clase n°8 reacondicionamiento-1 pp-514

REACONDICIONAMIENTO

CONCEPTOS

Reacondicionamiento:

Tambin se le llama reparacin, mantenimiento, son trminos que se dan

a la reparacin de un pozo.

Tubera de produccin:

Se define como una tubera de dimetro mximo 4 pulgadas que se

emplea para conducir la produccin del pozo desde el yacimiento a la

superficie. Tambin es conocida como tubing , los diametros de las

tuberas mas comunes son de 2 7/8 y 3 pulgadas.

Liner , camisa , forros:

Es un revestidor colocado en un pozo y el cual se caracteriza por no

llegar la tubera hasta la superficie.

Romper circulacin:

Restituir la circulacin de un sistema de fluido de perforacin y / o

reparacin (WOF) luego de un perodo de tiempo esttico.

rbol de navidad:

Es un conjunto de vlvulas, carretes, y dispositivos de unin, bridas, etc.,

conectados al tope del cabezal del pozo, y que permiten el flujo y control de

la direccin de la produccin del pozo proveniente del yacimiento.

Fondo arriba:

Circulacin de fluido de perforacin o WOF desde la punta de la sarta presente

en el fondo del mismo hasta la superfic

e. Esta circulacin asegurara la llegada de un volumen de fluido a superficie

igual al contenido en el espacio anular del pozo desde la punta de la sarta de

perforacin / completacin / reparacin y el tope del pozo.

Desplazamiento:

El acto de remover un fluido del hueco del pozo por otro. Generalmente

ambos son lquidos. Es una operacin de comn realizacin durante la

completacin de pozo, y tiene como principal objetivo el colocar fluidos que

permitan la posibilidad del flujo con mayor facilidad o para evitar dao de

formacin durante el caoneo.

Running tool:

Herramienta utilizada para correr o bajar equipos de completacin en un

pozo. Esta herramienta es recuperable posterior a la colocacin del

dispositivo corrido.

DEFINICION

Se considera los trabajos de completacion desde que el ultimo revestidor

a ser colocado este a profundidad, cementado y corrido los registros de

cementacion, (puede ser un revestidor completo hasta la superficie o un

liner). En excepcin los pozos de hueco abierto o en los que el liner no

ser cementado.

La operacin de completacion implica una sucesin de tareas ms o

menos complejas segn sean las caractersticas del yacimiento

(profundidad, presin, temperatura, complejidad geolgica, etc.) y

requerimientos de ingeniera de produccin.

La calidad de los procedimientos para satisfacer estos requerimientos

depender el comportamiento futuro del pozo para producir el mximo

potencial establecido por la ingeniera de reservorios.

Completacion:

Es una operacin programada que se realiza con fines de reestablecer

y/o mejorar la capacidad del intervalo productor de un pozo, o de

cambiar el horizonte de produccin por otro ubicado a mayor o menor

profundidad. Los trabajos de rehabilitacin contemplan los trabajos de

estimulaciones, reparaciones, recaoneo y/o terminacin a pozos.

Rehabilitacin de Pozos :

Reparacin:

Trabajos que se hacen en las instalaciones de subsuelo de los pozos con

fines de corregir inconvenientes o desperfectos mecnicos que disminuyan

o impidan la produccin de pozos.

OBJETIVO

Los mtodos de completacin son variados dependen de las condiciones de

los yacimiento, de las reservas del reservorio y de la rentabilidad del pozo.

Otro factor que influye es la calidad y el tipo de crudo a ser extrado

considerndose especialmente su densidad y por ende la gravedad API, la

viscosidad, la energa impulsora en el yacimiento, volmenes a ser

manejados, presiones del reservorio, temperatura y dems factores que

fijaran el potencial y la optimizacin de la produccin.

El reacondicionamiento y recompletacin se refieren a todos aquellos

trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo

principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos

(produccin de hidrocarburos e inyeccin de fluidos).

Estos trabajos modifican las condiciones del:

Pozo:

Entre estas actividades se encuentran el caoneo, control de arena, gas y

agua, apertura o cierre de arenas, perforacin de ventanas horizontales

(Reentry) o verticales (Redrill), profundizacin, lavado de perforaciones,cambios de mtodo de produccin, conversin de productor a inyector y

viceversa.

