tabla 3.
Área
Detector de humo
Detector de fuego
Piso de perforación.
1
1
Presas de lodos.
1
4
Cuarto de control.
1
4
Cuarto químico.
1
4
Cuarto de bombas.
1
4
Cuarto de máquina.
--
4
Cubierta principal.
4
2
Habitacional Nivel 1.
1 por camarote, oficinas
1 por camarote, oficinas
Habitacional Nivel 2.
3
1
Habitacional Nivel 3.
3
1
Comedor.
1
1
Cuarto de mando.
1
1
Tabla 3 Ubicación de detectores de humo y gas
El técnico responsable de detectar la presencia de gas en la instalación, debe contar con el equipo auxiliar de
seguridad siguiente:
a) Multiprobador de gases.
b) Un kit de calibración para detectores portátiles de gas.
c) Dos conos de viento.
8.7.3
Sistema contraincendio
El sistema debe cumplir con la normatividad:
• NOM-002-STPS-2010 Condiciones de Seguridad-Prevención y Protección Contra Incendios en los Centros
de Trabajo
• Los requerimientos de SOLAS-2009 capítulo II-2 “Construcción-prevención, detección y extinción de
incendios”.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 69 DE 104
• Código MODU-2010 Capítulo 8 “Espacios de maquinas sin dotación permanente para todos los tipos de
unidades” y el capitulo 9 “Seguridad contra incendio”.
• NRF-019-PEMEX-2011 Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo electrónico.
• NRF-115-PEMEX-2006 Mangueras para servicio contraincendio.
• NRF-127-PEMEX-2007 Sistemas Contraincendio a base de agua de mar en Instalaciones Fijas Costa
afuera.
• NRF-184-PEMEX-2007, Sistema de gas y fuego: CEP.
• NRF-210-PEMEX-2011, Sistema de gas y fuego detección y alarma.
Este sistema forma parte de la seguridad extrínseca, tiene como objetivo el proporcionar los medios necesarios
en la instalación para que se puedan controlar y/o extinguir rápida y efectivamente los incendios que se
presenten antes de que ocurran daños severos.
Elementos que integran el sistema activo contraincendio que se deben verificar para el cumplimento de los
requerimientos de PEP para los siguientes tipos de Equipos Convencionales y Modulares, plataforma
Autoelevable, Equipos Flotantes y Autoinstalable Tipo Tender:
8.7.4
Equipos Modulares, instalados sobre Estructuras Marinas Fijas
Equipos mínimos de seguridad y estaciones Contraincendio certificado de acuerdo con la LFMN y su
Reglamento, e internacional y debe contar como mínimo con lo siguiente:
Extintor de PQS de 680,4 kg (1500 lb) (masa) de polvo químico seco.
3
2
Bomba de 0,13 m /seg (2000 gpm) y presión de 7 kg/cm en la descarga.
El equipo modular debe contar como mínimo con lo siguiente:
Monitores para la protección del área de pozos,
Monitor en el área de temblorinas,
Monitores para protección al quemador,
Monitores en el piso de perforación; estos deben operar con un gasto de 0,0315451 m3/seg (500 gpm) cada
uno.
Extintores de polvo químico seco de mano, de 13,608 kg (30 lb) cada uno.
Extintores de polvo químico seco (PQS) capacidad de 68,04 kg (150 lb) (masa) de carretillas
Extintores de CO2 de 6,8 kg a 9,12 kg (15 lb a 20 lb) (masa) ubicados según el análisis de riesgo de incendio
del equipo.
Trajes completos de bomberos con sus respectivas hachas.
Sistema de contra incendio para el área de maquinas principales.
El equipo de seguridad no indicado, pero que se requiera por SOLAS-2009, MODU-2010 o cualquier otro
reglamento internacional, se debe considerar y cumplir con lo estipulado en dichas regulaciones.
Bombas de pozo profundo de capacidad de 300 m3/h cada una interconectadas a la red de contraincendio,
donde tendrán una presión de 7 kg/cm2 en toda la red de contraincendio.
Las cantidades de equipo contraincendio portátil (Extintores), será la que resulte de la aplicación de la NOM002-STPS-2010. Condiciones de seguridad- Prevención y protección contra incendios en los centros de trabajo.
En específico con lo definido en el apartado 7. Condiciones de prevención y protección contra incendios.
Motobomba de contraincendio de combustión interna de capacidad mínima de 0,13 m3/seg (2000 gpm). y una
presión de 7 kg/cm2 en toda la red de contraincendio, con arranque automático en forma local y remota desde la
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 70 DE 104
oficina del superintendente de PEP (considerar NRF-127-PEMEX-2007 sistemas contraincendio a base de agua
de mar en instalaciones fijas costa afuera).
8.7.5
Equipos Convencionales, instalados sobre Estructuras Marinas Fijas
Equipos mínimos de seguridad y estaciones contraincendio certificado de acuerdo con la regulación Mexicana e
internacional y debe contar como mínimo con lo siguiente:
Extintor PQS de 680,4 kg (1500 lb), debe contar con una bomba de 0,13 m3/seg (2000 gpm) y presión de 7
kg/cm2 en la descarga.
Extintores tipo PQS de 45,3 kg (100 lb).
Extintores tipo PQS de 61,2 kg (135 lb) en canastillas
Extintores tipo PQS de 48 kg
Hachas de bombero
Sistema de contra incendio fijo de CO2 para cuarto de maquinas principales que cumpla con la NRF-102PEMEX- 2004.
Las cantidades de equipo contraincendio portátil (Extintores), será la que resulte de la aplicación de la NOM002-STPS-2010. Condiciones de Seguridad- Prevención y Protección contra incendios en los centros de
trabajo. En específico con lo definido en el apartado 7. Condiciones de Prevención y Protección contra
incendios.
Extintores de CO2 de 6,804 a 9,126 kg (15 a 20 lb) (masa) ubicados según el análisis de riesgo de incendio del
equipo
Trajes completos de bomberos con sus respectivas hachas.
Sistema de contra incendio adecuado para el área de maquinas principales certificado por un organismo
reconocido por la Ley Federal sobre metrología y normalización o casa clasificadora, incluyendo un equipo de
seguridad no indicado, pero que sea requerido por la clasificadora, SOLAS-2009 u otro reglamento
internacional, deberá de ser considerado, y cumplir con lo estipulado en dichos reglamentos
Una motobomba de contraincendio de combustión interna de capacidad mínima de 0,1261804 m3/seg (2 000
gpm) y una presión de 7 kg/cm2 en toda la red de contraincendio.
8.7.6
Plataformas Autoelevables
Equipos mínimos de seguridad y estaciones Contraincendio certificado de acuerdo a reglamentos ABS. u otra
casa certificadora perteneciente a IACS y USCG, incluyendo un extintor tipo PQS de 680,4 kg ó 907,2 kg (1 500
lb ó 2 000 lb) (masa) de polvo químico seco. La red de contraincendio debe cumplir con la norma de referencia
NRF-127-PEMEX-2007 sistemas contraincendio a base de agua de mar en instalaciones fijas costa afuera.
La plataforma debe contar como mínimo con: 3 monitores para la protección del área de pozos, 1 monitor en el
área de temblorinas, 3 monitores para protección al quemador para cada una de sus dos posibles ubicaciones y
2 (dos) monitores en el piso de perforación; estos monitores deben operar con un gasto de 0,0315451 m3/seg
(500 gpm) cada uno.
Sistema de contra incendio fijo de CO2 para cuarto de maquinas principales que cumpla con la NRF-102PEMEX- 2004.
Los monitores para protección al quemador, deben estar ubicados en ambas bandas en las ubicaciones de
instalación del quemador, de acuerdo a la proximidad y condiciones de operación en las localizaciones.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 71 DE 104
Bombas contraincendio auxiliares con capacidad para alcanzar una presión de 7 kg/cm2 en toda la red.
Cuando una plataforma de perforación Jack Up (autoelevable) proporcione servicio a una plataforma satélite, y
la plataforma satélite cuente con un sistema propio de contraincendio, ambos sistemas deben de conectarse.
Cuando una plataforma de perforación Jack Up (autoelevable) proporcione servicio a una plataforma satélite, y
la plataforma satélite a ser intervenida no cuente con un sistema propio de contraincendio, la protección de
agua contraincendio (tres monitores para la protección del área de pozos) debe ser suministrada por la
plataforma Jack Up (autoelevable).
Requerimiento de extintores en los equipos de perforación Autoelevables, debe existir un mínimo de extintores
de acuerdo a los requerimientos de las operaciones como se señala a continuación (Tabla 4).
Ubicación
Extintores de PQS
Extintores de CO2
Heliplataforma.
1
1
Portátil de 13,61 kg (30 lb) PQS.
De carretilla 135 kg de PQS
1 Portátil de 9,07 kg (20 lb) CO2.
Habitacional.
10
Portátil de 13,61 kg (30 lb) PQS.
2 Portátil de 9,07 kg (20 lb) CO2.
Presas de lodo.
2
Portátil de 13,61 kg (30 lb) PQS
1 Portátil de 9.07 kg (20 lb) CO2.
Paquete de líquidos.
4
Portátil de 13,61 kg (30 lb) PQS.
Paquete de Maquinas.
2
1
Portátil de 13,61 kg (30 lb) PQS.
tipo carretilla de 135 kgs de PQS.
Paquete de bombas.
4
Portátil de 13,61 kg (30 lb) PQS.
Piso de perforación.
Patio de tuberías.
4
1
Portátil de 13,61 kg (30 lb)
PQS de 681,4 kg (1500 lb).
1 Portátil de 9,07 kg (20 lb) CO2.
Cuarto de control SCR.
Silos.
1
Portátil CO2 13,61 kg
2 Portátil de 9,07 kg (20 lb) CO2.
1 Portátil de 9,07 kg (20 lb) CO2.
Temblorinas.
1
Portátil CO2 13,61 kg
Cabina de control.
3
Portátil de 13,61 kg (30 lb) PQS.
Grúas (2).
2
Portátil de 13,61 kg (30 lb) PQS.
2 Portátil de 9,07 kg (20 lb) CO2.
1 Portátil de 9,07 kg (20 lb) CO2.
Tabla 4 Requerimiento de extintores en plataformas Autoelevables
8.7.7
Equipos Flotantes
Equipos mínimos de seguridad y estaciones Contraincendio certificado de acuerdo a reglamentos ABS. u otra
casa certificadora perteneciente a IACS y USCG, incluyendo un extintor tipo PQS de 680 kg ó 907 kg (1 500 lb
ó 2 000 lb) (masa) de polvo químico seco. La red de contraincendio debe cumplir con la norma de referencia
NRF-127-PEMEX-2007 sistemas contraincendio a base de agua de mar en instalaciones fijas costa afuera.
