Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf

NARANJILLOS 120 Bolivia

Programa de Perforación

Occidental Oil and Gas Corporation Vintage Petroleum Boliviana LTD NARANJILLOS 120 Programa de Perforacion Índice Sección A – Información General      

Pagina de Firmas Información General del Pozo Política de manejo del cambio OXY Bolivia -Colombia Lista de Contactos Instrucciones Generales Locación del pozo

Sección B – Prognosis de Geología A. B. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Figuras 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

GENERALIDADES DEL POZO GENERALIDADES GEOLOGICAS Objetivos Localización Estructura Topes Formacionales y presiones esperadas Programa de control Geológico Programa de perfilaje, pruebas RFT y toma de testigos Programa de recolección de muestras

Mapa de Localización Mapa geológico estructural en profundidad al tope de la formación Cangapi C Imagen Satelital Corte transversal a través de los pozos Correlación estratigráfica Columna estratigráfica Línea sísmica interpretada

Sección C – Información General del diseño de pozo  

Onepage Summary Análisis de Riesgos de Perforación (Drilling Risk Assessment)

Sección D – Información de Tiempos y Costos de Perforación  

Cuadro de Costos Curva de Tiempo y Costos

Sección E – Plan Direccional 

 

Perfil Direccional Registro de Desviación planeado Información Programa de Anticolisión

Sección F – Procedimiento de Perforación   

Plan general del pozo Protocolo de comunicaciones Procedimiento de Perforación

Sección G – Análisis de pozos cercanos 

Información de Pozos cercanos

Sección H – Información de ensamblajes de fondo - BHA  

Diagrama de ensamblaje para perforación de hueco de 12 1/4” Diagrama de ensamblaje para perforación de hueco de 8 1/2” x 9 1/2”

Sección I – Información de las Brocas  

Tabla resumen de Brocas Información técnica de las brocas

Sección J – Información del Fluidos de Perforación   

Tabla resumen fluidos y propiedades por secciones Programa de Fluidos Programa de Tratamiento y disposición de sólidos

Sección K – Información del Revestimiento  

Tabla resumen de las especificaciones del Revestimiento Diseño de StressCheck

Sección L – Estado Mecánico del Pozo Diagrama del estado mecánico del pozo

Sección M – Accesorios del revestimiento    

Diagrama de orden de bajada de Revestimiento de 9 5/8” Detalles de accesorios de revestimiento Especificaciones de los centralizadores Especificaciones de la cabeza de cementación

Sección N – Diseño de Cementación  

Diseño Cementación de 9 5/8” Revestimiento de Superficie Diseño Cementación de 7” Revestimiento de Producción

Sección O – Información del Cabezal 

Esquema y especificaciones del cabezal del pozo

Sección A Información General      

Página de Firmas Información General del Pozo Política de manejo del cambio OXY Bolivia -Colombia Lista de Contactos Instrucciones Generales Locación del pozo

Occidental Oil and Gas Corporation Vintage Petroleum Boliviana LTD

NARANJILLOS 120 Programa de Perforación Fecha: Noviembre, 2013

Escrito por:

_________________________________ Edwin López, DE

Revisado por:

_________________________________ Sergio Ayala, Operations Manager

Aprobado por:

_________________________________ Carlos Julio Rivera, DS

Aprobado por:

_________________________________ Claudia Malagon, RDT Manager

Aprobado por:

_________________________________ Stanley Hewitt, DM Colombia-Bolivia

Aprobado por:

_________________________________ Gonzalo Ruiz, General Manager Bolivia

Seccion A - Informacion General

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Información General Nombre del Pozo: Naranjillos 120 Área: Naranjillos LOCALIZACIÓN: NIT: AFE:

País: Bolivia

Provincia Andrés Ibáñez, Departamento de Santa Cruz, Concesión Naranjillos, Cuenca de Tarija, Bolivia 1015203023 1173096

1. COORDENADAS DE SUPERFICIE Coordenadas de Superficie del pozo DATUM WGS 1984: N: 8.010.657.942 m E: 469.250,975 m Coordenadas de Superficie del pozo DATUM PSAD 56: N: 8.011.038.530 m E: 469.405,720 m

2. COORDENADAS DE TARGET Coordenadas del target del pozo DATUM WGS 1984: N: 8.010.333,780 m E: 469.367,170 m Coordenadas del target del pozo DATUM PSAD 56: N: 8.010.714.000 m E: 469.522,000 m

COORDENADAS DE FONDO Coordenadas de Fondo del pozo DATUM WGS 1984: N: 8.010.253,919 m E: 469.367,170 m Coordenadas de Fondo del pozo DATUM PSAD 56: N: 8.010.714.000 m E: 469.522,000 m

Clasificación del Pozo: Tipo de Pozo:

Pozo de Desarrollo Pozo Desviado

Objetivos Geológicos: Arenas San Isidro Superior y Cajones Profundidad de los objetivos: Entre 1169 y 1339 m TVD RT Operado:

OXY-Vintage Petroleum Boliviana


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Profundidad Final (TD): 1474 m. MD RT Días de movilización y perforación: 17.02 días TD Peso del lodo: 8.8-9.0 ppg Tipo de Lodo: WBM Contratista de Taladros: SAN ANTONIO Nombre del Taladro: SAI-386 Tipo de Taladro: 700 HP Air Gap: 5.25 m Fecha tentativa inicio de perforación: 13 de Noviembre, 2013


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POLITICA DE MANEJO DEL CAMBIO Según Estándar de la Comunidad Global de Perforación de OXY No. STD_010: Manejo del Cambio (MOC) — Un proceso para controlar cambios en Operaciones, procedimientos, estándares, equipos, o personal que podría impactar el diseño aprobado, el criterio de operación y/o el desempeño en HES. Cambios después que el pozo o el proyecto han sido definidos están sujetos al proceso de MOC. Algunos cambios que sean menores pueden ser evaluados y manejados sin un documento escrito de MOC. Cambios significativos deberán ser identificados en un documento escrito de MOC. El manejo local requiere de un criterio para determinar si el MOC necesita o no un documento escrito. Roles & Responsabilidades Ingeniero de Perforación (DE) – Responsable por asegurar que todos los estándares sean seguidos durante las fases de planeación y diseño. Supervisor de Ingeniería de Perforación (DES) – Responsable de proveer la evaluación y revisión de la ingeniería y evaluar el impacto de los cambios de acuerdo al alcance del proyecto aprobado. Además de asegurar que todos los estándares sean seguidos. Gerente del Sitio de Perforación o Companyman (DSM) – Responsable por asegurar que todas las operaciones sean ejecutadas según el alcance del proyecto aprobado, los procedimientos y estándares establecidos. El DE, DS, y el equipo de yacimientos apoyaran al DSM con estas responsabilidades. Superintendente de Perforación (DS) – Responsable por iniciar el proceso de MOC para involucrar el personal necesario y hacer la evaluación apropiada del impacto de cualquier cambio al alcance del proyecto aprobado, o al diseño del pozo, o a los procedimientos o los estándares, y de documentar los cambios propuestos y asegurar todas las aprobaciones requeridas. Gerente de Perforación (DM) – Adicionalmente a proveer el documento MOC, el DM es responsable por comunicar cambios de nivel 3 o nivel 4 a las directivas de la unidad de negocios. Comunicar cambios de nivel 2 a las directivas de la unidad de negocios es a discreción del DM. El siguiente anexo muestra el formato del MOC del estándar de la Comunidad Global de Perforación de OXY.


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GLOBAL DRILLING ORGANIZATION MANAGEMENT OF CHANGE DATE:

BUSINESS UNIT:

PROJECT / WELL NAME: MOC LEVEL:

MOC #: ATTACHMENTS:

SECTION A – DESCRIPTION OF CHANGE Describe the change in this section. Do not describe the reason for the change – that is done in the next section. SECTION B – REASON FOR CHANGE List or discuss the factors that are making this change necessary.

SECTION C – EVALUATION SUMMARY List and/or describe all issues considered during the process of evaluating this change. Include a list of the personnel involved in the discussions regarding this change as well as meeting minutes for the discussions. If necessary, attach a copy of the risk register in which this change was evaluated. SECTION D – RECOMMENDATION / FORWARD PLAN Summarize or list the steps that will be taken as a result of this change.

APPROVALS (Review Attachment A of the Standard for Management of Change to determine the required level of approval for the given MOC Level) TITLE

SIGNATURE / DATE

TITLE

Project Drilling Engineer

Drilling Superintendent

G&G Representative

Drilling Manager

Drill Site Manager

RMT Leader or VP Operations / Exploration Manager

HES Specialist

Business Unit Manager

SIGNATURE / DATE

Drilling Engineering Supervisor


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NARANJILLOS Lista de Contactos Title / Role

Name

Country

Office #

General Manager

Gonzalo Ruiz

Bolivia

59133667711 (Santa Cruz)

-

[email protected]

Drilling Manager Colombia

Stanley Hewitt

Colombia

5716288306 (Bogotá)

-

[email protected]

Project Drilling Engineer

Edwin López

Colombia

59133667715 (Santa Cruz))

Drilling Superintendent

Carlos Julio Rivera

Colombia

Completion Engineer Advisor

Sergio Parra

Colombia

59133667704 (Santa Cruz)

(591) 71340338

Reservoir Development Team, Lead

Claudia Malagon

Colombia

5716288341 (Bogotá)

-

[email protected]

Geologist

Hamblet Davila

Colombia

5716288082 (Bogotá)

-

[email protected]

HES

Rafael Pelaez

Bolivia

(591) 33667700 (Santa Cruz)

Operations Manager

Sergio Eduardo Bolivia Ayala

Civil Engineer

Carlos Bonilla

Bolivia


59133667715 (Santa Cruz)

59133667703 (Santa Cruz) 5913667761 (Santa Cruz)

Mobile #

Email

(591) 71348441

[email protected]

(591) 71340314

[email protected]

[email protected]

[email protected]

(591)72123843

[email protected]

[email protected]

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Instrucciones Generales Alcohol, Drogas y todo tipo de narcóticos están estrictamente prohibidos. Cualquier incumplimiento a esta política es causa inmediata de despido. Los EPPs (Guantes, Casco, Gafas de seguridad, botas de seguridad y tapa oídos como mínimo) DEBERÁN ser usados todo el tiempo durante la permanencia en la locación de perforación. Cualquier tipo de joyería NO está permitida (anillos, cadenas, etc.). Todos los equipos de las Compañías de Servicios deberán estar completamente certificados con el código actual de colores de izaje o levantamiento antes de ser enviados a la locación de perforación. Dichos certificados deberán ser entregados al Toolpusher para su conocimiento. La compañía de servicios es responsable y encargada de que sus equipos sean re inspeccionados después de la fecha de vencimiento de la anterior revisión. Cualquier cambio al programa de perforación deberá ser previamente acordado con el Gerente de Perforación de OXY o con quien el delegue dicha autoridad antes de ser ejecutado. Cualquier cambio al programa de perforación no podrá ser llevado a cabo hasta que el documento MOC haya sido generado y firmado por el DES y el DM y enviado para ejecución al DS. Una reunión de seguridad pre-operación será llevada a cabo con todas las cuadrillas, y el supervisor de HES deberá liderarla y documentarla. El equipo BOP deberá ser probado a baja y alta presión, según el estándar de OXY, además esta prueba deberá ser periódica. Ver anexo al final de este programa el estándar de prueba de BOPs. Cualquier desviación de dicho documento deberá tener autorización escrita del DS o de su delegado de autoridad. LA BOP deberá ser pre-probada después de cualquier reparación y antes de de realizar el Drill-out del último revestimiento de producción o antes de iniciar operaciones de completamiento. Durante la instalación de la BOP, todas las pruebas de funcionamiento debaran ser realizadas. Una prueba al acumulador deberá ser realizada una vez por pozo preferiblemente después de la prueba de la BOP y antes de entrar en el yacimiento.


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Todos los Tool pushers, Perforadores y asistentes de perforador DEBEN tener al día la certificación del entrenamiento en control de pozo IWCF. El Rig Manager o el Tool pusher debera proveer un diagrama con las dimensiones de la BOP al perforador y al DSM. Siempre en locación debe haber Material densificante suficiente para incrementar el peso del lodo de todo el sistema en 3 ppg como mínimo. Cartas de viaje SERAN completadas durante cada viaje en hueco abierto. El pozo deberá mantenerse siempre lleno circulando y recibiendo en el tanque de viaje. Mud loggers deben llenar una hoja de viaje independiente. El procedimiento de cierre de pozo debe estar en la oficina del DSM y en la caseta del perforador. Debe realizarse el chequeo de flujo antes de sacar la sarta en hueco abierto, al tope de cualquier liner, en el zapato y antes de sacar el BHA a través de las BOPs en todos los viajes. Pruebas de flujo deben hacerse cada 30 minutos una vez se atraviese el yacimiento o tanto como sea requerido para asegurar que el pozo está en condiciones estáticas. La MAASP (Máxima presión anticipada en superficie) y el máximo ECD (Densidad equivalente de circulación) deben ser conocidas por el perforador y por los direccionales. El perforador deberá llenar una hoja de parámetros donde conste la presión de las bombas, el peso de la sarta arriba, abajo y rotando, durante cada conexión mientras este perforando. El perforador direccional debe llenar una hoja de parámetros por separado. Todo el equipo de flotación deberá ser revisado e instalado previo a ser utilizado en el revestimiento. Deberá estar limpio e inspeccionado. Todas las juntas deben ser inspeccionadas en su drift y la rosca. Únicamente personal encargado de la operación será permitido en el rig floor y en la caseta del perforador, de lo contrario deberá estar acompañando por personal de Oxy-Vintage o el supervisor de su empresa contratista.


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El contratista del taladro preparara un libro-registro donde aparezcan todos los componentes del BHA y deberá incluir la siguiente información: Fecha/Horas de uso del martillo Proveedor Diámetros Externos (cuerpo & cuello de Peso debajo del martillo (en el aire pesca) y en el lodo) Diámetros Internos (cuerpo & cuello de Peso debajo de cada Drill Collar pesca) Longitud (cuerpo & cuello de pesca) Peso debajo de los HWDP Numero serial Peso total del BHA El perforador mantendrá constantemente actualizado el tally de tubería. El perforador deberá verificar con los Mud Loggers y el Ingeniero MWD la profundidad en cada conexión. La compañía de Mud logging mantendrá un tally de tuberia completamente separado del que lleva el perforador y no copiara las longitudes medidas por el perforador. El contratista del Rig mantendrá un libro con los esquemas y medidas con todas las herramientas que sean bajadas dentro del pozo. Antes del inicio del pozo, se deberá actualizar el inventario de herramientas presentes en la locación. El Toolpusher y el perforador deberán seguir las instrucciones del DSM y deberán discutir con él cualquier cambio que se requiera antes de ser realizado.


10

LAYOUT POZO NARANJILLOS 120


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Sección B Prognosis Geológica

I.

PROPUESTA GEOLÓGICA A. GENERALIDADES DEL POZO B. GENERALIDADES GEOLOGICAS 1. Objetivos 2. Localización 3. Estructura 4. Topes Formacionales y presiones esperadas 5. Programa de control Geológico 6. Programa de perfilaje, pruebas RFT y toma de testigos 7. Programa de recolección de muestras Figuras  Mapa de Localización  Mapa geológico estructural en profundidad al tope del reservorio San Isidro Superior  Imagen Satelital  Corte transversal a través de los pozos  Correlación estratigráfica  Columna estratigráfica  Línea sísmica interpretada

1.

PROPUESTA GEOLÓGICA

A. GENERALIDADES DEL POZO POZO: CLASIFICACIÓN: PROFUNDIDAD TOTAL:

NJL-120 Pozo desviado de desarrollo 1473.82m MD / 1401.20m TVD / 750mTVDSS Elevación Terreno: 645.20 mts Elevación mesa rotaria: 650.20 mts

ELEVACIONES:

LOCALIZACIÓN:

Provincia Andrés Ibáñez, Departamento de Santa Cruz, Concesión Naranjillos, Cuenca de Tarija, Bolivia.

COORDENADAS DE SUPERFICIE PRELIMINARES POZO Superficie COORDENADAS Sistema de Coordenadas: Transverso Universal de Mercator POZO Objetivo: San Isidro Superior COORDENADAS Sistema de Coordenadas: Transverso Universal de Mercator POZO Profundidad total Programada COORDINATES Sistema de Coordenadas: Transverso Universal de Mercator

DATUN: WGS 1984 E N 469250.975

8010657.942

DATUN: WGS 1984 E N 469367.170

8010333.780

DATUN: WGS 1984 E N 469395.795

Seccion B - Prognosis geológica

8010253.919

DATUN: PSAD 56 E N 469405.728

8011038.534

DATUN: PSAD 56 E N 469522.00

8010714.00

DATUN: PSAD 56 E N 469550.55

8010634.51

2

2.

PROPUESTA GEOLÓGICA

OBJETIVO PRINCIPAL: FECHA ESTIMADA INICIO PERFORACIÓN: COSTO ESTIMADO TOTAL DEL POZO: OPERADOR: CONTRATISTA PERFORACIÓN/RIG: LODO PERFORACIÓN e INGENIERIA: SERVICIOS DE CEMENTACIÓN: SERVICIOS DE PERFILAJE: SERVICIOS DE DESVIACIÓN: NUMERO DE PROYECTO:

B. 1.

San Isidro Superior e Inferior 13 de Noviembre de 2013 US$ 4,602,541 Vintage Petroleum Boliviana SAI 386 MI Swaco Schlumberger Schlumberger Schlumberger 1173096

GENERALIDADES GEOLOGICAS

Objetivos NJL-120 va a ser un pozo desviado de desarrollo propuesto para producir las reservas de gas asociadas con las areniscas de la formación San Isidro Superior e Inferior como objetivo principal. Igualmente, el yacimiento Cajones A es también considerado como objetivo potencial. El objetivo principal fue propuesto basado en el modelamiento geológico 3D en Petrel realizado durante el presente año y el posterior análisis de simulación numérica que dio como resultado la evaluación e identificación de aéreas potenciales para el desarrollo y explotación de reservas remanentes de gas. Riesgos: La lista de riesgos asociados con el comportamiento del pozo que fueron identificados durante el análisis técnico en los objetivos principales son: 

Existe el riesgo latente de posibles incertidumbres en la conversión tiempo profundidad si el modelo sísmico 3D no hubiese sido migrado adecuadamente.


3



Posible interferencia con los pozos cercanos que producen de los objetivos del pozo (dentro de la zona de drenaje). La decisión final sobre las zonas a ser completadas en este pozo será realizada una vez las curvas del perfil estén disponibles y la evaluación geológica/petrofísica sea realizada. La siguiente tabla muestra los valores esperados de metros de arena neta total (NetSand) y de arena neta petrolífera (NetPay) para el target principal San Isidro Superior

RESERVORIO

NETSAND ESPERADO (metros)

NETPAY ESPERADO (metros)

OBJETIVO

San Isidro Superior

9.19

6.24

Objetivo Principal

Cajones A

13

10

Objetivo Secundario

3.

Localización El pozo NJL-120 va a estar ubicado aprox. 724 metros al noreste del punto de entrada del pozo NJL-X105 en la formación San Isidro Superior y a 577 metros al sur del punto de entrada del pozo NJL-X022 de la misma formación.

4.

Estructura El campo Naranjillos es una estructura anticlinal con cabeceo hacia el sur limitado al norte por una falla de rumbo y hacia el este por una falla de cabalgamiento. Se espera el punto de entrada a la formación San Isidro Superior se realice aproximadamente en la cresta de la estructura anticlinal y este punto va a ser encontrado a -517.56 metros bajo el nivel del mar, aprox. 5.57 metros estructuralmente más alto que NJL-X105.


4

5.

Topes Formacionales y presiones esperadas

La siguiente tabla muestra los valores esperados de topes formacionales, arena neta y arena neta petrolífera para el objetivo principal así como las presiones esperadas.

FORMACIÓN

RESERVORIO

Tariquia

Cajones Superior

Cajones Inferior TD

MD (mts)

0 San Isidro Superior San Isidro Inferior Santa Cruz Cajones A Cajones A1 Cajones B Cajones C TD

6.

TVD (mts)

0

TVDSS (mts)

ARENA NETA (mts)

ARENA PRESIÓN PRESIÓN DE NETA CON DE FORMACIÓN OBSERVACIONES PETROLEO FORMACIÓN (PPG) (mts) (PSIA)

645.2

1227

1169

-518

1260 1308 1344 1359 1372 1408 1474

1201 1245 1279 1293 1306 1339 1401

-549 -594 -628 -641 -654 -688 -751

9.19

6.24

1120

5.47

OBJ. PRINCIPAL

13

10

1320

5.89

POTENCIAL

46

31

1270

5.54

POTENCIAL

Programa de control Geológico o Una prueba anticolisión fue realizada con los pozos más cercanos NJL-X016, NJL-X003 y NJL-X105 dando como resultado que no existen riesgos de colisión (ver reporte de anticolisión para más detalles). o No se recomienda cerrar ningún pozo durante la perforación del pozo NJL-120. o La ventana de tolerancia establecida durante la perforación es de 80 metros con especial seguimiento mientras se cruce la profundidad del objetivo principal San Isidro Superior.


5

7.

Programa de perfilaje y pruebas MDT Pozo: NJL-120

CURVA

INTERVALOS

1. GR

Desde Profundidad Final hasta el zapato de cañería de superficie a 428 metros (correr GR hasta superficie dentro de la cañería de superficie)

2. AIT-SSPEX (CNLLDL)-GR

Desde Profundidad Final hasta el zapato de la cañería de superficie.

3. MDT-GR (Presiones) 4. CBL-VDLCCL-GR

25 puntos Desde Profundidad Final hasta tope de cemento + 100 metros


ESCALAS EN PROFUNDIDAD DEL PERFILAJE GR: 0-150 HCAL: 10 - 20 1 : 200 1 : 500 1 : 1000 GR: 0-150 DTCO, DTSM :24040 RHOZ: 1.9-2.9 (gr/cc) TNPH: 0.45 -0.15 HDRA: -0.25-0.25 PEFZ: 0-10 HCAL: 10-20

GR: 0-150 CBL: 0-10/50 MV VDL: 200-1200 Ms/ft.

1 : 200 1 : 500 1 : 1000

1 : 200

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8.

Programa de recolección de muestras

Tamaño del Agujero

Intervalo

Frecuencia de recortes de perforación

9-1/2"

428 – 1474

Dos (2) muestras húmedas y sin lavar cada 3 metros. Dos (2) muestras secas y lavadas cada 3 metros.

CAMPO NARANJILLOS POZO NJL-120

El pozo de desarrollo Naranjillos 120 para la campaña de perforación del 2013 tiene como objetivos:

1. Producir las reservas incrementales de gas en el área alrededor de este pozo. 2. Incrementar el factor de recobro de gas de los reservorios de San Isidro Superior, San Isidro Inferior, y Cajones A. 3. Ayudar a mantener las metas de producción de gas.

Los parámetros de yacimiento esperados para una de las zonas pronosticadas son:

Unidades inicialmente recomendadas a ser completadas Espesor de arena contribuyente esperado (metros) Tasa de fluidos esperada (MMSCFD) Presión de yacimiento inicial esperada (PSI)

San Isidro Superior 9.19 2.5 1120

Unidades inicialmente recomendadas a ser completadas Espesor de arena contribuyente esperado (metros) Tasa de fluidos esperada (MMSCFD) Presión de yacimiento inicial esperada (PSI)

Cajones A 10 1.6 1320


7

Los intervalos a ser abiertos serán objeto de cambio dependiendo de los resultados de la evaluación geológica/petrofísica de las curvas del perfil. De este modo, los parámetros de yacimiento establecidos arriba deben ser considerados contingentes sobre los resultados de las curvas del perfil.


8

CAMPO NARANJILLOS

Rió Grande

Madrejones Yacuiba Bermejo

ARGENTINA October•13, 2009 Figura 1. Mapa de Localización

Figura 2. Mapa geológico estructural en profundidad al tope de la formación San Isidro Superior.

Figura 2. Mapa geológico estructural en profundidad al tope de la formación Cajones A.

Figura 2. Mapa geológico estructural en profundidad al tope de la formación Cajones B.

Brazil Peru

Bolivia Naranjillos

Tarija Basin Porvenir

Chaco Sur Ñupuco

Chile Argentina Figura 3. Imagen Satelital.

Paraguay

A B

A

B

San Isidro Superior

San Isidro Inferior

Santa Cruz

Cajones A Cajones A1 Cajones B

Cajones C

Figura 4. Corte transversal a través de los pozos, propiedad Arena Neta

Figura 5. Correlación estratigráfica

Age

Time Period

Formation

Lithology

Dep. Environ.

TURBIDITES And DIAMICTITES

Source Rock Source Rock

Figura 6. Columna estratigráfica

NJL-120

Cajones Hz

Figura 7. Línea sísmica interpretada

Sección C Información General del diseño de pozo  

Onepage Summary Análisis de Riesgos de Perforación (Drilling Risk Assessment)

NARANJILLOS 120 WELL Drilling Basis Of Design Depth MD-RKB

Depth TVD-RKB

mts

mts

G&G

Section info

Casing

Cement

Hole Size/Bit/BHA

Shoe Test / MW

Formation Evaluation & Data Acquisition

General Prepared by: Edwin López

Depth Ref: 650.2 RKB

RKB

Surface Location: 5.2

5.2

Ground Level

Wellhead 20" Riser will be pre- Installed at 2 mts

No Geological Objectives in this hole section.

12-1/4" Hole Size Surface Hole Objectives: * Isolate Surface fresh water * Kick Tolerance

TARIQUIA Formation Intercalation of sand and clay

Normal Formation Pressure

Conventional SOW Wellhead 9-5/8" x 11" x 5K

Load Cases: As per GDC Standard 25 - Well Design - SOP for Tubular Design

BHA # 1 Cmt design objectives: Lead Slurry 12.5 ppg - 66 Bls Tail Slurry 15.8 ppg (150 mts) - 42 Bls Goal: * Structural integrity * Shoe integrity * Isolate Fresh Water * TOC to surface

* Flex centralizers and stop collars Casing Specs: 9-5/8" & 9-7/8", 40-62.8#/FT, N80, BTC

Shoe @ 428

Shoe @ 422

No Geological Objectives in this hole section

9-5/8" Casing Shoe

12-1/4" PDC Bit 5 Blades 19mm 5x11/32"+2x12/32" TFA:0.685in^2 8" Mud Motor, 12-1/8" Blade 12" IBS 8" MWD Positive Pulse 8" Monel XO 3 x 5" Hydroclean HWDP 3 x 5" Hydroclean DP XO 5 x 4-1/2" HWDP 6-1/2" Jar 10 x 4-1/2"HWDP 4-1/2" DP to TD

Mud Objectives: Cuttings removal Shale Inhibition Borehole Stability Hole Cleaning

Mud logging Unit

MWD GR in Cased Hole Requested by G&G Dept.

YECUA Intercalation of sand and clay

~1227

~1260

~1169

~1201

SAN ISIDRO SUPERIOR Formation Massive Sandstones Main Target NJL 120

BOP 5K will be used

Production Hole Objectives:

Pipe Rotation and sweep plan for hole cleaning

SAN ISIDRO INFERIOR Massive Sandstones Prevent High DLS

~1308

11/5/2013

~1245

SANTA CRUZ Formation Sands

~1344

~1279

CAJONES A Formation Sands and Shales Potential Target NJL 120

~1359

~1293

CAJONES A1 Sands, Shales & Limestones

~1372

~1306

CAJONES B Formation Sands, Shales & Limestones

~1408

~1339

Shoe @ ~1468 TD 1474

Shoe @ ~1400 TVD 1401

CAJONES C Formation Sands, Shales & Limestones Potential Target NJL 120 TD (rat hole need for logs)

Cmt design objectives: Lead Slurry 12.8 ppg Drill, log, case and cement primary and Tail Slurry 15.8 ppg (400 mts) secondary objectives Good hole cleaning Goal: Isolate all reservoir practices targets * TOC to Surface * Cement densities will be based on minimizing losses. Load Cases: * Ensure proper barriers As per GDC Standard 25 - Well Design from additional - SOP for Tubular Design hydrocarbon zones. * Proper centralization through pay zone

Conventional Wellhead 11" x 7-1/16" x 5K

9 1/2" Section TD 7" Casing Shoe

Business Case NARANJILLOS 120 well is planned to produce around 4.1 MMPCD Max pressure expected at wellhead 1300 psi. 12-1/4" Section Notes - KOP at 70 mts, DLS 2deg/30m - Offset wells information don't report gas presence neither mud losses problems - Surface fresh water was found in the water well at 401 mts

Casing specifications can be adjusted based on pipe inventory.

8 1/2"X9 1/2" Hole Size

PETACA Intercalation of sand and clay

8010657.942 m 469250.975 m

MW = 8.7 - 9.0 ppg WBM Gel Gelex Viscous and Weighted pills on tandem at TD

BHA # 2 Directional Normal Formation Pressure

UTM N or S UTM E or W

Casing Spec: 7", 26#, N-80, 511 Hydrill Gas Tight Connection

9-1/2" PDC Bicenter Bit 16mm 4 x 12/32” + 2 x 13/32” TFA: 0.701 in^2 6-3/4" Mud Motor, 8-1/8" Blade 8" IBS 6-3/4" MWD Positive Pulse XO 3 x 5" Hydroclean HWDP 3 x 5" Hydroclean DP XO 5 x 4-1/2" HWDP 6-1/2" Jar 10 x 4-1/2"HWDP 4-1/2" DP to TD BHA # 3 Conventional 9-1/2" PDC Bicenter Bit 16mm 4 x 12/32” + 2 x 12/32” TFA: 0.663 in^2 Bit Sub 1x 6-1/2" DC 8" IBS 1x 6-1/2" DC XO 3 x 5" Hydroclean HWDP 3 x 5" Hydroclean DP XO 5 x 4-1/2" HWDP 6-1/2" Jar 10 x 4-1/2"HWDP 4-1/2" DP to TD

Mud logging Unit Shoe test: LOT Pore pressure is normal between 5.4 - 5.9 ppg

MWD

Mud Objectives: Cuttings removal Shale Inhibition Borehole Stability Hole Cleaning Lubricity Adequate bridging MW = 8.8 - 9.0 ppg WBM Kla Shield RDF Expected ECDs +/- 0.3 ppg Viscous and Weighted pills on tandem as needed

8-3/8" Section Notes - Maintain good hole cleaning practices, monitor ECDs - Offset wells information don't report gas presence neither mud losses problems - No presence of H2S or CO2 - No AC issues - Good offset well information - Cores avai;able from Naranjillos were used to make a SEM analysis to determine bridging material - No contingencies are considered for 6" hole or 5" liners Follow next practices to prevent stuck pipe

LOGS REQUIRED WELL OBJECTIVE - PEX AIT (Platform Express) - Pressure Express 20 points, - Dipole Shear Sonic Imager

• MW between 8.8 – 8.9 ppg, if observe hole instability rise the MW to 9.0 ppg • Ream every joint drilled twice • In the wiper trip from TD to 850 m, POOH backreaming all joints along the siltstones • Rotate the string on slips while connection

- CBL-VDL

BHA Design Objectives: Minimal drill string vibration Data acquisition Optimal Jar Placement Optimal Flow Rate for Hole Cleaning Minimize ECD

Naranjillos 120 BOD Sheet

1/1

DRILLING RISK ASSESSMENT OXY GLOBAL DRILLING AND COMPLETIONS RISK ASSESSMENT

RA FORM VERSION: 2012-12-03 - v3 DATE PREPARED: July 24, 2013

OPTIONAL:

ITEM 1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

1.07

1.08

RISK DESCRIPTION

SPECIAL CONSEQUENCES

WELL SITE CONTROLS

DRLG GRP CONTROLS

BU CONTROLS

GLOBAL CONTROLS

LIKELIHOOD

COST

RISKED COST

CONTROLS NEEDED

RESIDUAL LIKELIHOOD

RESIDUAL COST

RESIDUAL RISKED COST

PERSON RESPONSIBLE

DUE DATE

COMPLETION DATE

CONTROL IN-PLACE?

10.00%

150,000

15,000

CJ Rivera. F. Garcia SAI Spt

Y

CJ Rivera. A. Abet F. Garcia SAI Spt

Y

GENERAL PREPARATION / MOBILIZATION Location instability/flooding around the rig and on the Project delays, rig damage, excessive road costs

Location design includes berms and drainage channels

Construction Supervisor inspects location before to deliver to the Drilling Road and location insections before to Department, Know minimum accept the location to civil department. requirements to set the rig around the cellar. Vintage has its own grader to condition the roads, in fact they assumed the responsibility to have in good conditions the roads along the field.

Quality of access to location is poor.

Damage to equipment, additional equipment required to facilitate rig move

Road Inspection by construction, drilling and rig contractor

Environmental and drilling permits not granted in a timely manner

Non-productive time, delay to spud, Rig Standby, delay of production, poor relations with the government and penalties assessed.

To start working on the localization the environmental permit has to be approved, this is the guarantee that the permits are approvrd before to move the rig.

Not socialize the project to the community with enough time before to start the rig mobilization

Poor relation with the community, strikes, road blockage, NPT, project delays, damage of assets. Dameg of company reputation, personal injuried, additional costs

Share the social program with the Manage all the issures related with the contractors and reinforce that every community through the Social Communities agreement with the community has to Department, never do agreements or be done throug the Social Communities promises directly. Department.

Run out of water for handling several fluid losses

Quality of water is poor

Critical tools are not available for the project

Unnable to move the charges or explosives into the field when be neccesary

Kick well, personal injuried, lost rig, major well control event, NPT, additional cost.

Bought 2ea Australian Tanks with capacity to storage 1500 bls each, have installed on location and full of water all the time until release the rig.

Environmental permit is granted for NJL 119, Documentation was send for NJL 120, and NJL 121.

Constant communication between OXY Everybody is concious that the Environmental Assistant and the Environmental License is the constraint ministry to track the approval process to start any job.

Social program implemented, includes employment of local labor. Social Communities department meets with local political leaders and agrees on implementation of the plan Vintage drilled two years ago a water well in NJL 19 location with capacity of Signed a contract to have 2 tankers produce 120 bls of water/hr. This well trucks available 24 hrs to move water can be operated 24 Hrs continues if a between the Naranjillos Plant o water contingency requires. well and the rig location to have full the In addition have a 500 bls water tank Australian Tanks. available in the Naranjillos Plant, the tankers can take the water at this point available 24 hrs.

Samples of the water well were Results in contaminated mud and collected and sent to mud and Do not use tankers to transport fluid different cement, hole problems, NPT, additional cementing companies, the compatibility than water. costs, project delay. test were done with successful results to use this water during the project.

NPT, additional cost, delay on spud

Inventories of tools and backups before to spud the well

All the contratos had been contacted asking for the availability of the tools for the tentative spud date. All have confirmed availability of the tools in Santa Cruz de la Sierra +/- 50 kms of distance to Naranjillos field. Crtitical tools like SWC tool, free point, chemical cutter and charges were confirmed inside Sta Cruz.

NPT, additional cost.

Once get stuck, ask for the mobilization of the free point, chemical charges and ecplosives to the well location. Fishing job can be performed while get the tools in the rig site.

Get the procedure of the wireline company to move charges from their warehouse to the field.

15.00%

10.00%

150,000

100,000

22,500

Make a location and road inspection between drilling superintendent, rig representative and construction supervisor before to accept the location.

10,000

Same 1.01

5.00%

100,000

5,000

1.00%

300,000

3,000

5.00%

500,000

25,000

5.00%

300,000

15,000

Continue tracking the approval proccess until we get everithing approved within the requested time to build the location before the rig be ready to move.

20.00%

500,000

100,000

Audit Drilling rig and service Contractors compliance with all the community relations issues. Update the test of productivity of the water well.

5.00%

500,000

25,000

3.00%

500,000

E. Calvimontes

E. Calvimontes

Y

Y

S. Ayala CJ. Rivera

Y

Y. Cordero

Y

15,000

Identify a local company that can sell water cear bu to Naranjillos field

1.00%

250,000

2,500

Ensure that the tankers are not contaminated with different fluids, and are just dedicated to transport water.

1.00%

250,000

2,500

DSM

Y

10.00%

300,000

30,000

Make an inventory of all the tools with backup before to spud the well.

5.00%

300,000

15,000

DSM DSM Assistant

Y

8,000

Ask to Schlumberger for their procedure and time in advance they need to arrange the mobilization of chrages to the field.

5.00%

80,000

4,000

E. López

10.00%

80,000

OOG HES RISK LEVEL

2

2.01

2.02

2.03

DRILLING 16" CONDUCTOR HOLE & 13 3/8" CASING

Third party company is not able to drive or set the conductor pipe at 93 mts

Compromise location or cellar integrity if have a gas influx, NPT, additional cost, personel injured, equipment lost

Have Fluid returns around the cellar or in the location Environmental incident, lost of fluid, while drilling. hole integrity, NPT, additional cost.

Shallow gas drilling conductor hole

Purpose of conductor pipe is to install a diverter, before to continue with drilling operations determine what was the dept reached with the conductor pipe and make a risk analysis to continue. Offset wells information was analyzed and there is no shallow gas identified.