Yacimiento:

Entre estas actividades se encuentran las estimulaciones, acidificacin de

zonas, bombeo de qumicos, fracturamiento y recaoneo.

Todas estas actividades antes mencionadas se pueden realizar con o sin

equipo de workover. Esto depende de si el trabajo necesita el manejo de la

tubera o si solo se necesita hacer uso de una unidad de wire line.

Trabajos especiales previos a la terminacin

En otros casos es necesario llevar a cabo ciertos tratamientos, tales como

estimulacin con acidificaciones o fractura de la formacin previa a que el

intervalo productivo sea completado satisfactoriamente.

Si se requiere instalar un sistema de levantamiento artificial para el presente o

el futuro, se debe de seleccionar adecuadamente el dimetro de la tubera

para poder manejar los volmenes de extraccin.

FALLAS EN EL EQUIPO DE FONDO

Muchas veces las fallas mecnicas estn asociadas con el equipo del

pozo instalado, tales como: filtraciones en la tubera y la empacadura;

fallas del revestimiento y el mal funcionamiento del levantamiento

artificial.

Los indicadores de la presin en superficie generalmente indicarn la

fuente del problema, pero los estudios de presin y temperatura son tiles

donde se puedan aplicar.

COMPONENTES DE SUPERFICIE - COMPLETACION

Cabezal.

rbol de navidad.

Lneas de gas presurizado para levantamiento.

Lnea de produccin.

Vlvulas de seguridad.

Sistema de medicin.

COMPONENTES DE SUBSUELO - COMPLETACION

Tuberas de revestimiento y/o camisas Tubera de produccin. Colgadores. Empacaduras. Tapones. Tapones puente. Niples. Bombas. Camisas deslizantes. Vlvulas de levantamiento por gas.

TUBERIA REVESTIMIENTO

La integridad de los casing o revestidores es la condicin de mayor

importancia durante la vida de un pozo. De que estas tuberas se

encuentren en perfecta condicin depender que no se produzca

comunicacin de yacimientos especialmente si estn presurizados.

PROBLEMAS PRODUCTO DE FALLAS

Entre los principales problemas producto de las fallas de revestidores se

encuentran:

Descontrol del pozo. Comunicacin de fluidos de diferentes yacimientos Conificacion de gas, crudo o agua Aceleracin de la deplecin (agotamiento). Problemas para reparacin de los pozos, corrida de herramientas.

CAUSAS DE FALLAS

Fallas por colapso.

Fallas por tensin.

Fallas por estallido.

Geometra del hoyo y condiciones de desviacin.

Utilizacin de presiones excesivas durante trabajos de estimulacin.

Caoneo o punzado excesivo en determinada zona o seccin.

Problemas de corrosin.

Problemas de erosin por fugas en las tuberas de produccin.

Las principales cusas de fallas principalmente se deben a :

METODOS DE REPARACION REVESTIDOR

El mtodo de la reparacin depender del tipo y la severidad del dao.

Antes de tomar alguna accin se deber ubicar el punto exacto

donde se encuentra el dao.

Esto normalmente se realiza con una prueba de presin entre un packer

recuperable y un tapn puente o mediante la presurizacin entre una

empacadura recuperable y los preventores de reventones. En ambos

casos se mueve la empacadura recuperable, y se presuriza hasta que se

logra la ubicacin del dao.

Como mtodo de reparacin principal siempre se ha preferido, un block

squezee o tapones de cemento balanceado frente a la zona daada.

En ambos casos luego del tiempo de fraguado se tiene que hacer una

prueba sometindolo a presin, para medir su consistencia.

Otro mtodo empleado es la colocacin de liners para aislar la seccin que

se encuentre daado o filtrando.

Si la condicin lo permite, esta tubera es colocada hasta el fondo, pero por

supuesto colgando desde un punto superior a la ubicacin del dao.

Los colgadores actuales de tuberas de forro permiten la utilizacin de

empacaduras aislantes que permiten el corte de cualquier comunicacin

entre el espacio anular del liner y la seccin del pozo por encima de la

misma.

Si los costos lo justifican otra manera de corregir la situacin es mediante

la remocin de secciones corrodas o daadas, para luego colocar una

nueva tubera, la cual tendr una herramienta denominada parche tie back

la cual permitir acoplar y pegar la nueva tubera, a la seccin de sarta

dejada en el hueco.