El equipo flotante debe contar como mínimo con: 3 monitores para la protección del área de pozos, 1 monitor en
el área de temblorinas, 3 monitores para protección al quemador para cada una de sus dos posibles
ubicaciones y 2 (dos) monitores en el piso de perforación; estos monitores deben operar con un gasto de
0,0315451 m3/seg (500 gpm) cada uno.
Sistema de contra incendio fijo de CO2 para cuarto de maquinas principales que cumpla con la NRF-102PEMEX- 2004.
Y también con los siguientes dispositivos de seguridad:
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 72 DE 104
a) Extintor tipo PQS de 1 500 lb.
b) Tablero de control y un Panel Mimic o equivalentes en el cuarto de control.
c) Detectores de humo en el área habitacional, cuarto de radio, cuarto de control, en las tomas de ventilación
en área habitacional, tanques de lodo a granel, cuarto de CO2, cuarto de SCR’s, talleres y almacenes.
d) Detectores térmicos en área procesadora de lodo, cuarto de sacos, cuarto de bombas de lodo.
e) Detector de flama en el cuarto de máquinas.
f) Sistema detector de fuego localizado cuarto de control, para detección en el cuarto de máquinas, cuarto del
generador de emergencia, cuartos de los impulsores A, C y E.
g) Equipo de contraincendio de la heliplataforma.- Cuenta con un sistema de combate de incendio que consta
de un tanque de concentración con bomba para suministro de agua del mar y una bomba impulsora. Hay
instalados 3 monitores de espuma que operan con un gasto de 1,893 L/min (500 gpm) cada uno y alcance
de 30 a 55 m
h) Bombas contra fuego: 3 de 90 m3 por hora.
i) Sistema de espuma sobre las presas de lodo.
j) Sistema de contra incendio fijo de CO2 para cuarto de maquinas principales que cumpla con la NRF-102PEMEX- 2004.
El Equipo Flotante contará como mínimo con: 3 monitores para la protección del área de pozos, 1 monitor en el
área de temblorinas, 3 monitores para protección al quemador para cada una de sus dos posibles ubicaciones y
2 monitores en el piso de perforación; estos monitores deben operar con un gasto de 500 gpm cada uno.
Los monitores para la protección al quemador, estarán ubicados en ambas bandas en las ubicaciones de
instalación del quemador, de acuerdo al aprovechamiento y condiciones de operación en las localizaciones:
Nota: En el resto de los equipos se solicita, tres bombas de pozo profundo de diversas capacidades dependiendo del
equipo, solo que no mencionan que estas deben estar interconectadas a la red de contraincendio.
Requerimiento de extintores en los equipos de perforación flotantes, debe existir un mínimo de extintores de
acuerdo a los requerimientos de las operaciones como se señala a continuación (Tabla 5).
Todos los equipos deben tener un programa de mantenimiento y debe haber unidades de relevo a fin de
mantener la mínima cantidad de equipos existentes a bordo.
a) Un sistema de alarma general visual y auditiva conforme a la NRF-210-PEMEX-2011 sistema de gas y
fuego, detección y alarma.
b) Un sistema de contraincendio fijo de CO2 para el cuarto de maquinas principales y pinturas.
c) Veinte estaciones de contraincendio equipadas con 5 mangueras de 30,48 m (100 ft) y 15 de 15,24 m (50 ft)
de longitud, con boquilla ajustable y válvulas.
d) Cinco equipos para bombero con accesorios.
e) Siete hachas para bombero.
f) Cinco aparatos portátiles de aire comprimido de 30 min.
g) Cinco aparatos portátiles de aire comprimido de 60 min.
h) Tres monitores de 113,56 m3/h (500 gpm) para protección del área del pozo (preventores).
i) Un monitor de 113,56 m3/ h (500 gpm) para protección del área de temblorinas.
j) Tres monitores de 113,56 m3/ h (500 gpm) para protección del quemador (babor o estribor).
k) Dos monitores de 113,56 m3/ h (500 gpm) para protección del área del piso de perforación.
l) Un monitor de 113,56 m3/ h (500 gpm) para protección del área de temblorinas.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Ubicación
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 73 DE 104
Equipo de contraincendio
Habitacional 1
06 Extintores de CO2 6 kg
03 Extintores de espuma.
80 Rociadores para alojamiento.
04 Mangueras contra incendio.
Habitacional 2.
06 Extintores de CO2 6 kg
02 Extintores de espuma.
72 Rociadores para alojamiento.
02 Mangueras contraincendio.
Cubierta.
04 Extintores de CO2 6 kg
06 Hidrantes.
03 Mangueras contraincendio.
01 Estación contraincendio.
Cuarto de cementación.
02 Extintores de CO2 6 kg
01 Mangueras de contraincendio.
Bombas de lodos.
03 Extintores de CO2 6 kg.
02 Mangueras de contraincendio.
Presas de lodos.
Laboratorio de lodos.
01 Extintores de CO2 6 kg.
02 Hidrantes.
01 Mangueras de contraincendio.
01 Extintores de CO2 6 kg
Temblorinas.
01 Extintor de CO2 6 kg
Cuarto de generadores.
03 Extintores de CO2 6 kg
Cuarto de SCR´s.
01 Extintores de CO2 6 kg
Taller eléctrico.
01 Extintores de CO2 6 kg
Banco de soldadura.
01 Extintores de CO2 6 kg
Almacén de sacos.
01 Manguera de contraincendio.
Tabla 5 Requerimiento de extintores en Equipos Flotantes
8.7.8
Equipos Autoinstalables Tipo Tender
8.7.8.1
Sistema de Salvamento, Seguridad y Ecología
El equipo de salvamento, seguridad y sistema de contraincendio debe cumplir con la normatividad nacional e
internacional vigente (SOLAS, Código MODU y U.S. Coast Guard, según aplique). Asimismo, para el sistema de
detección de gas, fuego y alarmas generales debe cumplir con la NRF-210-PEMEX-2008.
El equipo de seguridad no indicado en este apartado pero que sea requerido por la clasificadora, SOLAS u otro
reglamento internacional, deberá de ser considerado y cumplir con lo estipulado en dichos reglamentos.
Botes salvavidas totalmente cerrados autoadrizables, autopropulsados, con avituallamiento de acuerdo al
Convenio Internacional SOLAS última edición y sus correspondientes enmiendas, el Código Internacional de
Dispositivos de Salvamento (IDS) y la especificación técnica P.9.1001.02 para la adquisición y utilización de
botes salvavidas totalmente cerrados en PEMEX Exploración y Producción.
Los Botes salvavidas totalmente cerrados deben ser capaces de funcionar en condiciones meteorológicas por
mar encrespada, de acuerdo al código IDS, contando con un sistema de arranque eléctrico y un sistema de
arranque hidráulico, independientes entre sí, que sean recargables, debe contar con paro manual, debiendo
contar en su interior, con señalización e instrucciones de operación en idiomas español e inglés.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 74 DE 104
Debe contar con la capacidad de ir avante y atrás, con la asignación completa de personas, una marcha de 6
nudos, con una autonomía de 24 horas.
La capacidad del (los) bote (s) salvavidas deben cubrir el 100% de la capacidad total de la habitacional.
Balsas inflables de acuerdo al Reglamento Internacional SOLAS y sus correspondientes enmiendas.
De acuerdo a la normatividad internacional y de PEP, se requiere contar a bordo del equipo con chalecos
salvavidas suficientes para el 150% de la ocupación, los cuales deben reunir los requisitos establecidos en el
Código Internacional de Dispositivos de Salvamento (Código IDS), Convenio Internacional SOLAS, Norma
Oficial Mexicana NOM-OO6-SCT4-2006.
Extintores de polvo químico seco (PQS) capacidad 150 lb (masa) de carretillas.
Extintores de CO2 de 15 a 20 lb (masa), ubicados según el análisis de riesgos de incendios del equipo.
Detectores portátiles de gas consumibles y H2S con sus respectivos cargadores.
Kits de calibración para detectores portátiles de gas.
Exposímetro.
Trajes completos de bombero con sus respectivas hachas.
Señalamientos en idioma español del plan general de emergencia (habitacional y lugares estratégicos del
equipo autoinstalable tipo Tender), que cumplan con la regulación de una casa clasificadora perteneciente a la
I.A.C.S.
Resucitador de oxigeno.
Luces de obstrucción en el mástil y grúas.
Aros salvavidas con sus respectivos dispositivos de acuerdo al reglamento internacional de SOLAS y sus
enmiendas.
Sistemas contra incendios adecuado para el área de maquinas principales.
Sistemas de monitores de PVT en la posición del perforador.
Especificaciones de seguridad y misceláneos de los equipos:
Equipos mínimos de seguridad y estaciones contraincendio certificado de acuerdo a regulaciones de casas
clasificadoras pertenecientes a I.A.C.S., incluyendo extintor (es) de PQS de 1,500 lb ó 2,000 lb (masa) de polvo
químico seco.
El equipo autoinstalable tipo tender debe de contar con: Monitores para la protección del área de pozos,
monitores en el área de temblorinas, monitores para protección al quemador, monitores en el piso de
perforación, estos monitores deben operar con un gasto de 500 gpm cada uno, los monitores deberán incluir
sus válvulas, los cuales deberán de ser alimentados siempre y en todo momento por bombas de pozo profundo
(electrobombas) y en su caso por bombas de pozo profundo de combustión interna (motobomba de contra
incendio).
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 75 DE 104
Asimismo las electrobombas y bombas de pozo profundo de combustión interna deberán estar instaladas y
operando en la estructura fija de PEP.
Sistemas cerrados de drenaje de aceites y aguas aceitosas en el piso de perforación con cero descargas de
contaminantes al mar, incluyendo tanque recolector y un separador con capacidad suficiente para las aguas
aceitosas.
Bombas de pozo profundo (electrobombas) de capacidad de 272 m3/hora cada una interconectadas a la red de
contraincendios, donde tendrán una presión de 7 kg/cm2 en toda la red de contraincendio, instaladas en la
estructura fija de PEP.
La red de contraincendio debe cumplir con las Especificaciones Técnicas de PEMEX P.2. 0431.01 Y PEMEX
No. 01.0.26.
Motobomba de contraincendio de combustión interna de capacidad mínima de 2,000 gpm y una presión de 7
kg/cm2 en toda la red de contra incendio, con un sistema de respuesta automático para mantener la presión y el
flujo constante independientemente del número de monitores en uso, y con arranque automático en forma local
y remota desde la oficina de PEP. El sistema de arranque debe cumplir con el numeral 8.4.2.1 de la NRF-127PEMEX-2007.
La motobomba de contraincendio deberá estar instalada en la estructura fija de PEP.
Sistema de detectores de gas sulfhídrico (H2S), gas combustible, con sensores en las áreas principales de
riesgo como son área de maquinas, piso de perforación, presas y contrapozo, así como un sensor en la
administración de aire del paquete habitacional.