If conductor hole is beign drilled by a thrid company and the depth is much less than the required make the decision to continue drilling with the drilling rig and guaranteed a good cement job with returns to surface to provide integrity to the conductor pipe.

Keep low drilling parameters while drilling the conductor hole or bellow the same to prevent break the cellar or the location. If losses were not cure with LCM pills, Pump LCM pills trying to cure losses and if prepare a program to pump cement. doesn't work communicate to office to make a program to pump cement.

Have a weighted pill ready on the pill tank in Well control event, potencial of injure order to increase MW as fast as possible, personal, potencial of lost rig, additional monitor returns with mud logging unit all the costs time.

Offset wells information does not indicate presence of shallow gas (Mud logging reports), MW window has between 8.8 - 9.7 ppg,

OXY STD 033 Well Control

Guarantee the tubular inspection be done with time in advance to have time to arrange the pipe tally and build the required crossovers inclusive to connect the cementing head.

Make pipe tally on location and arrange the pipe on the racks accordingly it will be run. Share pipe tally with rig supervisor, forklift operator and driller.

As Vintage has on the warehouse pipe on stock 13-3/8" & 13-5/8" pipe tally has to be done depending on the inspection results.

Follow well control procedures using diverter.

Offset wells information does not indicate presence of shallow gas (Mud logging reports), MW window has between 8.8 - 9.7 ppg,

GDC Well Control Std and SOP Well Control Training

Experience Mud losses While Drilling

Ensure to have enough inventory of LCM material on location, durface mud system is Drillplex which is a tixotropic fluid that helps NPT, additional cost, stuck pipe, risk of to mitigate mud losses. run out of water. If mud losses were severe evaluate the MW of the cementing slurry to guarantee returns of cement to surface.

Discuss mud design with OXY drilling DE, daily monitor drilling parameters, fluid specialist. Offset well didn’t show Change Mud System, product problems of mud losses in surface hole concentrations or mud weight. drilling between 8.8 - 9.7 ppg

GDC Drilling Fluids Best Practice. CDG GDC Drilling Fluids Specialist Available.

Directional BHA doesn't build as expected

Ensure BHA is as per program, monitor BHA NPT, additional cost, increment of well response, increase length of slide, reduce inclination, additional wiper trip. flow rate for beeter BHA response. Communicate deviations to DE.

Design the BHA to have response in soft formations. Make decision of trip out of hole to modify motor BH. Update AC report.

3.04

Not isolate subsurface fresh water

Risk to contaminate subsurface fresh water, legal actions against the company, penalties.

Follow the drilling program and make alll the effort to set the casing at the desired casing point and follow cemneting best practices to get a quality cementing job

3.05

Unable to run casing to bottom

Poor hole cleaning, risck to no isolate subsurface fresh water, considerable reduction in kick tolerance.

Apply drilling best practices, hole cleaning, Monitor daily mud properties, make mud properties as best as possible, circulate wiper trips if are neccesary weighted pills before to POOH BHA.

Additional cost, channels behind casing, poor casing shoe integrity.

Proper centralization & cementing program. Proper cement design for isolation and well flow during set. Ensure chemical washers and spacers are circulated as per cementing program. Condition mud and circulate longer prior cementing job

2.04

3

3.01

3.02

3.03

3.06

Miss of crossovers to connect casing of different threads

NPT, additional cost.

10.00%

80,000

8,000

Define best way to drill conductor hole, if use a third company track drilling advance and if they don't reach a minimum desirable depth (70 mts), leave the hole full of ater and finish the hole with the drilling rig.

1.00%

200,000

2,000

Include a road map of drilling parameters into the drilling program

0.50%

200,000

5.00%

1.00%

10.00%

10,000

1,000

Include into the drilling program the contingency of have prepared the weigthed pill on the tanks before to spud the well.

2.00%

50,000

1,000

Make all the pipe inventory and send to drilling dept. in order to make the pipe tally.

S. Hewitt CJ. Rivera E. López

Y

1,000

E. López

N

10,000

500

E. López

50,000

500

P. Ribera

1.00%

80,000

800

DRILLING 12 1/4" SURFACE HOLE & 9 5/8" CASING

Shallow gas drilling surface hole

Poor cement job

Well control event, risk of worse situation.

Surface casing point was designed to cover subsurface fresh water and to accomplish with the kick tolerance standard.

Verify all ths diverter components are in place and operating

Directional Drilling Best Practices Directional Drilling Specialist Available

Subsurface fresh water was found in avertical water well at 401 mts, surface GDC Cementing Best Practice casing was designed to be set at 430 mts, that guarantee that fresh water be isolated. Share drilling best practices with DSM's

Follow OXY Cementing Best Practices and recommendations. Identify prior to Help identify critical elements and Job Execution the critical elements for collaborate in back up options job success, and have back up options in case these are not met.

Directional Drilling Best Practices

GDC Cementing Best Practice

5.00%

5,000

250

DSM CJ. Rivera 5.00%

5,000

250

Drill with the heaviest MW used in the offset wells and didn't have problems related with mud losses

10.00%

50,000

5,000

20.00%

80,000

16,000

5.00%

20,000

1,000

1.00%

50,000

10.00%

200,000

Include Lost Circulation Decision Tree in the mud program .

E. López

10.00%

50,000

5,000

20.00%

80,000

16,000

1.00%

20,000

200

500

1.00%

50,000

500

20,000

10.00%

200,000

20,000

Include into the drilling program best practices for casing running and cementing job.

E. López

E. López

N

4

4.01

4.02

4.03

4.04

4.05

DRILLING 8 1/2" PRODUCTION HOLE & 7" CASING

Unconsilated formations are encountered

Experience Mud losses While Drilling

MI is doing a lab test with cores available from San Isidro, Naranjillos, Hole washouts, stuck pipe, sidetrack, Santa cruz and Cajones formations. DSM and Mud Engineer follow approved project delay, additional costs, Mud program will be the same used Drilling and Mud Program. with good results in Chaco Sur and difficulties running casing, casing set off Ñupuco well. Mud window is choosen bottom. based on the offset well analysis. Sweep pills programs. MI is doing a Pore Size Distribution DSM and Mud Engineer follow approved analysis with cores available from San NPT, Additional cost, Risk to run out of Drilling and Mud Program. Have enough Isidro, Naranjillos, Santa cruz and water, risk to not be able to keep the LCM on location, inventory of mud chemical Cajones formations to determine hole full and get a kick, personal has to be done and updated everyday. distribution and size of bridging injuried, Equipment damaged. material to mitigate mud losses through low pressure formations.

Have Torque Higher than simulated

Stuck pipe event

Experienced personal, dilling best practices, Additional costs, NPT, sidetrack, fishing hydraulics simulations, T&D simulations, Stuck pipe prevention trainning to operations, risk of lost the well. hole cleanning, sweep pills, communication identify stuck mechanisms. 24 hrs with DS, mud logging unit available.

Well control event

Monitor Torque and Drag to calibrate hole friction factor, prevent dog legs higher than planned, good hole cleanning practices, mud lubricity tests.

Directional plans were done with a maximum DLS of 2deg/30 mts, Well plan simulations, BHA design, mud properties adjusted to have low solids content and lubricity.

Low ROP. Increased need of sliding. Unable to reach planned casing setting depth. Twist offs & fishing jobs. Unable to reach objectives of the well.

Oxy Drilling Fluid Specialist or Mud Company Office Project Engineer and DE, DES, DS daily monitor drilling parameters. Change Mud System, product concentrations or mud weight.

CDG Fluid Specialist, Drilling Fluids Best Practices

10.00%

100,000

Oxy Drilling Fluid Specialist or Mud Company Office Project Engineer and DE, DES, DS daily monitor drilling parameters. Change Mud System, product concentrations or mud weight.

CDG Fluid Specialist, Drilling Fluids Best Practices

20.00%

DE daily monitor drilling parameters to CDG Fluid Specialist, Drilling Fluids increase lubricant concentration. Best Practices

Supervision 24 hrs, DE, DS monitor daily drilling parameters and discuss changes of the program.

CDG Drilling Best Practices

10,000

Confirm mud window based on the offset well information, include sweep pills program into the drilling program.

4.00%

100,000

4,000

E. López

Y

200,000

40,000

Confirm mud window based on the offset well information, include sweep pills program into the drilling program.

10.00%

200,000

20,000

E. López

Y

5.00%

50,000

2,500

Run simulations with differente friction factors to compare with reality.

1.00%

50,000

500

E. López

Y

10.00%

1,000,000

100,000

Make a brief trainnign with key personal in the rig to reinforce stuck pipe prevention

3.00%

1,000,000

30,000

Verify key personal are well control certified and certifictions still valid.

NPT, additional cost, risk of getting a worse situation, personal injuried, environmental incident, equipment damaged.

Follow approved written procedures. Ensure that all Well Control specifications are strictly followed. Ensure all required well control training is current. Study and follow ERP.

Kick tolerance equal to 20 bls with a gas kick of 0.1 ppg and kick intensity of 0.2 ppg. Well Planning process. OXY Well control school Well Prognosis includes pore pressure, frac gradient, and other historical data from offset wells.

Offset well information and gas chromatography from each well and at the gas plant doen´t show any traces of H2S neighter CO2.

Gas chromatography at gas plant for selling gas. The chromatography GDC H2S Best Practice analysis support the fields doesn´t have precense of gas or CO2.

0.10%

50,000

50

GDC Well Control Std and SOP Well Control Training

0.30%

100,000

4.06

Presence of H2S

Personal injury, equipment damage.

Follow H2S contingency plan. Ensure complete awareness of personal in pre-spud and safety meetings H2S Safety Company personal and full cascade system will be onsite from spud.

4.07

Unable to provide acceptable logs

Lost of critical information, NPT, additional costs, additional trips to condition hole.

Drilling Best Practices to have good hole condition, wiper trips, sweep pills.

Logging program is defined, identify maximum limits of overpull for cable and tools.

Well site geologist on location.

5.00%

50,000

Drilling Best Practices to have good hole condition, wiper trips, sweep pills.

Adequate mud design, monitor of drilling parameters daily, best drilling practices

If not able to run the 7” and pay zone are not cased, the contingency is to make a sidetrack due to the completion is designed to be in 7” casing, no liner hangers were considered.

5.00%

Compatibility test was done with water well of Naranjillos with good results, slurry weight selected based on offset wells information. Redesign Slurry if mud losses were experienced while drilling or running casing, implement fiber or remove spacers.

Standard of minimum casing standoff.

4.08

4.09

4.10

Unable to run casing to bottom

NPT, additional cost, fishing job,lost of pay zone.

Poor cement job

NPT, remedial cementing job, additional costs, channeling behind casing.

Well abandonment

HES incidents, remediation costs, project delays, government and community relations deteriorate.

Drilling Best Practices, reciprocate the casing, propper hole cleanning, sweeps pills. Slurry design, rigid centralizers through the pay zonea nd bow centralizers above to guarantee minimum acceptable casing standoff. Ensure surface samples are taken before and after the job. Ensure cementing procedures are followed. Verify that cement and additives are mixed as per lab recipe. Ensure job is discussed on location prior to execution.

Current abandonment practices include spotting cement plugs across open hole pay Approve well abandonment program intervals, cement retainer in casing, and that apply for each well surface cement plugs

GDC Cementing Best Practice

Share environmental requirements that apply in each country for well GDC Well Abandonment Standard abandonment.

300

CJ. Rivera

CJ. Rivera 0.10%

100,000

Communicate to rig personal approved closure procedure and well control method.

100 CJ. Rivera

Check self contained breathing equipment and inspections.

0.10%

50,000

50

2,500

Define procedure if logs doesn´t reach TD.

3.00%

50,000

1,500

E. López

400,000

20,000

include Maximum Allowable overpull for casing into the drilling program.

2.00%

400,000

8,000

E. López

5.00%

100,000

5,000

Included detailed procedure into the drilling program

1.00%

100,000

1,000

E. López

1.00%

50,000

500

1.00%

50,000

500

A. Abet

Sección D Curva de tiempo & Costos Curva de tiempos y costos

Sección D – Información de Tiempos y Costos de Perforación

1

Drilling Time & Cost Curves

Sección D – Información de Tiempos y Costos de Perforación

2

NARANJILLOS 120 DEVIATED AND PRODUCER WELL - RIG SAI 386

AFE # 1173096 DE: E. López DSM: F. Ruales NDSM: L. Lozada

0

3000

100

2900

ACTUAL TIME

2800

ACTUAL COST

2700

PROGNOSED COST

300

PROGNOSED COST U$ 2.637,249

2300

9-7/8" Csg @ 428 m 500

2200 2100

600

2000

PLAN DATA: KOP @ 70 m INCLINATION: 20º BUR 2º/100’ AZIMUTH: 160.28º EOB @ 370 m

700

DEPTH (MTS)

2500 2400

400

800

2600

MW: 8.8 ppg FR: 600 GPM

900

1900 1800 1700 1600 1500

1000

1400 1300

1100

1200 1200

1100 1000

1300

900

MW: 8.8 - 8.9 ppg FR: 650 GPM

800

1400 1500

700

7" Csg @ 1468 m TD

600 TRIPLE COMBO+MDT - WIPER TRIP

1600 PROGNOSED RIG DAYS 17.02 DAYS

1700

500 400 300 200

1800

100 1900

0 -5 -4 -3 -2 -1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

TIME (DAYS)

KUSD$

200

MW: 8.8 - 9.0 ppg FR: 650 GPM

PROGNOSED TIME

SPUD DATE: September 13, 2013 WELL NAME: Naranjillos 120 Anticipated Costs - No NPT -DRILLING

SUB ACCOUNT DESCRIPTION Service Detail INTANGIBLES

Bits,Scrapers & Reamers Drilling Fluids Misc Supplies Environmental & Waste Management

$ $ $ $

37,778.33 278,750.00 12,187.08 98,312.54

Other profesional services Camp & Catering Contract Labor Rig Move Rig Inicial Move and Final Demob. Drilling Rig Directional Drilling Mud Logging Wellsite Electrical Logging Cementing Tubular Inspec. & Repair Running Casing Wellhead Installation Rental Motor Vehicles Misc Costs Rental Tools & Equip. Rig Location DAILY TOTAL INTANGIBLES

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

64,548.00 59,886.00 6,678.00 176,610.00 117,500.00 222,540.64 190,567.60 45,737.20 6,279.00 95,444.99 132,489.00 10,000.00 86,000.00 2,000.00 4,500.00 6,690.00 700,000.00 2,354,498.38

DAILY TOTAL TANGIBLES

$ $ $ $

227,142.80 36,185.00 19,423.06 282,750.86

TANGIBLES Casing Wellhead Equip. Casing Acces.

DAILY TOTAL

$

2,637,249.24

Sección E Plan Direccional   

Perfil Direccional Registro de Desviación planeado Información Programa de Anticolisión

Información General del Pozo

Coordenadas de Superficie Sistema de Coordenadas Latitud Longitud Norte (m) Este (m) TVD Referencia Elevación de TVD Referencia Elevación de Terreno Referencia del Norte

Objetivo 1: Fm San Isidro Superior TVD (m) desde Referencia Seccion Vertical (m) Dirección de Seccion Vertical (m) Norte (m) Este (m) Geometría / Tolerancia

Programa de Perforación Direccional

PSAD56 / UTM zone 20S, Meters - Bolivia S 17° 59' 31.77042" W 63° 17' 25.61186" N 8010657.942 E 469250.975 m Mesa Rotaria 650.450 m above MSL 645.200m above MSL Grid North

1168.45 412.89 160.28 ° (Grid North) -388.67 139.34 Circular, 80 m de Radio

Consideraciones Operacionales No tenemos referencia de perforación en el campo. Detallamos a continuación un resumen de comentrarios, recomendaciones y lecciones aprendidas de experiencias previas en los pozos perforados para Vintage. CHS-102 Fase 12 ¼’’

Parámetros de perforación y ROP. Se perfora con una ROP promedio de 25m/hr. Se perfora con 500gpm, por que se observan indicios de perdida al querer incrementar el caudal. Control direccional El control direccional fue excelente por que el pozo ganaba inclinación y giraba a la izquierda de nuestra ubicación, por efectos de formación. No se tiene problemas al deslizar, este responde 100%. Son deslizados un promedio de 4mts. por barra en barras continuas y cada 3 barras rotar 100%, esto con la finalidad de acercarnos al plan direccional. Trabajo de las herramientas El Motor de Fondo trabaja muy bien en los metros rotados y deslizados, entra con un GAP de 3mm y la camisa estabilizadora sale sin desgaste. La herramienta de MWD - PowerPulse funcionó sin problemas durante toda la fase.

Fase 8 ½’’ Parámetros de perforación y ROP Se perfora con una ROP promedio de 25m/hr. rotando y 20-25m/hr. deslizando . Con una presión diferencial de 50-200psi, y 3-4klbs de peso deslizando; y 50-100psi rotando con 1-2klb de peso incrementando en los últimos metros hasta 8klbs. Con un galonaje de 500gpm, y una entre 50-70rpm. Se varia parámetros para mitigar los Stick&Slip y la ROP. Control direccional Al comenzar la carrera son rotados los primeros 100m. manteniendo el pozo tangente de acuerdo al plan, el BHA mantiene el rumbo rotando, a los 700m se comienza a deslizar primero 30%, luego 40% y finalmente 50% de la barra, para logar romper la tendencia y tumbar inclinación. Se perfora con 500gpm, 1400-1500


psi, entre 4 y 5 de peso, obteniendo con 50% un DLS de entre 1.8 y 2.2 necesario para seguir acorde al plan. Luego de tumbar el ángulo y tener el pozo vertical se rota nuevamente hasta 1294m , a partir de esta profundidad se realizan correcciones mínimas para evitar que la tendencia del pozo lo desvíe de la vertical. El BHA responde bien a las deslizadas y logra mantener el rumbo rotando. Trabajo de las herramientas El Motor de Fondo trabaja muy bien en los metros rotados y deslizados, entra con un GAP de 3mm y la camisa estabilizadora sale sin desgaste. La herramienta de MWD - SlimPulse funcionó sin problemas durante toda la fase. Recomendaciones. Se recomienda utilizar MWD con mayor velocidad de transmisión de datos (PP o PuP) , ya que la velocidad de perforación deslizan do supera fácilmente los 25mhr.

NPC-104

FASE 12.25" Parámetros de perforación y ROP Son empleados 530gpm como galonaje de operación para esta fase, en el metro 558 se observan pérdidas severas de circulación por lo que al llegar a esta zona se recomienda bajar el galonaje a 450gpm. Es aplicado hasta 10 klbs de peso en rotación y hasta 12klbs en modo Slide obteniendo ROP elevadas. Este peso aplicado optimiza al máximo el desempeño del BHA.

Control direccional El Arreglo direccional empleado responde bien al slide, en este caso era necesario conseguir un DLS de 1.6°/30m lo cual se logra deslizando de 4 a 5m por barra de DP hasta pasar los 10° de Inclinación, luego de esto el BH del motor logra mejor apoyo en las paredes del pozo por lo que 3m de slide por barra de DP es suficiente para generar los 1.6°/30m de DLS. Los slides responden mejor cuando se los realiza aplicando de 5 a 10klbs de peso y evitando parar a acomodar TF con la mesa. Con el fin de evitar lavar el Slide y perder el Dog Leg obtenido, se rota inmediatamente después de deslizar, no se repasa si no hasta el final de la barra. Se recomienda utilizar 3bps en el MWD para obtener los survey mas rápido por pedido del cliente y para obtener datos suficientes para el Drilling Mechanics.


FASE 8.5"

Parámetros de perforación y ROP Los parámetros y la penetración fue constante hasta llegar a la Formación Cangapi. Se observa una elevada ROP aplicando entre 7 y 12klbs de peso sobre la broca y trabajando con 150 a 200psi de presión diferencial, las deslizadas se realizan eficientemente manteniendo una presión diferencial entre 80 y 150psi, aplicando entre 7 y hasta 12klbs de peso sobre la broca. Luego de entrar en la formación Cangapi se observa intercalación de formaciones más compactas por lo que es necesario aplicar hasta 15klbs de peso rotando y 12klbs deslizando, no obstante en estas intercalaciones se observa baja ROP. El Trepano PDC con 5 boquillas de 12/32'' con 500gpm y 9ppg en el lodo genera una caída de presión de 677psi. Esta potencia hidráulica no es necesaria por lo que se recomienda aumentar el TFA.

Control Direccional El control direccional con este arreglo fue muy bueno, responde bastante al slide, genera los DLS necesarios para seguir el plan con pocos metros deslizados. Al ver una disminución del ángulo, fue necesario sólo 4m deslizados cada 16m rotados para conseguir el DLS de 2.15 del plan, se recomienda no deslizar en mayor proporción debido al riesgo de generar DLS elevados y generar tortuosidad en el pozo. En las tangentes fue sólo necesario realizar pequeñas correcciones para mantener el pozo conforme al plan, la tendencia aunque muy leve es de Disminuir ángulo y girar hacia la izquierda en la mayoría de los tramos rotados, realizando 2m de slide cada 60m rotados, lo cual rompe la tendencia de giro y mantiene el pozo en rumbo.


NJL-120 23Oct13 IS Proposal Report (Non-Def Plan) Report Date: Client: Field: Structure / Slot: Well: Borehole: UWI / API#: Survey Name: Survey Date: Tort / AHD / DDI / ERD Ratio: Coordinate Reference System: Location Lat / Long: Location Grid N/E Y/X: CRS Grid Convergence Angle:

October 23, 2013 - 02:42 PM

Grid Scale Factor:

0.99961169

Version / Patch:

2.7.998.0

Casing 9 5/8'' Target San Isidro Superior San Isidro Inferior Santa Cruz Cajones A Cajones A1 Cajones B Cajones C TD

Naranjillo NJL-120 / New Slot NJL-120 NJL-120 Unknown / Unknown NJL-120 23Oct13 IS July 26, 2013 20.000 ° / 429.360 m / 4.472 / 0.306 UTM Zone 20S - WGS84, Meters S 17° 59' 31.77042", W 63° 17' 25.61186" N 8010657.942 m, E 469250.975 m 0.0897 °

Minimum Curvature / Lubinski 160.277 ° (Grid North) 0.000 m, 0.000 m Rotary Table 650.450 m above MSL 645.200 m above MSL -10.885 ° 997.7451mgn (9.80665 Based) DOX 23023.985 nT -14.957 ° July 26, 2013 BGGM 2013 Grid North 0.0897 ° -10.9748 ° Structure Reference Point

0.00

0.00

160.28

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

Closure Azimuth (°) 0.00

N/A

160.28M

5.25

0.00

160.28

5.25

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

160.28M

52.20 70.00 370.00

0.00 0.00 20.00

160.28 160.28 160.28

52.20 70.00 363.94

0.00 0.00 51.83

0.00 0.00 -48.79

0.00 0.00 17.49

0.00 0.00 51.83

0.00 0.00 160.28

0.00 0.00 2.00

160.28M 160.28M HS

428.00 1225.67

20.00 20.00

160.28 160.28

418.45 1168.01

71.67 344.49

-67.46 -324.28

24.18 116.24

71.67 344.49

160.28 160.28

0.00 0.00

HS HS

1251.97

20.00

160.28

1192.73

353.48

-332.75

119.27

353.48

160.28

0.00

HS

1286.00

20.00

160.28

1224.70

365.12

-343.71

123.20

365.12

160.28

0.00

HS

1335.39

20.00

160.28

1271.11

382.01

-359.61

128.90

382.01

160.28

0.00

HS

1372.71 1386.98 1401.25 1438.57 1473.82

20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

160.28 160.28 160.28 160.28 160.28

1306.18 1319.59 1333.00 1368.07 1401.20

394.78 399.66 404.54 417.30 429.36

-371.62 -376.22 -380.81 -392.83 -404.18

133.21 134.85 136.50 140.81 144.88

394.78 399.66 404.54 417.30 429.36

160.28 160.28 160.28 160.28 160.28

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

HS HS HS HS

EOU Freq (m)

Hole Size (in)

1/30.480 1/30.480 1/30.480

17.500 12.250 8.500

MD (m)

Comments Tie-In Marker MudLine Casing 13 3/8" KOP EOC

Survey / DLS Computation: Vertical Section Azimuth: Vertical Section Origin: TVD Reference Datum: TVD Reference Elevation: Seabed / Ground Elevation: Magnetic Declination: Total Gravity Field Strength: Gravity Model: Total Magnetic Field Strength: Magnetic Dip Angle: Declination Date: Magnetic Declination Model: North Reference: Total Corr Mag North->Grid North: Total Corr Mag ->Grid North: Local Coord Referenced To:

Incl (°)

Azim Grid (°)

TVD (m)

Survey Type:

Non-Def Plan

Survey Error Model: Survey Program:

ISCWSA Rev 0 *** 3-D 95.000% Confidence 2.7955 sigma

Description

Drilling Office 2.7.998.0

Part

MD From (m)

1 1 1

0.000 5.250 428.000

MD To (m) 5.250 428.000 1473.824

VSEC (m)

NS (m)

EW (m)

Casing Diameter (in) 13.375 9.625 7.000

Closure (m)

DLS (°/30m)

TF (°)

Survey Tool Type

Borehole / Survey

SLB_MWD-STD-Depth Only SLB_MWD-STD SLB_MWD-STD

NJL-120 / NJL-120 23Oct13 IS NJL-120 / NJL-120 23Oct13 IS NJL-120 / NJL-120 23Oct13 IS

Naranjillo\NJL-120\NJL-120\NJL-120\NJL-120 23Oct13 IS

10/25/2013 5:39 PM Page 1 of 1

NJL-120 23Oct13 IS Proposal Geodetic Report (Non-Def Plan) Report Date: Client: Field: Structure / Slot: Well: Borehole: UWI / API#: Survey Name: Survey Date: Tort / AHD / DDI / ERD Ratio: Coordinate Reference System: Location Lat / Long: Location Grid N/E Y/X: CRS Grid Convergence Angle:

October 23, 2013 - 02:43 PM

Grid Scale Factor:

0.99961169

Version / Patch:

2.7.998.0

Comments Tie-In Marker MudLine

Survey / DLS Computation: Vertical Section Azimuth: Vertical Section Origin: TVD Reference Datum: TVD Reference Elevation: Seabed / Ground Elevation: Magnetic Declination: Total Gravity Field Strength: Gravity Model: Total Magnetic Field Strength: Magnetic Dip Angle: Declination Date: Magnetic Declination Model: North Reference: Total Corr Mag North->Grid North: Total Corr Mag ->Grid North: Local Coord Referenced To:

Naranjillo NJL-120 / New Slot NJL-120 NJL-120 Unknown / Unknown NJL-120 23Oct13 IS July 26, 2013 20.000 ° / 429.360 m / 4.472 / 0.306 UTM Zone 20S - WGS84, Meters S 17° 59' 31.77042", W 63° 17' 25.61186" N 8010657.942 m, E 469250.975 m 0.0897 °

MD (m) 0.00

Incl (°) 0.00

Azim Grid (°) 160.28

Minimum Curvature / Lubinski 160.277 ° (Grid North) 0.000 m, 0.000 m Rotary Table 650.450 m above MSL 645.200 m above MSL -10.885 ° 997.7451mgn (9.80665 Based) DOX 23023.985 nT -14.957 ° July 26, 2013 BGGM 2013 Grid North 0.0897 ° -10.9748 ° Structure Reference Point

TVD (m) 0.00

VSEC (m) 0.00

NS (m) 0.00

EW (m) 0.00

DLS (°/30m) N/A

Northing (m) 8010657.94

Easting (m) 469250.98

Latitude Longitude (N/S ° ' ") (E/W ° ' ") S 17 59 31.77 W 63 17 25.61 S 17 59 31.77 W 63 17 25.61

5.25

0.00

160.28

5.25

0.00

0.00

0.00

0.00

8010657.94

469250.98

Casing 13 3/8" KOP EOC

52.20 70.00 370.00

0.00 0.00 20.00

160.28 160.28 160.28

52.20 70.00 363.94

0.00 0.00 51.83

0.00 0.00 -48.79

0.00 0.00 17.49

0.00 0.00 2.00

8010657.94 8010657.94 8010609.17

469250.98 S 17 59 31.77 W 63 17 25.61 469250.98 S 17 59 31.77 W 63 17 25.61 469268.46 S 17 59 33.36 W 63 17 25.02

Casing 9 5/8'' Target San Isidro Superior San Isidro Inferior Santa Cruz

428.00 1225.67

20.00 20.00

160.28 160.28

418.45 1168.01

71.67 344.49

-67.46 -324.28

24.18 116.24

0.00 0.00

8010590.50 8010333.78

469275.15 S 17 59 33.97 W 63 17 24.79 469367.17 S 17 59 42.32 W 63 17 21.68

1251.97

20.00

160.28

1192.73

353.48

-332.75

119.27

0.00

8010325.32

469370.20

S 17 59 42.60 W 63 17 21.58

1286.00

20.00

160.28

1224.70

365.12

-343.71

123.20

0.00

8010314.37

469374.13

S 17 59 42.96 W 63 17 21.44

1335.39

20.00

160.28

1271.11

382.01

-359.61

128.90

0.00

8010298.47

469379.83

S 17 59 43.47 W 63 17 21.25

1372.71 1386.98 1401.25 1438.57 1473.82

20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

160.28 160.28 160.28 160.28 160.28

1306.18 1319.59 1333.00 1368.07 1401.20

394.78 399.66 404.54 417.30 429.36

-371.62 -376.22 -380.81 -392.83 -404.18

133.21 134.85 136.50 140.81 144.88

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

8010286.46 8010281.87 8010277.28 8010265.27 8010253.92

469384.13 469385.78 469387.42 469391.73 469395.80

S S S S S

Cajones A Cajones A1 Cajones B Cajones C TD

Survey Type:

Non-Def Plan

Survey Error Model: Survey Program:

ISCWSA Rev 0 *** 3-D 95.000% Confidence 2.7955 sigma

Description


Part

MD From (m)

1 1 1

0.000 5.250 428.000

MD To (m) 5.250 428.000 1473.824

EOU Freq (m) 1/30.480 1/30.480 1/30.480

Hole Size Casing Diameter (in) (in) 17.500 12.250 8.500

13.375 9.625 7.000

17 59 43.86 17 59 44.01 17 59 44.16 17 59 44.55 17 59 44.92

Survey Tool Type

Borehole / Survey

SLB_MWD-STD-Depth Only SLB_MWD-STD SLB_MWD-STD

NJL-120 / NJL-120 23Oct13 IS NJL-120 / NJL-120 23Oct13 IS NJL-120 / NJL-120 23Oct13 IS


W W W W W

63 17 21.10 63 17 21.05 63 17 20.99 63 17 20.85 63 17 20.71

10/25/2013 5:39 PM Page 1 of 1

NJL-120 23Oct13 IS Anti-Collision Summary Report Analysis Date-24hr Time: Client: Field: Structure: Slot: Well: Borehole: Scan MD Range:

Naranjillo NJL-120 New Slot NJL-120 NJL-120 0.00m ~ 1473.82m

Trajectory Error Model:

ISCWSA0 3-D 95.000% Confidence 2.7955 sigma

October 25, 2013 - 17:43

Analysis Method: Reference Trajectory: Depth Interval: Rule Set: Min Pts: Version / Patch: Database \ Project:

3D Least Distance NJL-120 23Oct13 IS (Non-Def Plan) Every 3.00 Measured Depth (m) D&M AntiCollision Standard S002 v5.1/5.2 All local minima indicated. 2.7.998.0 localhost\drilling-IS_Bolivia

Offset Trajectories Summary Offset Selection Criteria Wellhead distance scan: Selection filters:

Global within 13973.82 m Definitive Surveys - All Non-Def Surveys when no Def-Survey is set in a borehole Separation

Offset Trajectory

Ct-Ct (m) MAS (m)

EOU (m)

Allow

Sep.

Controlling

Dev. (m)

Fact.

Rule

Risk Level

Reference Trajectory MD (m)

TVD (m)

Alert

Minor

Status

Alert Major

Warning Alert

NJL-03 (Def Survey) 661.75

10.00

661.15

651.75

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

661.67

10.00

661.05

651.67

33628.98

MAS = 10.00 (m)

3.00

3.00

MINPT-O-EOU

10.00

661.05

651.62

22260.18

MAS = 10.00 (m)

661.46

10.00

660.89

651.46

18884.49

MAS = 10.00 (m)

21.00

21.00

549.90

661.62

166.40

438.80

383.50

4.97

OSF 1.50

591.00

5.25

571.62

5.25

MinPt-O-SF

346.25

260.88

172.12

85.36

1.99

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

1195.80

10.00

1195.19

1185.80

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

MinPts OSF<5.00

Enter Alert

NJL-016_Az.0 (Def Survey)

Warning Alert 1195.73

10.00

1195.11

1185.73

71015.65

MAS = 10.00 (m)

1195.68

10.00

1195.12

1185.68

44515.04

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

1013.96

304.69

810.64

709.27

5.00

OSF 1.50

828.00

3.00

794.32

3.00

MINPT-O-EOU

864.19

332.60

642.24

531.60

3.90

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

1544.56

10.00

1543.96

1534.56

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

MinPt-O-SF OSF<5.00

Enter Alert


Warning Alert 1544.53

10.00

1543.92

1534.53

208713.33

MAS = 10.00 (m)

1544.51

10.00

1543.96

1534.51

141262.86

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

1191.14

358.55

951.87

832.59

4.99

OSF 1.50

1212.00

3.00

1155.17

3.00

MINPT-O-EOU

1094.94

437.49

803.02

657.46

3.76

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

1171.26

10.00

1170.66

1161.26

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

1171.10

10.00

1170.52

1161.10

28716.04

MAS = 10.00 (m)

1164.74

151.31

1063.70

1013.43

11.58

OSF 1.50

558.00

540.61

1186.74

357.10

948.51

829.64

4.99

OSF 1.50

1206.00

1149.53

1209.38

447.20

911.09

762.18

4.06

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

1019.75

10.00

1018.23

1009.75

1106.58

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

1019.75

10.00

1017.92

1009.75

786.13

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

WRP

690.47

73.80

641.05

616.67

14.15

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

1039.80

10.00

1039.20

1029.80

4981.59

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

MinPts

1039.80

10.00

1039.13

1029.80

3722.95

MAS = 10.00 (m)

3.00

MINPT-O-EOU

1039.80

10.00

1039.14

1029.80

3130.05

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

WRP

1039.71

10.00

1035.89

1029.71

295.84

MAS = 10.00 (m)

93.00

93.00

MinPt-O-SF

1039.43

10.00

1035.62

1029.43

295.82

MAS = 10.00 (m)

102.00

101.99

MinPt-O-SF

1038.91

10.00

1035.10

1028.91

295.83

MAS = 10.00 (m)

114.00

113.98

MinPt-O-SF OSF<5.00

Enter Alert


Warning Alert 5.25

5.25

MinPt-O-SF MinPt-CtCt OSF<5.00

Enter Alert

NJL-105 Surveys (Def Survey)

Pass

[NJL-119] (Def Survey)

Pass 3.00

MinPt-O-SF

987.18

10.00

981.51

977.18

183.73

MAS = 10.00 (m)

726.00

698.48

MinPts

987.20

10.00

981.48

977.20

181.98

MAS = 10.00 (m)

735.00

706.93

MINPT-O-EOU

1138.59

16.18

1127.70

1122.41

107.50

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPt-O-SF

1039.80

10.00

1039.20

1029.80

4981.59

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

MinPts

1039.80

10.00

1039.13

1029.80

3722.95

MAS = 10.00 (m)

3.00

3.00

MINPT-O-EOU

1039.80

10.00

1039.14

1029.80

3130.05

MAS = 10.00 (m)

5.25

WRP

1039.71

10.00

1035.89

1029.71

295.84

MAS = 10.00 (m)

93.00

93.00

MinPt-O-SF

1039.43

10.00

1035.62

1029.43

295.82

MAS = 10.00 (m)

102.00

101.99

MinPt-O-SF

1038.91

10.00

1035.10

1028.91

295.83

MAS = 10.00 (m)

114.00

113.98

NJL-119ST_DMAG (Non-Def Survey)

Pass

5.25

MinPt-O-SF

987.36

10.00

981.75

977.36

185.95

MAS = 10.00 (m)

717.00

690.02

MinPts

987.41

10.00

981.67

977.41

181.60

MAS = 10.00 (m)

738.00

709.75

MINPT-O-EOU

1116.13

15.90

1105.43

1100.23

107.28

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPt-O-SF

1039.80

10.00

1039.20

1029.80

4981.59

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

MinPts

1039.80

10.00

1039.13

1029.80

3722.95

MAS = 10.00 (m)

3.00

3.00

MINPT-O-EOU

1039.80

10.00

1039.14

1029.80

3130.05

MAS = 10.00 (m)

5.25

WRP

1039.71

10.00

1035.89

1029.71

295.84

MAS = 10.00 (m)

93.00

93.00

MinPt-O-SF

1039.43

10.00

1035.62

1029.43

295.82

MAS = 10.00 (m)

102.00

101.99

MinPt-O-SF

1038.91

10.00

1035.10

1028.91

295.83

MAS = 10.00 (m)

114.00

113.98

MinPt-O-SF

987.36

10.00

981.56

977.36

185.94

MAS = 10.00 (m)

717.00

690.02

MinPts

[NJL-119ST]Actual Survey (NonDef Survey)

Pass

5.25

987.41

10.00

981.48

977.41

181.58

MAS = 10.00 (m)

738.00

709.75

MINPT-O-EOU

1116.08

16.08

1105.20

1100.00

107.33

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPt-O-SF

1503.69

10.00

1502.90

1493.69

8250.61

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

1503.69

10.00

1502.86

1493.69

6761.95

MAS = 10.00 (m)

3.00

MINPT-O-EOU

1503.69

10.00

1502.90

1493.69

5956.23

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

WRP

1231.11

41.67

1203.12

1189.44

44.98

OSF 1.50

1350.00

1284.84

MinPt-O-SF

1206.99

41.14

1179.34

1165.85

44.70

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

1570.32

10.00

1569.72

1560.32

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

1570.29

10.00

1569.68

1560.29

178645.18

MAS = 10.00 (m)

3.00

MINPT-O-EOU

1570.26

10.00

1569.71

1560.26

117195.41

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

MinPt-O-SF

1570.17

10.00

1568.06

1560.17

1000.54

MAS = 10.00 (m)

72.00

72.00

MinPts

NJL-04_Surveys (Def Survey)

Pass 3.00


Pass


3.00


Page 1 of 2

Offset Trajectory

Separation Ct-Ct (m) MAS (m)

EOU (m)

Allow

Sep.