Los revestidores son cortados con cortadores mecnicos o hidrulicos.

continua

Hueco

Packer

recuperable

Packer a

compresin

PRUEBA DE PRESION REPARACION

REPARACION DE CASING POR COLAPSOS

Cuando un revestidor se ha colapsado es causa de la aparicin de fuga, y

fallas.

Lo difcil de un colapsamiento es que no es fcil determinar la severidad ni

la extensin del dao.

Las operaciones de reparacin para estos casos deben ser planificadas

con sumo cuidado y lo mismo su ejecucin.

Se intentar determinar la magnitud del colapso y su longitud a travs del

movimiento de la tubera o con instrumentos para determinar el punto

libre .

CARGAS A LAS QUE ESTAN SOMETIDAS LA

SARTA DE TRABAJO

Principales tipos de carga se muestran en la figura.

I. Cargas axiales, (sobre el eje), las principales son tensin y compresin

II. Cargas circunferenciales, son las que se ejercen sobre la periferia

uniformemente como son presin

externa y presin interna.

III. Cargas de doblado, son las causadas por desviaciones, tales como

pata de perro.

IV. Torsin; Cuando se rota la sarta y se continua la actividad de perforacin.

V. Otras cargas Representadas por casos particulares como son: Cargas puntuales.

Cargas areales.

Cargas lineales.

REACONDICONAMIENTO

INDICADORES PARA PROGRAMAR UNA

REPARACION

Para programar un trabajo de rehabilitacion o reparacion de un pozo se

deben de tener en cuenta los siguientes antecedentes:

Disminucin drstica del ndice de productividad.

Incremento sbito del corte de agua.

Cambio de las caractersticas de los fluidos producidos.

Incremento de concentracin de slidos.

Sobre tensin de la sarta de produccin durante los trabajos de pulling.

Perdida de peso del BHA por obstruccin.

Abrir nuevas arenas productivas.

Reprofundizar el pozo para desarrollar nuevos horizontes productivos.

Trabajos de Reentry para remplazar pozos por problemas mecnicos.

Evaluacin del yacimiento.

Conversin de pozos productores a pozos inyectores.

Completacion mltiple.

Abandono de pozos.

CAUSAS DE DAO EN EL CASING

Adelgazamiento por rotacin y reciprocacin del BHA

Aplastamiento del casing por las uas de la tenaza hidrulica al enroscar

Mayor esfuerzo tensional en el Csg en zonas sin cemento

Estallido o reventamiento del Csgpor excesiva presin interna

Fluidos corrosivos en el espacio anular

Erosin por fluidos con slidos y altas velocidades de flujo

Corrosin galvnica Fluidos estancados Presencia de fluidos corrosivos

(H2S , CO2)

REPARACION DE CASING

METODOS DE REPARACION DEL

CASING DAADO

SCAB LINER

SCAB LINER 9 5/8

SCAB LINER 7

TIE BACK

SHORT TIE BACK.

TIE BACK A SUPERFICIE.

CASING PATCH.