Todos los sensores deben contar con alarma audible y visible que cubran las áreas antes mencionadas así
como el comedor, sala de televisión y pasillos de la habitacional.
Asimismo, deberá contar con un sistema de respaldo de energía que asegure en todo momento su
funcionamiento, en caso de “BLACKOUTS”.
Sistema detector de fuego y humo, con sensores en las áreas principales de riesgo (cuartos de máquina y
habitacional). El sistema debe contar con panel de control para el monitoreo e incluir alarmas audibles y
visuales.
Paquete básico de seguridad industrial para cuantificar concentraciones de gas sulfhídrico H2S / Detector
múltiple portátil electrónico para gases con un rango de 0-99 PPM de H2S y con un rango de 0-99% de CH4).
Extinguidores de polvo químico seco de mano, de 20 lb (veinte libras) cada uno.
Contenedores con capacidad para los chalecos salvavidas requeridos en el contrato de arrendamiento, por
cada banda, una para el bote salvavidas y otra para las balsas salvavidas, almacenados en una caja en cada
banda. Cumpliendo con las disposiciones internacionales.
Charola colectora de fluidos vertidos sobre el área de la rotaria, la cual estará colocada por debajo del piso de
perforación y puede ser de fibra de vidrio o aluminio.
8.7.9
Plan de respuesta a emergencias
Todo Equipo ó Plataforma contratada por PEP, está sujeta a riesgos no controlados que pueden poner en
peligro la integridad o existencia de los trabajadores y a la instalación. Las estrategias de seguridad pueden
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 76 DE 104
minimizar los riesgos, pero no anularlos. Siempre existirá la posibilidad de que pueda ocurrir una emergencia
debido a la naturaleza de las operaciones, fenómenos naturales o conflictos socio-organizativos.
Lo importante en la prevención para la seguridad, es formar una actitud que nos permita responder
adecuadamente y en el momento oportuno.
El Plan nace del concepto de que no es posible eliminar la posibilidad de riesgo y que es necesario planear
nuestra respuesta, en una emergencia o desastre, para evitar o moderar los daños al personal, a las
instalaciones, a la comunidad y al medio ambiente.
Se debe entregar al inicio del contrato o bajo los términos estipulados en el mismo, en idioma español,
conforme a lo establecido en los lineamientos para la formulación de los planes de respuesta a emergencia,
dichos lineamientos deben ser solicitados a PEP y adicionalmente a lo establecido en la Resolución
CNH.12.001/10.
El plan debe considerar todos los escenarios de emergencia conocidos o probables, que contemple
procedimientos de evacuación, respuesta ante cualquier eventualidad durante el desarrollo del contrato y debe
de contener los roles, funciones y responsabilidades de cada persona que se encuentre a bordo de las
instalaciones. De acuerdo a la emergencia que se presente, este plan debe ser actualizado una vez que se
realice el análisis de riesgo de los procesos en el equipo para perforación, terminación y reparación así mismo,
cuando se realice un cambio de localización con estructura, equipo adosado entre otros, este “Plan general de
respuesta a emergencias en equipos de perforación y manteniendo de pozos División Marina” debe tener su
sustento en el Análisis de Riesgo de la instalación.
El plan de respuesta a emergencias debe cumplir con lo establecido en el código MODU-2010 capitulo 14
“Prescripciones de orden operacional” secciones 8 y 9.
Los ejercicios y simulacros de emergencia se utilizan para entrenar y familiarizar al personal con los diferentes
tipos de equipamiento y procedimientos disponibles en el equipo para evitar siniestros y para minimizar los
daños al equipamiento durante las emergencias.
La reglamentación de simulacros y ejercicios de emergencia en las instalaciones costa afuera determinan la
frecuencia de los simulacros. A continuación se indica la frecuencia que se aplica en general, aunque se le
puede modificar de acuerdo al resultado de la evaluación de cada simulacro.
a) Simulacro de control de brotes que no exceda catorce días.
b) Simulacros de combate de incendio que no exceda catorce días.
c) Simulacro de alerta de gas que no exceda catorce días.
d) Simulacro de abandono de equipo ó plataforma que no exceda catorce días.
e) Simulacro de hombre al agua que no exceda dos meses.
f) Simulacro de hombre accidentado que no exceda catorce días.
g) Simulacro de Derrame de Hidrocarburo o fluido de control que no exceda catorce días.
Todas las recomendaciones derivadas de las prácticas, simulacros y ejercicios, deben revisarse y actualizarse
mensualmente hasta su cumplimiento, bajo la coordinación del responsable de la Instalación.
El responsable de la Instalación, debe gestionar con la persona o área correspondiente (responsable de la
atención) los programas de atención de las recomendaciones derivadas de las prácticas, simulacros y
ejercicios, de acuerdo a la naturaleza de las mismas.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.7.10
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 77 DE 104
Verificaciones, inspecciones y pruebas de equipos y actividades de seguridad y salvamento
Los equipos de seguridad y salvamento deben de cumplir con la normatividad Mexicana e Internacional, tales
como: SOLAS-2009 capitulo última edición, Código MODU-2010 y recomendaciones de OMI.
Las inspecciones y pruebas de los equipos de seguridad y salvamento deben ser realizadas por personal con
capacidad para identificar los peligros y riesgos relevantes, y evaluar las condiciones identificadas conforme a la
NOM-010-SCT4-1994 (ver 8. a 8.25.1), NOM-005-SCT4-2006 (ver 6.1 a 6.3) y la especificación P.9.1001.02.
Se deben realizar como mínimo las verificaciones, pruebas de los equipos y actividades de seguridad y
salvamento de acuerdo con la frecuencia establecida en la Tabla 6.
8.7.11
Equipo de protección personal
El contratista debe realizar el estudio de higiene industrial y análisis de riesgo correspondientes para presentar
un plan de dotación de equipo de protección personal para sus trabajadores de acuerdo con los riesgos
identificados en la instalación acorde a la actividad por desarrollar y a las características y dimensiones físicas
de los trabajadores. Lo anterior, de conformidad con la NOM-017-STPS-2008 equipo de protección personalselección, uso y manejo en los centros de trabajo puntos 5.3., 5.4., 5.5, apéndice a y considerando para
aquellos riesgos por exposición de sus trabajadores a sustancias químicas. Así también, verificar que dicho
equipo de protección personal se encuentre en buenas condiciones de uso y vigilar que lo utilicen.
Antes de iniciar las actividades propias del contrato, debe presentar un plan de dotación de equipo de
protección personal para sus trabajadores que laboren o ingresen a instalaciones petroleras, áreas arrendadas
o concesionadas, los cuales deben ser los indicados a los riesgos identificados en dichas instalaciones.
En las instalaciones de PEP o áreas concesionadas o arrendadas al mismo, el personal del contratista o
arrendador debe utilizar el equipo de protección personal adecuado a la realización de sus actividades.
Durante la ejecución de los trabajos el personal contratista o arrendador debe utilizar el equipo de protección
personal adecuado a la realización de sus actividades.
El contratista o arrendador al ejecutar las operaciones, actividades o servicios amparados en un contrato con
PEP, debe en todo momento evitar los riesgos que puedan afectar la salud e integridad física de personas y
causar daños a las propiedades.
8.7.12
Equipo de protección personal
Únicamente se le debe permitir el acceso al personal que porte el equipo de protección personal establecida en
la instalación.
8.7.13
Equipo de protección personal de acuerdo al riesgo
Además debe utilizar durante el desarrollo de sus labores, el equipo de protección adecuado al riesgo al que
está expuesto y que debe cumplir con la regulación Mexicana e internacional. El EPP a utilizar son:
a) Guantes para trabajos generales, trabajos pesados y contra químicos.
b) Protección ocular, lentes y gogles de seguridad protección primaria de los ojos (lentes, gogles, pantalla
facial).
c) Equipo de protección respiratoria (polvo tóxico, nube tóxica, humo de soldadura y vapores orgánicos).
d) Chaleco salvavidas de trabajo.
e) Chaleco salvavidas para evacuación (abandono)
f) Equipo de protección auditiva (tapones y orejeras)
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Verificación
Verificación
y
contraincendio.
prueba
Frecuencia
de
bombas
de
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 78 DE 104
Responsable
Catorcenal.
Supervisor de mantenimiento mecánico.
Verificación y pruebas de extintores portátiles y
semifijos.
Catorcenal.
(REMI y REMI -MIXTO) Encargado de seguridad,
(ADMON.) persona designada por la MAI.
Censo de equipo de seguridad y contra incendio.
Catorcenal.
(REMI y REMI -MIXTO) Encargado de seguridad,
(ADMON.) persona designada por la MAI.
Verificación de grúas costa afuera.
Catorcenal.
Supervisor de mantenimiento mecánico y gruero.
Verificación de canastilla para transporte de
personal.
Catorcenal.
(REMI y REMI-MIXTO) Encargado de seguridad,
(ADMON.) persona designada por la MAI.
Verificación
perforación.
Catorcenal
Inspector técnico de perforación y perforador.
Catorcenal
Inspector técnico de perforación y perforador.
de
seguridad
a
equipo
para
Prueba de preventores y conexiones superficiales
y de control.
Supervisión de trabajos con riesgo.
Impartición de pláticas de seguridad.
Verificación de equipo para trabajos de altura y
retractiles.
Protección contraincendio en operaciones de
quema al quemador.
Inspección a equipos de Protección ambiental
(Tratadora de aguas negras, compactador de
basura, trituradora de alimentos y potabilizadora.
Verificación de los 13 sistemas de seguridad.
Recorrido y verificación de Acta de Comisión
Mixta de Seguridad e Higiene
Sistema eléctrico interno del bote (cargador de
baterías, baterías, alumbrado interior, alternador,
regulador de voltaje).
Arrancador del motor eléctrico del sistema de
izaje del malacate (Caja de conexiones, tablero
de control, gabinete del arrancador, revisión de
fusibles, pruebas de aislamiento al motor).
Motor eléctrico del malacate del bote de
salvamento (desmontaje, lubricación y cambio de
rodamientos, instalación y alineación de motor).
Motor de combustión interna del bote, marchas,
sistema de izaje, propelas, timón, ganchos y
cables de izaje.
Cada vez que
suceda.
(REMI y REMI-MIXTO) Encargado de seguridad,
(ADMON.) persona designada por la MAI.
Diario.
Superintendente, I.T.P., encargado de seguridad.
Catorcenal.
(REMI y REMI-MIXTO) Encargado de seguridad,
(ADMON.) persona designada por la MAI.
Cada vez que
suceda.
(REMI y REMI-MIXTO) Encargado de seguridad,
(ADMON.) persona designada por la MAI.
Catorcenal
Supervisor de Mantenimiento Mecánico
Catorcenal.
(REMI y REMI-MIXTO) Encargado de seguridad,
(ADMON.) persona designada por la MAI.