Controlling

Dev. (m)

Fact.

Rule

Reference Trajectory MD (m) 249.00

TVD (m)

Risk Level Alert

Minor

Status

Alert Major

1575.62

19.14

1562.68

1556.48

126.99

OSF 1.50

247.71

MINPT-O-EOU

1579.84

24.29

1563.47

1555.55

99.74

OSF 1.50

306.00

303.05

MinPt-O-ADP

1749.40

91.55

1688.20

1657.85

28.81

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPt-O-SF

2087.64

10.00

2087.03

2077.64

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

2087.58

10.00

2086.96

2077.58

139671.65

MAS = 10.00 (m)

3.00

3.00

MINPT-O-EOU

2087.54

10.00

2086.98

2077.54

84639.09

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

MinPt-O-SF

1967.98

152.37

1866.22

1815.61

19.44

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

2151.93

10.00

2151.33

2141.93

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

2151.91

10.00

2151.30

2141.91

378960.07

MAS = 10.00 (m)

3.00

3.00

MINPT-O-EOU

2151.90

10.00

2151.35

2141.90

253464.63

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

MinPt-O-SF

2015.56

88.87

1956.13

1926.69

34.23

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

2448.00

10.00

2447.39

2438.00

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

2447.95

10.00

2447.34

2437.95

219940.63

MAS = 10.00 (m)

3.00

3.00

MINPT-O-EOU

2447.92

10.00

2447.37

2437.92

134462.67

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

MinPt-O-SF

2160.97

291.19

1966.61

1869.77

11.15

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

3606.56

10.00

3605.96

3596.56

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface


Pass


Pass


Pass


Pass 3606.53

10.00

3605.91

3596.53

427764.23

MAS = 10.00 (m)

3.00

MINPT-O-EOU

3606.50

10.00

3605.95

3596.50

259631.04

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

MinPt-O-SF

3178.59

265.07

3001.61

2913.52

18.04

OSF 1.50

1473.82

3.00

1401.20

MinPts

3964.88

10.00

3964.28

3954.88

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

3964.85

10.00

3964.24

3954.85

503890.25

MAS = 10.00 (m)

3.00

3.00

MINPT-O-EOU

3964.83

10.00

3964.28

3954.83

305354.63

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

MinPt-O-SF

3527.38

165.91

3416.52

3361.47

32.03

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

3964.94

10.00

3964.33

3954.94

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

3964.90

10.00

3964.29

3954.90

447226.06

MAS = 10.00 (m)

3.00

3.00

MINPT-O-EOU

3964.88

10.00

3964.33

3954.88

269184.80

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

MinPt-O-SF

3527.38

161.93

3419.16

3365.44

32.82

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

4396.55

10.00

4395.95

4386.55

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

4396.51

10.00

4395.89

4386.51

418183.61

MAS = 10.00 (m)

3.00

3.00

MINPT-O-EOU

4396.48

10.00

4395.93

4386.48

248529.50

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

MinPt-O-SF

3935.79

148.80

3836.31

3786.98

39.88

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

5064.31

10.00

5063.70

5054.31

N/A

MAS = 10.00 (m)

0.00

0.00

Surface

5064.28

10.00

5063.67

5054.28

782446.76

MAS = 10.00 (m)

3.00

MINPT-O-EOU

5064.26

10.00

5063.72

5054.26

472778.65

MAS = 10.00 (m)

5.25

5.25

MinPt-O-SF

4625.98

70.66

4578.61

4555.32

99.31

OSF 1.50

1473.82

1401.20

MinPts

NJL-013_Surveys (Def Survey)

Pass

NJL-013 ST Survey Final (Def Survey)

Pass


Pass


Pass


3.00


Page 2 of 2

Personal y Contactos Schlumberger D&M

Para mayor información o asistencia respecto a los servicios prestados por Drilling & Measurement para este pozo, por favor contactar a las siguientes personas: Contactos Drilling & Measurements

Jorge Gainza

ABC Geomarket Manager

[email protected]

Aamer Zaheer

ABC Drilling Engineer Center Manager

[email protected]

Pablo Gancedo

ABC Sales Manager

[email protected]

Luis Moran

BOC Location Manager

Cel: 721-63689

[email protected]

Cesar Villegas

BOC Drilling Engineer

Cel: 721-45635

[email protected]

Ives Sanjinés

BOC Sales Engineer

Cel: 710-11951

[email protected]


Sección F Procedimiento de Perforación

  

Plan General del Pozo Naranjillos 120 Protocolo de Comunicaciones Procedimiento de Perforacion

NARANJILLOS 120 TOPES DE FORMACIONES

FORMACIÓN

Tariquia Cajones Superior

Cajones Inferior TD

RESERVORIO

L. Chaco San Isidro Superior San Isidro Inferior Santa Cruz Cajones A Cajones A1 Cajones B Cajones C TD

MD (m)

TVD (m)

MD (ft)

TVD (ft)

5.4 1227.0 1260.0 1308.0 1344.0 1359.0 1372.0 1408.0 1474.0

5.4 1169.0 1201.0 1245.0 1279.0 1293.0 1306.0 1339.0 1401.0

17.7 4025 4133 4290 4408 4458 4500 4618 4835

17.7 3834 3939 4084 4195 4241 4284 4392 4595

OBJETIVO PRINCIPAL OBJETIVO SECUNDARIO

PRESIÓN DE FORMACIÓN PPG

EMW P.P. ppg

MÁXIMA PRESIÓN ANTICIPADA EN SUPERFICIE psi

1120

5.62

1100

1320

6.05

1298

1270

5.70

1248

B. Unit : Well Name : Naranjillos 120 RT Elevation : 17 ft Water Depth : 0 ft Well Type : DEVELOPMENT

Occidental Oil and Gas Corporation Global Drilling Community Kick Tolerance Worksheet Casing shoe to be designed: 9-5/8 in MAXIMUM ALLOWABLE TD FOR THE 9-1/2 in SECTION

Sea Water Gradient :

0.447 psi/ft

MINIMUM REQUIRED 9-5/8 in SHOE TVD FOR THE 9-1/2 in SECTION

Previous Casing Shoe VD

1,401 ft

Next Hole Size

9-1/2 in

Previous Casing Size

9-5/8 in

Next Hole TD Vertical Depth

4,600 ft

Drill pipe Size

4-1/2 in

Surface Casing (yes/no)

Yes

Hole Size

9-1/2 in

Mud Weight

8.80 ppg

Drill pipe Size

4-1/2 in

Kick intensity

0.20 ppg 0.100 psi/ft

Mud Weight

8.80 ppg

Gas Gradient

Kick intensity

0.20 ppg

Kick Tolerance

Gas Gradient

0.100 psi/ft

Kick Tolerance

20.0 bbl

Fracture Gradient EMW Depth for Frac Gradient =13.85 ppg

20.0 bbl 13.85 ppg 1,404 ft

Frac Gradient EMW @ 1,401 ft

13.85 ppg

Frac Gradient @ 1,404 ft

0.720 psi/ft

Fracture Gradient @ 1,401 ft

0.720 psi/ft

F.G. from ground level to 1,404 ft

0.729 psi/ft

F.G. from ground level to 1,401 ft

0.729 psi/ft

MASP (Max Pp - gas to surface)

1,693 psi

BOP Test (MAPSP + 500 psi)

2,193 psi

Planned Casing Depth (TVD)

4,600 ft

MASP (frac @ shoe - gas to surface)

869 psi

BOP Test (MAPSP + 500 psi)

1,369 psi

Converged OK

Converged OK

Is Open Hole / casing combination OK? Warning: Result is deeper than next casing point

Is Open Hole / casing combination OK? Inconsistent data. Result is shallower than previous casing point

________________

________________ RT = 17 ft above GL

________________

________________ Ground Level

9-5/8 in Shoe VD = 1,401 ft / RT

9-5/8 in Casing Shoe Min TVD = 1,189 ft / RT 9-1/2 in Open Hole Max TVD = 6,265 ft / RT 9-1/2 in Open Hole TVD = 4,600 ft/RT

From Calculation 1 and 2, it can be concluded that 9-5/8'' casing shoe can be set anywhere from minimum 1,189 ft TVD/RT to maximum 6,265 ft TVD/RT.

C:\Users\lopezeah\Desktop\BOLIVIA\04_Naranjillos 120\02_Programs\Kick Tolerance Worksheet Naranjillos 120

10/24/2013

Plan general del Pozo Naranjillos 120 El pozo Naranjillos 120 es un pozo de desarrollo que se espera revestir y completar de acuerdo a los resultados obtenidos en los registros electricos. Los pozos de correlacion principal son el Naranjillos 105 Y Naranjillos 22. Las arenas de interés se encuentran en la formación Cajones Superior en las unidades San Isidro Superior con un potencial objetivo secundario en la formación Cajones Inferior en las unidades Cajones A y Cajones B. Las arenas de interés serán evaluadas usando registros eléctricos corridos con cable. De no encontrarse la presencia de hidrocarburos en los objetivos propuestos, el pozo será taponado y abandonado acorde a los estándares de Occidental Oil & Gas y el decreto supremo 28397 en el capítulo 4 de las normas técnicas Bolivianas. Aunque la información de los pozos vecinos no refleja inconvenientes relacionados con influjos de gas o pérdidas de fluido, la prognosis geológica indica que se espera encontrar formaciones can baja presión de poro, razón por la que todas las operaciones deben ser supervisadas cuidadosamente durante todo el pozo. La información de los pozos vecinos es antigua pero permite tener un espectro de las zonas que serán atravesadas desde el punto de vista de perforación. El pozo Naranjillos 120 tiene una trayectoria direccional tipo J alcanzando una inclinacion maxima de 20 grados a los 370 m, manteniéndose tangente tanto en inclinación como en azimuth hasta alcanzar el TD planeado, en vista de que la sección tangencial es bastante larga, se debe tener especial cuidado en las prácticas de limpieza de hueco con el fin de evitar inducir a pérdidas de fluido por carga de cortes en el espacio anular, el uso de altas RPM ayudado de píldoras visco-pesadas permitirán garantizar una limpieza de hueco óptima en relación con la ROP que se obtenga. El pozo será perforado en 2 secciones, el hueco de superficie de 12-1/4” será revestido con casing de 9 5/8” hasta la profundidad de 430 m y posteriormente el hueco de producción perforado con broca bicéntrica de 8-1/2”x9-1/2” será revestido con casing de 7” hasta TD.

Protocolo de Comunicaciones Todas las decisions operativas que tengan que ver directamente con el diseño del pozo deberan ser autorizadas por el Oxy DSM. Comunicaciones con el personal de OXY en Bogota o en Santa Cruz es permitida sin embargo todos los cambios al programa o diseño del pozo deberán ser manejados a través de MOCs con instrucción directa de ejecución del DS al DSM en locación. Seccion F - Procedimiento de Perforacion

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Naranjillos 120 Procedimiento de Perforación MOVILIZACION Y MONTAJE DEL EQUIPO 

El Rig SAI 386 será movilizado desde la locación del pozo Naranjillos 119 hacia la localización del pozo Naranjillos 120. El plan de movilización, la inspección de las vías, y la visita del personal de HES de Vintage OXY y San Antonio debe estar debidamente documentado. Durante toda la movilización habrá supervisión HES y operativa, DSM con comunicaciones y reportes diarios.



Verificar estado y asentamiento del tubo guía de 20", debe estar +/- 2 mtrs por debajo del nivel del terreno previo a la perforación del hueco para el tubo conductor.



Probar el taladro para verificar su apropiado funcionamiento.



Una vez armado el equipo, realizar el Rig Checklist y enviar una copia a la Oficina de Perforación.



Realizar la reunión de seguridad y Pre Spud previa al inicio de operaciones con todo el personal en locación.



Aceptar el taladro.



Operaciones Simultáneas

Una vez se tiene el equipo en locación y durante el ensamblaje del mismo en lo posible se deben realizar las siguientes operaciones simultáneas: a. Llenar los tanques con agua y premezclar el lodo que se usará en la primera fase. b. Instalar el riser de 20” junto con el flow line. El riser debe tener una válvula lateral de 4” instalada los mas cercano posible a la base del contrapozo. c. Verificar el estado de los equipos de control de solidos y de las mallas. d. Aceptar el equipo con la broca de 12-1/4”, el bit sub y la botella de 8” lista para perforar. Realizar la calibración de todo el BHA incluyendo su ID, OD y longitud antes de armarlo. e. El supervisor del taladro debe suministrar al DSM un BHA con las todas las medidas y este a su vez lo debe mantenerdisponible en la mesa durante toda la perforación de la sección del hueco de superficie y producción.

Seccion F - Procedimiento de Perforacion

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Perforación Sección de Superficie 12-1/4” hasta 430 m. El hueco de 12-1/4” va a ser perforado hasta una profundidad total de 430 m con el fin de instalar y cementar el revestimiento de superficie de 9-5/8”. Este revestimiento nos permitirá cumplir con los requerimientos de kick tolerance y aislar cuerpos de agua dulce somera. Perforar con un BHA DIRECCIONAL como se describe a continuación: BHA # 1: Direccional de 12-1/4” Desc.

Manu.

Serial Number

OD (in) ID (in)

Bot Size Max OD (in) (in) Top Size (in)

Bot Type Top Type

Bot FN OD Gender (in) Top FN Length Gender (m)

8.000 1 12 1/4" PDC Bit A800M 4:5 XP 1.5° BH 12 2 1/8" Sleeve

3.250 6.250

12.125

8.125 3 8" Float Sub

Schlumberger

2.813

8.125

8.000 4 12" Stb

Schlumberger

2.813

12.250

8.188 5 8.25" LSS

Schlumberger

2.875

8.188

8.375 6 TeleScope 825 HF

Schlumberger

5.109

8.410

8.313 7 8.25" USS

Schlumberger

2.875

8.313

8.000 8 8.25" Monel

Schlumberger

2.875

8.000

8.250 9 X/O 6 5/8" REG x 4 1/2" IF

SAI

2.937

SAI

5.000

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear SAI 11 (3 joints)

4.900

SAI

6.750

SAI

4.500

Schlumberger

6.430

SAI

6.750

SAI

4.500

10 3 x 5" HWDP (3 joints)

10 x 4 1/2" HWDP (10 16 joints)

6.625

4.000 6.750 6.250 6.438

Box

0.00

6.625 REG

Pin

8.127

6.625 REG

Box

0.67

6.625 REG

Pin

0.000

6.625 REG

Box

0.00

6.625 REG

Pin

8.188

6.625 FH

Pin

0.40

6.625 FH

Box

8.375

6.625 FH

Box

1.00

6.625 FH

Pin

8.313

6.625 REG

Box

0.47

6.625 REG

Pin

7.875

6.625 REG

Box

0.60

6.625 REG

Pin

6.438

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

Cum. Weight (1000 lbm)

0.00

6.250

6.250

0.31

0.31

0.3

8.53

8.84

4.8

1.18

10.02

5.4

1.63

11.65

6.2

0.61

12.26

6.5

7.70

19.96

10.1

0.47

20.43

10.4

9.04

29.47

14.8

0.99

30.46

15.3

30.00

60.46

20.5

30.00

90.46

24.2

0.89

91.35

24.5

45.46

136.81

30.7

5.80

142.61

32.6

0.89

143.50

32.9

90.92

234.41

47.3

196.00

430.41

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 6.750

2.750 3.640

6.625 REG

0.52

2.937

SAI

0.000

0.000

4.414 17 4-1/2" DP

Box

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

2.875

15 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

0.00

6.625 REG

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

2.750

14 Drilling Jar

Pin

6.500

2.937

13 5 x 4 1/2" HWDP (5 joints)

6.625 REG

8.250

3.000

12 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

Cum. Length (m)

0.000 12.250

8.250 Schlumberger

Length (m)

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

0.000

Instalar 5 boquillas de 11/32” + 2 boquillas 12/32” equivalente a un TFA 0.685in^2 Las medidas, conexiones y peso de las herramientas a usar serán ajustadas de acuerdo a las herramientas en locación. Este BHA # 1 esta descrito en los anexos.


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

Una vez la prueba de las herramientas direccionales sea satisfactoria continuar ensamblando el BHA y bajar hasta encontrar el tope del cemento. El motor tendrá un BH de 1.5º. Estimar el tope del cemento y prender bomba en minima para evitar tapar las boquillas de la broca con cemento.



Realizar con agua dulce el drill out del cemento y equipo de flotación con 350 GPM, 10-20 RPM, Max WOB 6. Si observa que la broca no avanza levante 1 metro fuera de fondo e intente de nuevo con los mismos parámetros.



Una vez se termine de perforar el equipo de flotación cambiar el fluido de agua por lodo.



Antes de comenzar la perforación de la sección, asegurarse de que los equipos de detección de arremetidas (sistema totalizador de volúmenes, PVT; indicador de retornos e indicador de tanque de viaje) se encuentran funcionando. Incluyendo los de la unidad de MudLogging.



Esta sección será perforada hasta 430 m, supervisar en todo momento el trabajo direccional para evitar dog legs por encima de lo planeado, si la respuesta direccional no es la esperada, reducir el galonaje durante los trabajaos de slide. Se debe monitorear frecuentemente la distancia entre pozos vecinos y actuar de acuerdo al SOP Global de Anticollision. El DSM deberá en todo momento asegurar que se cuenta con la suficiente cantidad de químicos para la perforación del pozo e inclusive para subir 2 ppg el peso de lodo en caso de ser necesario.



En zonas en que se preve tener perdidas o si el pozo mostrara indicios de pérdida de circulacion: Antes de hacer cada conexion asegurarse de levantar la broca del fondo aproximadamente 2 metros (no repasar) y circular de diez a quince minutos con el mismo galonaje con que se perforó, apagar las bombas, tomar medidas de las cargas S/O, P/U y Rotacion fuera de fondo. Luego de hacer la conexion primero se coloca rotacion de 10 - 20 RPM por 30 segundos y entonces se arranca la bomba suavemente a 100 GPM, una vez que se vean los retornos se incrementara el galonaje en 100 GPM gradualmente y las revoluciones en etapas de 20 RPM gradualmente.Se continúa de este modo hasta alcanzar los parametros establecidos y solo entonces se continuará perforando. Antes de realizar conexiones, asegurarse de levantar la broca del fondo reduciendo el galonaje al 70% del que se utilizó para perforar, levantar lentamente toda la longitud del single sin rotacion y bajar rotando al 50% de las RPMs utilizadas durante la perforación (no rotar si se ha colocado una pildora de LCM) y circular de tres a cinco minutos, apagar las bombas, tomar medidas de las cargas S/O, P/U y Rotación fuera de fondo. Luego de hacer Seccion F - Procedimiento de Perforacion

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la conexion, asegurarse de colocar las RPMs antes de romper circulacion gradualmente con las bombas y volver al fondo con el 70% de las RPM de perforación y con el flujo de perforación ya establecido. Una vez se toque el fondo continuar incrementando las RPM gradualmente. Lo mismo se aplica al retornar al fondo luego de los viajes cortos. 

Seguir el programa de píldoras a las profundidades descritas y de acuerdo al programa de fluidos anexo a este documento.



Al llegar a fondo bombear píldoras y circular el pozo hasta que este limpio con los mismos parámetros con los que se terminó la perforación. Tener las píldoras de limpieza preparadas con anterioiridad para evitar pérdidas de tiempo.



Circular 2 fondos arriba o hasta retornos limpios antes de iniciar el viaje corto.



Realizar el Swab Test cada vez que se requiera sacar la tubería. Apagar las bombas y reciprocar la sarta a la velocidad a la que se haría el viaje durante 10 minutos, circular con 500 gpm fondos arriba monitoreando la presencia de gas mientras se continua reciprocando la sarta, si luego de haber circulado 2 fondos arriba no hay presencia de gas se puede inicar el viaje. Si durante esta prueba de swab se presenta gas en condiciones anormales, circular e incrementar el peso de lodo en 0.2 ppg, homogenizar el sistema y realizar nuevamente la prueba antes de sacar.



Realizar un viaje corto hasta 90 mts, si encuentra puntos de tensión o de apoyo mayores a 20 Klbs, reciproque la sarta hasta pasar libremente, si definitivamente no se puede pasar el punto apretado reciprocando la sarta conecte la Kelly para repasar y para realizar back reaming, el procedimiento de back reaming es el siguiente y aplicará para cualquier fase del pozo. o Cuando sea necesario realizar backreaming las siguientes son las operaciones que se deben seguir paso a paso: 1. Dependiento de la posición de la parada, RIH al menos una junta (9.1 mts). 2. Conecte la kelly 3. Reestablezca los mismos parámetros con los que se perforó la zona de la restricción. 4. Circula al menos un fondo arriba or hasta retornos limpios en superficie reciprocando la sarta. 5. Nota: En caso de que las mallas de las shakers llegasen a taparse con arcilla, reduzca el galonaje hasta destaparlas y de nuevo incremente al galonaje de perforación hasta tener retornos limpios. 6. Tumbe la misma longitud de tubería la cual bajó en el punto 1 Seccion F - Procedimiento de Perforacion

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7. Back Ream la siguiente parada o junta (No exceda en la velocidad anular de los cortes con al velocidad del movimiento de la tubería, esto podría llevarlo a un empaquetamiento de la tubería), esta operación debe realizarse con los mismos parámetros usados durante la perforación. 8. Apague las bombas y quite rotación. 9. Baje la parada o junta que se rimó. 10. Saque la parada o junta rimada sin galonaje ni rotación. Si pasa sin restericción: 10.A Continue sacando la sarta en elevadores. Si encuentra restricciones: 10.B Repita desde el paso (1). 11. Saque 2 paradas mas 12. Circule 2 fondos arriba o hasta tener retornos limpios. 

Una vez en fondo bombee y circule hasta tener retornos limpios en superficie las píldoras de limpieza descritas en el programa de lodos.



Sacar sarta hasta superficie y quebrar el BHA direccional y la broca de 121/4”.



Realice reunión preoperacional, acondicionar mesa de trabajo y armar las herramientas de corrida de revestimiento de 9-7/8” y 9-5/8” (Cuñero, llave hidráulica, fill up tool y elevador).



Bajar revestimiento de 9-7/8” combiando con 9-5/8 hasta fondo, asegurarse tocando fondo y levantar 2 metros por encima del fondo. La última junta de revestimiento se debe correr con un “Landing Joint” torqueado hasta máximo 4 klb-ft ya que este se recuperará después de realizar el trabajo de cementación y haber esperado el frague del mismo. Durante la corrida de revestimiento se deben romper geles cada 100 m y circular con el 80% del galonaje usado durante al perforación cada 200 m.



Seguir el orden de corrida de revestimiento según Seccion M, Guía de Corrida de revestimiento. El zapato va previamente instalado en un tubo de 9-7/8”, conexión 9-5/8” BTC.



La bajada del revestimiento se realizará a velocidad controlada de acuerdo a los resultados del programa de surgencia y suabeo corrido con las propiedades de lodo presentes al final de la perforación de la sección.



En caso de presentarse pérdida de circulación durante la perforación o durante la bajada y circulación del revestimiento en fondo, previo a la


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cementación se prepararán 2 píldoras de 35 barriles de lodo con 40 – 60 lb/bbl de LCM a ser bombeadas la primera después de bajar el revestimiento hasta el fondo e iniciar a circular a caudal reducido sacando el fondo arriba y la segunda deberá ser bombeada antes de los espaciadores / lavadores y de este modo minimizar los problemas de pérdida de circulación que puedan presentarse durante la cementación. 

Realizar la reunión preoperacional para instalar la cabeza de cementación y líneas de flujo, para el montaje de esta cabeza de cementación, se debe colocar el revestimiento en cuñas, abrir el elevador de revestimiento, tumbar el fill up tool e instalar la cabeza de cementación junto con sus líneas, luego se vuelve a enganchar el elevador para poder reciprocar y circular el revestimiento a través de la cabeza de cementación.



Durante la circulación del revestimiento y antes de iniciar el trabajo de cementación de debe retirar el cuñero de la mesa de trabajo.



Realizar el trabajo de cementación de siguiendo el procedimiento de cementación anexo, recuperar 2 testigos de la lechada lead y tail para tener de referencia de frague en superficie. Sentar tapón de desplazamiento, incrementar la presión hasta 1800 psi y probar el revestimiento durante 5 minutos. Hacer Back Flow lentamente. Si después de realizar el back flow se siguen obteniendo retornos dentro del revestimiento, bombee el fluido que retornó hasta sentar nuevamente el tapón de desplazamiento y cierre las válvulas de la cabeza de cementación y espere frague de cemento antes de continuar con las operaciones.



Lavar con agua las zarandas, campana, etc. Abrir la válvula lateral del tubo conductor para descargar excesos de cemento al contrapozo.



Una vez se haya verificado el frague del cemento soportándose en las muestars de superficie, abrir el elevador Desconectar las líneas de flujo y retirar la cabeza de cementación. Retirar el landing joint con ayuda de la llave hidráulica.



Retirar el flow line y el tubo conductor a nivel del contrapozo para instalar la sección A.



Una vez se haya finalizado el corte a nivel de contrapozo, limpiar la caja del revestimiento de 9-5/8” ya que sobre esta se instalará la sección A con un pup joint previamente soldada. Observar el tope de cemento en el anular, si durante el trabajo de cementación se experimentaron pérdidas severas o parciales contar en localización con tubería macarroni de 1" y accesorios para realizar Top Job. Utilizar cemento clase "G" con 1.0 % de CaCl2.


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

Realizar la reunión preoperacional para instalar la sección A la cual viene con un pup joint previamente soldado e inspeccionado, aplicar baker lock tanto en el pin como en la caja antes de hacer la conexión del cabezal ayudado de una brida de maniobra que le permitirá transmitir el torque desde superficie con ayuda de la llave hidráulica de revestimiento. Verificar la posición de las válvulas laterales. Retirar junta con brida de maniobra y tumbar llave hidráulica de revestimiento.



Realizar la reunión preoperacional y montar las BOP 11” X 5000 psi. Utilizar ring gasket nuevo.



Instalar el test plug, abrir las válvuals alterales de la sección A para evitar presurizar el revestimiento en caso de que el test plug falle. Probar las BOP, primero la prueba de baja presion con 250 psi durante 5 minutos y a continuación la prueba de alta presion a 1800 psi durante 5 min. Los elementos que se prueban son: Anular, pipe ram, choke manifold, standpipe, válvula de seguridad, Upper and lower Kelly cocks e IBOP. Utilizar agua como fluido de prueba. Retirar el test plug y cerrar el los ciegos, hacer la prueba de los ciegos a través del kill line contra el revestimiento a 250 psi durante 5 minutos y 1800 psi durante 5 minutos. Todas las pruebas deben ser aceptables antes de seguir adelante. Hacer una prueba del acumulador. Todas las pruebas deben quedar registradas en los formatos correspondientes y deben ser enviadas a la oficina de perforación.


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Perforación Sección de Produccion de 8-1/2”x9-1/2” hasta 1474 m El hueco de producción será perforado con una broca bicéntrica de 8-1/2”x9-1/2” hasta una profundidad total de 1474 m con el fin de perforar, registrar, revestir y cementar las zonas de interés. Perforar con un BHA DIRECCIONAL como se describe a continuación: BHA # 2: Direccional de 8-1/2”x9-1/2” Desc.

Manu.

Serial Number

OD (in) ID (in)


Bot Type Top Type


6.000 1 8 1/2"x9 1/2" Bi center Bit

2.250

A675M7850XP (1.15 BH w/ 2 8 1/4" SS) Schlumberger

8.250

6.750 3 Float Sub / with valve

Schlumberger

2.875

6.750

6.750 4 8'' Stabilizer

Schlumberger

2.250

8.000

6.938 5 LSS (2 joints)

Schlumberger

2.813

6.938

6.750 6 PowerPulse 675

Schlumberger

5.109

6.890

6.875 7 USS (2 joints)

Schlumberger

2.875

6.875

6.750 8 X/O 4" IF x 4 1/2" IF

SAI

2.937

6.750

5.000 9 3 x 5" HWDP (3 joints)

Weatherford

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear 10 (3 joints) Weatherford

3.000

6.500 6.625

6.750 11 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

SAI

2.937

SAI

2.750

6.750 6.250

6.430 13 Drilling Jar

Schlumberger

2.875

6.438

6.750 14 X/O 4 1/2" IF x 4" IF 10 x 4 1/2" HWDP (10 15 joints)

SAI

2.937 2.750

6.750 6.250

4.414 16 4-1/2" DP

SAI

3.640

Pin

0.00

4.500 REG

Box

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46

Pin

6.750

4.500 NC46

Box

0.32

4.500 NC46

Pin

6.750

4.500 NC46

Box

0.64

4.500 NC46

Pin

0.000

5.500 FH

Pin

0.00

5.500 FH

Box

0.000

5.500 FH

Box

0.00

5.500 FH

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.26

0.26

0.1

7.28

7.54

2.3

0.87

8.41

2.5

1.80

10.21

3.1

0.62

10.83

3.3

7.67

18.50

5.5

0.48

18.98

5.6

0.89

19.87

5.9

30.00

49.87

11.1

30.00

79.87

14.8

0.89

80.76

15.1

45.46

126.22

21.3

5.80

132.02

23.2

0.89

132.91

23.5

90.92

223.82

35.9

1002.00

1225.82

36.6

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

4.500 SAI


4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

4.500 12 5 x 4 1/2" HWDP (5 joints)

4.500 REG

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

4.900 4.000

Cum. Length (m)

0.000 9.500

6.750 5.500

Length (m)

6.250

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

0.000

Instalar 4 boquillas de 12/32” en el piloto y 2 boquillas 13/32” en el rimador equivalente a un TFA 0.701in^2. Las medidas, conexiones y peso de las herramientas a usar serán ajustadas de acuerdo a las herramientas en locación. Este BHA # 2 esta descrito en los anexos. 

Realizar la prueba en superficie al motor y continuar armando y bajando el BHA hasta encontrar el tope del cemento.


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

Realizar el Choke Drill y registrar la información.



Estimar el tope del cemento y prender bomba en minima para evitar tapar las boquillas de la broca con cemento.



Realizar drill out. Perforar con agua el tope del cemento y equipo de flotación con 350 GPM, 10-30 RPM, Max WOB 5. Si observa que la broca no avanza levante 1 metro fuera de fondo e intente de nuevo con los mismos parámetros.



Una vez se termine de perforar el equipo de flotación cambiar el fluido de agua por lodo y perforar 3 metros de hueco abierto. Circular para tener pozo limpio y efectuar Leak of test (LOT) con la unidad de cementación. Llenar los formatos correspondientes y enviarlos a la oficina de perforación.



Antes de comenzar la perforación de la sección, asegurarse de que los equipos de detección de arremetidas (sistema totalizador de volúmenes, PVT; indicador de retornos e indicador de tanque de viaje) se encuentran funcionando. Incluyendo los de la unidad e MudLogging.



Esta sección sera perforada hasta 1474 m, supervisar en todo momento el trabajo direccional para evitar dog legs por encima de lo planeado, si la respuesta direccional no es la esperada, reducir el galonaje durante los trabajos de slide. Se debe monitorear frecuentemente la distancia entre pozos vecinos y actuar de acuerdo al SOP Global de Anticollision. El DSM deberá en todo momento asegurar que se cuenta con la suficiente cantidad de químicos para la perforación del pozo e inclusive para subir 2 ppg el peso de lodo en caso de ser necesario.



Perforar con ensamblaje direccional hasta 1225 m, bombear píldoras de limpieza y sacar el BHA hasta superficie, tumbar las herramientas direccionales y continuar con la reunión preoperacional para armar el BHA # 3 convencional con el que se terminará de perforar la sección de producción hasta TD. Esto se hace con el fin de minimizar el impacto económico que puede generar una pega diferencial al momento de perforar las formaciones de interés que se encuentran depletadas. La información de inclinación y azimuth de la trayecoria perforada sin herramientas direccionales será adquirida por medio de registros eléctricos. Se recomienda bombear píldoras abrasivas cada 100 m para prevenir el embotamiento del BHA al perforar paquetes arcillosos.


11



Realizar la reunión preoperacional para armar el BHA # 3 convencional como sigue:

BHA # 3: Convencional de 8-1/2”x9-1/2” Desc.

Manu.

Serial Number

OD (in) ID (in)


Bot Type Top Type


6.000 1 8 1/2"x9 1/2" Bi center Bit

2.250 SAI

2.250

4.500 REG

Pin

4.500 REG

Box

4.500 NC46 (4 FH)

Box

4.500 NC46 (4 FH)

Pin

6.500

4.500 NC46 (4 FH)

Box

6.750

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

6.500

6.750 3 2 x 6-1/2" DC (2 joints)

SAI

2.500 6.750

4 X/O 4" IF x 4 1/2" IF

SAI

2.937 5.000


Weatherford

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear 6 (3 joints) Weatherford 7 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

SAI SAI

6.750

2.937 4.500

8 5 x 4 1/2" HWDP (5 joints)

6.625

4.000 6.750

6.250

2.750 6.430

9 Drilling Jar

Schlumberger

2.875

6.438


SAI

2.937 2.750

6.750 6.250

4.414 12 4-1/2" DP

SAI

3.640


4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

0.26

0.26

0.1

1.52

1.78

0.6

18.00

19.78

5.6

20.67 0.89 0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

5.9 50.67

30.00

11.1 80.67

30.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

14.8 81.56

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

0.89

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

15.1 127.02

45.46

21.3

5.80

132.82

23.2

0.89

133.71

23.5

90.92

224.63

35.9

1250.00

1474.63

36.6

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

4.500 SAI

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 6.500

3.000 4.900

Cum. Length (m)

0.000 9.500

6.500 2 6.5" Bit Sub w. Float Sub

Length (m)

6.250

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

0.000

Instalar 4 boquillas de 12/32” en el piloto y 2 boquillas 12/32” en el rimador equivalente a un TFA 0.663in^2. Las medidas, conexiones y peso de las herramientas a usar serán ajustadas de acuerdo a las herramientas en locación. Este BHA # 3 esta descrito en los anexos. 

Terminar de armar BHA convencional y llegar a fondo para continuar perforando la sección de 8-1/2”x9-1/2’ hasta alcanzar el TD 1474 m. Bombear las píldoras de limpieza de acuerdo al programa de píldoras incluido en el programa de lodos o cuando las condiciones del pozo lo requiera. Con el fin de mitigar el riesgo de pega de la tubería, se recomienda que a partir de 1252 m se repase cada junta perforada 2 veces y se rote la tubería en cuñas mientras se hace la conexión, incrementar la concentración de carbonato fino, medio y grueso para puentear las arenas de interés y evitar la pédida de fluido a la formación que puedan resultar en una pega diferencial de la tubería durante una conexión.



Al llegar a fondo bombear y circular las píldoras de limpieza hasta tener retornos limpios, antes de iniciar el viaje corto, realizar el swab test descrito anteriormente en el programa con el fin de garantizar que no haya presencia Seccion F - Procedimiento de Perforacion

12

de gas durante el viaje. La velocidad de viaje dependerá de los resultados del análisis de surge and swab con las condiciones actuales del pozo. 

Realizar un viaje hasta 1000 m o hasta que la sarta viaje libre sobre elevadores. Realizar backreamming en puntos apretados y rotar la tubería en cuñas para mitigar cualquier evento de pega. Regresar a fondo, bombear y circular las píldoras de limpieza hasta tener retornos limpios, si observa inestabilidad del hueco en los retornos, incrementar el peso de lodo en 0.2 ppg para compensar el ECD de perforación. Realizar el swab test y antes de iniciar el viaje a superficie para corrida de registros eléctricos, se sugiere espotear una píldora lubricada en fondo.



Sacar BHA hasta superficie.



Realizar reunión pre-operacional para la corrida de registros.