RECOMPLETACION CON LINER

CEMENTACION

REPARACION CON 7 SHORT TIE BACK

7" Old Liner a 2800 mts

7" Shoe a 3910 mts

9 5/8" Shoe A 2880 m

PBTD a 3900 mts

New Liner 7" a 1100 m

120 Csg de 7" x 29 #

VIVIAN : 3739 - 3765 m

CHONTA : 3850-3862 m

REPARACION CON SCAB LINER DE 9 5/8

REPARACION CON 5 LINER

7" Liner a 2800 m

7" Shoe a 3910 mts

9 5/8" Shoe A 2880 m

PBTD a 3900 mts

VIVIAN : 3739 - 3765 m

CHONTA : 3850-3862 m

5" TOP LINER a 2900 m

5" SHOE a 3890 m

REPARACION CON SCAB LINER DE 7

REPARACION CON 7 TIE BACK HASTA SUPERFICIE

7" Top Liner a 2800 mts

7" Shoe a 3753 mts

9 5/8" Shoe A 2880 m

PBTD a 3900 mts

204 Csg de 7" x 29 #

VIVIAN : 3739 - 3765 m

CHONTA : 3850-3862 m

SCAB LINER vs SHORT TIE BACK EN 9 5/8 CSG

9 5/8 SCAB LINER

VENTAJA

MENOR COSTO QUE EL TIE BACK INSTALACION RAPIDA

DESVENTAJA

ZONA AISLADA QUEDA SIN CEMENTAR

TIEMPO DE VIDA CORTA RIEZGO DE NO RECUPERAR EL PKR

INFERIOR EN EL SIGUIENTE WO ALTO RIEZGO DE DAAR EL CASING

AL MOLER LAS UAS EN LA ZONA DEL PKR.

REDUCE EL DIAMETRO A 6 EN EL PKR SUPERIOR Y A 4.874 ID EN EL PKR INFERIOR (G-22 LOCATOR CON 4.874ID)

NO SE PUEDE BAJAR BOMBAS SERIE 650 POR DEBAJO DELSCAB LINER

PERDIDA DE PRODUCCION EN POZOS CON ALTO PI (REQUIEREN BOMBAS DE SERIE 650)

7 SHORT TIE BACK

VENTAJA

SOLUCION PERMANENTE ZONA AISLADA QUEDA CEMENTADA

DESVENTAJA

1. MAYOR COSTO QUE EL SCAB LINER

2. REQUIERE MAYOR TIEMPO DE OPERACIN

3. NO SE PUEDE BAJAR BOMBAS SERIE 650 POR DEBAJO DEL NUEVO TOPE DE LA LAINA

SCAB LINER vs 5 LINER EN 7 CSG

7 SCAB LINER

VENTAJA

COSTO BAJO APLICABLE PARA AISLAR MULTIPLES

ARENAS Y CASING DAADO

INSTALACION RAPIDA.

DESVENTAJAS

ZONA AISLADA ENTRE PKRS SIN CEMENTAR

TIEMPO DE VIDA CORTA (Tbg entre Packer se corroe rpidamente en zonas acuferas )

ALTO RIEZGO DE PERDER EL POZO AL COLAPSARSE LA ZONA AISLADA CON SCAB LINER .

DAAR EL CASING AL MOLER LAS UAS DE LOS PKR PARA RECUPERAR EL SCAB LINER

INCREMENTO DEL COSTO DEl WORKOVER (Recuperacin por partes debido a la corrosin ocurrida entre los Pkrs del Scab Liner )

REDUCE EL PASE DE HERRAMIENTAS PARA BALEO , PLT , USIT (4 TBG x 3.9 ID )

5LINER

VENTAJA

SOLUCION DEFINITIVA ZONA AISLADA CON CEMENTO RE-BALEO CON CARGAS DE ALTA

PENETRACION (3 POWER JET OMEGA)

AISLA ZONAS DE ENTRADA DE AGUA

DESVENTAJAS

ALTO COSTO DE INSTALACION MALA CENTRALIZACION Y MALA

CEMENTACION DARA POBRE AISLAMIENTO ENTRE LAS ZONAS PERFORADAS (Requerir Squeezeadicional)

HERRAMIENTAS DE PESCA DENTRO DE CSG DE 5 SON POCAS EN EL MERCADO PETROLERO ( CORTADOR QUIMICO , CORTADOR MECANICO)

ALTO COSTO Y POCA MANIOBRABILIDAD EN TRABAJOS DE PESCA DENTRO DE LA LAINA DE 5

HERRAMIENTAS DE ACONDICIONAMIENTO DE CASING

Uas de Pkr FB-1

Rotary Shoe

OBSERVACIONES

El Scab liner tiene un menor costo comparado con el Tie back y con 5 liner . El Scab Liner es una solucin temporal.

Por la antigedad del pozo y la corrosin del casing ,tenemos un alto riesgo de perder el pozo durante la operacin de recuperacin del Scab Liner (colapso severo del casing corrodo )

Al moler las uas del Pkr FB-1 con Rotary Shoe se produce un desgaste y ralladura del casing ,debilitando esa zona (las uas rotas en el espacio anular reducido actan como cuchilla o tarraja).