Catorcenal
Integrantes de la CMSH
Catorcenal
Supervisor de mantenimiento eléctrico.
Catorcenal
Supervisor de mantenimiento eléctrico.
Trimestral
Supervisor de mantenimiento eléctrico.
Catorcenal
Supervisor de mantenimiento mecánico.
Tabla 6 Verificaciones y pruebas de equipo de seguridad y salvamento
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Rev. 0
PÁGINA 79 DE 104
g) Equipo para soldador (careta, gogles para soldador, polainas y peto)
h) Sistema de comunicación adaptable al casco manos libres, de acuerdo con lo previsto en el numeral 8.2.2.1
de la NRF-058-PEMEX-2004, seguridad - equipo de protección personal - protectores auditivos determinación de la atenuación en oído real - método de prueba.
i) Equipo de protección contra caídas (arnés especial para chango, línea de posicionamiento (cola),
Autoretráctiles 3,05 m (10 ft), 6,10 m (20 ft), 15,24 m (50 ft), arnés para suspensión y elevación, andamios,
correas transversales de brazos cruzados, un sistema para transito vertical hombre segura para escalera de
la torre o mástil y un sistema de escape para chango), de acuerdo con lo previsto en la NRF-024-PEMEX2009 requisitos mínimos para cinturones, bandolas, arneses, líneas de sujeción y líneas de vida.
j) Equipos para bombero casco, botas, chaquetón y pantalón.
8.7.14
Señalización
La señalización en el interior del equipo ó plataforma genera directrices de conducta en los empleados. Estas
señales se dividen en preventivas, obligatorias, salvamento, prohibitivas e informativas que a través de la
combinación de una forma geométrica, un color y un símbolo, proporciona una indicación determinada y
relacionada con la seguridad, para la protección de la integridad física de los trabajadores, de la instalación y
del medio ambiente.
La señalización debe estar en cualquier idioma y en español, y la cantidad debe definirse de acuerdo a las
características del equipo, misma que debe ser conciliada con PEP.
El tamaño de las señales de seguridad e higiene deben cumplir con el numeral 8.6 “Dimensiones de la señales
de seguridad e higiene” de la NOM-026-STPS-2008 colores y señales de seguridad e higiene, e identificación
de riesgos por fluidos conducidos en tuberías.
Para el caso de Equipos instalados en Estructuras marinas Fijas se debe cumplir con la Especificación Técnica
de colores y letreros para identificación de instalaciones y vehículos de transporte. P.3.0403.01:2009 3ra
edición, colores y letreros para identificación de instalaciones y vehículos de transporte.
El significado de los colores debe ser el que se describe en la Tabla 7.
Letra
Color
Significado
A
Rojo
Prohibición y parada.
B
Azul
Obligación e indicaciones.
C
Amarillo
Tensión y peligro.
D
Verde
Seguridad y primeros auxilios.
Tabla 7 Interpretación de señalamientos
Las áreas de señalamiento se describen en las tablas 8 a 23.
Los señalamientos en la Corona, torre y changuero deben ser como se muestra en la Tabla 8:
No.
Señalamiento
Letra
Área
1
Uso obligatorio de cinturón de seguridad en trabajos en altura.
B
Changuero
2
Prohibido el paso a toda persona no autorizada.
A
Torre
3
Uso obligatorio de cinturón de seguridad en trabajos en altura.
B
Torre
Tabla 8 Ubicación de señalización en corona, torre y changuero
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 80 DE 104
Los señalamientos en la Subestructura y piso de perforación deben ser como se muestra en la Tabla 9:
No.
Señalamiento
Letra
Área
1
Prohibido fumar en el área de trabajo.
A
Piso rotaria
2
Uso obligatorio del equipo de seguridad.
B
Piso rotaria
3
Camine con precaución piso resbaloso.
C
Piso rotaria
4
Mantenga limpia esta área de trabajo, evite accidentes.
B
Piso rotaria
5
Extintor.
A
Piso rotaria
6
Extintor.
A
Subestructura
7
No obstruya el equipo de contraincendio.
A
Piso rotaria
8
No obstruya el equipo de contraincendio.
A
Subestructura
9
Ruta de evacuación.
D
Piso rotaria
b10
Evite caídas, use el pasamanos al subir o bajar escaleras.
C
Subestructura
11
Al levantar objetos pesados, doble las rodillas y no la espalda,
cuide su columna.
C
Piso rotaria
12
Regadera de emergencia.
D
Subestructura
13
Estación de lava ojos.
D
Subestructura
Tabla 9 Ubicación de señalización en subestructura y piso de perforación
Los señalamientos en el Área de preventores deben ser como se muestra en la Tabla 10:
No.
Señalamiento
Letra
Area
1
Peligro H2S puede estar presente.
C
Preventores
2
Prohibido fumar.
A
Preventores
3
Uso obligatorio de cinturón de seguridad en trabajos en altura.
B
Preventores
4
Mantenga limpia esta área de trabajo, evite accidentes.
B
Preventores
5
Política de seguridad y ecología.
B
Preventores
6
Precaución alta presión.
C
Preventores
7
Precaución no tocar las válvulas.
C
Preventores
8
Uso obligatorio de equipo de seguridad.
B
Preventores
Tabla 10 Ubicación de señalización en el Área de Preventores
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 81 DE 104
Los señalamientos en las Presas de lodo, cuarto químico, almacenes y cuarto de máquinas deben ser como se
muestra en la Tabla 11:
No.
Señalamiento
Letra
Área
1
B
3
Uso obligatorio de protección respiratoria.
Precaución uso de guantes de goma obligatorio al manejar
sustancias químicas.
Regadera de emergencia.
Presas de lodo
Silos barita /
cemento
Silos de barita
4
Estación lavaojos.
D
5
Ruta de evacuación.
D
6
Prohibido fumar.
A
7
Extintor.
A
8
Uso obligatorio de lentes de seguridad.
B
9
Mantenga limpia esta área de trabajo, evite accidentes.
B
2
B
D
Silos de barita
Silos de barita /
cemento
Presas de lodo
Silos de barita
Silos de barita /
cemento
Silos de barita /
cemento
Silos de barita /
cemento
Presas de lodo
11
Espacio reducido se requiere autorización de entrada, llame a
su supervisor.
Extintor.
A
12
Extintor.
A
Silos de barita /
cemento
13
Extintor.
A
Almacenes
10
C
Tabla 11 Ubicación de señalización en presas de lodo, cuarto químico, almacén y cuarto de máquinas
Los señalamientos en las Bombas centrifugas y bombas de lodo deben ser como se muestra en la Tabla 12:
No.
Señalamiento
Letra
Área
1
Uso obligatorio de protección auditiva.
B
Bombas Centrifugas
2
Mantenga limpia esta área de trabajo, evite accidentes.
B
Bombas Centrifugas
3
Precaución no tocar las válvulas.
C
Bombas Centrifugas
4
Uso obligatorio de protección auditiva.
B
Bomba de lodo
5
Mantenga limpia esta área de trabajo, evite accidentes.
B
Bomba de lodo
6
Precaución alta presión.
C
Multiple bombas
7
Precaución no tocar las válvulas.
C
Bomba de lodo
8
Uso obligatorio de equipo de seguridad.
Precaución al golpear con el marro use la herramienta
adecuada no la mano.
Extintor.
B
Multiple bombas
C
Multiple bombas
A
Bomba de lodo
9
10
Tabla 12 Ubicación de señalización en bombas centrífugas y bombas de lodo
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 82 DE 104
Los señalamientos en el paquete ó modulo de motogeneradores y compresores deben ser como se muestra en
la Tabla 13:
No.
Señalamiento
Letra
Área
1
No operar equipo en reparación.
C
Motogenerador
2
Uso obligatorio de protección auditiva.
B
Motogenerador
3
Peligro alto voltaje.
C
Motogenerador
4
Prohibido el paso a toda persona no autorizada.
A
Motogenerador
5
Extintor.
A
Motogenerador
6
Ruta de evacuación.
D
Motogenerador
7
Prohibido fumar.
A
Motogenerador
8
B
Motogenerador
C
Compresores
10
Mantenga limpia esta área de trabajo, evite accidentes.
Aire comprimido para tubería de 25,4 mm (1 pulg) para área de
compresores.
Mantenga limpia esta área de trabajo, evite accidentes.
B
Compresores
11
Ruta de evacuación.
D
Compresores
12
Prohibido fumar.
A
Compresores
13
Extintor.
A
Compresores
14
Precaución no tocar las válvulas.
C
Compresores
15
Precaución no camine no corra.
C
Compresores
16
Advertencia, maquinaria arranca sola.
C
Compresores
17
Peligro, no accionar este interruptor.
C
Compresores
9
Tabla 13 Ubicación de señalización en motogeneradores y compresores
Los señalamientos en los tanques de agua y tanques de diesel deben ser como se muestra en la Tabla 14:
No.
Señalamiento
Letra
Área
1
Uso obligatorio de cinturón de seguridad en trabajos en altura.
B
Tanque de diesel
2
Uso obligatorio de cinturón de seguridad en trabajos en altura.
B
Tanque de agua
3
Uso obligatorio de equipo de protección personal.
B
Tanque diesel / agua
4
Diesel para tubería de 101.6 mm (4 pulg).
C
Tanque de diesel
5
Diesel para tubería de 50.8 mm (2 pulg).
C
Tanque de diesel
6
Peligro inflamable.
C
Tanque de diesel
7
Mantenga limpia esta área de trabajo, evite accidentes.
B
Tanque diesel / agua
8
Precaución, no tocar las válvulas.
C
Tanque diesel / agua
9
Extintor.
A
Diesel
Tabla 14 Ubicación de señalización en tanques de agua y tanques de diesel
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 83 DE 104
Los señalamientos en áreas de temblorinas deben ser como se muestra en la Tabla 15:
No.
1
2
3
4
5
6
7
Señalamiento
Peligro H2S puede estar presente.
Prohibido fumar.
Extintor.
Uso obligatorio de equipo de seguridad.
Ley general del equilibrio ecológico.
Regadera de emergencia.
Estación lavaojos.
Letra
Área
C
A
A
B
B
D
D
Temblorinas
Temblorinas
Temblorinas
Temblorinas
Temblorinas
Temblorinas
Temblorinas
Tabla 15 Ubicación de señalización en áreas de temblorinas
Los señalamientos en el patio de tuberías deben ser como se muestra en la Tabla 16:
No.
1
Señalamiento
Al levantar objetos pesados, doble las rodillas no la espalda
cuide su columna.
Letra
Área
B
Tubería
2
Uso obligatorio de zapatos de seguridad.
B
Tubería
3
Uso obligatorio de guantes de seguridad.
B
Tubería
4
Uso obligatorio de equipo de seguridad.
B
Tubería
5
Uso obligatorio de lentes de seguridad.