Correr los registros de acuerdo al programa. Observar el pozo todo el tiempo mientras se registra manteniéndolo lleno. Registrar y reportar todas las pérdidas de lodo en el reporte de la mañana.



Las dos corridas de registros serán: o Triple Combo (GR- MSIP-PEX AIT- DSI) o MDT’s



Desmontar poleas de registros.



Ensamblar BHA de acondicionamiento usando una broca tricónica de 8-1/2” para garantizar que el hoyo se encuentre acondicionado como mínimo a 81/2” para la corrida del revestimiento de producción.


13

BHA # 4: Convencional de 8-1/2” Desc.

Manu.

Serial Number

OD (in) ID (in)


Bot Type Top Type


6.000 1 8 1/2" Tricone Bit

2.250 SAI

2.250

4.500 REG

Pin

4.500 REG

Box

4.500 NC46 (4 FH)

Box

4.500 NC46 (4 FH)

Pin

6.500

4.500 NC46 (4 FH)

Box

6.750

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

6.500

6.750 3 2 x 6-1/2" DC (2 joints)

SAI

2.500 6.750

4 X/O 4" IF x 4 1/2" IF

SAI

2.937 5.000


Weatherford

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear 6 (3 joints) Weatherford 7 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

SAI SAI

6.750

2.937 4.500

8 5 x 4 1/2" HWDP (5 joints)

6.625

4.000 6.750

6.250

2.750 6.430

9 Drilling Jar

Schlumberger

2.875

6.438


SAI

2.937 2.750

6.750 6.250

4.414 12 4-1/2" DP

SAI

3.640


4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

0.26

0.26

0.1

1.52

1.78

0.6

18.00

19.78

5.6

20.67 0.89 0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

5.9 50.67

30.00

11.1 80.67

30.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

14.8 81.56

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

0.89

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

15.1 127.02

45.46

21.3

5.80

132.82

23.2

0.89

133.71

23.5

90.92

224.63

35.9

1250.00

1474.63

36.6

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

4.500 SAI

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box 6.500

3.000 4.900

Cum. Length (m)

0.000 8.500


Length (m)

6.250

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

0.000

Instalar 5 boquillas de 13/32” equivalente a un TFA 0.648in^2. 

Bajar hasta fondo circulando las últimas 4 paradas por seguridad.



Bombear y circular las píldoras de limpieza hasta tener retornos limpios, realizar el swab test antes de iniciar el viaje a superficie.



Sacar quebrando la tubería de trabajo hasta superficie.



Una vez recibida la aprobación por parte del Geologo encargado, realizar la reunión preoperacional alistar la mesa de trabajo y montar las herramientas de corrida de revestimiento (Cuñero, fill up tool y elevador).



Se instalará 2 centralizadores rigídos en cada tubo desde TD hasta 150 m por encima de la zona de interés más somera para minimizar el área de contacto del tubo con las paredes del hueco.



La bajada del revestimiento se realizará a velocidad controlada de acuerdo a los resultados del programa de surgencia y suabeo corrido con las propiedades de lodo presentes al final de la sección. Se debe mantener un control de los volúmenes y desplazamientos de acero y lodo en el pozo con una hoja de viajes, así como también, cumplir con los procedimientos


14

necesarios para mantener el control del pozo durante la bajada del revestimiento.



Durante la corrida de revestimiento se deben romper geles cada 150 m y circular con el 80% del galonaje usado durante al perforación cada 300 m. En caso de presentarse pérdida de circulación durante la perforación o durante la bajada y circulación del revestimiento en fondo, previo a la cementación se prepararán píldoras de 35 barriles de lodo con 40 – 60 lb/bbl de LCM para ser bombeadas la primera después de bajar el revestimiento hasta el fondo e iniciar a circular a caudal reducido, sacando el fondo arriba y la segunda deberá ser bombeada antes de bombear los espaciadores/lavadores y de este modo minimizar los problemas de pérdida de circulación que puedan presentarse durante la cementación.



Una vez el revestimeinto está en fondo, se debe garantizar un rat hole de 6 mts, realizar la reunión preoperacional para el montaje de la cabeza de cementación, colocar el revestimeinto en cuñas, abrir los elevadores, retirar el fill up tool e instalar la cabeza de cementación. Cerrar los elevadores y empezar a reciprocar y circular el revestimeinto nuevamente.



Durante la circulación del revestimiento, retirar de la mesa de trabajo la cuña de revestimeinto.



Realizar el trabajo de cementación de acuerdo al procedimiento actualizado según las condiciones reales del pozo, como el diámetro registrado y profundidad final medida. Tomar 2 muestras de cada lechada de cemento que servirán de soporte para el frague.



Lavar con agua campana, zarandas etc, abrir las válvulas laterales de la sección A para descargar los excesos de cemento y agua al contrapozo, continuar lavando las BOP’s con agua por el espacio anular y retornando al contrapozo.



Mientras se espera el frague del cemento se debe iniciar el desmontaje de las líneas de cementación, campana y desapernado de las BOP’s, al mismo tiempo se puede iniciar el lavado de los tanques.



Finalizado el frague del cemento, realizar la reunión preoperacional para levantar y colgar las BOP’s mientras se hace el corte burdo al revestimiento de 7”. Garantizar las medidas para garantizar que la sección B encaje sobre los sellos.



Retirar la junta de revestimiento cortada de 7”, y remover las BOP’s.


15



Biselar el corte de revestimiento e instalar la sección B según procedimiento adjunto. Probar sellos de la sección B.



Liberar el taladro de las operaciones de perforación.


16

Sección G

Análisis de pozos cercanos              

NARANJILLOS 03 NARANJILLOS 04 NARANJILLOS 05 NARANJILLOS 10 NARANJILLOS 13 ST NARANJILLOS 16 NARANJILLOS 18 NARANJILLOS 19 NARANJILLOS 20 NARANJILLOS 26 NARANJILLOS 27 NARANJILLOS 107 NARANJILLOS 102 NARANJILLOS 105

NARANJILLOS 03 SIST. COORD

Depth Reference FIELD FORMATIONS Chaco

mts

Tops

WGS-84

X

469,188.01

Y

8,009,999.74

GLE mts

628.56

RTE mts

630.96

TD mts

1421

Spud

1964

Gas Casing in

NJL 03

Remarks

0

Hole Size: 17-1/2"

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

1050 Petaca

13 -3/8", 48#/FT, H40

63 mts

MW: 9.7 ppg

Hole Size: 8-5/8"

886mts MW: 9.7 ppg MW: 10.2 ppg 1002mts

1100 1150

1119mts

Naranjillos (San Isidro)

1200

1149mts

San Isidro

1250

1212mts

Naranjillos (Santa Cruz)

1300

1261mts

Cajones A

1350

1282mts

Cajones B

1400

1347mts

Yantata Izozog Ichoa Escarpm ent Sup

1450

Escarpm ent Med Escarpm ent Med B Escarpm ent Inf Taiguati A

1650

7", 23#/FT, N80

1375 mts

1500 1550 1600 1700 1750 1800

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug

Seccion G - Análisis de pozos cercanos

2

MW: 10.2 ppg


WGS-84

X

468,658.01

Y

8,009,276.74

GLE mts


mts

Tops

Gas

664

RTE mts

668

TD mts

3254

Spud

1965

Casing in

NJL 04

Remarks

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

13 -3/8", 48#/FT, H40

103 mts

Hole Size: 17-1/2" MW: 9.6 ppg

First Presence at 745 mts Hole Size: 12-1/4" MW: 9.85 ppg MW: 10.1 ppg from 931 mts

952mts

1050 Petaca

1100

1074mts

1150 Naranjillos (San Isidro)

1200

1186mts

San Isidro

1250

1209mts


1300

1284mts

Cajones A

1350

1320mts

Cajones B

1400

3148mts


1450

1403mts

1500 1550 1600

1546mts

Escarpm ent Med Escarpm ent Med B Escarpm ent Inf Taiguati A Taiguati B Taiguati C Taiguati D Tupam bi Unconform ity VP2 Iquiri

1650

Low er Iquiri

2200

Los Monos Naranjillos Fault Fault Petaca Naranjillos (San Isidro) Naranjillos (Santa Cruz) Cajones A Cajones B

2250 2300

Yantata Izozog (Yantata B) Ichoa Ichoa repeat Escarpm ent Sup Esarpm ent Sup repeat Escarpm anet Med

2650 2700 2750

2900 2950

2900mts

Escarpm anet Med repeat

3000

3014mts

Escarpm ent Escarpm ent Escarpm ent Escarpm ent Taiguati A

3050 3100

3058mts 3103mts

1700 1750 1800

1643mts

TOL @ 1475 mts

9-5/8", 40-47 #/ft, N80

1645 mts

1811mts

1850 1900 1950 2000 2050 2100 2150

2350 2400 2450 2500 2550 2600

2000mts

Hole Size: 8-5/8"

2102mts More Presence at 2151 mts

2431mts

Taiguati formation is reported as unconsolidated

2554mts 2595mts 2666mts 2783mts

2800 2850

Medio B Medio B repeat Inf Inf repeat

MW: 10.1 ppg 7", 26#/TF, N80

3074 mts

3200 3250

MW: 10.35 ppg From 3024 mts Fish @3254 mts, Top of Fish @ 3134 mts Fish : Drilling String.

3150 TD

3254 mts

MW: 10.68 ppg at 3254 mts

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


3


WGS-84 470,517.01

X

8,007,616.74

Y GLE mts


mts

Tops

Gas

601

RTE mts

605

TD mts

3572

Spud

1965

Casing in

NJL 05

Remarks

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

Petaca

13 -3/8", 54#/FT, J55 13 -3/8", 48#/FT, H40

120 mts

Hole Size: 17-1/2" Cemented with 15.0 ppg, apparently had good returns of cement to surface

860mts 984mts

1050

1090mts

1100

1120mts

1150

1198mts


1200

1228mts

San Isidro

1250

1254mts

Hole Size: 12-1/4"


1300

1308mts

Cajones A

1350

Cajones B

1400

MW:10.4 ppg Cemented with 13.8 ppg First Stage and 15.2 ppg Second Stage. DV Tool at 1362 mts


1450

1454mts

1500 1550 1600

1550mts


1650

Low er Iquiri

2200

2240mts


2250 2300

2260mts


2650 2700 2750


3000


3050 3100

1700 1750 1800

1719mts

Drilling at 2240 mts had total mud losses, 250 Bls Total, MW at momment of losses 10.4 ppg. POOH string to 2036 mts trying to recover level but lost 700 bls. String got stuck at 2240 mts and got free after 40 days of fishing job. Recovered level with 9.0 ppg and mixing LCM

1850 1900 1950 2000 2050 2100

1964mts 2031mts

2150

2350 2400 2450 2500 2550 2600


2283 mts TOF 2288 mts Hole Size: 12-1/4" MW: 9.4 - 10 .7 ppg after 3520 mts

2512mts 2550mts

2800 2850

2855mts

2900 2950

2932mts 2965mts

3150

FAULT 9-5/8",36-40 #/ft, J55-N80

7", 26#/TF, N80

3074 mts

Spent 10 days on fishing job trying to recover string that became stuck differentially ar 2957 mts

3173mts

3200 3250

Taiguati B

3300

Taiguati C

3350

Taiguati D

3400

Tupam bi A1

3450

Tupam bi A2

3500

Tupam bi A3 Tupam bi A4 Tupam bi B1 Tupam bi B2

3550

Had gas precense and increased MW to 10 ppg. Tripping out at 3023 mts had gas precense son increased MW to 10.1 ppg. The pipe got stuck and spent 7 days on fishing job to get the pipe free. Continued drilling to TD with a MW of 10.7 ppg

3317mts

3467mts 3520 mts TD

3572 mts

3600 3650 3700 3750

VP2

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


4

SPECIAL REMARKS: After getting TD, tried to log the well but it was flowing slowly, so decided to run back a string to condition the mud. When was running 14 stand of DP the well started to flow hard enough that blew the slips out of the bushing making the string drop into the hole. After kill the well fishing operation took 7 days to fish the string, considerable gas amount was circulated washing to bottom at 3379 mts, therefore the string got stuck due to the Hydrill was closed. After 27 days of fishing operations decided to back off and make a sidetrack, left bit, 2 ea DC's, 60 jts of DP, Washover, and 10 jts of washover pipe. Ran a baker model K CIBP at 2280 mts and cement and sand were set above the plug to a depth of 2256 mts, the well was sidetracked to a depth of 2256 mts, and while drilling at 2313 mts with MW of 9.6 ppg. While surveying the well at this depth the well kicked. After 2 hrs of well killing operations, the string was observed to be stuck. During next 17 hrs, approximately 700 blos of mus were lost while circulating through the choke. A high pressure elbow in the choke line washed out while circulating, so the well was shut in and the high pressure elbow was replaced or repaired, While circulating through a 3/8" choke, it was observed that this (or another) high pressure elbow was washwd out. When the choke line was closed the flange underneath the Hydrill was reported to be leaking, so the 4-1/2" rams on the Shaffer BOP were clsed on the DP while continue fixing the washed out elbow in the choke line. Later it was observed that th eflange underneath the Shafer BOP was leaking. After reopening the choke line, attempts were made to tighten the studs on both flanges. Another 00 bls of mud were pumped at this time. While mixing more mud and making up another choke line, a strong flow of watewr, gas, and sand were diverted away from the rig. Finally the elbow compleely washed out and a strong flow of gas was discharged. While trying to connect the other choke line, the gas ignited and the resulting fire destroyed the rig. The NJL 05 well was drilled to TD wih 10.7 ppg MW, and the well did not experience the first kick until the hole was being logged. Therefore, the well control situations on this well were likely the result of failing to maintain at least the equivalent of 10.7 ppg mud colum to balance the formation pressure. The initial kick was probably caused by either improper fill up on the trip out to log or by not keeping the hole full while logging. The final kick that eventually caused loss of the rig probably resulted from improperly abandoning the open hole without setting cement plugs to isolate the old hole. Apparently , there was suffficient communication between the old hole and the sidetrack hole to provide a path for an influx of formation gas. The NJL 05 surface location is 6 mts from the NJL 104 wellhead. The NJL 05 surface and intermediate strings were located and them excavated during construction work foe the NJL 104 location. Apparently, the wellhead equipment had been removed prior to abandonment, and the 9-5/8" casing was sealed with a plate


5

welded on top of the 9-5/8"stub. Prior to spudding the NJL 104 well in 1998, Vintage Hot tapped the 9-5/8" casing to ensure that there was no risk from gas may have migrated to surface inside 9-5/8" casing during 32 years that the NJL 05 well had been abandoned. There was no pressure built up inside the 9-5/8" casing, and no significant amounts of gas were observed at surface. A 4-1/4" square kelly was observed to have been cut off at surface inside the 9-5/8" casing, indicating that the drilling string had also been abandoned in the well.


6


WGS-84

X

468,658.01

Y

8,009,276.74

GLE mts


mts

Tops

0

Gas

663.73

RTE mts

668

TD mts

3355

Spud

1965

Casing in

13 -3/8", 48#/FT, H40

NJL 10

Remarks 51 mts

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

1050 Petaca

Cemented with 15.0 ppg Tail

Tight hole tripping out from 620 mts

887mts

1048mts

Hole Size:12-1/4"

1100

Cemented with 13.3 ppg Lead and 15.0 ppg Tail

1150

1156mts


1200

1181mts

San Isidro

1250

1242mts


1300

1282mts

Cajones A

1350

1312mts

Cajones B

1400

1370mts


1450


1650

Low er Iquiri

2200


2250 2300


2650 2700 2750

2740mts

2800 2850

2843mts

2900 2950

2957mts


3000


3050 3100

3038mts

3150

3161mts

1500 1550 1600 1700 1750 1800

Hole Size: 17-1/2"

9 5/8, 36#/FT, J55, STC

1137 mts

1508mts 1608mts

1773mts

1850 1900 1950 2000 2050 2100

1984mts Hole Size: 8-5/8" MW: 10.1 - 10.2 ppg

2088mts

2150

2350 2400 2450 2500 2550 2600


2331mts

2496mts 2534mts 2586mts

Cemented with 13.8 ppg Lead and 15.0 ppg Tail Cemented in two stages P&A 6" Hole with Baker Plug 7", 23/26#/ft, N80, LTC

3017 mts After run logs decied to go deeper with 6" hole MW: 10.8 ppg

3200 3250

Taiguati B

3300

Taiguati C

3350

Taiguati D

3400

Tupam bi A1

3450

Drilling 6"hole string got stuck @ 3355 mts

3271mts TD

3355 mts

Top of Fish @ 3218 mts Fish : Drilling String.

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


7

NARANJILLOS 13 ST SIST. COORD

WGS-84

X

469,579.66

Y

8,006,708.48

GLE mts


mts

603

RTE mts

608

TD mts

3303

Spud

Tops

Gas

Casing in

1968

NJL 13-ST

Remarks

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

1050 Petaca

13 -3/8", 48#/FT, H40

100.8 mts

Hole Size: 17-1/2" Cemented with 15.6 ppg Tail

881mts

1043mts

1100 1150

1158mts


1200

1174mts

Hole Size:12-1/4"

San Isidro

1250

1245mts

MW: 10.1 - 10.2 ppg


1300

1287mts


Cajones A

1350

1319mts

Cajones B

1400

1369mts


1450


1650

Low er Iquiri

2200


2250 2300


2650 2700 2750

2735mts

2800 2850

2827mts

2900 2950

2869mts 2957mts


3000


3050 3100

1500 1550 1600 1700 1750 1800

1514mts 1617mts 9 5/8, 36-40#/FT,N80, LTC

1635 mts

12-1/4" Hole was drilled until 1760 mts but casing got stuck diferentially at 1635 mts.

1781mts

1850 1900 1950 2000 2050 2100

1988mts 2088mts

Drilling Original Hole @ 2092 mts, DST string got stuck , left TOF @ 2074 mts and balance sidetrack plug from 2074 -1910 mts.

2150

2350 2400 2450 2500 2550 2600


Made sidetrack and continued drilling 8-5/8" production hole around original hole until 3028 mts. Got stuck while reaming a tight hole at 2000 mts, release string with diesel and continued drilling until 3303 mts (TD)

2360mts

2514mts 2550mts 2615mts

Hole Size: 8-5/8" MW: 10.1 - 10.2 ppg Cemented with 15.2 ppg Lead and 15.6 ppg Tail

3046mts 3155mts

7", 23-26-29#/ft, N80, LTC

The logs got stuck at 3298', left fish on hole and ran and cemented 7" casing until 3044 mts 15.4 ppg, made drill out of float equipment and ran 5" liner until 3294 mts TOL at 3032 mts. TOL 3032mts Abandoned zone after test with plug of cement at 2938 mts 3044 mts

3150 3200 3250

Taiguati B

3300

Taiguati C

3350

Taiguati D

3400

Tupam bi A1

3450

5", 15-18#/ft, J55 TD

3294 mts 3303 mts

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


8


WGS-84

X

470,230.01

Y

8,009,972.74

GLE mts


mts

617

RTE mts

622

TD mts

3490

Spud

Tops

Gas

Casing in

1969

NJL 16

Remarks

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

13 -3/8", 54.5#/FT, J55, STC

110.5 mts


Hole Size:12-1/4" MW: 10.5 ppg From 111 - 816 mts 877mts 1016mts

1050 Petaca

1100

1128mts

1150

1153mts

1200

1237mts

San Isidro

1250

1278mts


1300

1307mts

Cajones A

1350

1365mts

Cajones B

1400


1450


1650

Low er Iquiri

2200


2250 2300


2650 2700 2750


1500 1550 1600 1700 1750 1800

1504mts 1619mts

1786mts 9 5/8", 40#/FT,N80, LTC

1850 1900 1950 2000 2050 2100

9 5/8", 36-40#/FT,J55, STC 1976mts 2043mts

1850 mts

MW: 9.6 ppg From 816 - 1850 mts Cemented with 15.6 ppg Lead and 14.2 ppg Tail using Dv Tool at 1403 mts Had partial losses at 1976 mts Total mud losses at 1986 mts, controled losses with rice hulls, bentonite and oil pills and cement plugs (9 total)

FAULT

2150

2350 2400 2450 2500 2550 2600

2222mts

2528mts

2800 2850

2829mts

2900 2950

2972mts


3000

3017mts


3050 3100

3049mts

3150

3160mts


Hole Size:8-1/2" MW 9.2 ppg from 1850 - 2081 mts, and 9.4 ppg from 2081 - 3173 mts Cemented with 15.1 ppg Lead and 13.8 & 14 ppg Tail using Dv Tool at 2284 mts

2429mts

7", 23-26-29#/ft, N80, LTC

3160 mts

Continue drilling with partial mud losses of 250 300 bls/day from 2896 to 3173 mts, so decided to TD the well early. Performd DST test on Taiguati, Escarpment. Decided to abandon with cement plug at 1826 mts.

3200 3250

Taiguati B

3300

Taiguati C

3350

Taiguati D

3400 3450

Tupam bi A1

Tight spots 3095 - 2860, 3080 - 2740, 3012 2826, 2838 - 2740, 2490 - 2270, 1132 - 760 mts. TD

3490 mts

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


9


WGS-84

X

469,985.95

Y

8,007,128.74

GLE mts


mts

604

RTE mts

609

TD mts

3382

Spud

Tops

Gas

Casing in

1969

NJL 18

Remarks

0

Hole Size: 17-1/2"

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

13 -3/8", 61#/FT, J55, STC

109 mts

MW: 9.6 ppg Cemented with 15.0 ppg Tail

849mts

1050

1013mts

1100

1122mts

1150

1137mts


1200

1217mts

Hole Size:12-1/4"

San Isidro

1250

1256mts

MW: 9.2 ppg


1300

1287mts


Cajones A

1350

1336mts

Cajones B

1400


1450

1482mts

1500 1550 1600

1605mts


1650

Low er Iquiri

2200


2250 2300

2335mts

2350 2400 2450 2500 2550 2600

2502mts 2525mts 2601mts

Hole Size: 8-1/2"


2650 2700 2750

2602mts

P&A at 2641 - 2681 mts

2800 2850

2827mts

2900 2950

2935mts


3000

3025mts


3050 3100

3081mts

Petaca

1700 1750 1800

1748mts

1850 1900 1950 2000 2050 2100

1942mts

2054mts 2084mts

9 5/8", 47#/FT,P110, LTC/BTC 9 5/8", 36#/FT,J55, LTC 9 5/8", 36#/FT,J55, STC 9 5/8", 47#/FT,N80, LTC

433 mts 887 mts 1143 mts 2115 mts

P&A at 2067 - 2115 mts

2150


Drilled production hole 8-1/2" until 3381 mts, didn't run casing to this section, logs got stuck making formation test at 2988 mts differentially abandoned the open hole section with a cement plug 2067 mts

3150 3200 3250

Taiguati B

3300

Taiguati C

3350

Taiguati D

3400

Tupam bi A1

3450

3348mts TD

3382 mts

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


10


WGS-84

X

470,626.17

Y

8,006,484.25

GLE mts


mts

Tops

Gas

0

400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

589

TD mts

2100

Spud

1969

Casing in 7", 20#/ft, J55, STC

50 100 150 200 250 300 350

586

RTE mts

9 5/8", 53.5#/FT,N80, LTC

NJL 19

Remarks 18 mts

Hole Size: 12-1/4"

125 mts


Hole Size:7-7/8" MW: 9.5 - 9.6 ppg Cemented with 13.8 ppg Lead and 15.2 ppg Tail using a DV Tool at 1014 mts. 841mts

997mts

1050

1097mts

1100

1112mts

1150

1194mts


1200

1234mts

5-1/2", 14#/ft, H40, STC

610 mts

San Isidro

1250

1263mts

5-1/2", 17#/ft, P110, LTC

1262 mts


1300

1319mts

Cajones A

1350

Cajones B

1400


1450

1461mts

1500 1550 1600

1561mts

Escarpm ent Med Escarpm ent Med B Escarpm ent Inf Taiguati A Taiguati B Taiguati C Taiguati D Tupam bi Unconform ity VP2

1650

Petaca

1700 1750 1800

P&A with cement plug at 1340 mts

1725mts

after logs evaluation indicates that sands in Escarpment Fm were non-productive decided to abandon with a cement plug at 1340 mts

1850 1900 1950 2000 2050 2100

1929mts 9 5/8", 47#/FT,P110, LTC/BTC 2038mts 2076mts TD

2100 mts

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


11



mts

Tops

Gas

WGS-84

X

468,188.01

Y

8,010,168.74

GLE mts

605.28

RTE mts

610.7

TD mts

2103

Spud

1969

Casing in

NJL 20

Remarks

0

Hole Size: 12-1/4"

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

9 5/8", 36#/FT, J55

100 mts

Hole Size: 8-5/8" MW: 8.5 - 9.6 ppg

847mts

998mts P&A with cement plug at 1092 mts

1050 Petaca

1100

1131mts

1150

1158mts


1200

1232mts

San Isidro

1250

1270mts


1300

1299mts

Cajones A

1350

1352mts

Cajones B

1400


1450

1496mts

1500 1550 1600

1593mts

Escarpm ent Med Escarpm ent Med B Escarpm ent Inf Taiguati A Taiguati B Taiguati C Taiguati D Tupam bi Unconform ity VP2

1650 1700 1750 1800

7", 20#/FT, J55

1298 mts

After reach TD ran logs, evaluation of Escarpment indicater water. The lower part of 85/8" hole therefore was plugged back and ran 7" casing until 1298 mts. Made several DST on Naranjillos Fm but evaluation indicates these sands were tight and there was no possible production in any zone. The well was P&A

1758mts

1850 1900 1950 2000 2050 2100


1963mts 2050mts TD

2100 mts

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


12



mts

Tops

Gas

WGS-84

X

468,188.01

Y

8,010,168.74

GLE mts

605.28

RTE mts

610.7

TD mts

2103

Spud

1970

Casing in

NJL 26

Remarks

0

Hole Size: 12-1/4"

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

9 5/8", 36#/FT, J55

MW: 9.6 ppg Cemented with 15.6 ppg Tail No returns of cement to surface

100 mts

At 480 mts converted the mud with cal due to mud losses Mud losses at 606 mts, controlled with micatex fine.

Hole Size: 7-7/8" MW: 8.8 - 9.5 ppg Cemented with 16.1 ppg Tail

880mts

1046mts

1050 Petaca

1100

1176mts

1150

1198mts


1200

San Isidro

1250

1271mts


1300

1307mts

5-1/2", 14#/FT, H40

637 mts

Cajones A

1350

1336mts

5-1/2", 17#/FT, N80

1324 mts

Cajones B

1400

1391mts

Yantata

1450

TD

1450 mts

P&A with cement plug at 1336 mts

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


13


WGS-84

X

467,640.70

Y

8,009,331.27

GLE mts


mts

Tops

Gas

604

RTE mts

608

TD mts

1400

Spud

1970

Casing in

NJL 27

Remarks P&A with cement plug at 34 mts

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

9 5/8", 36#/FT, J55

82.5 mts

Hole Size: 7-7/8" MW: 9.2 - 9.7 ppg 878mts After ran logs the evaluation indicates that well was dry hole P&A with cement plug from 1050 to 1208 mts

1039mts

1050 Petaca

1100

1175mts

1150 Naranjillos (San Isidro)

1200

1200mts

San Isidro

1250

1276mts


1300

1311mts

Cajones A

1350

1337mts

Cajones B

1400

1392mts

Yantata

1450

TD

1400 mts

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault


4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


14


467,683.01

Y

8,010,586.74

GLE mts


mts

Tops

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

1050 Petaca

Gas

Casing in

20", 131 #/FT, K55, Plain End

WGS-84

X

621

RTE mts

630

TD mts

3776

Spud

1999

NJL 107

Remarks 31 mts

Hole Size: 17-1/2" MW: 8.8 - 9.0 ppg Cemented with 12.2 Lead and 15.8 ppg Tail Full returns of cement to surface 13 -3/8", 61#/FT, K55, BTC

357 mts

899mts

1075mts

1100 1150

1167mts


1200

1188mts

San Isidro

1250

1265mts


1300

1304mts

Cajones A

1350

1336mts

Cajones B

1400

1383mts

Yantata

1450

Hole Size:12-1/4" Cemented with 11.8 ppg Lead and 15.8 ppg Tail, good circulation and returns to surface.

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


15


471,395.01

Y

8,010,484.74

GLE mts


mts

Tops

Gas

0

400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Yecua

Casing in

20", 131 #/FT, K55, Plain End

50 100 150 200 250 300 350

WGS-84

X

623

RTE mts

632

TD mts

4050

Spud

1999

NJL 102

Remarks 31 mts

Hole Size: 17-1/2" MW: 8.8 - 9.0 ppg Cemented with 12.2 Lead and 15.6 ppg Tail Full returns of cement to surface 13 -3/8", 54.5#/FT, K55, BTC

353 mts

1047mts

1050 Petaca

1100 1150


1200

San Isidro

1250


1300

1208mts

Hole Size:12-1/4"

Cajones A

1350

1363mts

MW: 8.8 - 9.5 ppg Until 3500 mts Experienced mud losses during displacement of cementing job. Estimated TOC 900 mts

Cajones B

1400

1385mts


1450

1476mts

1500 1550 1600

1516mts 1547mts 1610mts


1650

1655mts FAULT

1700 1750 1800

1718mts

1850

1871mts

Low er Iquiri

2200


2250 2300 2350 2400 2450 2500 2550 2600

2357mts


2650 2700 2750

2683mts

2900 2950

2943mts


3000

3014mts

FIT= 12 ppg at 2990 mts


3050 3100

3063mts 3111mts

Hole Size:8-1/2" MW 9.5 ppg until 3500 mts TOC at 2984

3309mts

Partial mud losses along the section, no major issues

1900 1950 2000 2050 2100

1827mts

1963mts 2095mts

2150 2200mts

Partial mud losses drilling Escarpment FM, no major issues

2554mts

2800 2850


TOL 9 5/8", 47#/FT,N80

2884 mts 2984 mts

3150 3200 3250

Taiguati B

3300

Taiguati C

3350

Taiguati D

3400

Tupam bi A1

3450

Tupam bi A2

3500

Tupam bi A3 Tupam bi A4 Tupam bi B1 Tupam bi B2 VP2 T-3 Unconform ity Iquiri U. Iquiri Pay Low er Iquiri (Blue)

3550

3564mts

3600 3650 3700

3614mts 3666mts 3700mts

3750 3800 3850 3900 3950 4000

3711mts 3733mts 3750mts

Low er Iquiri (Green)

4050

TOL 7", 29#/ft, C-95, BTC

5", 20.3 3/FT& 18 #/FT, P110, NJO TD

3500 mts 3590 mts FIT= 14 ppg at 3592 mts

Hole Size:6" MW 9.5 - 12.8 ppg from 3500 Mts until TD TOC at 3500 4003 mts 4050 mts

4450

Kick

4500 4550

Mud Losses

4600 4650 4700

Fault

4750 4800 4850 4900

Fish

Cement Plug


16


469,013.01

Y

8,009,666.74

GLE mts


mts 0

Yecua

1050 Petaca

Casing in

20", 129 #/FT, X-56, Plain End

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000

Gas

13 -3/8", 61#/FT, K55, BTC

663

RTE mts

673

TD mts

4900

Spud

Tops

WGS-84

X

2000

NJL 105

Remarks 20 mts

356 mts

Hole Size: 17-1/2" MW: 8.8 - 9.0 ppg Cemented with 12.2 Lead and 15.6 ppg Tail Full returns of cement to surface Used SOW wellhead FIT= 10.5 ppg at 357 mts

898mts

1089mts

1100 1150

1166mts


1200

1191mts

Hole Size:12-1/4"

San Isidro

1250

1266mts

Cemented with 12.2 Lead and 15.8 & 16.2 ppg Tail


1300

1305mts

Full returns of cement to surface

Cajones A

1350

1334mts

Cajones B

1400

1389mts


1450 1500 1550 1600

1531mts


1650

1363mts

1700 1750 1800

1791mts

Low er Iquiri

2200


2250 2300


2650 2700 2750


3000


3050 3100

3058mts 3115mts

3150

3173mts

3200 3250

3292mts

Taiguati B

3300

3318mts

Taiguati C

3350

Taiguati D

3400

Tupam bi A1

3450

3470mts

Tupam bi A2

3500

3523mts

Tupam bi A3 Tupam bi A4 Tupam bi B1 Tupam bi B2 VP2 T-3 Unconform ity Iquiri U. Iquiri Pay Low er Iquiri (Blue)

3550

3559mts

3600 3650 3700

3571mts 3593mts 3610mts

Low er Iquiri (Green)

4050

Low er Iquiri (Yellow )

4100

Low er Iquiri (Orange)

4150

Low er Iquiri (Red)

4200

Los Monos

4250

Los Monos Pay

4300

Fault

4350

1850 1900 1950 2000 2050 2100

2001mts 2090mts

2150

2350 2400 2450 2500 2550 2600


WELL IS TEMPORARILY ABANDONED

2427mts 2463mts FAULT

2800 2850

2865mts

2900 2950

2966mts

TOL

3405 mts

9-7/8", 62.8 #/ft, TAC-110 AMS

2123 mts

9-5/8", 53.5 #/ft, P110, AMS

3469 mts

LOT= 16.15 ppg at 3471 mts 3590 mts Hole Size:8-1/2" X 9-7/8" Cemented with 15.6 ppg Tail No top isolation packer was installed

3750 3800 3850 3900 3950 4000

Huam am pam pa

Set Ez Bridge Plug at 3405 mts and cemented with 16 ppg on top until 3397 mts

4209mts FAULT

4400 4450

Kick

4550

Mud Losses

4450 mts

4500

TOL 4577mts

7-3/4", 46.1 #/ft, P110, STL

4524 mts

4600

FIT= 18.1 ppg at 4578 mts

4650

Hole Size:6-1/2" Ran 5-1/2" liner after logs but not cemented it

4700

Fault

Set Ez Bridge Plug and cemented with 16 ppg on top

4577 mts

4750 4800 4850 4900

5-1/2", 23#/ft, P-110, STL TD

4899 mts 4900 mts

Fish

Cement Plug


17

Sección H Información de ensamblajes de fondo - BHA  

Diagrama de ensamblaje para perforación de hueco de 12-1/4” Diagrama de ensamblaje para perforación de hueco de 8-1/2””x9-1/2”

DIAGRAMA DE ENSAMBLAJE PARA PERFORACIÓN DE HUECO DE 12-1/4”

Seccion H – Información de ensamblajes de fondo

2

Field Name Structure Name Well Name

Naranjillos NJL-120 NJL-120

Desc.

Manu.