Recuperar el Scab Liner en cada WO incrementa los costos operativos (empleo del cortador qumico, acondicionamiento del tope de pesca en tbg corrodo, carreras adicionales con Junk basket para limpieza de los cortes metlicos

Bajar un Tie Back un LINER de 5 se esta dando una solucin permanente al Pozo y con la cementacin queda aisladas las zonas problemticas o acuferas.

Las siguientes intervenciones en un pozo donde se instalo un Tie Back o Linerde 5sern a menor costo operativo y sin el riesgo alto de perder el pozo

RECOMENDACIONES

Para prolongar la vida de los pozos con buenas reservas y/o altamente productivos y cuando el casingse encuentre con severa corrosin , se recomienda :

Reparar el casing de 9 5/8 con TIE BACK cementado (Short Tie Back o Tie back a Superficie)

Si el problema es en la Laina de 7 se recomienda bajar Laina de 5 , cementar y balear con cargas de alta penetracin.

PROGRAMA DE

REACONDICIONAMIENTO O

REPARACION DE UN POZO

DESARROLLO DE PROGRAMA REPARACION

Antes de elaborar un programa de reacondicionamiento o reparacin de un

pozo se debe de tener claro el objetivo del trabajo y el plan de desarrollo

para lograr el objetivo.

Teniendo claro el objetivo y el plan de trabajo se debe de verificar si contamos

con los materiales y herramientas necesarios para desarrollar el trabajo.

Luego se debe de analizar la factibilidad para desarrollar el trabajo, para esto

se debe de tener presente el tipo de completacion, el tipo de pozo, las

caractersticas del reservorio y las caractersticas de los fluidos del reservorio.

A continuacin se desarrollara un modelo que indica los pasos que se

deben seguir para hacer un trabajo de reacondicionamiento o reparacin de

un pozo . Cabe mencionar que este modelo puede cambiar de acuerdo al

tipo de trabajo o al tipo de problema que presenta.

PASOS PARA DESARROLLAR UN PROGRAMA DE

REACONDICIONAMIENTO DE UN POZO

Para desarrollar un programa de reacondicionamiento debemos de

tener el objetivo y el plan de desarrollo del trabajo de acuerdo a las

condiciones actuales de completacion del pozo.

OBJETIVO:

Se debe de indicar en forma clara y concisa.

PLAN DE TRABAJO:

Indicar los pasos a seguir sin detallar el programa.

Aqu se indicar los siguientes puntos:

Objetivo del trabajo en forma detallada.

Antecedentes.

En antecedentes se indicar la fecha de completacin, los trabajos de

reparacin que se realizaron antes de poner en produccin, los intervalos

que se balearon , las pruebas de formacin que se realizaron , las fechas

cuando se realizaron los pullings, los materiales que se quedaron durante

los pullings, indicar los registros que se tomaron luego de la completacin,

indicar las condiciones del casing u otras anomalas que se encuentren,

indicar la produccin acumulada.

Condicin actual del pozo.

Recomendacin del trabajo a realizar.

RESUMEN

Se adjuntar el diagrama actual, diagrama propuesto despus del trabajo

de workover, Survey del pozo, Registro del cemento del intervalo a

trabajar, registro de corrosin del casing de las zonas daadas, registro de

porosidad, saturacin y resistividad de la zona productiva, curva de

comportamiento de la produccin , seccin estructural del pozo con

respecto a los pozos colindantes.

Se indicar la ubicacin estructural del pozo de acuerdo al reservorio que

se trabajar.

UBICACIN DEL POZO:

DIAGRAMAS Y REGISTROS

En esta parte del programa se debe de indicar en forma detallada los

siguientes puntos:

Acondicionamiento del pozo o control del pozo.

Recuperacin de la sarta de produccin.

Prueba de presin del BOP stack.

Calibracin del pozo con speedwell o scrapper.

Programa del trabajo de acuerdo al objetivo.

Diseo del sistema de la bomba.

Clculo del tiempo estimado para realizar el trabajo.

Costeo del trabajo.

Evaluacin econmica.

ELABORACION DEL PROGRAMA EN FORMA DETALLADA:

Acondicionamiento del pozo y control del pozo.

Desfogar el pozo por tubos y forros.

Controlar el pozo con WOF.

Desarmar cabezal.

Instalar el BOP stack y probarla a la mxima presin de diseo.

Inspeccionar el cabezal del pozo.