B
Tubería
6
Prohibido fumar.
A
Tubería
7
Extintor.
A
Tubería
8
Políticas de seguridad y ecología.
B
Tubería
Tabla 16 Ubicación de señalización en patio de tuberías
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 84 DE 104
Los señalamientos en el segundo nivel habitacional deben ser como se muestra en la Tabla 17:
No.
1
Señalamiento
Este sanitario es para su conveniencia ayúdenos a conservarlo
limpio.
Letra
Área
B
Baños/habitacional
2
Evite caídas use el pasamanos al subir o bajar escaleras.
C
Habitacional
3
Sea precavido su familia lo espera.
C
Baños/habitacional
4
Mantenga este lugar limpio y aseado.
B
Baños/habitacional
5
Desechos orgánicos.
B
Comedor
6
Desechos inorgánicos.
B
Comedor
7
Prohibido fumar.
A
Habitacional
8
Salida.
D
Habitacional
9
Ruta de evacuación derecha.
D
Habitacional
10
Ruta de evacuación izquierda.
D
Habitacional
11
Extintor.
A
Habitacional
12
No se permiten armas de fuego ni bebidas alcohólicas dentro
de las instalaciones.
A
Habitacional
Tabla 17 Ubicación de señalización en el segundo nivel del área habitacional
Los señalamientos en el tercer nivel habitacional deben ser como se muestra en la Tabla 18:
No.
2
Señalamiento
Este sanitario es para su conveniencia ayúdenos a conservarlo
limpio.
Sea precavido su familia lo espera.
C
Baños/habitacional
3
Evite caídas use el pasamanos al subir o bajar escaleras.
C
Habitacional
4
Mantenga este lugar limpio y aseado.
B
Baños/habitacional
5
Prohibido fumar.
A
Baños/habitacional
6
Salida.
D
Baños/habitacional
7
Ruta de evacuación derecha.
D
Baños/habitacional
8
Ruta de evacuación izquierda.
D
Baños/habitacional
9
Extintor.
No se permiten armas de fuego ni bebidas alcohólicas dentro
de las instalaciones.
A
Baños/habitacional
A
Baños/habitacional
1
10
Letra
Área
B
Baños/habitacional
Tabla 18 Ubicación de señalización en el tercer nivel del área habitacional
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 85 DE 104
Los señalamientos en el primer nivel habitacional deben ser como se muestra en la Tabla 19:
No.
Señalamiento
Letra
Área
1
Evite caídas use el pasamanos al subir o bajar las escaleras.
C
Habitacional
2
Evite caídas use el pasamanos al subir o bajar las escaleras.
C
Sub estructura
3
Peligro alto voltaje.
A
Habitacional
4
Sea precavido su familia lo espera.
C
Habitacional
5
Prohibido fumar.
A
Habitacional
6
Salida.
D
Habitacional
7
Ruta de evacuación derecha.
D
Habitacional
8
Ruta de evacuación izquierda.
D
Habitacional
9
Extintor.
A
Habitacional
10
Desechos orgánicos.
B
Habitacional
11
Desechos inorgánicos.
B
Habitacional
12
B
Habitacional
A
Habitacional
14
Reportarse a la administración.
No se permiten armas de fuego ni bebidas alcohólicas dentro
de las instalaciones.
Días sin accidentes.
D
Habitacional
15
Gabinete de contraincendio.
A
Habitacional
13
Tabla 19 Ubicación de señalización en el primer nivel del área habitacional
Los señalamientos en la caseta de perforador, área de bomba Koomey y malacate deben ser como se muestra
en la Tabla 20:
No.
Señalamiento
Letra
Área
1
Precaución no tocar las válvulas.
C
Bomba Koomey
2
Precaución alta presión.
A
Bomba Koomey
3
Mantenga limpia esta área de trabajo, evite accidentes.
B
Bomba Koomey
4
Prohibido fumar en áreas de trabajo.
A
Bomba Koomey
5
Extintor.
A
Perforador
6
Mantenga limpia esta área de trabajo, evite accidentes.
B
Perforador
7
Botiquín de primeros auxilios.
D
Perforador
8
Uso obligatorio de equipo de protección auditiva.
B
Perforador
Tabla 20 Ubicación de señalización en caseta del perforador, área de bomba Koomey y malacate
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 86 DE 104
Los señalamientos en el Área de carga y descarga deben ser como se muestra en la Tabla 21:
No.
Señalamiento
Letra
Área
1
Precaución área de carga y descarga.
C
Carga/descarga
2
Evite colocarse debajo de cargas suspendidas.
C
Carga/descarga
3
Evite caídas use el pasamanos al subir o bajar las escaleras.
C
Carga/descarga
4
Precaución no tocar las válvulas.
C
Carga/descarga
5
Uso obligatorio de equipo de seguridad.
B
Carga/descarga
6
Extintor.
A
Carga/descarga
Tabla 21 Ubicación de señalización en área de carga y descarga
Los señalamientos en el múltiple de estrangulación deben ser como se muestra en la Tabla 22:
No.
2
Señalamiento
Precaución no golpear con el marro, use la herramienta
adecuada no la mano.
Tubería de alta presión, para tubería de 101.6 mm (4 pulg).
3
Precaución no tocar las válvulas.
C
Múltiple
4
Peligro no encender fuego.
A
Múltiple
1
Letra
Área
C
Múltiple
C
Múltiple
Tabla 22 Ubicación de señalización en múltiple de estrangulación.
Los señalamientos en el cuarto de control y potencia PCR deben ser como se muestra en la Tabla 23:
No.
Señalamiento
Letra
Área
1
Peligro alto voltaje.
C
PCR
2
Prohibido el paso a toda persona no autorizada.
A
PCR
3
Prohibido fumar.
A
PCR
4
Extintor.
A
PCR
5
Etiqueta de bloque y advertencia “peligro no operar “.
C
PCR
Tabla 23 Ubicación de señalización en cuarto de control y potencia PC
Los señalamientos en la heliplataforma deben cumplir con la NRF-174-PEMEX-2007, helipuertos de acero en
plataformas marinas fijas.
8.8
Salud en el trabajo
8.8.1
Elementos relacionados a salud en el trabajo
Para preservar el desarrollo de las actividades del personal que generen un riesgo potencial, el prestador de los
servicios debe presentar los estudios y programas que de manera enunciativa, más no limitativa se describen a
continuación, entre otros:
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 87 DE 104
a)
b)
Equipos y dispositivos a utilizarse en casos de alto nivel sonoro y vibraciones.
Estudio de ruido a lo establecido en la NOM-011-STPS-2001 condiciones de seguridad e higiene en los
centros de trabajo donde se genere ruido.
c) Estudio de Vibración de la instalación de acuerdo con lo establecido en la NOM-024-STPS-2001
vibraciones-condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo.
d) Estudio de Iluminación. De acuerdo a lo establecido en la NOM-025-STPS-2008.
e) Estudio de Temperatura. De acuerdo a lo establecido en la NOM-015-STPS-2001 condiciones térmicas
elevadas o abatidas - condiciones de seguridad e higiene.
f)
Programas de seguimiento de las recomendaciones derivadas de los estudios de ruido.
g) Registros de las acciones correctivas.
h) Formación de brigadas de "primeros auxilios".
i)
Programa de fumigación.
j)
Registros de fumigación.
k) Calidad del agua para servicios, uso y consumo humano de acuerdo con lo establecido en la NOM-127SSA1-1994 salud ambiental, agua para uso y consumo humano - límites permisibles de calidad y
tratamientos a que debe someterse el agua para su potabilización.
l)
Programas de muestreo de aguas residuales y potables.
m) Registros y informes de muestreo.
n) Planos y diagramas de plantas, equipos e instalaciones para la potabilización, almacenamiento y
distribución de agua.
o) Manuales de operación de plantas, equipos e instalaciones para la potabilización.
p) Registros y informes de inspección y mantenimientos efectuados.
q) Programa de capacitación de operación de plantas, equipos e instalaciones para la potabilización de agua.
r) Manejo de sustancias químicas de acuerdo a lo establecido en la NOM-010-STPS-1999 condiciones de
seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se manejen, transporten, procesen o almacenen
sustancias químicas capaces de generar contaminación en el medio ambiente laboral (modificada DOF27/feb/2001).
8.8.2
Atlas de riesgos
El arrendador o contratista, debe cumplir en el primer trimestre de la vigencia del contrato con la presentación
del Atlas de Riesgos, del centro de trabajo o instalación correspondiente y se debe contar con un plano de
localización de equipos, actualizado de la instalación, en el cual existan espacios donde registrar los datos
resultantes de la identificación, evaluación y control de los factores y agentes de riesgo a la salud presentes en
la instalación, determinados conforme a:
a) NOM-001-STPS-2008, relativa a las Condiciones Seguridad e Higiene.
b) NOM-005-STPS-1998, relativa a las condiciones de Seguridad e Higiene en los Centros de Trabajo para el
manejo, transporte y almacenamiento de sustancias químicas peligrosas.
c) NOM-010-STPS-1999. Condiciones de Seguridad e Higiene en los Centros de Trabajo donde se manejen,
transporten, procesen o almacenen sustancias químicas capaces de generar contaminación en el medio
ambiente laboral.
d) NOM-011-STPS-2001.Condiciones de Seguridad e Higiene en los Centros de Trabajo donde se genere
ruido.
e) NOM-012-STPS-1999, relativa a las Condiciones de Seguridad – Radiaciones ionizantes.
f) NOM-013-STPS-1993, relativa a las Condiciones de Seguridad – Radiaciones no ionizantes.
g) NOM-014-STPS-2000, relativa a la Exposición laboral a presiones ambientales anormales-condiciones de
Seguridad e Higiene.
h) NOM-015-STPS-2001, relativa a las Condiciones térmicas elevadas o abatidas.
i) NOM-017-STPS-2008, relativa a los Equipos de Protección personal – Selección, uso y manejo de los
centros de trabajo.
j) NOM-024-STPS-2001 Vibraciones-Condiciones de Seguridad e Higiene en los Centros de Trabajo.
k) NOM-025-STPS-2008 Condiciones de iluminación en los centros de Trabajo.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 88 DE 104
l) Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos y Organismos.
Cada área en las que está dividido el centro de trabajo o instalación se debe identificar con una clave (letras,
números romanos o arábigos), con el fin de relacionar fácilmente dicha área con los datos que le corresponden.
8.8.3
Medidas de control para los agentes o contaminantes
El arrendador o contratista, debe cumplir con la elaboración de guía general de medidas que pueden adoptarse
para lograr un adecuado control de los agentes de riesgo a la salud.
Las buenas prácticas de ingeniería señalan que durante el control de los agentes estresantes del ambiente
laboral, se deben analizar las siguientes secuencias de recomendaciones para establecer las medidas de
control y considerar como recurso final la protección al personal:
a)
a1)
a2)
a3)
Eliminación del agente o del contaminante en el punto de origen:
Modificar o sustituir un material tóxico por uno menos tóxico, que sea igualmente útil para los procesos.