Borehole Name BHA Name

Serial Number

OD (in) ID (in)

NJL-120 12 1/4" BHA Direccional


Bot Type Top Type

Hole Size (in) Depth In (m) Depth Out (m) Bot FN OD Gender (in) Top FN Length Gender (m)

8.000 1 12 1/4" PDC Bit A800M 4:5 XP 1.5° BH 12 2 1/8" Sleeve

12.250

6.625 REG

Pin

0.00

6.625 REG

Box

0.000

6.625 REG

Box

0.00

6.625 REG

Pin

8.127

6.625 REG

Box

0.67

6.625 REG

Pin

0.000

6.625 REG

Box

0.00

6.625 REG

Pin

8.188

6.625 FH

Pin

0.40

6.625 FH

Box

8.375

6.625 FH

Box

1.00

6.625 FH

Pin

8.313

6.625 REG

Box

0.47

6.625 REG

Pin

7.875

6.625 REG

Box

0.60

6.625 REG

Pin

6.438

8.250

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.52

6.500

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

8.250 6.250

12.125

8.125 3 8" Float Sub

Schlumberger

2.813

8.125

8.000 4 12" Stb

Schlumberger

2.813

12.250

8.188 5 8.25" LSS

Schlumberger

2.875

8.188

8.375 6 TeleScope 825 HF

Schlumberger

5.109

8.410

8.313 7 8.25" USS

Schlumberger

2.875

8.313

8.000 8 8.25" Monel

Schlumberger

2.875

8.000

8.250 9 X/O 6 5/8" REG x 4 1/2" IF

SAI SAI

2.937 5.000

10 3 x 5" HWDP (3 joints) 3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear 11 (3 joints)

3.000 SAI

4.900

6.625 4.000

SAI

6.750

12 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

6.750 2.937

SAI

4.500

13 5 x 4 1/2" HWDP (5 joints)

6.250 2.750

Schlumberger

6.430

14 Drilling Jar

6.438 2.875

SAI

6.750

15 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

6.750

4.500

16 10 x 4 1/2" HWDP (10 joints)

6.250 2.750

4.414 17 4-1/2" DP

SAI

3.640

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin


6.250

0.31

0.31

0.3

8.53

8.84

4.8

1.18

10.02

5.4

1.63

11.65

6.2

0.61

12.26

6.5

7.70

19.96

10.1

0.47

20.43

10.4

9.04

29.47

14.8

0.99

30.46

15.3

30.00

60.46

20.5

30.00

90.46

24.2

0.89

91.35

24.5

45.46

136.81

30.7

5.80

142.61

32.6

0.89

143.50

32.9

90.92

234.41

47.3

196.00

430.41

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

BHA Comments

Sensor Offset from Bit (m) D+I 15.92

Cum. Length (m)

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

2.937 SAI

Length (m)

0.000 3.250

Schlumberger

12.250 52.20 430.00

Stabilizer Summary Blade Mid-Pt to Bit Blade OD Blade Length (m) (in) (m) 0.923 12.125 0.405 10.477 12.250 0.610

Bend Summary Bend Angle (deg) Bend to Bit (m) 1.500 2.462

Total Length (m) Total Weight in Air (1000 lbm) Total Buoyant Weight (1000 lbm) Buoyant Weight Below Jar (1000 Weight in Air Below Jar (1000 lbm)

234.41 47.3 40.8 26.4 30.7

Mud Properties Mud Weight (LB/G) Mud Type PV (cP) YP (lbf/100ft2)

9.00 WBM 11.00 46.00

BHA Nozzle Summary Bit Nozzle Reamer Nozzle Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in) 5 11.000 2 12.000 TFA (in2) PD Flow Restrictor (1/32 in) Rotor By Pass Nozzle 0.685 0.000 TFA (in2) (1/32 in) Date Designed By Approved By

16Oct2013 DIR\ISanjines

GENERAL WELL INFORMATION OXY BOLIVIA NARANJILLOS Default Site Elevation: 0.0 ft NARANJILLOS System Datum: Mean Sea Level NARANJILLOS 120 Datum Name: Original KB (copy) ORIG HOLE Datum Elevation: 2134.0 ft PLAN OCT 23, 2014 Air Gap: 17.2 ft 1. SURFACE HOLE 12.250" Ground Level: 2116.8 ft

SYSTEM ANALYSIS Max Discharge Pressure : 3592.00 psi Flow Rate : 620.0 gpm Total Flow Area : 0.685in² (5x11+2x12) Total System Pressure Loss : Surface Equipment Pressure Loss : Bit Pressure Loss : Bit Impact Force : Bit Hydraulic Power : Percent Power at Bit : HSI : Bit Nozzle Velocity :

1215.19 psi 100.00 psi 679.03 psi 839.5 lbf 245.58 hp 55.88 % 2.0 hp/in² 290.4 ft/s

0.0

1100.0

4.500in DP in 12.565in OH 5.000in DP in 12.565in OH

525.0

450.0 0.0

45.0

90.0

0.00 -2.00 2.00 Ground Level = 17.2 ft

135.0

180.0

225.0

270.0

Bed Height (55.000 in/in)

4.00

275.0

550.0

825.0

1100.0

Min. Flowrate (ROP280.0 ft/hr)

Pressure Loss (2000.00 psi/in)

4.500in DP in 12.615in CAS

1375.0 Suspended Volume (Q=620.0 gpm)

1375.0

4000.00

600.0

-27.500 0.000 27.500 PreviousLevel Casing Shoe = 17.2 ft = 6.0 ft TVD 0.0 Ground

Measured Depth (550.0 ft/in)



825.0

Flow Rate(620.0 gpm)

Volume (%) (4.00 %/in)

0.0 150.0 300.0 450.0 0.0 Ground Level = 17.2 ft

550.0

675.0

ROP (90.0 ft/hr/in)

Minimum Flowrate (300.0 gpm/in)

275.0


Company: Project: Site: Well: Wellbore: Design: Case:

275.0

550.0

825.0

1100.0

1375.0 Bed Height (800.0 gpm)

Total Volume(ROP=70.0 ft/hr)

Bed Height (70.0 ft/hr)

Maximum Pump/Surface Working - Pressure System Pressure Loss vs. Pump Rate

3000.00

String Pressure Loss vs. Pump Rate Annulus Pressure Loss vs. Pump Rate Bit Pressure Loss vs. Pump Rate

1000.00

0.00

Min Flow Rate

2000.00

465.0

480.0

495.0

510.0

525.0

540.0

555.0

570.0

585.0

Pump Rate (30.0 gpm/in)

600.0

615.0

630.0

645.0

660.0


OXY BOLIVIA System Datum: NARANJILLOS Datum Elevation: NARANJILLOS Air Gap: NARANJILLOS 120 Offshore: ORIG HOLE Subsea: PLAN OCT 23, 2014 Water Depth: 1. SURFACE HOLE 12.250" Wellhead Elevation:

Mean Sea Level 2134.0 ft 17.2 ft N N 2116.8 ft ft

HOLE SECTION EDITOR

Schematic

Hole Name: Hole Section Hole Section Depth: 1410.8 ft Hole Sect.

MD (ft)

Length (ft)

ID (in)

Drift (in)

Eff. Dia. (in)

COF

Cap. (bbl/ft)

Vol. Ex. (%)

CAS OH

6.0 1410.8

6.00 1404.76

12.615 12.250

18.936

19.124 12.565

0.25 0.30

0.1546 0.1533

6.23

Item Description 20 in, 94 ppf, K-55,

STRING EDITOR String Name: Section Type DRILL PIPE HWDP HYDRAULIC JAR HWDP CROSSOVER DRILL PIPE HWDP CROSSOVER NON-MAG DRILL COLLAR MWD TOOL Torque Drag : Mode Data INTEGRAL BLADE STABILIZER POSITIVE DISPLACEMENT MOTOR Run Definitions PDC BIT Start MD : 17.0 ft Step Size : 30.0 ft End MD : 1410.0 ft

Tripping Using Tripping In : Trip In Speed : Trip In RPM : Using Tripping Out : Trip Out Speed : Trip Out RPM :

Y 60.0 ft/min 0 rpm Y 60.0 ft/min 0 rpm

Length (ft)

Depth (ft)

Body OD (in)

644.66 300.00 33.00 150.00 3.00 93.00 90.00 3.00 30.00 29.00 5.34 28.00 1.00

644.7 944.7 977.7 1127.7 1130.7 1223.7 1313.7 1316.7 1346.7 1375.7 1381.0 1409.0 1410.0

4.500 4.500 6.500 4.500 4.900 5.000 5.000 8.250 8.000 8.000 8.000 8.000 12.250 45.7 kip

Body ID (in)

3.826 DRILL 19.09 PIPE 4 1/2 in, 16.60 ppf, S, NC46(XH), P 2.750 HWDP, 41.004.500 in, 41.00 ppf, 1340 MOD, NC 46 2.750 HYDRAULIC JAR, 91.79 6.500 in, 91.79 ppf, 4145H MOD, NC 46 2.750 HWDP42.60 Grant Prideco - Spiral, 4 1/2 in, 42.60 ppf 4.000 CROSSOVER, 33.00 4.900 in, 33.00 ppf, SAE 4145, NC 46 4.000 DRILL 37.92 PIPE, 5.000 in, 37.92 ppf, G, NC50(XH) 3.000 HWDP, 53.305.000 in, 53.30 ppf, 1340 MOD, NC 50 2.937 CROSSOVER, 100.008.250 in, 100.00 ppf, SAE 4145, NC 50 2.875 NON-MAG 158.57 DRILL COLLAR 8 in, 2 in, 6 5/8 REG 5.109 142.83 MWD TOOL 8 , 8 x3 1/4 in TDA SUMMARY TABLE 12 1/4" FG, 8 x2 13/16 in 2.813 INTEGRAL BLADE 149.92STABILIZER 2.813 POSITIVE 149.92 DISPLACEMENT MOTOR 8 , 8 x2 13/16 in 525.00 PDC BIT, 5x11, 2x12, 0.685 in² 175.8 ft AT MinWtPlasticDepth:

Load Cond STF B Sur. Torq (ft-lbf)

BACKREAMING TRIPPING OUT ROTATING ON BOTTOM TRIPPING IN ROTATING OFF BOTTOM SLIDING ASSEMBLY

~~~ ~~~ ~~~ ~~~ ~~~ ~~~

~ ~ ~ ~ ~ ~

Twist (revs)

3804.8 0.0 3596.0 0.0 1179.4 3500.0

0.0

1250.0

YP (lbf/100ft²) 9.101

0.0

3750.0

Backreaming Slide Drilling

500.0

1410.0 1410.0 1212.6 1410.0 1410.0 1147.3

2500.0

Rotate Off Bottom Rotate On Bottom Tripping Out Tripping In

3750.0

Slide Drilling Rotate Off Bottom

Helical Buckling (Non Rotating) Sinusoidal Buckling (all operations)

Rotate On Bottom Tripping Out Tripping In Backreaming Max Weight Yield (Tripping Out) Min Wt. Hel. Buckle (Tripping In)

500.0

Actual Rotate Off Actual Slide Actual Tripping In Actual Tripping Out Dow n Drag (Static Friction)

1000.0

Rig Capac ity = 230.0 kip

Torque Drag - Torque Point Chart

Torque Drag Side Force Graph

Torque at Depth (30000.0 ft-lbf/in)

Side Force/ normalization length (800 lbf/length/in) 0 0.0

1250.0

0.0

Tension Limit

1000.0

Interpolated

1375.7 1367.2 1223.7 1354.4 1360.8 1223.7

Tension at Depth (2500.0 kip/in)

2500.0

0.0

0.3 0.3 0.1 0.2 0.2 0.1

Torque Drag - Hook Load Chart

Effective Tension (2500.0 kip/in)


16.03

68.1 62.6 43.1 54.0 58.1 39.5

Torque Drag Effective Tension Graph

Mud Desc.:Fluid #1

9.00

Mesd W t (kip) Stretch (ft) Ax. Stress (ft)Neu. Depth (ft)

0.3 0.0 0.3 0.0 0.1 0.3

Helical Buckling (Rotating)

PV (cp)

Item Description

WOB to Hel. Buckle (Rotating) : WOB to Sin. Buckle (Rotating) : 45.0 kip AT MinWtBuckleDepth: 175.8 ft Overall Margin (Tripping Out) : 280.1 kip % of Yield MaxWtYieldPerc: 80.00 % Slack - Off: 4.2 kip Pick-Up Weight : 4.5 kip Note : Buckling Modes ~= No Buckling , S = Sinusoidal, T = Transition, H = Helical, L = Lockup

Fluid Editor

Density(ppg)

1410.0 ft

Wt. (ppf)

Run Measured Depth (1000.0 ft/in)

Drilling

Using Rotating On Bottom Y: WOB : 15.0 kip Torque At Bit : 2500.0 ft-lbf Using Sliding Drilling : Y WOB : 15.0 kip Torque At Bit : 3500.0 ft-lbf Using Backreaming : Y Overpull Weight : 10.0 kip Torque At Bit : 2500.0 ft-lbf Using Rotating Off Bottom Y:

String Depth:

SURFACE HOLE 12-1/4" RIG SAI 386

400

800

0.0

1200 Backreaming

15000.0

30000.0

45000.0

0.0

Slide Drilling Rotate On Bottom Tripping Out Tripping In

500.0

1000.0

Application:

Created User: Created Date: Ground Level

W ELLPLAN 5000.1 NAOXY\lopezeah(lopezeah) 10/8/2013 10:52:26 AM


Torque Drag Analysis


Rotate Off Bottom

500.0

1000.0

Make-Up Torque Rotate Off Bottom Rotate On Bottom Tripping Out Tripping In Backreaming Actual Rotate Off

1500.0

Actual Rotate On

OXY BOLIVIA W ell:NARANJILLOS 120 W ellbore:ORIG HOLE Design:PLAN OCT 4, 2014 Case:1. SURFACE HOLE 12.250"

Hydraulics Swab Open End [Pump Rate 600.0 (gpm)]: Pressure & ECD LEGEND ECD at Bit ECD at Shoe ECD at TD 9.20 Pressureat Bit Pressureat Shoe Pressureat TD

Hydraulics Swab Closed End : Pressure & ECD LEGEND ECD at Bit ECD at Shoe ECD at TD Pressureat Bit Pressureat Shoe Pressureat TD

600

600

ECD (ppg)

400 8.80

Pressure(psi)

400

9.00

Pressure(psi)

ECD (ppg)

8.90

200

200 8.80 8.70

0 0

100

0

200

0

100

200

Tim eper Stand (sec)


Hydraulics Surge Open End [Pump Rate 600.0 (gpm)]: Pressure & ECD

Hydraulics Surge Closed End: Pressure & ECD

LEGEND

LEGEND

ECD at Bit ECD at Shoe ECD at TD Pressureat Bit Pressureat Shoe Pressureat TD

ECD at Bit ECD at Shoe ECD at TD Pressureat Bit Pressureat Shoe Pressureat TD

600

600

9.30

ECD (ppg)

9.20

400 9.20

Pressure(psi)

400

Pressure(psi)

ECD (ppg)

9.30

200

200 9.10 9.10 0 0

100


W ednesday, October 16, 2013

200

0 0

100

200


Swab/ Surge

DIAGRAMA DE ENSAMBLAJE PARA PERFORACIÓN DE HUECO DE 8-1/2”x9-1/2” BHA # 2 DIRECCIONAL


3


Naranjillo NJL-120 NJL-120

Desc.

Manu.


Serial Number

OD (in) ID (in)

NJL-120 8 1/2"x9 1/2" BHA_Modificado_2510-13 Bot Size Bot Bot Type Max OD (in) Gender (in) Top Size Top Top Type (in) Gender

6.000 1 8 1/2"x9 1/2" Bi center Bit A675M7850XP (1.15 BH w/ 2 8 1/4" SS)

9.500

6.750 5.500

8.250

6.750 3 Float Sub / with valve

Schlumberger

2.875

6.750

6.750 4 8'' Stabilizer

Schlumberger

2.250

8.000

6.938 5 LSS (2 joints)

Schlumberger

2.813

6.938

6.750 6 PowerPulse 675

Schlumberger

5.109

6.890

6.875 7 USS (2 joints)

Schlumberger

2.875

6.875

6.750 8 X/O 4" IF x 4 1/2" IF

SAI

2.937

6.750

5.000 9 3 x 5" HWDP (3 joints)

Weatherford

3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear 10 (3 joints) Weatherford

3.000

6.500

4.900 4.000

6.625

6.750 11 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

SAI

2.937

6.750

4.500 12 5 x 4 1/2" HWDP (5 joints)

SAI

2.750

6.250


Schlumberger

2.875

6.438

6.750 14 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

SAI

2.937

6.750

4.500 15 10 x 4 1/2" HWDP (10 joints) SAI

2.750

6.250

4.414 16 4-1/2" DP

SAI

3.640

6.250

4.500 REG

Pin

0.00

4.500 REG

Box

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46

Pin

6.750

4.500 NC46

Box

0.32

4.500 NC46

Pin

6.750

4.500 NC46

Box

0.64

4.500 NC46

Pin

0.000

5.500 FH

Pin

0.00

5.500 FH

Box

0.000

5.500 FH

Box

0.00

5.500 FH

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC50 (4 1/2 IF)

Box

4.500 NC50 (4 1/2 IF)

Pin

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF)

Box

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF)

Pin

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF)

Box

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF)

Pin

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC50 (4 1/2 IF)

Box

4.500 NC50 (4 1/2 IF)

Pin

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

BHA Comments


FN OD (in) FN Length (m)

9.500 428.00 1225.00 Length (m)

Cum. Length (m)


0.000 2.250

Schlumberger

Hole Size (in) Depth In (m) Depth Out (m)


0.26

0.1

7.28

7.54

2.3

0.87

8.41

2.5

1.80

10.21

3.1

0.62

10.83

3.3

7.67

18.50

5.5

0.48

18.98

5.6

0.89

19.87

5.9

30.00

49.87

11.1

30.00

79.87

14.8

0.89

80.76

15.1

45.46

126.22

21.3

5.80

132.02

23.2

0.89

132.91

23.5

90.92

223.82

35.9

1002.00

1225.82

36.6


233.82 36.6 32.0 18.7 21.3


8.90 WBM 18.00 22.00

BHA Nozzle Summary Bit Nozzle Reamer Nozzle Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in) 4 12.000 2 13.000

TFA (in2) Bend Summary Bend Angle (deg) Bend to Bit (m) 1.150 2.020

0.26

Date Designed By Approved By

0.701

TFA (in2) PD Flow Restrictor (1/32 in) Rotor By Pass Nozzle 16.000 (1/32 in) 25Oct2013 DIR\ISanjines

GENERAL WELL INFORMATION OXY BOLIVIA NARANJILLOS Default Site Elevation: 0.0 ft NARANJILLOS System Datum: Mean Sea Level NARANJILLOS 120 Datum Name: Original KB ORIG HOLE Datum Elevation: 2134.0 ft PLAN OCT 23, 2014 Air Gap: 17.2 ft 2. PRODUCTION HOLE 9.5" Ground Level: 2116.8 ft



3000.0

5.000in DP in 9.660in OH

375.0

250.0 0.0

45.0

0.00 -2.00 2.00 Ground Level = 17.2 ft

90.0

135.0

180.0

225.0

270.0


4.00

750.0

1500.0

2250.0

3000.0





3750.0

4000.00


-27.500 0.000 27.500 0.0 Ground Level = 17.2 ft




0.0

2250.0

500.0

Volume (%) (4.00 %/in)

0.0 100.0 200.0 300.0 0.0 Ground Level = 17.2 ft

1500.0

625.0 Flow Rate(620.0 gpm)

ROP (90.0 ft/hr/in)


750.0



750.0

Previous Casing Shoe = 1379.0 ft TVD 1500.0

2250.0

3000.0




Maximum Pump/Surface Working - Pressure System Pressure Loss vs. Pump Rate String Pressure Loss vs. Pump Rate

3000.00

Annulus Pressure Loss vs. Pump Rate Bit Pressure Loss vs. Pump Rate

1000.00

0.00

Min Flow Rate

2000.00

270.0

300.0

330.0

360.0

390.0

420.0

450.0

480.0

510.0


540.0

570.0

600.0

630.0

660.0


OXY BOLIVIA System Datum: NARANJILLOS Datum Elevation: NARANJILLOS Air Gap: NARANJILLOS 120 Offshore: ORIG HOLE Subsea: PLAN OCT 23, 2014 Water Depth: 2. PRODUCTION HOLE 9.5" Wellhead Elevation:


HOLE SECTION EDITOR Hole Name: Hole Section Hole Section Depth: 4019.0 ft Hole Sect.

MD (ft)

Length (ft)

ID (in)

Drift (in)

Eff. Dia. (in)

COF

Cap. (bbl/ft)

Vol. Ex. (%)

CAS OH

1410.8 4019.0

1410.76 2608.24

8.600 9.500

8.500

12.615 9.660

0.25 0.35

0.0718 0.0909

4.47

TorqueDrag :ModeData WOB to Hel. Buckle (Rotating) : 54.3 kip WOB to Sin. Buckle (Rotating) : 47.2 kip Overall Margin (Tripping Out) : 233.5 kip Pick-Up Weight : 14.9 kip Note : Buckling Modes Load Cond STF B BACKREAMING TRIPPING OUT ROTATING ON BOTTOM TRIPPING IN ROTATING OFF BOTTOM SLIDING ASSEMBLY

Tripping Using Tripping In :Y Trip In Speed :60.0 ft/min Trip In RPM :0 rpm Using Tripping Out :Y Trip Out Speed :60.0 ft/min Trip Out RPM :0 rpm

9.101

~= No Buckling , S = Sinusoidal, T = Transition, H = Helical, L = Lockup

Sur.Torq (ft-lbf)

~ ~ ~ ~ ~ ~

Twist (revs) Mesd Wt (kip) Stretch (ft) Ax. Stress (ft) Neu. Depth (ft)

6100.0 0.0 5574.5 0.0 3389.8 3500.0

1.6 0.0 1.6 0.0 0.7 1.3

1750.0

0.0

3500.0

5250.0

1250.0

Tension Limit

Backreaming Rotate On Bottom Tripping Out Tripping In

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

Tripping Out Tripping In

200.0

300.0

Rotate On Bottom Tripping Out Tripping In Backreaming Actual Rotate Off Actual Slide Actual Tripping In Actual Tripping Out Down Drag (Static Friction)

5000.0

Torque at Depth (8000.0 ft-lbf/in) 0.0

4000.0

8000.0

12000.0 16000.0 20000.0

1000.0 Run Measured Depth (2000.0 ft/in)

Maximum System Torque = 22000.0 ft-lbf


Rotate Off Bottom

4019.0 4019.0 3696.5 4019.0 4019.0 3629.3

Rotate Off Bottom

4000.0

10000.0 20000.0 30000.0 40000.0 50000.0

Rotate On Bottom

3862.4 3780.2 3286.4 3537.9 3586.4 3286.4

Slide Drilling

3000.0

Rotate Off Bottom

Torque (20000.0 ft-lbf/in)

Backreaming

100.0

2000.0

Sinusoidal Buckling (all operations)

Torque Limit

0.0

7000.0


3750.0

0.0

3.5 3.5 2.9 3.1 3.3 2.7


Helical Buckling (Non Rotating)

2500.0

0.0

104.4 109.3 79.4 81.4 94.4 68.3


16.03

0.0

Rig Capacity = 160.0 kip

9.00

YP (lbf/100ft²)

~~~ ~~~ ~~~ ~~~ ~~~ ~~~

MinWtPlasticDepth: 3286.4 ft MinWtBuckleDepth: 3286.4 ft MaxWtYieldPerc: 80.00 % 13.0 kip

AT AT % of Yield Slack - Off:



Density (ppg) PV (cp)

9 7/8 in, 62.8 ppf, DST 140

TDA SUMMARY TABLE

Run Definitions Start MD :1363.1 ft Step Size :30.0 ft End MD :5197.8 ft Drilling Using Rotating On BottomY: W OB :15.0 kip TorqueAt Bit :2500.0 ft-lbf Using Sliding Drilling :Y W OB :15.0 kip TorqueAt Bit :3500.0 ft-lbf Using Backreaming :Y Overpull W eight :10.0 kip TorqueAt Bit :2500.0 ft-lbf Using Rotating Off BottomY:

Fluid #1

Item Description

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0

Make-Up Torque Rotate Off Bottom Rotate On Bottom Tripping Out Tripping In Backreaming Actual Rotate Off Actual Rotate On

OXY BOLIVIA Well:NARANJILLOS 120 Wellbore:ORIG HOLE Design:PLAN OCT 23, 2014 Case:2. PRODUCTION HOLE 9.5"

Hydraulics Swab Open End [Pump Rate 600.0 (gpm)]: Pressure & ECD LE G E N D ECD at Bit ECD at Shoe ECD at TD Pressureat Bit Pressureat Shoe Pressurea 9.50 t TD

Hydraulics Swab Closed End : Pressure & ECD LE G E N D ECD at Bit ECD at Shoe ECD at TD Pressureat Bit Pressureat Shoe Pressureat TD

8.60

1500

ECD (ppg)

9.00

8.40 1000

Pressure(psi)

Pressure(psi)

ECD (ppg)

1500

1000 8.50

8.20

0

100

200

0

100

200

Timeper Stand (sec)

Timeper Stand (sec)



LE G E N D ECD at Bit ECD at Shoe ECD at TD Pressureat Bit Pressureat Shoe Pressureat TD


2000

9.80

10.00

1000

9.80

1500

ECD (ppg)

1500

9.60

Pressure(psi)

10.20

Pressure(psi)

ECD (ppg)

10.40

1000 9.40

9.60 0

100

Timeper Stand (sec)

Tuesday, November 05, 2013

200

0

100

200

Timeper Stand (sec)

Swab/Surge

DIAGRAMA DE ENSAMBLAJE PARA PERFORACIÓN DE HUECO DE 8-1/2”x9-1/2” BHA # 3 CONVENCIONAL


4


Naranjillo NJL-120 NJL-120

Desc.

Manu.


Serial Number

OD (in) ID (in)

NJL-120 8 1/2"x9 1/2" BHA_Convencional


Bot Type Top Type


6.000 1 8 1/2"x9 1/2" Bi center Bit

2.250 SAI

9.500

4.500 REG

Pin

4.500 REG

Box

2.250

4.500 NC46 (4 FH)

Box

4.500 NC46 (4 FH)

Pin

6.500

4.500 NC46 (4 FH)

Box

6.750

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

6.500

6.750 3 2 x 6-1/2" DC (2 joints)

SAI

2.500 6.750

4 X/O 4" IF x 4 1/2" IF

SAI

2.937 5.000

5 3 x 5" HWDP (3 joints) 3 x 5" 37.9 DPS, 10% Wear 6 (3 joints)

Weatherford

6.500

4.900

6.625 4.000

6.750 7 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

SAI

6.750 2.937

4.500 8 5 x 4 1/2" HWDP (5 joints)

SAI

6.250 2.750


Schlumberger

2.875

6.438

6.750 10 X/O 4 1/2" IF x 4" IF

SAI

6.750

4.500 2.750

6.250

4.414 12 4-1/2" DP

SAI

Cum. Length (m)


0.26

0.26

0.1

1.52

1.78

0.6

18.00

19.78

5.6

20.67 0.89

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

0.000

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

0.00

5.9 50.67

30.00

11.1 80.67

30.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin

14.8 81.56

0.89

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

3.640

6.250

4.500 NC46 (4 IF)

Box

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

4.500 NC46 (4 IF)

Pin

0.000

4.500 NC46 (4 IF)

Box

0.00

BHA Comments


Length (m)

15.1 127.02

45.46

21.3

5.80

132.82

23.2

0.89

133.71

23.5

90.92

224.63

35.9

1249.00

1473.63

36.6

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin 2.937

11 10 x 4 1/2" HWDP (10 joints) SAI

0.00

4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box

3.000

Weatherford

9.500 1225.00 1474.00

0.000


Hole Size (in) Depth In (m) Depth Out (m)


Bend Summary Bend Angle (deg) Bend to Bit (m) 1.150 2.020


233.82 36.6 32.0 18.7 21.3


8.90 WBM 18.00 22.00

BHA Nozzle Summary Bit Nozzle Reamer Nozzle Count ID (1/32 in) Count ID (1/32 in) 4 11.000 2 12.000 TFA (in2) PD Flow Restrictor (1/32 in) Rotor By Pass Nozzle 0.703 16.000 TFA (in2) (1/32 in) Date Designed By Approved By

25Oct2013 DIR\ISanjines

GENERAL WELL INFORMATION OXY BOLIVIA NARANJILLOS Default Site Elevation: 0.0 ft NARANJILLOS System Datum: Mean Sea Level NARANJILLOS 120 Datum Name: Original KB ORIG HOLE Datum Elevation: 2134.0 ft PLAN OCT 23, 2014 Air Gap: 17.2 ft 3. PRODUCTION HOLE 9.5" AT TD Ground Level: 2116.8 ft



4000.0


375.0

250.0 0.0

45.0

0.00 -2.00 2.00 Ground Level = 17.2 ft

90.0

135.0

180.0

225.0

270.0


4.00

0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0





5000.0

4000.00





0.0

3000.0

500.0

Volume (%) (4.00 %/in)

0.0 100.0 200.0 300.0 0.0 Ground Level = 17.2 ft

2000.0

625.0 Flow Rate(620.0 gpm)

ROP (90.0 ft/hr/in)


1000.0



1000.0

-27.500 0.000 27.500 Ground Level = 17.2 ft

Previous Casing Shoe = 1379.0 ft TVD

2000.0

3000.0

4000.0




Maximum Pump/Surface Working - Pressure System Pressure Loss vs. Pump Rate String Pressure Loss vs. Pump Rate

3000.00

Annulus Pressure Loss vs. Pump Rate Bit Pressure Loss vs. Pump Rate

1000.00

0.00

Min Flow Rate

2000.00

270.0

300.0

330.0

360.0

390.0

420.0

450.0

480.0

510.0


540.0

570.0

600.0

630.0

660.0


OXY BOLIVIA System Datum: NARANJILLOS Datum Elevation: NARANJILLOS Air Gap: NARANJILLOS 120 Offshore: ORIG HOLE Subsea: PLAN OCT 23, 2014 Water Depth: 3. PRODUCTION HOLE 9.5" AT TD Wellhead Elevation:


HOLE SECTION EDITOR Hole Name: Hole Section Hole Section Depth: 4835.0 ft Hole Sect.

MD (ft)

Length (ft)

ID (in)

Drift (in)

Eff. Dia. (in)

COF

Cap. (bbl/ft)

Vol. Ex. (%)

CAS OH

1410.8 4835.0

1410.76 3424.24

8.600 9.500

8.500

12.615 9.660

0.25 0.35

0.0718 0.0907

4.45

TorqueDrag :ModeData WOB to Hel. Buckle (Rotating) : 53.8 kip WOB to Sin. Buckle (Rotating) : 46.7 kip Overall Margin (Tripping Out) : 218.2 kip Pick-Up Weight : 17.9 kip Note : Buckling Modes Load Cond STF B BACKREAMING TRIPPING OUT ROTATING ON BOTTOM TRIPPING IN ROTATING OFF BOTTOM SLIDING ASSEMBLY

Tripping Using Tripping In :Y Trip In Speed :60.0 ft/min Trip In RPM :0 rpm Using Tripping Out :Y Trip Out Speed :60.0 ft/min Trip Out RPM :0 rpm

9.101

~= No Buckling , S = Sinusoidal, T = Transition, H = Helical, L = Lockup

Sur.Torq (ft-lbf)

~ ~ ~ ~ ~ ~

Twist (revs) Mesd Wt (kip) Stretch (ft) Ax. Stress (ft) Neu. Depth (ft)

6742.8 0.0 6217.3 0.0 4032.6 3500.0

2.0 0.0 2.0 0.0 0.9 1.5

1750.0

0.0

3500.0

5250.0

1500.0

Tension Limit

Sinusoidal Buckling (all operations) Backreaming Rotate On Bottom Tripping Out Tripping In

Rotate Off Bottom

1250.0

2500.0

3750.0

5000.0

Tripping Out Tripping In

200.0

300.0

Rotate On Bottom Tripping Out Tripping In Backreaming Actual Rotate Off Actual Slide Actual Tripping In

4000.0

Actual Tripping Out Down Drag (Static Friction)

5000.0

Torque at Depth (8000.0 ft-lbf/in) 0.0


Maximum System Torque = 22000.0 ft-lbf


Rotate On Bottom

4835.0 4835.0 4495.0 4835.0 4835.0 4429.4

Rotate Off Bottom

4000.0

8000.0

12000.0 16000.0 20000.0

1000.0

Torque Limit

4675.9 4374.0 4099.9 4213.0 4303.8 4099.9

Slide Drilling

3000.0

Rotate Off Bottom

15000.0 22500.0 30000.0 37500.0

Backreaming

100.0

2000.0

Torque (15000.0 ft-lbf/in) 7500.0

0.0

7000.0


4500.0

0.0

4.3 4.3 3.5 3.7 4.0 3.3


Helical Buckling (Non Rotating)

3000.0

0.0

116.7 124.6 91.7 91.0 106.7 78.0


16.03

0.0

Rig Capacity = 160.0 kip

9.00

YP (lbf/100ft²)

~~~ ~~~ ~~~ ~~~ ~~~ ~~~

MinWtPlasticDepth: 4099.9 ft MinWtBuckleDepth: 4099.9 ft MaxWtYieldPerc: 80.00 % 15.6 kip

AT AT % of Yield Slack - Off:



Density (ppg) PV (cp)

9 7/8 in, 62.8 ppf, DST 140

TDA SUMMARY TABLE

Run Definitions Start MD :1363.1 ft Step Size :30.0 ft End MD :5197.8 ft Drilling Using Rotating On BottomY: W OB :15.0 kip TorqueAt Bit :2500.0 ft-lbf Using Sliding Drilling :Y W OB :15.0 kip TorqueAt Bit :3500.0 ft-lbf Using Backreaming :Y Overpull W eight :10.0 kip TorqueAt Bit :2500.0 ft-lbf Using Rotating Off BottomY:

Fluid #1

Item Description

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0

Make-Up Torque Rotate Off Bottom Rotate On Bottom Tripping Out Tripping In Backreaming Actual Rotate Off Actual Rotate On

OXY BOLIVIA Well:NARANJILLOS 120 Wellbore:ORIG HOLE Design:PLAN OCT 23, 2014 Case:3. PRODUCTION HOLE 9.5" AT TD

Hydraulics Swab Open End [Pump Rate 600.0 (gpm)]: Pressure & ECD LE G E N D ECD at Bit ECD at Shoe ECD at TD Pressureat Bit Pressureat Shoe Pressurea 9.50 t TD

Hydraulics Swab Closed End : Pressure & ECD LE G E N D ECD at Bit ECD at Shoe ECD at TD Pressureat Bit Pressureat Shoe Pressureat TD

2000

2000

ECD (ppg)

1500 8.40

1000

1000 8.50

8.20

0

100

200

0

100

200

Timeper Stand (sec)

Timeper Stand (sec)





10.40

9.80

2000

10.00

9.80

1000

9.60

1500

9.40

Pressure(psi)

1500

Pressure(psi)

10.20

ECD (ppg)

2000

ECD (ppg)

Pressure(psi)

1500

9.00

Pressure(psi)

ECD (ppg)

8.60

1000

9.60 0

100

Timeper Stand (sec)

Tuesday, November 05, 2013

200

0

100

200

Timeper Stand (sec)

Swab/Surge

Sección I Información de las Brocas  

Tabla resumen de Brocas Información técnica de las brocas

PLAN DE BROCAS BROCA DE 12-1/4”

Seccion I – Información de las Brocas

2

BROCA DE 8-1/2”x9-1/2”


3


4

Sección J Información del Fluidos de Perforación  

Tabla resumen fluidos y propiedades por secciones Programa de Fluidos

PROGRAMA FLUIDOS DE PERFORACIÓN VINTAGE PETROLEUM BOLIVIA S.A.

POZO: NJL-120 Santa Cruz - Bolivia

Servicio de Fluidos de Perforación

1

PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACION

POZO: NJL-120 REVISADO POR:

Luis Guevara Gerente de Operaciones Cel : 71339388 E-mail: [email protected]

APROBADO POR:

Jorge Moyano Gerente General Cel: 766-30987 E-mail: [email protected]

APROBADO POR:

Edwin Lopez VINTAGE PETROLEUM BOLIVIA SA


2

DISTRIBUCION DEL PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACION COPIA ENVIADA A: VINTAGE PETROLEUM BOLIVIA OFICINA DE OPERACIONES 1 2

ARCHIVO CENTRAL DE PERFORACION SUPERINTENDENTE DE PERFORACION

M-I SWACO OFICINAS 3

ARCHIVO CENTRAL

POZO NPC-104 4 5

COMPANY MAN INGENIEROS DE FLUIDOS


3

Tabla de Contenido I II

INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................................. 5 PERSPECTIVA DE LA PERFORACIÓN ........................................................................................................................... 6 OBJETIVOS .......................................................................................................................................................................... 6 DATOS GEOLOGICOS ........................................................................................................................................................ 8 . ............................................................................................................................................ Error! Bookmark not defined. III DESAFIOS – PROBLEMAS POTENCIALES.................................................................................................................. 10 IV DISEÑO DE LOS POZOS .............................................................................................................................................. 13 V RESUMEN GENERAL DE VOLUMNES Y MATERIALES .............................................................................................. 14 5.1 MATERIALES PROGRAMDOS MAS CONTINGENCIA ................................................................................................ 15 5.2 PLAN DIRECCIONAL ..................................................................................................................................................... 16 VI INTERVALOS 12 ¼” ..................................................................................................................................................... 17 6.1 OBJETIVOS DEL INTERVALO........................................................................................................................... 17 6.2 RECOMENDACIONES OPERATIVAS. .............................................................................................................. 17 6.3 SISTEMA INICIAL ............................................................................................................................................... 18 6.4 REQUERIMIENTOS PARA REPORTE Y MUESTREO. .................................................................................... 18 6.5 REPORTE DE PÍLDORAS Y BACHES ............................................................................................................... 18 6.6 PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN .......................................................................................................................... 19 6.7 CALCULO DEL LAVADO DEL HUECO............................................................................................................ 20 6.8 EMBOTAMIENTO DEL TRÉPANO Y ARREGLO DE FONDO ....................................................................... 20 6.9 CONFIGURACIÓN DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS ............................................................. 20 6.10 PREPARACIÓN PARA EL SIGUIENTE INTERVALO ...................................................................................... 21 6.11 PRODUCTOS PRINCIPALES .............................................................................................................................. 21 6.12 FORMULACIÓN DEL SISTEMA ........................................................................................................................ 22 VII INTERVALO 9 ½” – CAÑERÍA 7” .............................................................................................................................. 23 7.1 OBJETIVOS DEL INTERVALO........................................................................................................................... 23 7.2 CARARTERISTICAS DEL FLUIDO .................................................................................................................... 23 7.3 VENTAJAS DEL SISTEMA KLASHIELD .......................................................................................................... 23 7.4 SISTEMA DE FLUIDO DE PERFORACIÓN. ..................................................................................................... 24 7.5 PROBLEMAS POTENCIALES ............................................................................................................................ 25 7.6 RECOMENDACIONES OPERATIVAS. .............................................................................................................. 25 7.7 CALCULOS DE ENSANCHAMIENTO Y LIMPIEZA DEL POZO. .................................................................. 26 7.8 DENSIDAD DEL LODO ....................................................................................................................................... 26 7.9 ACRECIÓN DEL TRÉPANO Y EL BHA. ............................................................................................................ 26 7.10 LIMPIEZA DEL POZO Y BACHES. ................................................................................................................... 26 7.11 PERDIDA DE CIRCULACIÓN............................................................................................................................. 27 7.12 BACHES DE LIMPIEZA ....................................................................................................................................... 28 7.13 IMPACTO AMBIENTAL DEL WBM .................................................................................................................. 28 7.14 TORQUE Y ARRASTRE. ..................................................................................................................................... 28 7.15 PEGA DE TUBERÍA. ............................................................................................................................................ 28 7.16 CONFIGURACIÓN DEL EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS. .................................................................... 29 7.17 FINAL DEL INTERVALO .................................................................................................................................... 29 7.18 FORMULACIÓN DE LODO Y MATERIALES ESTIMADOS ........................................................................... 29 APÉNDICE I – RECOMENDACIONES PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN ................................................................................ 30 APÉNDICE II –CONTROL DE LA CORROSIÓN .................................................................................................................. 36 APÉNDICE III – RECOMENDACIONES APRISIONAMIENTO DE HERRAMIENTA ......................................................... 37 APÉNDICE IV – RESPONSABILIDADES DEL INGENIERO DE FLUIDOS ........................................................................ 39 APÉNDICE V – FLUJO DE TRABAJO, INGENIERO DE FLUIDOS .................................................................................... 42 APÉNDICE VI – POLÍTICA GLOBAL DE SSMA .................................................................................................................. 43


4

I

INTRODUCCIÓN

El pozo NJL-119 se perforo con Sistema Drilplex los 2 primeros tramos con excelente resultado y ceros perdidas a formacion, en base a estos resultados de cero perdidas a formacion Vintage solicita perforar el proximo pozo con Bentonitico Extendido, en abse a este requerimiento se tiene programado para el primer interval del pozo NJL-119, el sistema Bentonitcio Extendido y como fluido drill in el sistema Klashield para resrvorio. El sistema KLA-SHIELD es fluido basado en una poliamina (Kla-Stop) mejorada para sistemas base agua que emplea esta tecnología de amina como inhibidor principal. Gracias a esta tecnología el KlaStop puede alcanzar un alto grado de inhibición de arcillas y estabilidad de las paredes. Este sistema esta disenhado como un fluido de perforación del yacimiento base agua. La principal función del fluido es minimizar el daño a la formación durante la perforación y obtener un agujero estable con una limpieza del espacio anular optimizada. Los factores críticos para el éxito del pozo son el diseño del fluido y la calidad de la ingeniería. Es por esta razón que M-I SWACO propone Ingenieros de Fluidos altamente calificados, específicamente entrenados en los sistema propuestos los cuales son capaces de manejar estos fluido de acuerdo a la condiciones que dicte la operación. Como parte de nuestros servicios para Vintage Petroleum Bolivia ofrecemos soporte técnico desde nuestros laboratorios de Houston, Bogotá y Santa Cruz de la Sierra donde tenemos la capacidad de optimizar el diseño de los fluidos. Esperamos que encuentren en esta propuesta del programa de lodos una buena alternativa la cual este de acuerdo a las expectativas que conlleve el proyecto. Confiamos en que tenemos el gerenciamiento y el personal para proveer los servicios esenciales de alto nivel y atención detallada en respaldar sus operaciones a través del programa de perforación y nuestra logística ya establecida en Bolivia.


5

II

PERSPECTIVA DE LA PERFORACIÓN

OBJETIVOS Objetivos específicos del Pozo

      

Mantener el fluido de perforación dentro de las especificaciones programadas o de acuerdo a los requerimientos según las condiciones del pozo en orden de optimizar la limpieza del pozo, ROP, Control del pozo y prevenir la pega de tubería. Minimizar el consumo de lodo. Minimizar perdidas a formación Minimizar daño al reservorio utilizando el fluido apropiado. Utilizar procesos racionales para el control de perdidas. Maximizar la coordinación con el personal del pozo. Adquisición de datos – Registrara los parámetros del fluido de perforación, hidráulica, retención de lodo en recortes y volúmenes de lodo para establecer una línea base de referencia en el futuro desarrollo del campo.

Objetivos QHSE.

   

Demostrar compromiso visible con HSE en todos los niveles y mantener un activo sistema de gerenciamiento de HSE. Desarrollar objetivos claros de HSE y fijar mediciones del desempeño, asignar recursos adecuados. Manejar y asegurar que los proveedores cumplan con los estándares exigidos por la operadora incluyendo la evaluación de su desempeño en HSE. Asegurar que se desarrollen regularmente revisiones del sistema de gerenciamiento de HSE para asegurar la efectividad del sistema y el progreso hacia los objetivos de HSE y para implementar sistemas de mejora.


6

OBJETIVOS – BENCHMARKS Y METAS Objetivo Benchmark Medición Objetivo Benchmark

Minimizar el impacto ambiental especialmente con los recortes del WBM: Datos de la descarga de desechos de perforación Volumen de fluido y recortes, costo de tratamiento de desechos. Alcanzar los objetivos del programa de fluidos Costo del Fluido y Consumo de Productos. Registros con Wire line y MWD

Medición

Reportes de One Trax y Reporte de Fluidos

Objetivo

Permitir la evaluación del reservorio. No hay NPT atribuido al inestabilidad del pozo

Benchmark

Registros

Medición

Registros Caliper, Reportes IADC y reportes Open Wells

Objetivo

Minimizar el consumo de fluidos (Perdidas de lodo y descargas)

Benchmark Medición

Perdida de fluido en superficie y a formación. Menos Volumen preparado. Menos volumen de desechos. Minimizar los desechos y maximizar el volumen de WBM recuperado.


7

DATOS GEOLOGICOS

FORMACIÓN

RESERVORIO

Tariquia

Cajones Superior

Cajones Inferior

TD

0 San Isidro Superior San Isidro Inferior

TVD (mts)

MD (mts)

0

TVDSS (mts)

ARENA NETA (mts)

ARENA NETA CON PETROLEO (mts)

PRESIÓN DE FORMACIÓN (PSIA)

PRESIÓN DE FORMACIÓN (PPG)

OBSERVACIONES

9.19

6.24

1120

5.47

OBJ. PRINCIPAL

13

10

1320

5.89

POTENCIAL

46

31

1270

5.54

POTENCIAL

645.2

1227

1169

-518

1260

1201

-549

Santa Cruz

1308

1245

-594

Cajones A

1344

1279

-628

Cajones A1

1359

1293

-641

Cajones B

1372

1306

-654

Cajones C

1408

1339

-688

TD

1474

1401

-751


8

CURVA DE DENSIDADES

8.60 0 8.6

Curva programada de Densidad pozo NJL-120 (ppg) 8.80 9.00 9.20 9.40

9.60

200 400

Profundidad, M

600 800

1000 1200 1400 9

1600 Inferior

Ventana Superior


programada

9

III

DESAFIOS – PROBLEMAS POTENCIALES

3.1 Corrosión: 

Para todos los intervalos, se ha programado el uso de lodos base agua, debido a la naturaleza de las formaciones a ser perforadas y la alcalinidad del sistema, la corrosión podría ser minimizada, sin embargo por la viscosidad del los fluidos propuestos existe la posibilidad de entrampamiento de oxigeno consecuentemente puede haber corrosion por oxigeno, ante este escenario es necesario monitorear la corrosión con anillos de corrosión, las tasa de corrosión deben ser cuidadosamente monitoreadas para tratar cualquier corrosión posible con Conqor 404, este material debe estar en locación como materiales de contingencia.

3.2 Limpieza del Pozo:    

Lecturas a bajas tasas de corte o “LSYP” (6 y 3 rpm), tiene un mayor impacto en la limpieza del pozo que el punto cedente, además de proveer mejor suspensión de los sólidos en condición dinámica y estática. Reología y simulaciones de Hidráulica deberán ser efectuadas en forma periódica usando el software Virtual Hydraulics , en función de estos resultados las propiedades deberán ser ajustadas de acuerdo a las necesidades que garanticen las mejores condiciones del pozo. Como la ROP regulará la caída de recortes en el anular y la ECD, se recomienda mantener la concentración de recortes en el anular por debajo de 5 % (en volumen) para minimizar los problemas de perforación. En el hueco de 12 ¼” se bombearan pildoras viscosa-pesada de 50 bbl, la misma sera preparada sobre el fluido de perforacion con Duovis y Carbonato Calcio fino/medio.

PILDORAS DE LIMPIEZA DIEMETRO DE POZO VOLUMEN, bbl 12 ¼” 50 9 ½” 50

FORMULACION Lodo de perforacion + 2 ppb de Duotec Lodo de perforacion+3 ppb Flovis plus+20 ppb CO3Ca

3.3 Control de Pozos:  Las presiones de surgencia y pistoneo deberán ser recalculadas antes de cada maniobra utilizando el software Virtual Hydraulics y las maniobras deberán ser efectuadas a velocidades controladas.  Llenar el pozo en todos los viajes y registrar el volumen utilizado meticulosamente.  Circular los quiebres en la tasa de penetración fuera del pozo antes de seguir adelante.  Medir y registrar el peso del lodo de entrada y salida cada 30 minutos durante las operaciones de circulación usando una balanza de lodo presurizada. Procedimientos de Amago y control de Pozos 

Medidas Preventivas: Minimizar ECD’s. Monitorear ROP para minimizar la carga de recortes en el anular. Servicio de Fluidos de Perforación

10

El movimiento de la tubería no deberá exceder las velocidades críticas durante los viajes. Realizar el cálculo de las presiones de suaveo y surgencia (swab/surge) usando el software Virtual Hydraulics antes de cada viaje. Mantener el peso del lodo en el mínimo requerido para controlar las presiones de formación Rotar la columna de perforación cuando se empieza a circular para ayudar a romper el esfuerzo de gel y minimizar las presiones de surgencia. Comenzar la circulación lentamente luego de conexiones y largo periodos de no circulación. Planificar romper la circulación en 2 o 3 diferentes profundidades mientras se viaja en el pozo dependiendo de la reología del lodo y las condiciones del pozo. Mantenga el registro exacto y permanente de pérdidas a través del uso de una hoja de datos. Mantener un mínimo de 10 ppb de agentes de puenteo (Carbonato de Calcio en sus diferentes granulometrías) como concentración de productos en el lodo. 3.4 Pérdida de Circulación Causas y Medidas Preventivas: Ver Apéndice II  Causas Mecánicas: Hidráulica inapropiada, excesivo caudal de bomba y excesivas velocidades causando alta ECD´s  Contribución de las Practicas de Perforación: Incrementar muy rápido el caudal de bomba luego de las conexiones y los viajes. Levantar y Bajar la tubería muy rápido (Surge and Swab). Excesiva ROP la cual resulta en alta concentración de recortes en el fluido del anular causando alta ECD´s  Condición del Agujero como un Factor: Hinchamiento de las arcillas o incremento de la caída de recortes en el anular.  Recomendación de los Materiales para Perdida de Circulación: El tamaño y forma del material puenteante deberá ser seleccionada de acuerdo a la severidad de la perdida. Agentes puente aplicados en píldoras en concentraciones entre 30 – 60 ppb han probado ser efectivos. Es importante incrementar el tamaño y la cantidad de agentes puenteantes si las adiciones normales de píldoras LCM no son efectivas. Si hay pérdidas parciales ó por filtración referirse al árbol de decisiones para pérdidas de circulación para determinar el volumen de las píldoras, baches u otras opciones disponibles. Si existen pérdidas totales una Buena opción es utilizar los Tapones de Form A Squeeze. Para evitar el empaquetamiento de la herramienta, los ingenieros de lodos deberán coordinar con el personal de direccional la cantidad, diámetro de los materiales LCM a utilizar. Si se observan pérdidas por filtración en la zona de interés una buena opción son las Píldoras de Carbonato de Calcio optimizado con el software Optibridge. 3.5 Problemas de Aprisionamiento de Tubería Causas y Recomendaciones: Ver Apéndice IV  Asentamiento de Recortes: Se recomienda tener una apropiada Reología del lodo para el calibre del pozo y la ROP, correr y monitorear el software Virtual Hydraulics diariamente.  Pobre limpieza del Pozo: Asegurar suficiente circulación para limpiar las mallas de las zarandas antes de cada viaje o al hacer conexiones. Servicio de Fluidos de Perforación

11

Planear un viaje de limpieza luego de cada sección perforada. Preparar y enviar una solución lavadora como Pipe Lax o Pipe Lax W tan pronto como sea posible luego de que ocurra pegamiento por presión diferencial cuando se está perforando con lodo base agua. 3.6 Recomendaciones para las Operaciones de Cementación Antes de cada operación de cementación se deberá realizar una reunión entre el ingeniero de proyectos de M-I SWACO, el ingeniero de cementación y el equipo de ingenieros de perforación de la Operadora, esto maximizará las probabilidades de éxito en la operación. El ingeniero de Campo de M-I SWACO deberá cumplir al 100% con las propiedades del lodo requeridas para la operación (Sin correr riesgos sobre la integridad de las propiedades mínimas requeridas por el Lodo), para demostrar la total compatibilidad con la mayoría de los sistemas de cemento, una muestra de lodo deberá ser entregada para que se realicen pruebas de compatibilidad antes de cada trabajo de cementación. 3.7 Recomendaciones sobre el ensanchamiento del Pozo Se deberá realizar un control estricto de los datos de presión de poro y recuperación de recortes de la compañía de Mud logging para mantener el calibre del pozo. Estos datos ayudarán a mantener la densidad del lodo en el valor correcto, ya que esta propiedad tiene el mayor impacto en la ayuda a mantener el calibre del agujero. Minimizar las RPM también ayudará en gran manera a mantener el calibre del pozo, los valores reológicos, el filtrado API y el filtrado HPHT deberán ser mantenidos de acuerdo a los valores recomendados en el programa. En los tramos arcillosos es necesario mantener la concentración del inhibidor para tener paredes estables, así como el carbonato de calcio en sus diferentes granulometrías en los tramos arenosos. 3.8 Contaminación con Sulfatos En función al contenido de sólidos, la contaminaciones con sulfato en valores mayores a 2500 mgr/lt pueden causar floculación del lodo, iniciando con una caída previa en la reología para luego tener un incremento brusco. Ante este escenario la alternativa mas efectiva es realizar dilución entre un 30 a 40% v/v del sistema circulante, las diluciones están en función al nivel de contaminación y el tipo de fluido, realizado previo a una prueba piloto en laboratorio.


12

IV

DISEÑO DE LOS POZOS Diam. OH. (in)

12 ¼”

9.5“

Diam. CSG. (in)

9 5/8”

7”

Programa de Cañería

Prof.

TVD (m)

(m)

430 m

428 m

1474 m 1401 m

Tipo de Lodo

BENT. EXT.

KLAS HIELD

Problemas Potenciales Inestabilidad del Pozo Limpieza del Agujero Incorporacion de solidos Perdidas por permeabilidad Embotamiento

Ensanchamient o del Pozo Limpieza del Agujero Perdida de Circulación , Aprisionamien to Formacion de revoque grueso Total


Días

8

15

25

13

V

RESUMEN GENERAL DE VOLUMNES Y MATERIALES


14

5.1 MATERIALES PROGRAMDOS MAS CONTINGENCIA Drilling Fluid Materials Fresh Water CAUSTIC SODA GELEX BENT EXTENDER BENTONITE KLA-STOP/EMI-1793 PA-10 DUAL-FLO HT SAFE CIDE CALCIUM CARBONATE FINE CALCIUM CARBONATE MEDIUM FLO-VIS PLUS GLYDRIL MC LUBE-100

3,733 27 40 350 30 13 251 14 397 372 160 30 25

bbl 25 KG 2 LB 100 LB 55 GA 55 GA 50 LB 5 GA 50 KG 50 KG 25 LB 55 GA 55 GA

ES RESPONSABILIDAD DEL INGENIERODE LODOS ASEGURARSE QUE EL MATERIASL DE CONTINGENCIA SE ENCUENTRE EN LOCAIÓN. LA LISTA MOSTRADA A CONTINUACIÓN NO ES DEFINITIVA. COMPRENDE SOLO EL MINIMO DE LOS MATERIALES PARA PERDIDAS LCM Y LOS MATERIALES DE TRATAMIENTO QUIMICO ESPECIAL REFERIDO EN EL PROGRAMA DE LODOS.


15

5.2 PLAN DIRECCIONAL


16

VI

INTERVALOS 12 ¼” Perforar Agujero 12 ¼” @ 430m

Fluido de Perforación

Bentonitico Extendido

Productos Críticos

Bentonita, Gelex, Soda Cáustica, PA-10, CO3Ca

Control de Solidos

Linear Shakers, Desander, Desilter, Mud Cleaner & Centrifugue

Limpieza del agujero, Estabilidad del Agujero y pérdidas parciales/totales. RECOMENDACIÓN DE PROPIEDADES PRINCIPALES DEL FLUIDO Densidad (lb/gal) 8.6 – 9.0 MBT (lb/bbl) Viscosidad Plástica. (cp) 12 – 18 Lectura 6 rpm () Punto Cedente (lbf/100ft2) 35-40 Lectura 3 rpm () pH () 9.5-10 10 seg. Gel (lbf/100ft2)

Problemas Potenciales

Drill Solids

6.1

(%)

< 30 25-30 10-12 10-12 <5

OBJETIVOS DEL INTERVALO.

Para perforar los primeros intervalos está programado el uso del sistema Bentonitico Extendido. El objetivo de este intervalos es asentar caneria de 9 5/8” a los 430 metros, realizar un Leak Off Test para el siguiente intervalo. Los puntos críticos son el control de la densidad, embotamiento y las posibles perdidas por permeabilidad.

6.2

RECOMENDACIONES OPERATIVAS.

Este fluido está diseñado para remover los sólidos por floculación. Así mismo debido a la generación de geles puede controlar altos regímenes de perdidas, para ellos se debe mantener la concentración de Bentonita y Gelex en el sistema según programa, dependiendo de la reología que presenta el fluido. Alcalinidad del lodo: Tratamiento con Soda Caustica. Reología: Adición de Bentonita y Gelex previamente hidratados. Revoque y Pérdidas por Filtración: Adición de Carbonato de Calcio en sus diferentes granulometrías según el régimen de admisión y calidad del revoque. Se recomienda iniciar con Carbonato de Calcio Comun F/M/G 30 LPB e ir regulando según las necesidades que presente el pozo. Durante la perforacion de estos intervalos existe la posibilidad de embotamiento, alto torque, ante este escenario se tiene programado utilizar PA-10, su funcion principal de este productos es evitar el embotamiento y como accion secundaria es mejora la lubricidad del sistema.


17

6.3

SISTEMA INICIAL

Previo al arranque, llenar los tanques de lodo en superficie con agua fresca y prehidratar Bentonita previa adición de 0.5 LPB de Soda Caustica al agua de preparación. Luego de 12 horas, agregar el Gelex, y estabilizar el pH y la reología. Preparar por lo menos 1000 barriles antes de iniciar la perforación y estar preparado para construir un volumen adicional de 500 barriles.

6.4

REQUERIMIENTOS PARA REPORTE Y MUESTREO.

Reportar los siguientes datos en el reporte diario del lodo API del One Trax además de aquellos requeridos por la Operadora Agua Fresca Empleada Agua usada Reciclada Volumen construido por sección Evaporación Lodo enviado a Dewatering Costo por barril de la sección Costo por metro de la sección Eficiencia Global de la remoción de sólidos Muestra de lodo para Santa Cruz

6.5

bbl bbl bbl bbl/día bbls $US $US % Semanalmente y por sección

REPORTE DE PÍLDORAS Y BACHES

Debido al tamaño del agujero en superficie y los bajos caudales de flujo, es recomendable bombear un mínimo de 50 barriles de baches viscosos por cada tiro perforado. La píldora debe consistir de Gelplex prehidratado y dependiendo de la cantidad de arena no consolidada encontrada, carbonato de calcio como agente puenteante. Los baches deben consistir de lechadas de Gelplex (10 - 15 ppb de Gelplex hidratado y 1 ppb de Drilplex), y 20 a 40 ppb de material agentes puenteantes (Combinación de Carbonatos F/M/C). Si se encuentran perdidas en este intervalo, una píldora sellante, que cubra por lo menos 500 pies del tramo perforado, deberá ser ubicada en el fondo antes de correr la cañería, adicionando únicamente material que no sea orgánico. El perfil reológico del Drilplex deberá asegurar una limpieza adecuada del pozo en prácticamente cualquier escenario de perforación, pero en caso de problemas en la limpieza del agujero, recomendamos una secuencia de baches de Baja viscosidad / Pesados, que cubra por lo menos 50 fts en agujero perforado, las bombas deberán permanecer funcionando durante el desplazamiento de los baches y los resultados deberán ser registrados en los reportes diarios de lodo. Cualquier bache viscoso mientras se está perforando y circulando del fondo arriba para un viaje o para cañería, o píldoras lubricantes solicitadas por el Supervisor de Perforación deberán ser documentadas así como su efecto esperado y realizado en la operación de perforación. Esta documentación separada consistirá de los parámetros de perforación antes y después de las píldoras lubricantes, y los parámetros de perforación y la condición de las zarandas para todos los baches Servicio de Fluidos de Perforación

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viscosos. Toda píldora con lubricante deberá tener como mínimo entre 5 – 10 % V/V del lubricante sobre el lodo para obtener resultados efectivos requeridos y cubrir por lo menos 500 pies de agujero perforado.

6.6

PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN

Para el intervalo de 12 ¼” cualquier pérdida de circulación encontrada será más probable por filtración o por perdidas a formaciones poco consolidadas. Estas pérdidas deberán ser tratadas con la adición de material sellante mezclado y carbonato de calcio para asegurar el puenteo. Todo el material para pérdida de circulación será desplazado utilizando una lechada viscosa para ayudar al control de la perdida y proveer Gelplex fresco para un revoque más delgado.

Nota: Usar como material de pérdidas solo material sintético no orgánico, ya estos pueden afectar a la reología del sistema. Material recomendado: Mica F/M/C, M-I Seal F/M/G y Carbonato de Calcio F/M/C. Si se detectan perdidas por filtración, una píldora con 30 a 50 ppb de material para perdida de circulación deberá ser desplazada al agujero antes de bajar cañería. Esta píldora puede ser recuperada y reutilizada en el siguiente intervalo. Ver Apéndice II. Servicio de Fluidos de Perforación

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PERDIDAS DENTRO DE ARENAS DE GRANO GRUESO CON BASE CONGLOMERADICAS Dentro de las experiencias obtenidas en la perforación del pozos del Sur de Bolivia se formuló la siguiente píldora para reducir perdidas que alcanzaron los 90 BPH en formaciones altamente porosas de arena de grano grueso con base conglomeradicas, se bombeó alrededor de 100 Bbl sellando con éxito las perdidas. Píldora Drilplex/Asphasol Soda Ash Gelplex Drilplex Carbonato de Calcio G/M Carbonato de Calcio EG Miseal F/M/C G-Seal Plus Asphasol Supreme

6.7

1 20 1 20 10 5 30 20

ppb ppb ppb ppb ppb ppb ppb ppb

CALCULO DEL LAVADO DEL HUECO

Use un 25 por ciento de lavado en el One Trax para el cálculo del volumen, para el volumen circulante y cálculos de concentración de productos, a no ser que se tengan datos confiables que demuestren tener un valor diferente al que se está programando.

6.8

EMBOTAMIENTO DEL TRÉPANO Y ARREGLO DE FONDO

La posibilidad de embotamiento del trépano y del BHA con este fluido y en esta sección del pozo es mínima. El PA-10 es un producto totalmente compatible con el sistema, en una concentración de 4 a 5 ppb, los cuales nos ayudan a prevenir embotamientos y lubrica el sistema de lodos, estos productos deben ser adicionados con una prueba piloto previa. NOTA: Si se encuentra embotamiento del trépano o arreglo de fondo, deben remitirse las muestras del material embotado junto con las muestras apropiadas de lodo al Laboratorio M-I SWACO en Santa Cruz.

6.9

CONFIGURACIÓN DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS

Zarandas del equipo Equipadas con malla 80*80 inicial y 110*110 mesh final Centrífuga Activa: Se debe usar en forma continua para ayudar a retirar los solidos perforados


20

6.10

PREPARACIÓN PARA EL SIGUIENTE INTERVALO

En el proximo intervalo ser’a utilizado un sistema de fluido de perforacion distinto.

6.11

PRODUCTOS PRINCIPALES

PA-10: El PA-10 es un aditivo líquido diseñado para evitar la adherencia de la arcilla al metal, mejorando la ROP, reduce el torque y arrastre, es especialmente diseñado para trabajar con trépanos PDC, mejora la calidad del revoque.


21

6.12

FORMULACIÓN DEL SISTEMA


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VII

INTERVALO 9 ½” – CAÑERÍA 7” Perforar Agujero 9 ½” @ 1474 m

Fluido de Perforación

KLASHIELD

Productos Críticos

Flovis Plus, Klastop, Carbonato de Calcio, Dualflo HT, Safe Cide, Glydril MC, Lube-100

Control de Sólidos

Linear Sakers, Desander, Desilter, Mud Cleaner, Centrifugue

Problemas Potenciales

Limpieza del agujero, Estabilidad del Agujero y pérdidas parciales/totales.

RECOMENDACIÓN DE PROPIEDADES PRINCIPALES DEL FLUIDO (lb/gal) 8.8-9.0 MBT (lb/bbl) 10 seg. Gel (lbf/100ft2) Viscosidad Plástica. (cp) 15 – 25 10 min. Gel (lbf/100ft2) Punto Cedente (lbf/100ft2) 25 – 35 pH () 9.5 – 10.5 PPT Spurt Loss (mL) Densidad

Filtrado API

7.1

(mL)

< 10 10-12 12-16 < 3-5

3-5

OBJETIVOS DEL INTERVALO

El objetivo de este intervalo es profundizar hasta los 1474 metros a través de la formación Reservorio, minimizando el daño a la formación, contribuyendo en la adquisición de datos geológicos, registros eléctricos y testigos según requiera la Operadora.

7.2

CARARTERISTICAS DEL FLUIDO

Este sistema es diseñado para minimizar la invasión a reservorio utilizando la sinergia del Almidón modificado y los carbonatos de diferentes granulometrías, la selección de los carbonatos basado en la información de análisis de petrofísico del reservorio, con las gargantas porales, datos de permeabilidad se puede conseguir un sello casi perfecto utilizando el software Optibridge.

7.3         

VENTAJAS DEL SISTEMA KLASHIELD Superior estabilización química en la arcillas. Reduce la hidratación y dispersión de la arcillas. Mayor tolerancia a la contaminación de Sólidos Perforados Compatible con todos los productos base agua Estable a altas temperaturas Resistente a contaminates comunes La densidad es dado con Carbonatos Facil remoción No requiere de lubricante ni material antiacresivo

Ambientalmente aceptables Servicio de Fluidos de Perforación

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 

Baja rata de dilución y pozos en caliper. Bajo volumen de deshechos para disponer

Económicamente aceptable  

Potencialmente reusable Mínimos problemas de pozo

Manejo del Sistema   

Pocos productos Test para controlar concentración de los productos claves Tolerante a las contaminaciones

Está programando usar sellantes granulares y fibrosos como agentes de sacrificio para el puenteo y sello en zonas arenosas y deben añadirse por hora o en base a la longitud perforada. Los sólidos perforados en relación a la bentonita (Relación SPB) deben mantenerse no mayor a 2 (se utilizará el OptiBridge para la combinación del material de puenteo). Como contingencia se ha programado el uso de K2CO3, un aditivo basado en la inhibición requerida. Asimismo un incremento gradual del Drilzone B en función del requerimiento y depletación mitigando el embotamiento y ayudando a tener maniobras normales.

7.4

SISTEMA DE FLUIDO DE PERFORACIÓN.

El fluido Klashield RDF esta diseñado para minimizar el daño a la formación y obtener una reología adecuada para una optima limpieza, es necesario que el fluido preparado al inicio de las operaciones tenga una adecuada distribución de Agentes de Puenteo, concentración del Inhibidor de Arcilla, Lubricidad y Reología ajustadas a las necesidades del pozo. Orden de agregado Trade Name Flovis Plus/XCD POLIMER Dual flo HT NaOH CO3Ca Medium CO3Ca Fine Klastop/EMI-1793 Safe cide Glydril MC LUBE-100

Purpose Voscosifier Fluids loss control Alcalinity Sealant Agent Mud density Inhibition Bactericide Wellbore stabylity & Lubricity Lubricant


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7.5

PROBLEMAS POTENCIALES

• • • • • • 7.6

Bajo ROP Tendencia a la desviación. Problemas de desviación. Abarsividad Inestabilidad de zonas peliticas Formacion de revoque grueso

RECOMENDACIONES OPERATIVAS.        



  

MBT: Se recomienda mantener un exceso de Klastop en filtrado mínima de 3 LPB. Se debe correr diariamente un control de la reología y de los cálculos de hidráulica usando el software de M-I Virtual Hydraulics y las propiedades del lodo debe ser ajustadas a los valores necesarios para maximizar la limpieza del pozo. Control de los parámetros de perforación. Alcalinidad del lodo: Tratamiento con Soda Caustica. Reología: Adicionar Flovis prehidratado en lodo nuevo al sistema activo. Filtración/Revoque: Adición de Polypac UL/Dual Flo HT al sistema activo previamente prehidratado. Degradación del Lodo: Mantenimiento con Biocida (Safe Cide). Pérdidas por Filtración: Adición de Carbonato de Calcio Marmolado en sus diferentes granulometrías. Se recomienda iniciar con Carbonato de Calcio Marmolado F/M/G 30 LPB e ir regulando según las necesidades que presente el pozo. Nota: Se programa usar Carbonato de Calcio Marmolado como material de puenteo debido a que la naturaleza de este material permite mantener la integridad del tamaño del grano incluso en altas temperaturas y circulaciones de tiempos bastante prolongados. Low Shear rate viscosity “ LSRV” > 10 Estricto control de la capacidad de sello, realizando pruebas con discos de aloxita de 60 micrones. Mantener los valores de PPT por debajo de 12 ml. Control apropiado de la densidad del lodo.