Propuesta de cambio en el diseño del equipo, instalación o proceso de trabajo.
Orden, limpieza y mantenimiento de equipos e instalaciones.
b)
b1)
b2)
b3)
Control en el ambiente (medio):
Aislamiento de la fuente de contaminación, de los procesos, equipos y áreas.
Confinación de la fuente.
Ventilación local y general.
c)
c1)
c2)
c3)
c4)
Protección al personal de acuerdo a la NOM-011-STPS 2001
Aislar al trabajador.
Limitar el tiempo y la frecuencia de exposición.
Capacitación y adiestramiento.
Equipo de protección personal.
d) Protección del área de trabajo
d1) El contratista debe delimitar la zona, para impedir el paso de personal ajeno al área de trabajo, mediante
señalamientos convenientes (avisos, cintas, barras movibles, entre otros.), los cuales debe suministrar el
propio contratista, cuando exista el riesgo de caída de objetos o que personal ajeno pueda caer al vacío.
d2) En caso de que el contratista considere que por seguridad sea indispensable el bloqueo momentáneo de
puertas, áreas de circulación de personal, pasillos o salidas de emergencia, durante el desarrollo del
trabajo contratado, debe avisar con toda oportunidad al representante de PEP en la instalación para que
éste se lo autorice. Así también, debe colocar avisos y los señalamientos necesarios para indicar los
cambios en la circulación del personal y el riesgo generado que motivo tal bloqueo.
8.8.4
Avisos y estadísticas de accidentes y enfermedades de trabajo
El arrendador o contratista debe cumplir de acuerdo a lo establecido en la NOM-021-STPS-1994,
Requerimientos y Características de los Informes de los Riesgos de Trabajo que ocurran, para Integrar las
Estadísticas y Anexo S; dar aviso por escrito a la Secretaría del Trabajo y Previsión Social, y al supervisor y
área de seguridad de PEP de los accidentes de trabajo ocurridos.
El arrendador o contratista está obligado a elaborar y comunicar a la comisión de seguridad e higiene del centro
de trabajo, las estadísticas de los riesgos de trabajo acaecidos en el transcurso de cada año, así como informar
acerca de las causas que los motivaron, dichas estadísticas deben presentarlas a la Secretaría cuando ésta así
se lo requiera.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.9
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 89 DE 104
Protección ambiental
Los equipos convencionales, empaquetados, flotantes, tipo tender y las plataformas autoelevables de
perforación, terminación y reparación de pozos deben de cumplir con la normatividad oficial:
• NRF-040-PEMEX-2005 “Manejo de Residuos en Plataformas Marinas de Perforación y Mantenimiento de
Pozos”.
• NRF-261-PEMEX-2010. “Manejo integral de recortes de perforación impregnados con fluidos de control base
aceite, generados durante la perforación y mantenimiento de pozos petroleros”.
• LGEEPA título primero capítulo IV, título cuarto capítulo I, capítulo III, capítulo VI; Reglamento de LGEEPA
en materia de evaluación del impacto ambiental capítulo II.
• Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los residuos así como su reglamento.
• Reglamento de LGEEPA en materia prevención y control de la contaminación atmosférica.
• Reglamento para prevenir y controlar la contaminación del mar por vertimiento de desechos y otras materias.
• ANEXO “S” “Obligaciones de seguridad, salud ocupacional y protección ambiental de los arrendadores o
contratistas que realizan actividades en instalaciones de Pemex-Exploración y Producción”.
La Normatividad Internacional que se menciona a continuación:
• Los requerimientos de SOLAS-2009.
• Código MODU-2010 capitulo 14 secciones 2 y 3.
• MARPOL Anexo I regla 16, 17, 20 y 21, Anexo IV, Anexo V regla 4 y 9.
Así como los lineamientos emitidos por el Subsistema de Administración Ambiental (SAA) del Sistema de
Seguridad, Salud y Protección Ambiental, el cual su objetivo es identificar los aspectos ambientales y controlar
el impacto ambiental significativo, sobre el cual es posible tener influencia alguna, en relación a las actividades
asociadas con la exploración y la explotación de los yacimientos de petróleo y gas.
Los equipos y herramientas necesarios para detectar, evaluar, controlar y mitigar los riesgos en materia
ambiental de todos los procesos operativos de perforación de pozos, para proteger al personal, el medio
ambiente y las instalaciones. Se deben localizar todos los riesgos en un mapa ambiental ubicando los sistemas,
equipos y demás accesorios para proteger el ambiente (aire, agua y suelo).
8.10
Documentación Requerida
Documentación que debe entregar el Arrendador por cada tipo de equipo se especifica en la Tabla 24 de esta
Norma de Referencia.
1. Certificado de clase vigente, en la que se indique que el equipo arrendado este en clase.
2. Certificado Internacional de Prevención de la Contaminación por Hidrocarburos (IOPP), actualizado.
3. Certificado Internacional de prevención de la contaminación por aguas sucias (1973), actualizado.
4. Declaración de Hechos de última inspección de grúas.
5. Informe de inspección de pruebas no destructivas de los principales componentes del equipo
6. Plano de seguridad, arreglo general y salvamento.
7. Certificados de administración de seguridad internacional (CGS – ISM), actualizado.
8. Permiso de Permanencia en Aguas Nacionales. (Permisos de navegación en aguas nacionales).
9. No. de registro ambiental y No. Bitácora.
10. Título de concesión para descarga de aguas residuales.
11.Certificado de desratización o fumigación, actualizado.
12.Certificado de fabricación de cables, actualizado.
13.Certificado inspección de recipientes a presión, actualizado.
14.Certificado de fabricación: Estrobos, Eslingas, y Cadenas, actualizado.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 90 DE 104
15.Certificado Internacional para la Protección de Buques e Instalaciones Portuarias (PBIP - ISPS), actualizado.
16.Certificado de Seguridad para Unidades Móviles de Perforación Mar adentro, actualizado.
17.Certificado de Registro / Matricula, actualizado.
18.Certificado internacional de francobordo, actualizado.
19.Certificado de última inspección o mantenimiento de los botes salvavidas y su equipo de arreado,
actualizado.
20.Certificado de construcción de Botes salvavidas, actualizado.
21.Certificados de mantenimiento anual vigente de cada balsa salvavidas, la cual se verificará con el número de
serie.
22.Certificado de inspección y mantenimiento anual vigente del equipo contraincendio.
23.Certificado de Gestión de la Seguridad (del equipo autoinstalable tipo tender), actualizado.
24.Libro de estabilidad
25.Certificado de radiotelefonía o licencia de estación de radio, actualizado.
26. Certificado de Oficial de Protección del Buque vigente, emitido por marina mercante, cuando aplique. De
acuerdo a lo indicado en: inciso l del 8.2.2.1, inciso aa del 8.3.2.1, inciso bb del 8.4.2.1 e inciso u 8.5.2.1.
27.Informes de los resultados de la calibración de los dispositivos de seguridad (Gas y fuegos).
28. Carta patronal (cuando aplique) que acredite las habilidades y conocimiento del trabajador en la categoría a
desempeñar.
29..Documentación que avale la experiencia y capacitación requerida, de acuerdo a cada una de las categorías
requeridas en las bases de licitación:
A. Escolaridad: Certificados, Cédula profesional, Título profesional.
B. Cursos de capacitación.
C. Constancias de: Supervivencia en el mar, Contraincendio básico y avanzado, Primeros auxilios básico y
avanzado.
9
RESPONSABILIDADES
9.1
Contratistas y Arrendadores
a) Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta norma.
b) Cumplir con la normatividad Mexicana e internacional en la materia.
c) Cumplir las disposiciones en materia de seguridad industrial y protección ambiental, que establece PEP en
esta norma y en el contrato respetivo.
d) Contar con un plan de contingencia para atención a emergencias autorizado por PEP, e implementarlo
cuando sea necesario.
e) Contar con un “Seguro de Riesgo Ambiental” conforme se establece en el Artículo 147 Bis de la Ley General
del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente vigente.
9.2
Pemex Exploración y Producción (PEP)
a) Aplicar los requisitos de esta norma, en las actividades que se realicen para arrendamiento de Equipos ó
Plataformas Marinas de perforación, terminación y reparación de pozos.
b) Promover el conocimiento y cumplimiento de esta norma de referencia entre las áreas usuarias de PEP y en
la contratación de los servicios.
c) Difundir esta norma, tanto al personal de las áreas involucradas como a los prestadores de servicios.
d) Proporcionar los planos más actualizados de arribo de líneas submarinas al prestador de los servicios.
9.3
Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
9.3.1 Establecer comunicación con las áreas usuarias de PEP, así como con prestadores o contratistas, para
mantener actualizado el contenido y requerimiento de la presente norma.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 91 DE 104
9.3.2 La verificación del cumplimiento de esta norma debe ser realizada por el área usuaria, verificando y
atestiguando los trabajos realizados.
10
CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES
Esta norma de referencia tiene concordancia parcial con normas Mexicanas e internacionales indicadas en el
Capítulo de Referencias con los numerales indicados en el Capítulo 8 de Desarrollo.
11
BIBLIOGRAFÍA
11.1
200-27100-SI-104-0004 Procedimiento para determinar la incapacidad de los trabajadores enfermos o
lesionados frente a su puesto.
11.2
200-27100-SI-104-0005 Procedimiento para la reincorporación de los trabajadores a puestos
compatibles con su estado de salud
11.3
2000-27100-SI-102-0008. Procedimiento para establecer la compatibilidad entre los requerimientos del
puesto y perfil del trabajador.
11.4
205-21400-PA-318-010 procedimiento para el manejo de residuos sólidos en plataformas marinas
desviaciones a programas y objetivos
11.5
200-22100-PA-118-0003. Procedimientos operativos para el manejo de residuos peligrosos en PemexExploración y Producción.
11.6
PREE-SS-OP-005-2008 Plan general de respuesta a emergencias en equipos de perforación y
manteniendo de pozos División Marina.
11.7
API RP2L 1996 Recommended Practice for Planning, Designing, and Constructing Heliports for Fixed
Offshore Platforms. (Práctica recomendada para el planeación, diseño, y construcción de los Helipuertos para
las plataformas costa afuera fijas).
11.8
API Spec 2C-2004 Specification for Offshore Pedestal Mounted Cranes, (Especificación para las grúas
montadas en pedestal costa afuera).
11.9
BOEMRE The Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement (Oficina para la
administración, regulación y aplicación de la energía del mar), Edición 2010.
11.10
Convenio sobre Aviación Civil, Anexo 14, Volumen II, segunda edición 1995.