Para esta sección se tiene planeado utilizar un fluido diseñado para perforación de reservorio Klashield RDF, el cual se caracteriza por ser un fluido que evita el daño a la formación evitando un alto factor de Skin durante la perforación. El producto básico para la perforación de este tramo es el KLA STOP, una poliamida liquida que es un supresor de hidratación, en una concentración de 4-5 lb/bbl, con esta concentración se evitara la dispersión de las arcillas y minimizara el daño a la formación productora. Polímeros como el Flovis y el Dual Flo HT, se emplearan en la formulación de este fluido, el primero para proveerá las características reológicas necesarias para perforar el pozo, el segundo es un almidón modificado non-iónico que provee un control de filtrado API, los demás componentes del fluido fueron seleccionados cuidadosamente para complementar un excelente funcionamiento del fluido propuesto, tal el caso del Dual Flo HT que será empleado para un control del filtrado de alta presión y temperatura y estabilizador de reología, los agente puenteante marmolados se emplearan Servicio de Fluidos de Perforación

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para, lograr un sello en las zonas permeables, logrando un control de las pérdidas de fluido hacia las mismas, finalmente tenemos programado emplear el Drilzone-B para minimizar el embotamiento especialmente en los tramos arcillosos. En este tramo debido a la naturaleza de las formaciones a ser perforadas, es necesario tener un sello efectivo para controlar el alto potencial de pérdidas de circulación.

7.7

CALCULOS DE ENSANCHAMIENTO Y LIMPIEZA DEL POZO.

El volumen del pozo y la concentración de productos deberán ser basados en un agujero abierto con un 10 % en volumen de ensanchamiento, dato obtenido del historial de pozos cercanos.

7.8

DENSIDAD DEL LODO

Para mejorar la ROP y reducir la diferencia a través de las arenas permeables el peso del lodo deberá ser mantenido lo más bajo posible mientras se provea una Buena estabilidad del pozo. Una vez que se haya llegada a la profundidad final del intervalo y antes de correr registros, bajar cañería, la densidad del lodo debe ser incrementada a 0.2 ppg por encima de la densidad del lodo al final de la sección para facilitar las corridas y proveer estabilidad adicional del pozo. Todos los demás aspectos de la estabilidad del pozo deben ser investigados antes de incrementar la densidad. Un pobre desempeño en los viajes puede deberse a agujero espiralado o mala geometría del pozo, pobre calidad del revoque o hinchamiento de las arcillas. Cavernas, formaciones presurizadas o con derrumbes pueden requerir densidades más altas dependiendo de las pruebas de la zapata anterior.

7.9

ACRECIÓN DEL TRÉPANO Y EL BHA.

El uso de un fluido limpio en este intervalo reducirá la posibilidad de embotamiento del trépano y del BHA. Sin embargo si se observa indicios de embotamiento se puede tratar el sistema con PA-10. Este productos ha mostrado un buen desempeño para minimizar las posibilidades de embotamiento del trépano y del BHA.

7.10

LIMPIEZA DEL POZO Y BACHES.

Cualquier bache deberá cubrir un mínimo de 50 a 100 metros de la sección más larga del anular para ser efectiva. Mientras se perfore el agujero de 8 1/2”es importante mantener el LSYP a un mínimo de 10 grados FANN. El Virtual Hydraulics deberá ser corrido regularmente para asegurar la limpieza del pozo. Se deberán usar baches viscosos y pesados antes de las carreras cortas o viajes y antes de bajar cañería. Todos los baches deberán ser contabilizados en el reporte diario registrando las condiciones del pozo y de superficie antes y después del bache. Dependiendo de la viscosidad y la calidad del fluido la píldora podrá ser incorporada al sistema, reutilizada o enviada como desecho. Si el sistema activo tiene alta viscosidad las píldoras viscosas no deberán ser agregadas al sistema. Los materiales de contingencia como el súper sweep deberán ser considerados en este intervalo.


26

7.11

PERDIDA DE CIRCULACIÓN.

También hay riesgo de perdidas en este intervalo y cualquier cambio incontable en los niveles y/o fluctuación inusual en el flujo de retorno debe ser reportada. Ver Apéndice II


27

7.12

BACHES DE LIMPIEZA

Los baches viscosos pesado de limpieza deben ser solo para evaluar la capacidad de limpieza del fluido y verificar si existe o no acumulacion de recortes en el pozo, en funcion a la recuperacion de solidos con estos baches se realizara los ajustes necesarios a las lecturas de bajas para garantizar la capacidad e pimpieza durante la perforaicon. Las pildoras de limpieza pueden ser preparadas de la siguiente manera. Flovis Plus/XCD Polimer Soda Cáustica PA-10

3 ppb 0.2 ppb 10.0 ppb

Incrementar el peso con Carbonato de Calcio para una densidad de 2 ppg por encima del peso del lodo.

7.13

IMPACTO AMBIENTAL DEL WBM

Debido a los actuales proyectos para la Operadora en las áreas de QHSE y las normas ISO 14001 y OHSA 18001, se requiere un monitoreo exacto y registro de todas las transferencias de lodo liquido y/o volumen de recortes. Además, reportar y documentar cualquier problema que se vea en la locación debido al WBM y asociado al uso de químicos. Los productos no programados y otros como los aditivos de control de pH son considerados de manejo peligroso. Todos los productos deberán tener placas con la descripción del químico y la composición.

7.14

TORQUE Y ARRASTRE.

Debido a la naturaleza no direccional del pozo, la probabilidad de incrementos de torque y arrastre es baja. Sin embargo, la perforación en áreas con esfuerzos tectónicos presentará altos valores de torque y arrastre. El Glydril MC está programado para ser usado en este intervalo. Si se utiliza en baches recomendamos una concentración entre 2 -5 %v/v que luego pude ser agregado al sistema activo para alcanzar una concentración cercana a 7 ppb.

7.15

PEGA DE TUBERÍA.

La pega de tubería puede ser un problema mientras se perfora el pozo. El uso de un fluido WBM de alta calidad ayudará a minimizar esta posibilidad, sin embargo, buenas prácticas de perforación deberán ser seguidas en todo momento. Los materiales de contingencia estarán en la locación y serán de alcance inmediato. En caso de pega diferencial habrá material de contingencia para preparar y dejar en el pozo por un mínimo de 8 horas, esto productos son altamente efectivos como el Pipe Lax o Pipe Lax W. (Ver Apéndice de pega de tuberia). PIPE-LAX es un aditivo en usado en diesel o lodos base aceite para formar un fluido de emplazamiento altamente efectivo. El PIPE LAX permite emplazar un fluido para penetrar y romper el revoque de los fluidos base agua con un filtrado alto y libre de sólidos. Estas características permiten al PIPE LAX y a la solución aceitosa pasar a través del revoque y la zona de pegamiento en las paredes para facilitar la liberación. Servicio de Fluidos de Perforación

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7.16

CONFIGURACIÓN DEL EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS.

Zarandas del equipo Equipadas con malla 180*180 inicial y 210*210 mesh final Centrífuga Activa: Usar en forma continua para ayudar a retirar los solidos perforados

7.17

FINAL DEL INTERVALO

Dependiendo de las condiciones del fluido al final de este intervalo y pruebas pilotos llevadas a cabo en la locación, el fluido deberá ser enviado a dewatering y los desechos puestos dentro del rango exigido por la leyes ambientales para su deposición final.

7.18

FORMULACIÓN DE LODO Y MATERIALES ESTIMADOS


29

APÉNDICE I – RECOMENDACIONES PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 

Asegurar un abastecimiento de agua suficiente, se dispondrá de materiales para perdida de circulación y químicos para el lodo y el cemento para perforar esta sección.  Si se esperan perdidas de circulación se deberán utilizar válvulas PBL o sustitutos de circulación. Parámetros Críticos. Los parámetros críticos que deben ser tratados en el programa del pozo son:  Si ocurren perdidas tener en cuenta practicas normales de perforación en el área para este diámetro de agujero.  ¿Hay algunas medidas de seguridad, que necesiten ser seguidas cuando ocurran perdidas?  ¿Podrá el equipo perforar con pérdidas totales sin poner en peligro la integridad del antepozo?  ¿Podrá la perforación continuar en forma segura – existen lutitas o arcillas que puedan reaccionar si la hidrostática disminuye debido a las perdidas?  ¿Hay acuíferos de agua dulce, que necesiten ser preservados mediante la perforación con lodo de base agua? Cuando ocurren pérdidas:  Parar la perforación y levantar la herramienta 20-30 m por encima de la zona de perdida para evitar aprisionamiento de la tubería.  Registrar la presión y el caudal, así como los volúmenes de lodo en los archivos del One Trax. Estos deberán ser actualizados cada hora en el equipo cuando ocurran perdidas  Establecer la severidad de las perdidas.  Revisar los criterios para el manejo de las perdidas, estos deberán ser distintos dependiendo del estado de progreso de la sección.  Considerar el mecanismo que pudo ocasionar la perdida. ¿Cuando ocurrió esta?, ¿En qué formación? ¿Que indujo a la perdida? ¿Hay zonas de fractura o de alta permeabilidad? ¿Es común en esta área o formación?  Si las pérdidas fueron inducidas entonces se deberá limpiar el pozo de recortes antes de enviar las píldoras de material para perdida LCM.  En varias situaciones de pérdida en la que se continuará perforando y no se remediará la perdida, se necesitará limpiar los recortes de la zona de pérdida lo que significa que se deberán preparar baches limpiadores.  Dependiendo del criterio a seguir y la severidad de la pérdida, prepararse a manejar la perdida de acuerdo a un árbol de decisiones. Recomendaciones:  Si las pérdidas son por filtración o parciales pero <150 bbl/hr: tratar de estimar la ECD usando el Virtual Hydraulics antes de bombear píldoras con LCM o píldoras alta viscosidad Hi-Vis.  Píldoras de baja viscosidad deberán ser bombeadas siempre antes de las píldoras de alta viscosidad para tratar de remover lechos de recortes acumulados antes de levantarlos con las píldoras de alta viscosidad.  Se recomiendan píldoras de 50 - 100m en secciones cercanas a la superficie y secciones intermedias del pozo.


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Pérdidas Dinámicas

Las pérdidas dinámicas son las pérdidas de fluido en las cuales las pérdidas estáticas son el volumen requerido para llenar el pozo por la estimación del volumen que va directamente a la formación y bombear a través de anular. Deberán ser estimadas cuando se esté circulando a un caudal y presión constantes para un diámetro del pozo en partículas. El caudal de bombeo en BPM o gal/min y la presión deberán ser reportados.

Perdidas Estáticas Perdidas estáticas son el volumen requerido para llenar el pozo bombeando a través del anular.

Las perdidas dinámicas no incluyen las pérdidas de fluido por filtración, generación de recortes, perdidas en las zarandas o las centrifugas.

      

Rotar la tubería y repasar si se tiene un Top drive. El material para pérdida puede ser agregado al lodo Drilplex que este perforando, este sistema tienen la propiedad de mantener en suspensión cualquier concentración de material para pérdidas y cualquier concentración de Carbonatos de Calcio. El material sellante (Mica fina o Carbonato de Calcio Sellante) deberá ser agregado para proveer un puente en la zona de fractura y deberá ser seguido de material fino. En algunos campos la mica fina a proporcionado un buen sello cundo se combina con Carbonato de Calcio. Repita el bombeo de las píldoras de LCM solo una vez, a no ser que hay una disminución en la perdida en este caso continuar bombeando píldoras hasta que la perdida se estabilice o se observe que no tiene ningún efecto adicional. Las píldoras para perdida de circulación deben ser dejadas en contacto con la zona de perdida por lo menos durante 30 minutos, aun luego del sello. Si las pérdidas no se reducen se deberá tomar una decisión: sacar la herramienta y cambiarla por un stinger, para poder bombear una alta concentración de material para pérdidas o cemento o continuar la perforación con pérdidas.

Cura El primer intento por solucionar las pérdidas deben ser las píldoras de material Sellante LCM. El tamaño mínimo de la píldora dependerá de la severidad de las perdidas:  Píldoras de 30 bbl para perdidas por filtración o perdidas parciales < 60 bbl/hr  Píldoras de 60 bbl para perdidas entre 60 – 150 bbl/hr  Píldoras de 100 bbl para pérdidas > 150 bbl/hr La cantidad de material para control de pérdidas dependerá del tamaño de boquillas o herramientas de fonde que se tenga. En general una concentración de 50 ppb de material predominante fino puede bombear cuando se tiene Motor o MWD.

El ingeniero de fluidos de la locación deberá solicitar a la compañía de perforación direccional la mayor concentración que podrá ser bombeada a través del BHA, sin PBL o substitutos de circulación. Nota: Pérdidas parciales < 60 bbl/hr pueden curarse a sí mismas mientras se continua con la perforación Pero podrán volver a ocurrir más adelante. Datos de pozos de referencia ayudarán a decidir si se debe continuar o si se debe solucionar inmediatamente, especialmente si hay lutitas luego de la zona de pérdidas o si las pérdidas son en una zona de formaciones arcillosas.


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Es importante intentar solucionar las pérdidas parciales > 60 bbl/hr ASAP en las zonas superficiales debido a la alta permeabilidad, gran longitud de las fracturas y el volumen del agujero abierto por metro, no perforar 10 metros más allá de la zona de pérdida antes de preparar una solución. La secuencia de un sistema para la solución de pérdidas en formaciones que no son de interés es el siguiente: Materiales LCM:  CaCO3 grueso, medio y fino, MIX-II, OM 500-800 -1200 (Notar que los OM pueden ser muy grueso para el MWD, las boquillas, etc.).  Mica fina Cemento:  Cemento Tixotrópico (formulado con aditivos líquidos)  Cemento clase G – varias densidades. Como se menciona arriba, si no hay cambios en las pérdidas luego de que se hayan bombeado dos píldoras de LCM, se deberá usar cemento para solucionar permanentemente las pérdidas. La adición de pequeñas cantidades de LCM; OM de M-I (mezcla de fibras), el MIX-II, la Mica fina y El Carbonato de Calcio de distintas granulometrías son las mejores opciones para pérdidas por filtración. Se deberán realizar pruebas para determinar los efectos que este material tendrá sobre la reología del fluido. Generalmente +/- 5 ppb pueden ser agregados al sistema sin efectos adversos. PERDIDAS EN LAS FORMACIONES DEL CARBONIFERO  Si las pérdidas son por filtración o parciales pero < 150 bbl/hr: tratar de estimar la ECD usando el Virtual Hydraulics antes de bombear píldoras LCM o píldoras alta viscosidad y reducir la densidad tanto como sea posible.  Píldoras de baja viscosidad deberán ser bombeadas siempre antes de las píldoras de Drilplex de alta viscosidad para tratar de remover lechos de recortes acumulados antes de levantarlos con las píldoras Drilplex de alta viscosidad.  Rotar la tubería y repasar si se tiene top drive cuando se esté bombeando la píldora para asegurar la limpieza del agujero.  El material para pérdida puede ser agregado al lodo Drilplex que este perforando, este sistema tienen la propiedad de mantener en suspensión cualquier concentración de material para perdida y Carbonatos de Calcio.  El material grueso utilizado para pérdidas de circulación LCM (Carbonato de Calcio grueso) deberá ser agregado para proveer un puente en la zona de fractura y deberá ser combinado con material fino y fibra.  Repita el bombeo de las píldoras de LCM solo una vez, a no ser que hay una disminución en la pérdida en este caso continuar bombeando píldoras hasta que la perdida se estabilice o se observe que no tiene ningún efecto adicional.  Las píldoras para pérdida de circulación deben ser dejadas en contacto con la zona de pérdida por lo menos durante 30 minutos, aun luego de la presurización.  Si las pérdidas no se reducen luego de dos bombeos se deberá tomar una decisión para sacar la herramienta y cambiarla por un stinger, para poder bombear una alta concentración de material para pérdidas o cemento.


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Cura El primer intento por solucionar las pérdidas deben ser las píldoras de material Sellante LCM. El tamaño mínimo de la píldora dependerá de la severidad de las pérdidas:  Píldoras de 30 bbl para perdidas por filtración o perdidas parciales < 60 bbl/hr  Píldoras de 60 bbl para perdidas entre 60 – 150 bbl/hr  Píldoras de 100 bbl para pérdidas > 150 bbl/hr El ingeniero de fluidos de la locación deberá solicitar a la compañía de perforación direccional la mayor concentración que podrá ser bombeada a través del BHA, sin PBL o substitutos de circulación. Nota: Pérdidas parciales < 60 bbl/hr pueden curarse a sí mismas mientras se continúa con la perforación, pero podrán volver a ocurrir más adelante. Datos de pozos de referencia ayudarán a decidir si se debe continuar o si se debe solucionar inmediatamente, especialmente si hay lutitas luego de la zona de pérdidas o si las pérdidas son en una zona de formaciones arcillosas. Es importante intentar solucionar las perdidas parciales > 60 bbl/hr. La secuencia de un sistema para la solución de perdidas en formaciones que no son de interés es el siguiente: Materiales LCM:  CaCO3 medio y fino, MIX-II, OM 500-800 -1200 (Notar que los OM pueden ser muy gruesos para el MWD, las boquillas, etc.).

Cemento:  

Cemento Tixotrópico (formulado con aditivos líquidos) Cemento clase G – varias densidades.

Como se menciona arriba, si no hay cambios en las pérdidas luego de que se hayan bombeado dos píldoras de LCM, se deberá usar cemento para solucionar permanentemente las pérdidas. TAPONES DE REFUERZO. Squeezes  Tapones Form-A Set plugs.  Tierras diatomeas.  Gunk squeeze  Carbonato de Calcio. Las principales propiedades y sus efectos son:  Diferencia en las propiedades de flujo debido a la temperatura. Luego de una carrera, será necesario operar a bajos caudales antes de que se realice un ciclo completo. Esto permitirá al lodo calentarse hasta la temperatura normal de circulación y viscosidad, previniendo innecesarios valores altos de la densidad equivalente de circulación. Diferencias en la presión de bomba mayores a 100 psi no son raros debido al calentamiento del fluido.  Debido a la expansión del fluido en los lodos base agua, el valor de la densidad a menudo se incrementara debido al enfriamiento del fluido a medida que se acerca a la superficie. Estas diferencias son mayores en lodos de alta densidad. Por esta razón, la temperatura a la cual se mide la densidad del lodo debe registrarse siempre. Se debe evitar la tendencia a reducir la densidad del lodo en los cajones a menos que las densidades se midan a la misma temperatura.


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INCORPORACIÓN DEL MATERIAL PARA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN AL SISTEMA La incorporación de altas concentraciones de materiales para pérdidas de circulación no es recomendada debido a que estos materiales incrementan la densidad equivalente de circulación. Esto a menudo empeora el problema de pérdidas de circulación en lugar de resolverlos. Sin embargo, hay casos en los que las pérdidas por filtración pueden ser controladas o minimizadas temporalmente agregando pequeñas concentraciones de material de pérdida de circulación al sistema. Los materiales y concentraciones recomendadas son las siguientes: Utilizar 2 a 6 Lb/bbl de MIX-II, OM 500-800 y/o 2 a 5 Lb/bbl de Safe-Carb (Carbonato de calcio) El agregado de mezclas de fibras como materiales para el control de pérdidas de circulación, pueden tener un efecto sobre el pH, se debe estar preparado para el agregado de soda cáustica al sistema activo para compensar este efecto, se recomienda realizar pruebas piloto antes del agregado de cualquier material. SQUEEZE DE CARBONATO DE CALCIO / MIX II. 1. El lodo del sistema activo puede ser utilizado como base para esta lechada. Agregar al lodo base de 5 a 25 ppb de mica fina, 5 a 25 ppb de cáscara de nuez media, 10 ppb de carbonato de calcio (Safe-carb) y 10 ppb de MIX II. La cantidad de material mezclado en la píldora dependerá de la severidad de la perdida. a. La cantidad de material para pérdida de circulación que puede ser agregada y mantener el fluido bombeable disminuye a medida que la densidad se incrementa. b. Restricciones en la columna de perforación: el tamaño de las boquillas del trépano, las restricciones internas del MWD, motor y otras herramientas afectan de manera importante a la concentración de los materiales para pérdida de circulación. c. Siempre revisar si las bombas o unidades de bombeo están equipadas con mallas de succión. Si es así, estas mallas deberán ser removidas antes de bombear la píldora. 2. Situé el trépano en el tope de la zona de perdida. Desplace la lechada hasta el final de columna de perforación. 3. Cierre los rams. Forzar lentamente el material en la hacia la zona de perdida (50 psi máximo) a un caudal de 1 bbl/min. Mantener la presión por 4 a 8 horas o hasta que se disipe. Medir la presión anular con un manómetro de 0 a 300 psi. Para evitar fracturas otras zonas, se deberá utilizar un factor de seguridad entre la presión de la operación y la hidrostática del lodo. NOTA: El valor Ganado por la presión hidrostática del lodo no deberá exceder nunca a la presión de sobrecarga (1 psi/ft).


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“GUNK SQUEEZE” 1. Si es posible, perforar sin retorno a través de la zona de pérdida de circulación. 2. Sacar la herramienta del pozo. Medir el nivel de lodo estático como se indico previamente. 3. Localizar la zona de perdida, utilizando una técnica apropiada como se indico anteriormente. 4. Luego de localizar el intervalo de perdida., localizarse el arreglo 50 ft por encima del fondo de la zona. Establecer una presión máxima de inyección (squeeze). 5. Bombear un colchón de 10 bbl de agua por delante de la lechada. 6. Mezclar ½ lb./bbl de XCD polímero y 250 lb./bbl de M-I GEL en agua hasta obtener el volumen deseado de lechada. 7. Desplazar la lechada por la tubería y bombear por detrás de la misma 10 bbl de agua. 8. Comenzar a bombear lodo dentro del anular cuando los 10 bbl de colchón alcancen el sustituto de mezcla. Cerrar los rams. Bombear a caudales de 4 bbl/min dentro de la tubería y 2 bbl/min dentro del anular dará buenos resultados en tuberías de 4 ½ pulgadas y agujeros mayores a 7 7/8 pulgadas. 9. Desplazar la mitad de la lechada dentro de la formación al mayor caudal de bombeo. La tubería deberá ser ocasionalmente reciprocada lentamente para comprobar si la lechada se está desplazando hacia el anular. Si el indicador de peso muestra algún incremento de torque, romper las conexiones y levantar la tubería hasta que esté libre. Hacer las conexiones y continuar el desplazamiento. No hay razón para preocuparse por el tiempo de desplazamiento ya que la lechada no tiene un tiempo de bombeabilidad limitado dentro de la tubería. 10. Desplazar un cuarto de volumen más de lechada y lodo a la mitad del caudal que se utilizo en el paso 9. 11. Desplazar el volumen restante de lechada a la mitad del caudal utilizado en el paso 10. Si se llena el pozo, lo que será indicado por la presión en el anular, intentar obtener un aumento de presión (por hesitación) utilizando caudales de 1 bbl/min en la tubería y 0.5 bbl/min en el anular. NOTA: Un barril de lechada deberá ser dejado en la tubería al final de la inyección. No intentar una circulación por inversa por que el lodo estaría en contacto con la lechada y podría gelificarse dentro de la tubería. 12. En los casos en que el pozo no pueda ser llenado, un packer deberá ser anclado en el fondo de la cañería. El lodo y la lechada deberán ser bombeados en el interior de la tubería en baches alternados de 20 bbl de lechada por 5 bbl de lodo usando como colchón espaciador de 1 a 2 bbl de aceite entre las lechadas. Luego de la operación, sacar la herramienta del pozo y esperar el asentamiento de la lechada por un mínimo de 8 horas antes de perforar nuevamente. Si el primer esfuerzo no es exitoso repetir el procedimiento luego de 8 horas de haber esperado la reacción del tapón PROCEDIMIENTO DE MEZCLA Y COLOCACIÓN DEL TAPÓN FORM-A-PLUG II. Este procedimiento asume un tapón 80 bbl @ 11.6 ppg Las siguientes concentraciones de materiales para la preparación de la píldora Form-A-Plug II están basadas en una presión de fondo esperada de 240 ° F. FORM-A-PLUG II (80 bbl) máximo volumen que será preparado con el material hasta hoy disponible en almacén de base Santa Cruz.


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APÉNDICE II –CONTROL DE LA CORROSIÓN Las velocidades de corrosión son determinadas por las pérdidas de peso y el tipo de corrosión es determinado por inspección visual y química a los anillos de corrosion. Estas inspecciones obedecen a la norma API RP 13-B1. VELOCIDAD DE CORROSIÓN DESEADA: La industria se está esforzando por mantener 2 libras por pie cuadrado por año (ppy) o menos en fluidos base agua. La técnica recomendada para el monitoreo de la corrosión es la utilización de anillos de corrosión en la tubería de perforación. MI recomienda correr 2, uno en el cuadrante o en la junta de seguridad del top drive ( alta presión y baja temperatura) y otro en la última junta de la tubería de perforación antes del heavy weigth ( alta presión y alta temperatura). Correrlos por un tiempo total de más de 40 horas, 100 horas como máximo. Esta técnica está en la norma API RP 13-B1 y ha sido revisada para cubrir los cupones cuando son sacados de la tubería. No se recomienda el uso de aceite o grasa para preservar el cupón antes del análisis del laboratorio. Revisar el anillo si es luminoso y brillante, luego limpiar suavemente el anillo y secarlo antes de envolverlo en el papel antivapor. Situarlo en la envoltura original o el sobre de almacenamiento. Se recomienda analizar cada cupón por escalas. La mayoría de las veces presentan oxidación por oxigeno, carbonato proveniente de dióxido de carbono y algunas veces sulfato proveniente de ácido sulfhídrico. Cada escala puede ser añadida para determinar el tratamiento apropiado, pero en la mayoría de los casos un alto pH e inhibidores de corrosión pueden reducir la velocidad de corrosión en la teoría de perforación y probablemente en la cañería. Ante cualuqie indicio de corrosion se recomienda tratar el sistema con Conqor-404, en una concentacion de 1.5 ppb a todo el sistema, para minimzar la corrosion es necesario tener un exceso de 0.5 ppb de mateial activo en el filtrado.


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APÉNDICE III – RECOMENDACIONES APRISIONAMIENTO DE HERRAMIENTA Procedimientos para prevenir el aprisionamiento de Herramienta. Se planea perforar este pozo a través de diferentes intervalos de riesgo (arenas superiores, el diferencial de presión hidrostática vs. La presión de poro en las formaciones Escarpment, Tarija, Tupambi), por lo tanto los problemas de aprisionamiento son un preocupación siempre presente en este tipo de pozos. Si la limpieza del pozo no es la adecuada los recortes pueden caer en el fondo empaquetándose alrededor de la sarta. Mantener una reología adecuada y el uso de baches ocasionales de baja / alta reología ayudará a prevenir esto. Altas densidades del lodo cerca al objetivo implican la posibilidad de incrementar los riesgos de aprisionamiento diferencial. Los riesgo de aprisionamiento diferencial son minimizados con la buena limpieza del pozo y una buena calidad del revoque / propiedades sellantes. Una buena limpieza del pozo mantienen a los sólidos perforados separados del revoque, lo que mantiene su calidad. Un buen control de filtrado implica que el revoque en las paredes es delgado y resistente, con un permeabilidad extremadamente baja. Se recomienda una adecuada densidad del lodo para perforar la formación Los Monos debido a las secciones poco consolidadas en las cuales se encuentran muchas lutitas presurizadas y cavernas. Si ocurre aprisionamiento de herramienta y se espera pegamiento diferencial a través de las secciones, se puede bombear una píldora de baja densidad de PIPE LAX o si es necesario puede ser bombeada una píldora pesada de PIPE LAX W. En la ausencia del dato del punto libre, la píldora deberá ser suficiente para cubrir el BHA con suficiente exceso en el interior de la tubería para permitir bombera +/- 1 bbl cada 30 minutos por 6 – 12 horas. Las cantidades de cualquiera de los dos productos a ser mantenidas en la locación deberán se calculadas con el diámetro del pozo y la longitud del BHA. La cantidad a ser bombeada deberá estar basada en la presión de poro / la diferencial de hidrostática. Generalmente se bombea suficiente fluido para cubrir el BHA. La posibilidad de una situación de control de pozos deberá ser discutida y planificada antes de bombera una píldora de baja densidad.

Formulación para baches de Pipe Lax Servicio de Fluidos de Perforación

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Formulación para baches de Pipe Lax W


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APÉNDICE IV – RESPONSABILIDADES DEL INGENIERO DE FLUIDOS 1. 2.

3.

4.

5. 6. 7.

8. 9.

10. 11. 12. 13. 14.

Participar activamente en todas las reuniones diarias con los contratistas de perforación y reuniones de HSE de M-I SWACO. Ejecutar Análisis de riesgos y análisis de trabajo seguro en todo trabajo que no sea parte de la rutina normal de trabajo (colocación de equipo grande, soldadura, trabajos eléctricos, limpieza de químicos). Determinar la capacidad de todos los tanques de lodo en cuanto se llegue a la locación no confiar en datos teóricos y estar seguro del volumen de trabajo. Medir cada tanque y registrar los volúmenes antes de realizar las adiciones o verter fluido. El intervalo de 12 ¼” . puede requerir el manejo de volumen para el desplazamiento del cemento. Será necesario reducir los volúmenes en superficie y abrir espacios de almacenamiento antes de cada trabajo de cimentación. Obtener todos los datos pertinentes para el equipo de control de sólidos en la torre, como el tamaño de las bombas, tamaño del impeler, RPM, posición de CV de motor, RPM del motor, y toda la información de las zarandas. Determinar la eficiencia de todos los conos y asegurarse que los manómetros están funcionando y el lugar apropiado. Asegurarse que copias de los programas de Fluidos de perforación y terminación están disponibles en e laboratorio. Conocer los Benchmarks más relevantes de cada intervalo y registrar estos datos en el One Trax Supervisar la carga y descarga de materiales. Registrar los sacos y tambores dañados y tratar de utilizarlos primero. Reportar malos manejos al tool pusher y al company man. Organizar reuniones en las áreas de almacenamiento cuando sea necesario. Si se están desarrollando operaciones críticas en forma simultánea, comunicar al Ingeniero de turno. Organizar el material para facilitar el conteo diario, no mezclar los materiales y utilizar un área específica para los productos críticos ó peligrosos. Organizar y contar el material de lodos diariamente. El conteo diario evitará las correcciones en los inventarios que pueden invalidar las concentraciones de los productos. No derivar el conteo de material al personal del equipo o a los ayudantes del químico. Considerar las distancias, clima y condiciones de las vías antes de establecer órdenes de material. Mantener registro de los cambios de persona y viajes. Minimizar los pedidos urgentes de material. Estimar con anticipación las órdenes de material, con el conocimiento de la frecuencia de consumo de cada uno de ellos. Mantener limpio y bien organizado el laboratorio, prever la falta de repuesto indispensables y de reactivos. El laboratorio deberá tener un manual M-I SWACO actualizado, Manual de MSDS de productos, una pizarra blanca, una lista actualizada del personal involucrado en el proyecto. Informar y capacitar al personal involucrado en el manejo de sustancias peligrosas: ácidas, soda cáustica o cualquier material que requiera manejo especial o equipo de protección personal.


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15.

16.

17. 18. 19.

20. 21.

22. 23. 24. 25.

26.

27.

28. 29. 30. 31.

Enviar semanalmente muestras de lodo al laboratorio o mas seguido dependiendo de los requerimientos del ingeniero de proyectos. Las muestras deberán ser tomadas en la entrada y salida del sistema activo. Se requerirán muestras adicionales cuando se sospeche o perciban problemas en el lodo. Mantener suficiente material densificante en la locación, para asegurar un rápido tratamiento en casos de problemas de descontrol de pozos. Realizar la inspección visual y obtener muestras de formación que puedan estar adheridas al BHA cuando sea sacado del pozo. Recolectar y almacenar muestras de recortes de cada formación para ser incluidos en la litoteca en Santa Cruz. Registrar en el One Trax y entender la relevancia de los datos de perforación obtenidos diariamente, WOB, P/U, S/O, arrastre durante Sacada/bajada de Herramienta, peso de la herramienta, torque, RPM, horas del trépano, etc. Realizar por lo menos un análisis completo del lodo por turno. Mínimo dos análisis completos por día y uno de la salida del sistema. Registrar con exactitud los resultados del análisis de lodo. Si hay problemas con alguna propiedad del lodo, advertir al Company Man e informarle que acciones deben ser tomadas para cambiar o ajustar las propiedades, dilución por sólidos de baja gravedad, agregar baritina para aumentar la densidad, agregar polímeros, etc. Llevar un registro exacto del trépano en el One Trax , incluyendo ROP y horas del mismo. Consultar con el encargado de perforación su opinión sobre el progreso de la perforación. Hacer la sección de cometarios en el informe consistente con las del encargado de perforación y el encargado de trépanos. Trabajar con el personal de mud logging y conocer la composición de la formación que se esta perforando. Informar al personal de mud logging antes de realizar el agregado de productos o antes de hacer transferencias de volúmenes hacia o desde el sistema activo. Estimar el volumen del agujero conociendo el calibre y el lavado del hueco. Esto afectará a la concentración de productos, tiempos de retorno y volúmenes. Usar los recortes generados para calcular el volumen del agujero. Asegurarse que cada pieza del equipo de control de sólidos haya sido revisada para el caudal, eficiencia y presión esperada. Asegurarse de tener esto hecho en la mayoría de los cambios de formación. No hacer funcionar innecesariamente las centrifugas o los mud cleaners ya que estos concentrarán los sólidos finos. Los ingenieros de lodo deberán estar el piso del equipo o en los cajones cuando el trépano este cerca del fondo luego de los viajes. Los ingenieros de control de sólidos deberán asegurarse que el quipo esta listo antes de iniciar la circulación. Los ingenieros de control de sólidos deberán revisar las mallas de las zarandas en cada conexión.


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32.

33. 34.

35.

36. 37. 38. 39.

Los ingenieros de lodo deberán tomar una muestra de la línea de retorno luego de cada viaje y realizar un análisis completo. Estas muestras deberán enviarse también al laboratorio en Santa Cruz para su análisis. Los ingenieros de lodo y de control de sólidos deberán mantener un registro del tiempo de uso y el tipo de mallas. Estos datos deberán registrarse en el One Trax. Todo el personal de M-ISWACO deberá vestir ropa de buena calidad, limpia, botas, impermeables, cascos, etc. y todo el equipo de protección personal requerido para el área en la que se encontrará, incluyendo protección auditiva, gafas de seguridad y mascarillas o mascaras con filtro si es necesario. Los ingenieros de lodo deberán tener un reloj ó cronómetro bueno y duradero, cinta métrica, llaves Allen, navaja y linterna, O-Rings de repuesto, lapiceros, marcador permanente, libro de anotaciones y calculadora. Todos los análisis de lodo estarán basados en normas y procedimientos API y/o como los requiera el operador. Hacer copias o respaldos diarios en computadora de todos los datos más importantes. Practicar Buena higiene personal mientras se esta en la locación. No almacenar alimento en el laboratorio de lodo, a menos que el área haya sido completamente librada de químicos.


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APÉNDICE V – FLUJO DE TRABAJO, INGENIERO DE FLUIDOS PERFORACIÓN DE POZO TRABAJO DE CAMPO

INICIO

Revisión de Equipo, Tanques de lodo, lineas, unidades de control de sólidos, materiales.

Informe y reparación

NO

Buenas Condiciones SI

NO

SI

Contingencia solucionada

Preparación del fluido

Aplicar Programa de contingencia

Elaborar Programa de contingencia

Perforar pozo

NO

NO

Contingencia prevista

Perforación Normal

SI

SI

Aplicar Programa de contingencia

Preparacion y mantenimiento del fluido de acuerdo a programa, seguimiento mediante analisis

Profundidad Programada

NO

SI

Informe final, lecciones aprendidas, analisis de problemas y soluciones,

SI

Profundidad Final

NO

NO

Acondicionamiento o preparacion de Fluido para proximo tramo


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APÉNDICE VI – POLÍTICA GLOBAL DE SSMA


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Sección K Información del Revestimiento  

Tabla resumen de las especificaciones del Revestimiento Diseño de StressCheck

RESUMEN DE REVESTIMIENTO Y PROPIEDADES

DISEÑO REVESTIMIENTO 9-7/8”

Seccion K - Información del revestimiento

2

DISEÑO REVESTIMIENTO 7”

Seccion K - Información del revestimiento

3

File: PLAN OCT 23, 2014, v1 MAXIMUM ALLOWABLE OVERPULL (7" Production Casing)

Date: November 04, 2013 Page: 1

Running Depth (MD) (ft) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39

ORIG HOLE

Max. Overpull (lbf) 0 17 17 18 230 230 253 507 700 760 1000 1000 1014 1267 1300 1521 1774 2000 2028 2281 2534 2788 3000 3041 3295 3548 3802 4000 4055 4309 4562 4798 4800 4815