11.11
Manual de Helipuertos, Doc 9261-AN/903 de la OACI, Tercera Edición, 1995.
11.12
NFPA-418 Standard for Heliports 2001 Edition, (Estándar para los helipuertos).
11.13 P.3.0403.01: 2009 tercera edición colores y letreros para identificación de instalaciones y vehículos de
transporte.
11.14 P.9.1001.02 Botes salvavidas totalmente cerrados para instalaciones de Pemex Exploración y
Producción (segunda edición).
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 92 DE 104
11.15 PG-LO-OP-0001-2011 Procedimiento para el posicionamiento de plataformas y artefactos navales en el
área marina de influencia de PEP”.
11.16 Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de
Residuos Peligrosos.
11.17
Reglamento de la Ley de navegación, actualizada en el Diario Oficial de la Federación.
11.18 Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Primera
actualización 2007.
11.19 Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo, emitido por la Secretaría de
Trabajo y Previsión Social, publicado en el Diario Oficial de la Federación el día 21 de enero de 1997.
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
12.
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 93 DE 104
ANEXOS
Fijas con
equipo
Tipo tender
convencional autoinstalable
o aligerado
Descripción
Emisor
Flotantes y
Autoelevables
Casco, maquinaria y equipo (informe de última
inspección anual y/o especial, estatus de clase no
mayor a 2 mes emitido por la casa clasificadora).
Casa clasificadora.
X
X
Certificado
Internacional
de Cumplimiento de las reglas de MARPOL regulación 4
Prevención de la Contaminación por del Anexo I de la convección del IOPP, 1973, en
Hidrocarburos (IOPP).
cuanto a contaminación.
Gobierno de origen.
X
X
Certificado
Internacional
de
prevención de la contaminación por Avala la responsabilidad por contaminación del agua.
aguas sucias (1973).
Gobierno de origen u
Organización
autorizada por la
OMI.
X
Casa clasificadora.
X
X
Empresa certificada
por casa
clasificadora para
efectuar pruebas no
destructivas.
X
X
Plano de seguridad, arreglo general
Plano de distribución de equipos actualizado
y salvamento.
Fabricante de la
instalación.
X
X
- Documento de cumplimiento de las oficinas en
Certificados de administración de
tierra (DOC).
seguridad internacional (CGS –
- Certificado de gestión de la seguridad de la
ISM).
plataforma (SMC).
Obligatorio para
embarcaciones
mexicanas.
Documentación
Certificado de clase.
Declaración de Hechos de última Último informe de
inspección de grúas.
(Statement of Facts).
inspección
anual
de
grúas
Informe de inspección de pruebas Informe de estado de hechos de inspección y pruebas
no destructivas de los principales a sistemas de anclaje de equipos en piso de
componentes del equipo
perforación y herramientas utilizadas.
X
Tabla 24 Permisos, licencias, documentos y certificaciones que deben presentar los Arrendadores de las Plataformas y Equipos Marinos
convencionales, modulares, autoelevables, flotantes y tipo tender
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO Rev. 0
PÁGINA 94 DE 104
Fijas con
equipo
Tipo tender
convencional autoinstalable
o aligerado
Emisor
Flotantes y
Autoelevables
SCT (Dirección
General de Puertos y
Marina Mercante)
X
No. de registro ambiental y No. Autorización para manejo de residuos peligrosos y no
Bitácora.
peligrosos.
SEMARNAT
X
X
Autorización estatal para descargas en aguas
Titulo de concesión para descarga
residuales o comprobante de trámite de esa
de aguas residuales.
autorización.
CNA
X
X
X
SSA / bandera
mexicana, bandera
extranjera / Sanidad
internacional de la
Secretaria de Salud
X
X
X
- De grúa.
Certificado de fabricación de cables. - De malacates.
- De botes y balsas salvavidas.
Fabricante del
equipo.
X
X
- Silos,
de - Compresores,
- Tanques de almacenamiento.
Fabricante del
equipo.
X
X
De quien proporcione el servicio.
Fabricante del
equipo
X
X
SCT (Dirección
General de
Protección Marítima
y Portuaria)
X
Documentación
Descripción
Permiso de Permanencia en Aguas
Autorización para posicionarse en aguas nacionales.
Nacionales.
Certificado de desratización.
Certificado
inspección
recipientes a presión.
Certificado de fabricación:
- Estrobos,
- Eslingas, y
- Cadenas.
Emitido por compañía de control técnico de plagas con
licencia sanitaria emitida por la SSA.
Certificado Internacional para la Emitido por la autoridad marítima mexicana
Protección
de
Buques
e correspondiente o en caso de no contar con el
Instalaciones Portuarias (PBIP - certificado, PEP acepta copia trámite de dicho
certificado.
ISPS).
X
X
Tabla 24 Permisos, licencias, documentos y certificaciones que deben presentar los Arrendadores de las Plataformas y Equipos Marinos
convencionales, modulares, autoelevables, flotantes y tipo tender (continuación)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Documentación
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO Descripción
Emitido por la casa clasificadora para certificar que
Certificado de Seguridad para
está de acuerdo con las provisiones aplicables del
Unidades Móviles de Perforación
código de construcción y equipamiento de unidad
Mar adentro
perforadora móvil costa-fuera.
Emisor
Gobierno origen y/o
casa clasificadora.
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 95 DE 104
Flotantes y
Autoelevables
Fijas con
equipo
Tipo tender
convencional autoinstalable
o aligerado
X
Certificado de Registro / Matricula.
Emitido por el acuerdo del registrador y los nombres,
residencias y descripción de los dueños y proporción
en cada uno interesado en la embarcación
Registrador de
embarcaciones
X
Certificado
francobordo.
Emitido por un convenio internacional de 1966
modifica por un protocolo en 1988 bajo la autorización
del gobierno de origen
Gobierno origen y/o
casa clasificadora
X
Certificado de última inspección o
Emitido por una casa clasificadora aprobada por la
mantenimiento
de
los
botes
IACS.
salvavidas y su equipo de arreado
Casa clasificadora
X
Certificado de construcción
Botes salvavidas
de Emitido por una casa clasificadora aprobada por la
IACS.
Casa clasificadora
X
Certificados
de
mantenimiento
anual vigente de cada balsa Emitido por una casa clasificadora aprobada por la
salvavidas, la cual se verificará con IACS.
el número de serie.
Casa clasificadora
X
Certificado
de
inspección
y
Emitido por las leyes mexicanas S.C.T.D GMM y
mantenimiento anual vigente del
requisitos que marca la N.F.P.A y SOLAS-2009.
equipo contraincendio.
Casa clasificadora
X
Código internacional
por embarcaciones
de seguridad e
instalaciones de
puerto
X
internacional
Certificado de Gestión
Seguridad
(del
autoinstalable tipo tender).
de
de la
Verificado en acuerdo con la sección 19.1 en apartado
equipo
A del código PBIP
Tabla 24 Permisos, licencias, documentos y certificaciones que deben presentar los Arrendadores de las Plataformas y Equipos Marinos
convencionales, modulares, autoelevables, flotantes y tipo tender (continuación)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Documentación
Libro de estabilidad
Certificado de radiotelefonía
licencia de estación de radio.
Rev. 0
PÁGINA 96 DE 104
Flotantes y
Autoelevables
Fijas con
equipo
Tipo tender
convencional autoinstalable
o aligerado
Descripción
Emisor
Avalado por la casa clasificadora o administración de
la Bandera
Gobierno origen y/o
casa clasificadora
X
Secretaría de
comunicaciones y
transporte
X
o Emitido con el permiso de
comunicaciones y Transportes
la
Secretaría
de
Certificado de Oficial de Protección
Emitido por Marina Mercante
del Buque
Informes de los resultados de la
Verificación del funcionamiento de los sistemas de
calibración de los dispositivos de
detección de gas y fuego.
seguridad (Gas y fuego)
Carta patronal
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO Emitido por el representante legal de la compañía.
Documentación que avale la
Emitidos por Universidades, Institutos y centros de
experiencia
y
capacitación
capacitación reconocidos por la SEP y/o STPS.
requerida.
Secretaría de
comunicaciones y
transporte
X
Compañía
proveedora de
seguridad
X
X
X
Arrendador
X
X
X
Centros de
enseñanza /
Unidades de
capacitación
X
X
X
X
Tabla 24 Permisos, licencias, documentos y certificaciones que deben presentar los Arrendadores de las Plataformas y Equipos Marinos
convencionales, modulares, autoelevables, flotantes y tipo tender (continuación)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Tipo de herramienta
Elevador tope
tubería 18°.
para
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Especificación
técnica
13,97 cm (5 ½
12,70 cm (5
11,43 cm (4 ½
8,89 cm (3 ½
7,30 cm (2 7/8
6,03 cm (2 3/8 in).
in),
in),
in),
in),
in),
Cuñas para tubería.
13,97 cm (5 ½
12,70 cm (5
11,43 cm (4 ½
8,89 cm (3 ½
7,30 cm (2 7/8
6,03 cm (2 3/8 in).
in),
in),
in),
in),
in),
Cuñas de HTA.
24,13 cm (9 ½
20,32 cm (8
16,51 cm (6 ½
12,07 cm (4 ¾
7,94 cm (3 1/8 in).
in),
in),
in),
in),
Cuñas lastrabarrenas
3 1/8 in, 4 ¾ in, 6 ½
in, 8 in y 9 ½ in.
Collarines para HTA
7,94 cm (3 1/8 in),
12,07 cm (4 ¾ in),
16,51 cm (6 ½ in),
20,32 cm (8 in),
24,13 cm (9 ½ in).
Cuadros para conectar
o
desconectar
las
barrenas.
26 in,18 ½ in,14 ½ in,
10 5/8 in, 8 ½ in 7 5/8
in y 4 ½ in.
Rev. 0
PÁGINA 97 DE 104
Fijas con equipo
convencional o
aligerado
Equipo tipo Tender
X
3
7
1
2 /8 in, 2 /8 in, 3 /8
in, 3 ½ in,4 in, 4 ½ in
y 5 in.
Elevadores de cuña
3
7
de 2 /8 in, 2 /8 in, 3
1
1
/8 in, 3 /2 in, 4, 4 ½
in y 5 in.
X
X
Hidráulicas
o
neumáticas: 2 3/8 in
hasta
5
in
de
diámetro, incluyendo
adaptadores
e
insertos para cada
una de las medidas
de
tubería,
con
orejas
para
su
manejo y capacidad
de acoplarse a la
mesa
rotaria.
Asimismo,
debe
contar con operación
remota
desde
la
consola
del
perforador.
X
X
Flotantes y
Autoelevables
X
X
X
X
3 1/8 in, 4 ¾ in, 6 ½
in, 6 ¾ in, 8 in y 9 ½
in.
Tabla 25 Herramientas para el manejo de las diferentes Sartas de perforación
X
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Flotantes y
Autoelevables
Rev. 0
PÁGINA 98 DE 104
Fijas con equipo
convencional o
aligerado
Tipo de herramienta
Especificación
técnica
Herramientas para el
manejo de las tuberías
de perforación
2 3/8 in, 2 7/8 in, 3 1/8
in 3 ½ in, 4 in, 4 ½ in
y 5 in.
X
Herramientas para el
manejo
de
lastrabarrenas
2 3/8 in, 3 1/8 in, 4 ¾
in, 6 ½ in, 8 in y 9 ½
in in.
X
Llaves de apriete
Tipo “B” y “C”
X
Equipo tipo Tender
Llaves de fuerza.
Llave
roladora
neumática para una
presión de aire de 6,33
kg/cm2 a 8,44 kg/cm2
(90 psi a 120 psi)
8,89 cm a 24,13 cm
(3 ½ in a 9 ½ in)
X
X
Tipo DB, [8 986,58 kgm (65 000 lb-ft)].
C/ quijadas 8,89 cm
a 43,18 cm (3 ½ in a
17 in).
X
X
Tipo C, [4 838,93 kg-m
(35 000 lb-ft)].
C/ quijadas 6,03 cm
a 19,37 cm (2 3/8 in a
7 5/8 in).
X
X
Tipo SDD alto torque
[13 825,52 kg-m 100
000 lb-ft)].
10,16 cm a 43,18 cm
(4 in a 17 in).
X
X
Tipo B y tipo C de
todos los diámetros
llaves de alto torque
[13 825,52 kg-m (100
000 lb-ft)]
11,43 cm a 44,45 cm
(4 ½ in a 17 ½ in)
NO APLICA
X
Juego
llaves
tubería
revestimiento.
50,80 cm (20 in) y
76,20 cm (30 in).
X
X
para
de
X
X
(90000 lb-ft)
Tabla 25 Herramientas para el manejo de las diferentes Sartas de perforación (continuación)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 99 DE 104
Tipo de herramienta
Especificación
técnica
Flotantes y
Autoelevables
Fijas con equipo
convencional o
aligerado
Equipo tipo Tender
Un
conjunto
de
enrosque
y
desenrosque hidráulico
con
las
siguientes
características: presión
normal de operación
141 kg/cm2 (2 000 psi),
requisito de potencia
hidráulica de 113,56 L
por minuto – 132.49 L
por minuto (30 gpm 35 gpm), sistema de
posición
vertical:
carrera
(desplazamiento
vertical) 55,88 cm (22
in),
velocidad
de
desplazamiento
5,08
cm/seg (2 in /seg),
módulo de rolado 277
kg-m (2 000 lb-ft),
módulo de torsión:
rango de junta de
tubería 7,30 cm a 20,32
cm (2 7/8 in a 8 in),
máximo
ajuste
de
torque 7 604,5 kg-m,
torque (55 000 lb-ft) de
quiebre 10 372,5 kg-m
(75 000 lb-ft).
7,30 cm a 20,32 cm
(2 7/8 in a 8 in).
X
NO APLICA
X
Roladora hidráulica o
neumática
(para
aligerado).
7,30 a 20,32 cm (2
7
/8 in a 8 in).
X
X
Tabla 25 Herramientas para el manejo de las diferentes Sartas de perforación (continuación)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 100 DE 104
Tipo de herramienta
Especificación
técnica
Flotantes y
Autoelevables
Fijas con equipo
convencional o
aligerado
Gafas cortas y su
orificio
debe
medir
20,32 cm (8 in) de largo
con un diámetro interior
de 13,97 cm (5 ½ in)
con un grosor del
eslabón de 6,99 cm x
381 cm (2 ¾ in x 150
in).
350 t (para adaptarse
a elevadores de TP y
TR).
X
X
Gafas largas y orificio
debe medir 23,18 cm (9
1
/8 in), de largo con un
diámetro interior de
13,97 cm (5 ½ in). con
un grosor del eslabón
de 8,89 cm (3 ½ in),
con una longitud total
de gafas de 482,60 cm
(190 in).
500 t (para adaptarse
a elevadores de TP y
TR).
X
X
Bujes maestros
tazones.
Equipo tipo Tender
y
Tazón N° 1.
7,10 a 16,25 cm(2 7/8
in a 6 ½ in)
Tazón N° 2.
6,03 a 20,32 cm (2
3/8 in a 8 in).
X
X
X
Tazón N° 3.
24,3 cm (9 ½ in).
X
X
X
Flecha de perforación
hexagonal.
10,80 cm (4 ¼ in) y
13,34 cm (5 ¼ in).
X
X
X
Tabla 25 Herramientas para el manejo de las diferentes Sartas de perforación (continuación)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 101 DE 104
Especificación
técnica
Flotantes y
Autoelevables
Fijas con equipo
convencional o
aligerado
10,80 cm (4 ¼ in) y
13,34 cm (5 ¼ in).
X
X
Cuadros para conexión
y/o desconexión de
barrenas.
91,44 cm (36 in),
50,80 cm (20 in),
46,99 cm (18 ½ in),
44,45 cm (17 ½ in),
37,47 cm (14 ¾ in),
36,83 cm (14 ½ in),
31,12 cm (12 ¼ in),
26,99 cm (10 5/8 in),
21,91 cm (8 5/8 in),
21,59 cm (8 ½ in),
16,51 cm (6 ½ in),
5
14,29 cm (5 /8 in),
1
10,48 cm (4 /8 in).
X
X
Válvulas de seguridad
(pie)
Una para la T.P de
12,7 cm (5 in) con
conexión 5 XH (4 ½
in IF).
X
X
Una para la T.P de
11,43 cm (4 ½ in)
con conexión 4 1/2
XH (4 IF).
X
X
Una para la T.P de
8,89 cm (3 ½ in) con
conexión 3 ½ IF.
X
X
Una para la T.P de
7,30 cm (2 7/8 in) WT26.
X
X
Una para T.P 6,037
cm (2 3/8 in) EUE,
7
7,073 cm (2 /8 in) IF
(NC-31), 8,89 cm (3
½ in) IF (NC-38), 4 IF
y hydrill WT-38.
X
X
20,32 cm (8 in), DE,
conexión 16,83 cm (6
5
/8 in), reg.
X
X
Tipo de herramienta
Bujes
para
hexagonal.
flecha
Si aplica.
Válvulas
contrapresión
aplica).
(si
Equipo tipo Tender
Tabla 25 Herramientas para el manejo de las diferentes Sartas de perforación (continuación)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Tipo de herramienta
Especificación
técnica
16,51 cm (6 ½ in),
DE, conexión 12,70
cm (5 in), XH
12,07 cm (4 ¾ in),
DE, conexión 8,89
cm (3 ½ in), IF.
7,94 cm (3 1/8 in),
DE, conexión 7,30
cm (2 7/8 in), WT-26.
12,7 cm (5 in),
conexión 8,89 cm
(3 ½ in) IF.
Herramientas
mano.
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 102 DE 104
Flotantes y
Autoelevables
Fijas con equipo
convencional o
aligerado
X
X
X
X
X
X
X
X
Equipo tipo Tender
de
Llaves
(neumáticahidráulica).
P/ apriete de C.S.C.
X
X
Llave ajustable Stilson.
25,40 a 152,40 cm (10
in a 60 in).
X
X
Pericas.
25,40 a 45,72 cm (10
in a 18 in).
X
X
X
De cadena.
N° 13, 14, 15 y 16.
X
X
X (11)
Llaves de golpe: 5,08
7
cm (2 in), 4,76 cm (1 /8
in), 4,45 cm (1 ¾ in),
4,13 cm (1 5/8 in), 3,49
cm (1 3/8 in), 3,81 cm
(1 ½ in), 3,18 cm (1 ¼
in), 2,86 cm (1 1/8 in),
2,54 cm (1 in), 2,22 cm
(7 /8 in), 1,91 cm (¾in),
1,59 cm (5/8 in) mínimo.
De
todos
los
diámetros para C.S.C
X
X
Palas.
Redonda y cuadrada
X
X
Poleas.
10,16 cm (4
20,32 cm (8 in).
X
X
Marros.
3,63 kg, 4,54 kg, 5,44
kg, 6,35 kg y 7,26 kg
(8 lb, 10 lb, 12 lb, 14
lb, y 16 lb).
X
X
in),
X (4 y 6 lb.)
Tabla 25 Herramientas para el manejo de las diferentes Sartas de perforación (continuación)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Tipo de herramienta
Caja de
manual.
herramienta
NRF-037-PEMEX-2012
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Rev. 0
PÁGINA 103 DE 104
Especificación
técnica
Flotantes y
Autoelevables
Fijas con equipo
convencional o
aligerado
Desarmadores,
dados,
manerales,
llaves
españolas,
estrías,
Allen,
botadores, cinceles,
pinzas (eléctricas mecánicas - presión),
martillos,
cintas
métricas.
X
X
Equipo tipo Tender
Llaves hidráulicas o
neumáticas completas
para la instalación de
todas las conexiones
superficiales de control
Tipo Hi-Tork
X
Alza tubos o gatos para
tuberías (pipe jack)
para el manejo de TP
2 7/8 , 3 ½ y 5 in
X
Pinzas mecánicas
X
Juego de dados con
rach y maneral de
fuerza
X
Pinza de presión
X
Juego de llaves tipo
Allen
X
Desarmadores (planos
y estrella)
X
Martillo mecánico
X
Juego de llaves mixtas
X
Pinzas de puntas
X
Taladro
de
uso
industrial con juego de
brocas.
X
2 Lámparas.
X
Cinta métrica para
medir tubería de 50 m
ó 30 m.
X
Tabla 25 Herramientas para el manejo de las diferentes Sartas de perforación (continuación)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Tipo de herramienta
Marcadores
tubería.
PLATAFORMAS MARINAS PARA
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y
REPARACIÓN DE POZOS.ARRENDAMIENTO
Especificación
técnica
para
Flotantes y
Autoelevables
NRF-037-PEMEX-2012
Rev. 0
PÁGINA 104 DE 104
Fijas con equipo
convencional o
aligerado
Equipo tipo Tender
X
− 20
in de 78.6 a
129.33 lb/ft
− 16 in de 84 lb/ft a
109 lb/ft
− 13
3
/8 in de 68 a
72 lb/ft
− 11 7/8 in de 62.8 a
71.8 lb/ft
Probador de copas tipo
F para T.R:
− 11
¾ in de 60 a
79 lb/ft
− 10
X
3
/4 in de 55.5 a
73.2 lb/ft
−9
7
/8 in de 62.8 a
66.9 lb/ft
−9
5
/8 in de 53.5 a
61.1 lb/ft
−7
5
/8 in de 29.7 a
39 lb/ft
− in de 29 a 38 lb/ft
Tabla 25 Herramientas para el manejo de las diferentes Sartas de perforación (continuación)