230000 229614 229608 229607 224849 207411 206878 201203 196910 195578 190346 190345 190048 184655 183964 179313 173971 169209 168629 163287 157944 152602 148131 147260 141918 136576 131233 127052 125891 120549 115207 110228 * 110189 * 109865

* Based on Casing Strength Only. Running String not Included

StressCheck 5000.1.10.0 Build 1934

Sección L Estado Mecánico del Pozo  Diagrama del estado mecánico del pozo

NARANJILLOS 120 MECHANICAL STATUS

5.25 m

GROUND LEVEL (5.25 m), TOC

SURFACE CASING 9 5/8”, 43.5 #/FT, N80, BTC TO 428 m

12-1/4” HOLE SECTION TO 430 m

KOP @ 70 m INCLINATION: 20º BUR 2º/100’ AZIMUTH: 160.28º EOB @ 370 m

PRODUCTION CASING 7”, 26#/FT, N80, HYDRILL 511 FROM SURFACE TO 1468 m

8-1/2” x 9-1/2” HOLE SECTION TO 1474 m MD, 1401 m TVD

Sección M Guía de corrida de revestimiento 

Diagrama de orden de bajada de Revestimiento de 9-5/8” – 9-7/8”

Diagrama de orden de bajada de Revestimiento de 9-5/8” – 9-7/8”

Casing para NJL-120 Casing Diametro Peso Grado Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing Casing

9 7/8" 9 7/8" 9 7/8" 9 7/8" 9 7/8" 9 7/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8" 9 5/8"

62.8 62.8 62.8 62.8 62.8 62.8 53.5 53.5 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 43.5 40 40 40 40 36 36 36 36 36 36 36 36 36 36 36 36 36 36 36 47

DST-140 DST-140 DST-140 DST-140 DST-140 DST-140 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 N-80 C-95 P-110 N-80 N-80 N-80 N-80 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 K-55 N-80

Rosca BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC BTC

Longitud Acumulado 13.77 14.05 11.97 13.65 13.88 12.71 11.41 6.50 9.75 9.91 9.20 8.91 9.32 10.39 8.68 12.02 11.54 10.47 11.07 11.97 10.98 11.58 11.63 9.93 11.91 7.81 10.05 10.05 10.11 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 8.72

Seccion M - Accesorios del revestimiento

13.77 27.82 39.79 53.44 67.32 80.03 91.44 97.94 107.69 117.60 126.80 135.71 145.03 155.42 164.10 176.12 187.66 198.13 209.20 221.17 232.15 243.73 255.36 265.29 277.20 285.01 295.06 305.11 315.22 327.22 339.22 351.22 363.22 375.22 387.22 399.22 411.22 423.22 435.22 447.22 459.22 471.22 483.22 495.22 503.94

Drift

Observacion

8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,750 8,750 8,750 8,750 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,765 8,500

Modificado a 9 5/8" BTC c/zapato Modificado a 9 5/8" BTC c/collar Modificado a 9 5/8" BTC Modificado a 9 5/8" BTC Modificado a 9 5/8" BTC Modificado a 9 5/8" BTC Special Drift Special Drift

Back up Back up Back up Back up Back up

Landing joint

2

Sección N Diseño de Cementación  

Diseño Cementación de 9 5/8” Revestimiento de Superficie Diseño Cementación de 7” Revestimiento de Producción

NJL 120 Cañeria Intermedia 9 5/8“, 430mt Octubre

WELL SERVICES BOLIVIA

Prognosis Comentarios: - Se recomienda acondicionar el lodo antes de la cementacion cementacion a valores de Ty< 15 lb/100 sqft, Pv< Pv< = 20 cp. Siempre que las condiciones del pozo lo permitan. - Se recomienda colocacion de 16centr 16central centrali al i zadores bowspring bowspring - Fluido de desplazamiento Agua @ 8.34 ppg. - Diametro utilizado 12 ¼” + 30% exceso anular = Diametro Equivalente de 12.931” - Lechada Relleno 12.5ppg (Clase G ) hasta superficie - Lechada COLA Convencional @ 15.8 ppg (Clase G), TOC 274mt - Tiempo de bombeo estimado 01:03 hh:mm.

Variaciones al programa: programa : -

Densidad: 15.6 – 16.0 (Cola) Densidad: 12.3– 12.3– 12.7 (Relleno) (Relle no) Caudales: 20% (depende de los retornos) Presiones: 30% 30%

-

Observaciones previas a la operación: Circular el pozo con casing en fondo previo a la cementacion.

Diseñado por Yerko Soljancic

Revisado por

Aprovado por (Cliente)

Client Well String District Country

: : : : :

VINTAGE NJL-120 Casing Intermedio SC-BO Bolivia

PROGRAMA DE CEMENTACIÓN 1. Calidad Seguridad y Medio Ambiente -

Revisar la documentación requerida para la realización de la operación, permisos de trabajo, análisis de riesgo, reunión preoperacional. Discutir plan de respuesta a emergencia en caso de tener un spill de los productos de Well Services. Revisar procedimiento operacional y cálculos con el Representante del cliente y el Representante de Schlumberger en locación. Cualquier desviación del presente programa debe ser acompañado de un gerenciamiento de cambio y un análisis de riesgo. Toda persona tiene el derecho y la responsabilidad de detener la operación si se observa un riesgo fuera de las normas tanto de Schlumberger como las del Cliente. Utilizar el equipo de protección personal durante todo el tiempo en locación.

2. Objetivo -

Realizar la operación de cementación con cero incidentes de QHSE. Lograr buena aislacion aislacio n en zona inferior y cemento hasta superficie. superficie.

3. Consideraciones de diseño 3.1. Circulación del pozo y acondicionamiento del lodo Con el casing en fondo, arrancar la circulación del pozo y monitorear los caudales y presiones de circulación. Para el acondicionamiento del hoyo se deben cosiderar las siguientes condiciones: -

Las zarandas deben encontrarse libres de sólidos de perforación. La densidad de entrada y salida del lodo debe ser la misma. La presión de circulación debe tener un perfil plano graficada en contra del tiempo.

Es recomendable reciprocar el casing siempre que sea posible durante la circulación con lodo. La longitud recomendada son 3-5 mts en superficie. Esto permite una buena longitud en fondo (> 1 mt) suficiente para eliminar zonas muertas y mover lodo gelificado que puede quedar en zonas estrechas del anular. Una vez que las condiciones de pozo “limpio” sean observadas se procederá a acondicionar el lodo bajando las condiciones reológicas tanto como sea posible para obtener un TY no 2 mayor de 15 lbf/100 ft tanto a la entrada como a la salida del pozo y un PV tan bajo como sea posible. De igual manera se debe lograr la reducción del la formación de geles en el lodo. SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.

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: : : : :


3.2. Centralización La centralización del revestimiento en el hueco abierto está estrechamente relacionada con los regímenes de flujo a lo largo y ancho del espacio anular, afecta directamente el proceso de remoción de lodo y de desplazamiento de fluidos en anular. Por esto es de gran importancia garantizar una buena centralización para el éxito de la operación de cementación y seguir el programa de centralización recomendado por Schlumberger. 3.3. Preflujos, lechada y desplazamiento Fluido MUDPUSH II Lechada RELLENO Lechada COLA Agua

Volumen 30 65.2 40 101.1

Densidad 11.0 ppg 12.5 ppg 15.8 ppg 8.34 ppg

Mezcla Premezclado Al vuelo Al vuelo -

4. Planes de contingencia 1. Si se observa pérdida de retornos, se deberá reducir el caudal de bombeo hasta recuperar circulación, si se tiene buen retorno luego de esto, se procederá a subir el caudal nuevamente al caudal de diseño. El personal de lodo debe encargarse del monitoreo del volumen de los tanques para detectar posibles pérdidas. En caso de que se esperen posibles pérdidas, se sugiere usar CemNET* en una concentración de por lo menos 1 lb/bbl en los ultimos 20 bbl de la lechada COLA. 2. En caso de que la válvula tipo flapper del collar flotador no funcione, se deberá bombear el volumen retornado e intentar cerrar la válvula intentándolo no más de 3 veces, y si la válvula no cierra, se sugiere cerrar la válvula en superficie y esperar el frague de la lechada. 3. Si por alguna razón la unidad de Well Services no puede bombear el volumen de diseño del desplazamiento, se procederá a cambiar a las bombas del taladro, para lo cual las mismas deben encontrarse listas y con suficiente suministro de lodo y/o agua para continuar el desplazamiento controlando los volúmenes. 4. Si se observa cavitación de la unidad durante alguna de las etapas de bombeo, se deberá detener el bombeo, asegurarse de que la unidad sea correctamente sebada y continuar con el bombeo.

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: : : : :


PROCEDIMIENTO OPERACIONAL RECOMENDADO 1

Circular el pozo hasta que no haya retorno de sólidos de perforación en las zarandas.

2

Acondicionar el lodo para bajar las condiciones reológicas del lodo tanto como sea posible a +/- 15 lbf/100 ft2. SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.

3

Durante la circulación realizar la reunión preoperacional, Schlumberger, Cliente y terceras partes deben encontrarse presentes durante esta reunión. Tratar los siguientes temas: • •

Seguridad Calidad y Medio Ambiente, Rutas de escape, EPP requerido Secuencia operativa, Designación de responsabilidades, Planes de contingencia

4

Conectar la cabeza de cementacion y realizar la prueba de líneas a 2500 psi por 5 minutos. Verificar que los overpressure shutdown esten seteados aproximadamente a esta presión para prevenir cualquier levantamiento brusco de presión. Se deberá comenzar la prueba de presión con un valor de 500-1000 psi inicialmente para verificar cualquier perdida en la línea y una vez que se encuentre seguro sin perdidas, proceder a completar la prueba de presión.

5

Bombear los fluidos como sigue:

Fluido Fluido MUDPUSH II

Volumen Densidad Caudal Comentario 30 11.0 ppg 5 bpm Premezclado Soltar Tapon inferior (Abrir cabeza colocar tapon superior) Lechada RELLENO 65.2 12.5 ppg 4 bpm Al vuelo Lechada COLA 40 15.8 ppg 4 bpm Al vuelo Soltar Tapon superior Agua (Desplazamiento) 70 8.4 ppg 7 bpm Vol. Almacenado de Agua Agua (Desplazamiento) 20 8.4 ppg 4 bpm Vol. Almacenado de Agua Agua (Desplazamiento) 11.1 8.4 ppg 2 bpm Vol. Almacenado de Agua P resion esperada al momento momento de asentar el tapon es de 427+7 427+700 +7 00 psi = 112 7psi (bump Plug) 6

Liberar la presión hacia la unidad y contabilizar el retorno. En caso de que el retorno no cese, proceder a bombear el mismo volumen e intentar cerrar la válvula. Intentar no más de 3 veces. Si no se detiene el retorno, sobredesplazar hasta la mitad del shoetrack y cerrar la válvula de superficie y Esperar frague según prueba de laboratorio.

7

Si se tiene un cierre positivo del equipo de flotación en fondo. Esperar frague según prueba de laboratorio final.

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: : : : :


PROCEDIMIENTO OPERACIONAL OPERACIONAL PARA EL COLOCADO DE TAPONES EN CABEZA DE CEMENTACION (Single plug) Se recomienda la siguiente secuencia para el colocado de tapones en cabeza de cementacion. Lodo Espaciador Tapón Inferior CEMENTO Tapón Superior Agua

La ejecucion en la cabeza de cementacion (single plug) sigue esta secuencia: 1. 2. 3. 4. 5.

Instalar cabeza con tapon inferior entre pines Circular pozo con lodo Bombea espaciador Abrir pin y Soltar tapon INFERIOR- PARAR bombeo Abrir cabeza y colocar tapon SUPERIOR entre pines. (en este momento no existe Succion o caida libre) 6. Bombea cemento LEAD y TAIL 7. Abrir pin y Soltar tapon SUPERIOR 8. Desplazar

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: : : : :


LOGISTICA & PREPARACION Requerimientos de Equipo Equipo y personal para caneria Equipo Equipo 1 Bomba de Cemento 2 Bulk de cemento 2 Compresor 1 Recirculador 1 Tanque 150 bbl 1 Tanque 110 bbl

Personal Ingeniero Supervisor Operador Bomba Operador RMX Operador Bulk Ayudante

Material 450 sk cemento G Productos quimicos Tubos para Top Job Cabeza de cementacion

Otros(Terceros) Canastas Centralizadores Zapato flotador Collar flotador Tapones Stop Rings

Rig up Layout

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: : : : :


*

CemCADE well cementing recommendation for Casing 9 5/8in Operator

: Vintage (OXY)

Well

: NJL-120

Country

: Bolivia

Field

: Naranjillos

State

: Santa Cruz

Prepared for

: Ing. Edwin Lopez

Location

: Santa Cruz

Proposal No.

: Prognosis

Service Point

: Santa Cruz

Date Prepared

: 24-Oct-2013

Business Phone

: (591-3) 3717000

FAX No.

: (591-3) 3717310

Prepared by

: Yerko Soljancic

Phone

: (591) 73139346

E-Mail Address : [email protected]

Disclaimer Notice: Schlumberger submits this document with the benefit of its judgment, experience, and good oilfield practices. This information is provided in accordance with generally accepted industry practice, relying on facts or information provided by others, limitations, computer models, measurements, assumptions and inferences that are not infallible. Calculations are estimates based on provided information. All proposals, recommendations, or predictions are opinions only. NO WARRANTY IS GIVEN CONCERNING ACCURACY OR COMPLETENESS OF DATA, INFORMATION PRESENTED, EFFECTIVENESS OF MATERIAL, PRODUCTS OR SUPPLIES, RECOMMENDATIONS MADE, OR RESULTS OF THE SERVICES RENDERED. Freedom from infringement of any intellectual property rights of Schlumberger or others is not to be inferred and no intellectual property rights are granted hereby.

*

Mark of Schlumberger Page 7


: : : : :


Section 1: well description Configuration Stage Rig Type Mud Line Total MD BHST Bit Size

: Casing : Single : Land : 0.0 m : 430.0 m : 97 degF : 12 1/4 in

Landing Collar MD : 414.0 m Casing/liner Shoe MD : 428.0 m

Casing/Liner MD (m) 428.0

OD (in) 9 5/8

Joint (m) 12.2

Weight (lb/ft) 43.5

ID (in) 8.755

Grade N-80

Collapse (psi) 3810

Burst (psi) 6330

Thread BTC

Mean OH Diameter : 12.250 in Mean Annular Excess : 30.0 % Mean OH Equivalent Diameter : 12.931 in Total OH Volume : 229.2 bbl (including excess)

Caliper and Hole Size Data MD (m) 55.3 56.4 397.8 408.9 410.0 426.9 428.0 428.9 430.0

Caliper (in) 12.250 12.250 12.250 12.250 12.250 12.250 12.250 12.250 12.250

Excess (%) 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 0.0 0.0

Equiv. Diam. (in) 12.934 12.934 12.934 12.934 12.934 12.934 12.934 12.250 12.250

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: : : : :


Max. Deviation Angle Max. DLS

: 20 deg : 1.666 deg/100ft

Directional Survey Data MD (m)

TVD (m)

0.0 70.0 430.0

0.0 70.0 423.0

Deviation (deg) 0.00 0.00 19.68

Azimuth (deg) 160.3 160.3 160.3

Dogleg Sev. (deg/100ft) 0.000 0.000 1.666

Formation Data MD (m) 430.0

Frac. (lbm/gal) 15.00

Pore (lbm/gal) 8.00

Name

Lithology Chaco

Sandstone

Geothermal Temperature Profile MD (m) 0.0 430.0 435.8

TVD (m) 0.0 423.0 428.4

Temperature (degF) 80 97 97

Gradient (degF/100ft) 0.0 1.2 1.2

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: : : : :


Section 2: fluid sequence Original fluid Displacement Volume Total Volume TOC

Mud Pv : 9.000 cP 101.1 bbl 236.4 bbl 0.0 m

8.80 lb/gal Ty : 15.00 lbf/100ft2

Fluid Sequence Name MUDPUSH II Lead Slurry Tail Slurry Water

Volume (bbl) 30.0 65.2 40.0 101.1

Ann. Len (m) 0.0 274.2 153.8

Top (m) 0.0 274.2 0.0

Density (lb/gal) 11.00 12.50 15.80 8.32

Rheology k:6.68E-3 lbf.s^n/ft2 k:1.35E-1 lbf.s^n/ft2 k:8.09E-3 lbf.s^n/ft2 viscosity:5.000 cP

n:0.645 n:0.212 n:0.825

Ty:11.18 lbf/100ft2 Ty:1.13 lbf/100ft2 Ty:2.88 lbf/100ft2

Static Security Checks : Frac Pore Collapse Burst Csg.Pump out Check Valve Diff Press

0 psi 0 psi 3391 psi 6330 psi 13 ton 366 psi

at 0.0 m at 0.0 m at 414.0 m at 0.0 m

(x 1000) psi

m

0.3

0.6

0.9

1.2

7.5

10.0

12.5

15.0

17.5

0

0

lb/gal Hydrostatic Min. Hydrostatic Max. Dynamic Min. Dynamic Frac Pore

500

250

Hydrostatic Frac Pore

Fluid Sequence

Static Well Security

Dynamic Well Security

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: : : : :


Section 3: pumping schedule Pumping Schedule Name

Flow Rate (bbl/min)

Volume (bbl)

Stage Time (min)

Cum.Vol (bbl).

MUDPUSH II Pause

5.0 0.0

30.0 0.0

6.0 10.0

30.0 0.0

Inj. Temp. (degF) 80 80

Lead Slurry Tail Slurry Pause Water Water Water

4.0 4.0 0.0 7.0 4.0 2.0

65.2 40.0 0.0 70.0 20.0 11.1

16.3 10.0 1.0 10.0 5.0 5.6

65.2 40.0 0.0 70.0 90.0 101.1

80 80 80 80 80 80

Total

01:03 hr:mn

Comments

Soltar Tapon Inferior y Colocar Tapon S Soltar Tapon Superior

236.4 bbl

Dynamic Security Checks : Frac Pore Collapse Burst

0 psi 0 psi 3391 psi 5928 psi

at 0.0 m at 0.0 m at 414.0 m at 0.0 m

Temperature Results BHCT Simulated BHCT CT at TOC

84 degF 82 degF 82 degF

Simulated Max HCT Max HCT Depth Max HCT Time

97 degF 428.0 m 00:00:00 hr:mn:sc

(hr:mn) (degF) (degF)


Geo. Temp. 80 degF 97 degF

Static temperatures : At Time Top of Cement Bottom Hole

16

Depth =

428 m

13 12 11 10

7

8

9

Ann. Pressure(lb/gal)

14

15

Dynamic Hydrostatic Pore Frac

0

10

20

30 40 Time (min)

50

60

70

Page 11

500


: : : : :


0

100

WHP (psi) 200 300

400

Calc. Pump Press. Acquired Pressure

7.5

0

10

20

30 40 Time (min)

50

60

70

20

30 40 Time (min)

50

60

70

0

FlowRate(bbl/min)

2.5

5.0

Q Out Q In

0

10

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: : : : :


Section 4: centralizer placement La centralizacion Simulada esta sujeta a cambios de acuerdo a los tipos de centralizadores disponibles. Top of centralization Bottom Cent. MD Casing Shoe NB of Cent. Used NB of Floating Cent.

:0.0 m :394.9 m :428.0 m :16 :0

Bottom MD (m) 30.9 401.0

Cent. / Joint 1/2 1/2

Centralizer Placement Nbr. 1 15

Cent. Name

Code

NW-ST-9 5/8-6-ST A3B NW-ST-9 5/8-6-ST A3B

Min. STO (%) 100.0 60.9

W09R W09R

Centralizer Description Cent. Name

Code

NW-ST-9 5/8-6-ST A3B

W09R

Casing OD (in) 9 5/8

@ Depth (m) 24.9 382.7

Centralizer Tests

Max. Min. OD Rigid OD (in) (in) 14.583 10.882 No

Origin

Hole Size (in)

Hannover

12.250

Running Force (lbf) 879.00

Restoring Force (lbf) 3057.40

(1) - Centralizer performance data is based on tests by WEATHERFORD as per the current API 10D specifications

Running Force Calculations: Travelling Block Weight Friction Factor Centralizer/Formation Total Drag Force Hook load Down Stroke Hook load Up Stroke

:0.0 ton :0.25 :6.5 ton :19.5 ton :32.6 ton %

m 0

60

80

0

1

deg 2

DLS

0

10

20

Deviation

500

250

Betw een Cent. At Cent.

deg/100ft 100

Well

Pipe Standoff

Dogleg Severity

Deviation

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: : : : :


Section 5: mud circulation schedule Mud Pv : 9.000 cP

Mud

8.80 lb/gal Ty : 15.00 lbf/100ft2

Pumping Schedule Flow Rate (bbl/min) 7.0

Volume (bbl) 210.0

Stage Time (min) 30.0

Total

00:30 hr:mn

Dynamic Security Checks : 0 psi Frac 0 psi Pore 3750 psi Collapse 6294 psi Burst

Comments

at 0.0 m at 0.0 m at 428.0 m at 0.0 m

Temperature Initial Conditions: Geothermal Profile Temperature Initial Conditions: Last Simulation Outputs Injection Conditions : Recirculation (x 1000) psi Mud Surf. Press. (psi) 40 20

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

Min. Hydrostatic Min. Dynamic Max. Dynamic Frac Pore

0

Mud Cement Head Pressure

10

20 Time (min)

30

Mud Flow Rate (bbl/min) 7.5 2.5 5.0

0

40

0

Q in Q out

0

10

20 Time (min)

30

40 Mud Dynamic Security

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: : : : :


Reportes de Laboratorio (Lechadas de referencia)

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: : : : :


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: : : : :


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: : : : :


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: : : : :


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: : : : :


Estimado de Costos

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Schlumberger NJL 120 Casing 7 in, 1474mt Octubre,2013

WELL SERVICES BOLIVIA

Prognosis Comentarios: - Se recomienda reco mienda acondicionar el lodo antes de la cementacion a valores de Ty= 15 lb/100 sqft Siempre que las condiciones del pozo lo permitan. - Se recomienda colocar centralizadores centralizadores Standoff>70% - Fluido de desplazamiento agua @ 8.33 ppg. - Lechada Relleno 12.8 ppg (Clase G ) a superficie - Lechada Cola GASBLOK* @ 15.8 ppg (Clase G), tope 1068mt (400 mt longitud anular) - Diametro 9 1/2” con 30% exceso anular = 10.127 in Equivalente - Presion maxima de bombeo 1390psi

Variaciones al programa: programa : -

Densidad: 15.6 – 16.0 (Cola) Densidad: 12.6– 12.6– 12.8 (Relleno) Caudales: 20% (depende de los retornos) Presiones: 30% 30%

-

Observaciones previas a la operación: Circular el pozo con casing en fondo para limpiar el agujero y acondicionar el lodo.

Diseñado por Yerko Soljancic

Revisado por

Aprovado por (Cliente)


: : : : :

VINTAGE NJL-120 Casing 7 in SC-BO Bolivia

PROGRAMA DE CEMENTACIÓN 1. Calidad Seguridad y Medio Ambiente -

Revisar la documentación requerida para la realización de la operación, permisos de trabajo, análisis de riesgo, reunión preoperacional. Discutir plan de respuesta a emergencia en caso de tener un spill de los productos de Well Services. Revisar procedimiento operacional y cálculos con el Representante del cliente y el Representante de Schlumberger en locación. Cualquier desviación del presente programa debe ser acompañado de un gerenciamiento de cambio y un análisis de riesgo. Toda persona tiene el derecho y la responsabilidad de detener la operación si se observa un riesgo fuera de las normas tanto de Schlumberger como las del Cliente. Utilizar el equipo de protección personal durante todo el tiempo en locación.

2. Objetivo -

Realizar la operación de cementación con cero incidentes de QHSE. Lograr buena aislacion aislacion en zona inferior del casing

3. Consideraciones de diseño 3.1. Circulación del pozo y acondicionamiento del lodo Con el casing en fondo, arrancar la circulación del pozo y monitorear los caudales y presiones de circulación. Para el acondicionamiento del hoyo se deben cosiderar las siguientes condiciones: -

Las zarandas deben encontrarse libres de sólidos de perforación. La densidad de entrada y salida del lodo debe ser la misma. La presión de circulación debe tener un perfil plano graficada en contra del tiempo.

Una vez que las condiciones de pozo “limpio” sean observadas se procederá a acondicionar el lodo bajando las condiciones reológicas tanto como sea posible para obtener un TY no mayor de 15 lbf/100 ft2 tanto a la entrada como a la salida del pozo y un PV tan bajo como sea posible. De igual manera se debe lograr la reducción del la formación de geles en el lodo. SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN.

Es necesario tener el pozo controlado previo a la operación, sin perdida de fluido ni aporte aporte de gas. Caso esto no sea sea posible se debera realizar un documento de cambio de programa con aprobacion de la gerencia gerencia para analizar los riesgos antes de iniciar con la cementacion.

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: : : : :


3.2. Centralización La centralización del revestimiento en el hueco abierto está estrechamente relacionada con los regímenes de flujo a lo largo y ancho del espacio anular, afecta directamente el proceso de remoción de lodo y de desplazamiento de fluidos en anular. Por esto es de gran importancia garantizar una buena centralización para el éxito de la operación de cementación y seguir el programa de centralización recomendado por Schlumberger. 3.3. Preflujos, lechada y desplazamiento Fluido Lavador Quimico CW7 Espaciador MUDPUSH II Lechada RELLENO Lechada COLA Gasblok* Desplazamiento aGUA

Volumen 20 30 147.0 70.1 182.5

Densidad 8.34 ppg 11.0 ppg 12.8 ppg 15.8 ppg 8.33 ppg

Mezcla

Al vuelo Al Vuelo/Premezclado -

Confirmar con el representante el volumen maximo de desplazamiento previo a iniciar la operación. 4. Planes de contingencia contingencia 1. Si se observa pérdida de retornos, se deberá reducir el caudal de bombeo hasta recuperar circulación, si se tiene buen retorno luego de esto, se procederá a subir el caudal nuevamente al caudal de diseño. El personal de lodo debe encargarse del monitoreo del volumen de los tanques para detectar posibles pérdidas. En caso de que se esperen posibles pérdidas, se sugiere usar CemNET* en una concentración de por lo menos 1 lb/bbl en la totalidad de la lechada TAIL. 2. En caso de que la válvula tipo flapper del collar flotador no funcione, se deberá bombear el volumen retornado e intentar cerrar la válvula intentándolo no más de 3 veces, y si la válvula no cierra presurizar el casing y cerrar valvula en superficie. 3. Si por alguna razón la unidad de Well Services Services no puede bombear el volumen de diseño del desplazamiento, se procederá a cambiar a las bombas del taladro, para lo cual las mismas deben encontrarse listas y con suficiente suministro de lodo y/o agua para continuar el desplazamiento controlando los volúmenes. 4. Si se observa cavitación de la unidad durante alguna de las etapas de bombeo, se deberá detener el bombeo, asegurarse de que la unidad sea correctamente sebada y continuar con el bombeo.

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: : : : :


PROCEDIMIENTO OPERACIONAL RECOMENDADO 1. Comenzar a circular el pozo a bajo caudal (5 - 8 bpm) con un volumen equivalente a 1.5 veces el volumen anular. Monitorear y comparar las presiones de circulación. 4

Circular el pozo hasta que no haya retorno de sólidos de perforación en las zarandas.

5

Acondicionar el lodo para bajar las condiciones reológicas del lodo tanto como sea posible a +/15 lbf/100 ft2. SIEMPRE QUE LAS CONDICIONES DEL POZO LO PERMITAN. Durante la circulación realizar la reunión preoperacional, Schlumberger, Cliente y terceras partes deben encontrarse presentes durante esta reunión. Tratar los siguientes temas: • Seguridad Calidad y Medio Ambiente, Rutas de escape, EPP requerido • Secuencia operativa, Designación de responsabilidades, Planes de contingencia

6

7

Conectar a la cabeza de cementacion y realizar la prueba de líneas a 4000 psi por 5 minutos. Verificar que los overpressure shutdown esten seteados aproximadamente a esta presión para prevenir cualquier levantamiento brusco de presión. Se deberá comenzar la prueba de presión con un valor de 300-1000 psi inicialmente para verificar cualquier fuga en la línea y una vez que se encuentre seguro de fugas, proceder a completar la prueba de presión.

Bombear los fluidos como sigue: Fluido Volumen Densidad Caudal Lavador quimico CW7 20 8.34 ppg 5 bpm Espaciador MUDPUSH II 30 11.0 ppg 5 bpm Soltar Tapon inferior

8

Lechada RELLENO

147.0

Lechada COLA Gasblok*

70.1

12.8 ppg

4 bpm

AGUA (Desplazamiento)

15.8 ppg 5 bpm Soltar Tapon superior 150 8.33 ppg 7 bpm


20

8.33 ppg

4 bpm


12.5

8.33 ppg

2 bpm

Presion Maxima (psi) 1390

Comentario

Al vuelo Premezclado

Presion de Asentamiento(psi) 2090psi (700 psi adicionales)

9

Liberar la presión hacia la unidad y contabilizar el retorno. En caso de que el retorno no cese, proceder a bombear el mismo volumen e intentar cerrar la válvula. Intentar no más de 3 veces. Si no se detiene el retorno, cerrar valvula en superficie y esperar frague según prueba de laboratorio

10

Si se tiene un cierre positivo del equipo de flotación en fondo. Esperar frague según prueba de laboratorio final. Densidad(ppg) Resistencia A las 24 hrs(psi) Tiempo de Espera (hr) 15.8 ppg 2000 psi 24 hrs (por confirmar) Page 4


: : : : :


LOGISTICA & PREPARACION Requerimientos de Equipo Equipo y personal para caneria Equipo 1 bomba de Cemento 2 Bulk de cemento 2 Compresor 1 recirculador 1 Tanque 150 bbl 1 Tanque 140 bbl 1 tanque 80 bbl

Personal Ingeniero Supervisor Operador Bomba Operador RMX Operador Silo Ayudante

Material 800 sk cemento G Productos quimicos Cabeza de cementacion 7”

Otros(Terceros) Stop Rings Centralizadores Zapato flotador Collar flotador Tapones

Rig up Layout Layout

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: : : : :


CemCADE* well cementing recommendation for Casing 7 Operator

: Vintage (OXY)

Well

: NJL-120

Country

: Bolivia

Field

: Naranjillos

State

: Santa Cruz

Prepared for

: Ing. Edwin Lopez

Location

: Santa Cruz

Proposal No.

: Prognosis

Service Point

: Santa Cruz

Date Prepared

: 25-Oct-2013

Prepared by

: Yerko Soljancic

Phone

: (591) 73139346

Business Phone

: (591-3) 3717000

FAX No.

: (591-3) 3717310

E-Mail Address : [email protected]

Disclaimer Notice: Schlumberger submits this document with the benefit of its judgment, experience, and good oilfield practices. This information is provided in accordance with generally accepted industry practice, relying on facts or information provided by others, limitations, computer models, measurements, assumptions and inferences that are not infallible. Calculations are estimates based on provided information. All proposals, recommendations, or predictions are opinions only. NO WARRANTY IS GIVEN CONCERNING ACCURACY OR COMPLETENESS OF DATA, INFORMATION PRESENTED, EFFECTIVENESS OF MATERIAL, PRODUCTS OR SUPPLIES, RECOMMENDATIONS MADE, OR RESULTS OF THE SERVICES RENDERED. Freedom from infringement of any intellectual property rights of Schlumberger or others is not to be inferred and no intellectual property rights are granted hereby.

*

Mark of Schlumberger Page 6


: : : : :


Section 1: well description Configuration Stage Rig Type Mud Line Total MD BHST Bit Size

: Casing : Single : Land : 0.0 m : 1474.0 m : 135 degF : 9 1/2 in

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: : : : :


Previous String MD (m) 428.9

OD (in) 9 5/8

Weight (lb/ft) 43.5

ID (in) 8.755

Landing Collar MD : 1454.0 m Casing/liner Shoe MD : 1468.0 m

Casing/Liner MD (m) 1468.0

OD (in)

Joint (m) 12.2

7

Weight (lb/ft) 26.0

ID (in) 6.276

Grade

Collapse (psi) 5410

N-80

Burst (psi) 7240

Thread HYDRILL

Mean OH Diameter : 9.500 in Mean Annular Excess : 30.0 % Mean OH Equivalent Diameter : 10.127 in Total OH Volume : 341.6 bbl (including excess)

Caliper and Hole Size Data MD (m) 1468.0 1474.0

Caliper (in) 9.500 9.500

Max. Deviation Angle Max. DLS

Excess (%) 30.0 0.0

Equiv. Diam. (in) 10.130 9.500

: 20 deg : 2.032 deg/100ft

Directional Survey Data MD (m) 0.0 70.0 370.0 435.8 567.0 1327.0 1474.0

TVD (m) 0.0 70.0 363.9 425.7 549.1 1263.2 1401.4

Deviation (deg) 0.00 0.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

Azimuth (deg) 160.3 160.3 160.3 160.3 160.3 160.3 160.3

Dogleg Sev. (deg/100ft) 0.000 0.000 2.032 0.000 0.000 0.000 0.000

Formation Data Data MD (m) 950.0 1110.0 1200.0 1251.0 1286.0 1372.0 1387.0 1401.0 1438.6 1507.4

Frac. (lbm/gal) 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.50 15.50 15.50 15.50

Pore (lbm/gal) 7.30 7.30 7.30 7.30 7.30 7.30 7.30 7.30 7.30 7.30

Name Chaco Yecua Petaca San Isidro Superior San Isidro Inf. Cajones A Cajones A Cajone B Cajones C Canones C

Lithology Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Sandstone Shale Shale Sandstone Sandstone Sandstone

Page 8


: : : : :


Geothermal Temperature Profile MD (m) 0.0 1570.0 1599.0

TVD (m) 0.0 1491.6 1518.8

Temperature (degF) 80 139 140

Gradient (degF/100ft) 0.0 1.2 1.2

Section 2: fluid sequence Original fluid Displacement Volume Total Volume TOC

Mud Pv : 18.000 cP 182.5 bbl 449.7 bbl 0.0 m

9.70 lb/gal Ty : 30.00 lbf/100ft2

Page 9


: : : : :


Fluid Sequence Name Washer MUDPUSH II Lead Slurry Tail Slurry Water

Volume (bbl) 20.0 30.0 147.0 70.1 182.5

Ann. Len (m) 0.0 0.0 1068.0 400.0

Top (m)

Density (lb/gal) 8.34 11.00 12.80 15.80 8.32

0.0 1068.0 0.0

Rheology Pv:7.000 cP k:5.42E-3 lbf.s^n/ft2 k:1.09E-2 lbf.s^n/ft2 k:1.22E-2 lbf.s^n/ft2 viscosity:5.000 cP

Ty:6.00 lbf/100ft2 Ty:12.37 lbf/100ft2 Ty:6.48 lbf/100ft2 Ty:6.22 lbf/100ft2

n:0.660 n:0.456 n:0.742

Static Security Checks : Frac Pore Collapse Burst Csg.Pump out Check Valve Diff Press

157 psi 393 psi 3966 psi 7240 psi 28 ton 1241 psi

at 428.9 m at 428.9 m at 1454.0 m at 0.0 m

(x 1000) psi

m 0

0

1

2

lb/gal 3

6

9

12

15

18

Hydrostatic Min. Hydrostatic Max. Dynamic Min. Dynamic Frac Pore

2000

1000

Hydrostatic Frac Pore

4

Fluid Sequence

Static Well Security

Dynamic Well Security

Page 10


: : : : :


Section 3: pumping schedule Pumping Schedule Name

Flow Rate (bbl/min)

Washer MUDPUSH II Pause Lead Slurry Tail Slurry Pause Water Water Water

Volume (bbl)

5.0 5.0 0.0 4.0 5.0 0.0 7.0 4.0 2.0

Stage Time (min)

20.0 30.0 0.0 147.0 70.1 0.0 150.0 20.0 12.5

4.0 6.0 2.0 36.8 14.0 2.0 21.4 5.0 6.3

Total

01:33 hr:mn

Cum.Vol (bbl). 20.0 30.0 0.0 147.0 70.1 0.0 150.0 170.0 182.5

Inj. Temp. (degF) 80 80 80 80 80 80 80 80 80

Comments

Tapon Inferior Tapon Superior

449.7 bbl

Dynamic Security Checks : Frac Pore Collapse Burst

107 psi 123 psi 3966 psi 5881 psi

at 428.9 m at 428.9 m at 1454.0 m at 0.0 m

Temperature Results BHCT Simulated BHCT CT at TOC

105 degF 112 degF 82 degF

Simulated Max HCT Max HCT Depth Max HCT Time

135 degF 1468.0 m 00:00:00 hr:mn:sc



Geo. Temp. 80 degF 135 degF

Static temperatures : At Time Top of Cement Bottom Hole

15

16

Depth = 1468 m

13 12 11 10

7

8

9

Ann. Pressure(lb/gal)

14

Dynamic Hydrostatic Pore Frac

0

10

20

30

40

50 60 Time (min)

70

80

90

100

Page 11

: : : : :

1.50



0

0.25

WHP (psi) (x 1000) 0.50 0.75 1.00

1.25

Calc. Pump Press. Acquired Pressure

FlowRate (bbl/min) 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5

0

10

20

30

40

50 60 Time (min)

70

80

90

100

Q Out Q In

0

10

20

30

40

50 60 Time (min)

70

80

90

100

Page 12


: : : : :


Section 4: mud circulation schedule Mud Pv : 18.000 cP

Mud

9.70 lb/gal Ty : 30.00 lbf/100ft2

Pumping Schedule Sched ule Flow Rate (bbl/min) 7.0

Volume (bbl) 420.0

Stage Time (min) 60.0

Total

01:00 hr:mn

Dynamic Security Checks : 235 psi Frac 172 psi Pore 5141 psi Collapse 6857 psi Burst

Comments

at 428.9 m at 428.9 m at 1468.0 m at 0.0 m

(x 1000) psi Mud Surf. Press. (psi) 500 250

0

1

2

3

Min. Hydrostatic Min. Dynamic Max. Dynamic Frac Pore

0

Mud Cement Head Pressure

Mud Flow Rate (bbl/min) 7.5 2.5 5.0

0

25 50 Time (min)

75

25 50 Time (min)

75

0

Q in Q out

0

Mud Dynamic Security

Reportes de Laboratorio (Lechadas de referencia)

Page 13

4


: : : : :


Laboratory Cement Test Report Lead Slurry Signatures

Fluid No : Date : Oct-03-2013

Client Well Name

Csg 7in

Job Type BHST Starting Temp. Starting Pressure

: Vintage : NARANJILLO Depth BHCT Time to Temp. Time to Pressure

80 degF 412 psi

: : NJL 120

Location / Rig Field

Raul Morales

TVD BHP Heating Rate Schedule

00:29 hr:mn 00:29 hr:mn

0.95 degF/min 9.5-2

Composition Slurry Density Solid Vol. Fraction Code

12.80 lb/gal 24.3 %

Yield Porosity

2.33 ft3/sk 75.7 %

Mix Fluid Slurry type

Concentration

Sack Reference

Component

110 lb of BLEND

13.325 gal/sk Conventional

Blend Density Class "G" Fresh water

12.831 gal/sk

Blend Base Fluid

D047 D020 D111 D110

0.030 gal/sk 2.500 %BWOC 0.300 gal/sk 0.040 gal/sk

Antifoam Extender Thixotrop. Retarder

Lot Number

199.77 lb/ft3 TUK0286 MISWACO E0991523 TU9A0050A0

Rheology Temperature Up (deg) 22.0 17.0 15.0 14.0 11.0 9.0 6.0

(rpm) 300 200 100 60 30 6 3 10 sec Gel 10 min Gel 1 min Stirring Rheo. computed

80 degF Down (deg) 22.0 17.0 15.0 14.0 11.0 9.0 6.0

Average (deg) 22.0 17.0 15.0 14.0 11.0 9.0 6.0

13 deg - 13.88 lbf/100ft2 19 deg - 20.28 lbf/100ft2 16 deg - 17.08 lbf/100ft2 Viscosity : 10.781 cP Yield Point : 10.98 lbf/100ft2

Up (deg) 25.0 19.0 17.0 15.0 14.0 11.0 9.0

106 degF Down (deg) 25.0 21.0 18.0 17.0 15.0 13.0 8.0

Average (deg) 25.0 20.0 17.5 16.0 14.5 12.0 8.5


Thickening Time Consistency Time Remark : Thickening time do not include batch time 03:58 hr:mn 40 Bc 04:15 hr:mn 60 Bc 05:10 hr:mn 100 Bc

Free Fluid 0.0 mL/250mL in 2 hrs At 80 degF and 0 deg incl Sedimentation : None

Page 14


: : : : :


UCA Compressive Strength Time 12:00 hr:mn 24:00 hr:mn

CS 265 psi 404 psi

Comments Thickening Time Comment : Lechada a ser preparada al vuelo

AGREGAR EL RETARDADOR D110 MINUTOS ANTES DE COLOCAR EL CEMENTO

GRAFICA DEL TIEMPO BOMBEABLE

GRAFICA DE LA RESISTENCIA A LA COMPRESION COMPRES ION Page 15


: : : : :


Laboratory Cement Test Report Tail Slurry ISOBLOK Signatures

Fluid No : Date : Oct-01-2013

Client Well Name

Casing 7" degF 80 degF 412 psi

Job Type BHST Starting Temp. Starting Pressure

: Vintage Bolivia : Naranjillo Depth BHCT Time to Temp. Time to Pressure

: : NJL 120

Location / Rig Field m degF 00:29 hr:mn 00:29 hr:mn

Raul Morales

TVD BHP Heating Rate Schedule

0.95 degF/min 9.5-2

Composition Slurry Density Solid Vol. Fraction Code

15.80 lb/gal 40.9 %

Yield Porosity

1.36 ft3/sk 59.1 %

Mix Fluid Slurry type

Concentration

Sack Reference

Component

110 lb of BLEND

6.074 gal/sk Conventional

Blend Density Class "G" Fresh water

4.745 gal/sk

Blend Base Fluid

D047 D153 D167 D065 D600G D197

0.050 gal/sk 0.100 %BWOC 0.300 %BWOC 0.200 %BWOC 1.200 gal/sk 0.025 gal/sk

Antifoam Antisettling Fluid loss Dispersant GASBLOK Retarder Acc

Lot Number

199.77 lb/ft3 TUK0286 11012012-2 11581726202 21205-01 LG12K28R2P 2010

Rheology Temperature (rpm) 300 200 100 60 30 6 3 10 sec Gel 10 min Gel 1 min Stirring Rheo. computed

80 degF Down (deg) 80.0 60.0 35.0 30.0 16.0 7.0 6.0

Up (deg) 80.0 59.0 35.0 30.0 16.0 7.0 5.0

Average (deg) 80.0 59.5 35.0 30.0 16.0 7.0 5.5


Up (deg) 125.0 94.0 60.0 44.0 30.0 14.0 10.0

106 degF Down (deg) 125.0 94.0 57.0 41.0 26.0 11.0 9.0

Average (deg) 125.0 94.0 58.5 42.5 28.0 12.5 9.5


Thickening Time Consistency Time Remark : Thickening time do not include batch time 03:50 hr:mn 40 Bc 04:00 hr:mn 60 Bc 04:17 hr:mn 100 Bc Batch Mix Time : 00:50 hr:mn at 80 degF

Free Fluid 0.0 mL/250mL in 2 hrs At 80 degF and 0 deg incl Sedimentation : None

Fluid Loss API Fluid Loss 30 mL In 30 min at 106 degF and 1000 psi

Page 16


: : : : :


UCA Compressive Strength Time 12:00 hr:mn 24:00 hr:mn

CS 1363 psi 1941 psi

Comments General Comment : AGREGAR LOS PRODUCTOS EN EL ORDEN EN QUE SE ENCUENTRAN EN EL REPORTE.

EL REATRDADOR D197 DEBERA SER AGREGADO AL AGUA DE MEZCLA MINUTOS ANTES DE COLOCARSE EL CEMENTO.

GRAFICA DEL TIEMPO BOMBEABLE

GRAFICA DE LA RESISTENCIA A LA COMPRESION

Page 17


: : : : :


Estimado de Costos

Page 18

Sección O Información del cabezal 

Esquema y especificaciones del cabezal del pozo

Seccion O - Informacion del Cabezal

Programa de Perforación pozo Naranjillos 120.pdf

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