Acondicionamiento del pozo significa prepara el pozo para su intervencin a

continuacin mostraremos los siguientes pasos a seguir:


Conectar tubo templador.

Tensar y levantar el tubing hanger. (Mx. capac. Equipo , tubing).

Sacar quebrando o en barras la tubera de produccin , indicando la velocidad de acuerdo a la desviacin del pozo.

Reportar la condicin de los tubing que sale del pozo.

Prueba de presin del BOP stack

Instalar Plug Tester en el Tbg Spool.

Probar el BOP Stack:

Blind rams, Pipe rams con 1500psi. (dependiendo de la capacidad).

BOP Annular con 800 psi (Dependiendo de la capacidad).

Recuperar Plug tester.

Calibracin del pozo

Armar BHA con broca mas scapper o speedwell hasta la zona de trabajo.

Circular el pozo para sacar restos.

Sacar BHA. (en barras o quebrando).

Diseo del sistema de levantamiento

Armar y bajar sistema de levantamiento. (bomba)

Indicar la tubera a usar. (depende del caudal). Ejemp. Tbg. 4 1/2" 12.6 lb/ft.

Indicar el PI estimado.

Indicar la caracterstica de la bomba y otros componentes

Indicar la profundidad de la bomba.

Indicar la velocidad con la cual se bajar la bomba.

Indicar el tipo del pozo. (vertical , desviado).

Clculo del tiempo estimado para realizar el trabajo

TIEMPO ESTIMADO - WORKOVER

WELL SELVA - 13D

CUMM.ITEM LABOR HOURS DAYS COMMENTS

1 RIG DOWN-MOVEMENT-RIG UP 24.0 1.0

2 DESFOGAR POZO 2.0 1.1

3 PREPARAR Y CIRCULAR WOF 4.0 1.3

4 DESARMAR CABEZAL 3.0 1.4

5 INSTALAR BOP + BELL NIPPLE 4.0 1.5

6 INSTALAR FLOW LINE 3.0 1.7

7 SACAR SISTEMA DE PRODUCCION 16.0 2.3 RIH 106 JOMINT

8 XXXXXX 14.0 2.9

9 XXXXXX 6.0 3.2

10 RETIRAR BOP STACK 3.0 3.3

11 INSTALAR CABEZAL 6.0 3.5

12 DESARMAR EQUIPO 9.0 3.9

13 OTROS 2.0 4.0

Costeo del trabajo.

WORKOVER COSTSWELL: SELVA 13D

1.- RIG ITEM D U US$/DAY TOTAL TOTAL NET

MVNT 2 8500 17000

LABOR 6 10500 63000

8 $80,000

2.- TRANSP

RIG (DMA) 1 5900 5900

RIG DISTANCE exceso 0-10 km 0 109

TRUCKING 1000

GRUA (PLUS + CONTRACTOR)

PERS PETREX (AVION) 5000

MISCELLANEOUS MATERIALS 5000

$16,900

3.- SERVICES

MISCELLANEOUS SERVICES (BAKER) 1000

MISCELLANEOUS SERVICES (WIRELINE PLUS)

LOGGING PERFORATING VIVIAN

TUBULAR INSPECTION

LOGGING (JUNK BASKET)

CHEMICAL CUTTER 1 16000 16000

ESP SERVICES

COMMUNICATIONS

FORMATION TEST SERTECPET, JET PUMP.

$17,000

4.- MATERIALS COMPLETION FLUID CHEMICALS 2000

WELLHEAD & TBG HANGER

JOINTS 3.5" TUBING

ESP ASSEMBLY, CABLE, ACCESORIOS

BRIDGE PLUG N-1

MILLS, BITS, ROTARYS

4" PIPE LINE PRODUCTION LINE, construction

DIESEL FOR WO RIG 8 300 2400

$4,400

5.- LOCATION

$0

6.- SUPERVISOR

SUPV. COMPANY 8 450 3600 $3,600

7.- OTHERS

CATERING AND OTHERS 8 1000 8000 $8,000

TOTAL

129,900.00$

Evaluacin econmica.

Calculo del VAN.

Calculo del TIR.

Calculo del PAY OUT

ANTECEDENTES

Segm los registros de corrosion "CIT" tomados en el WO realizado en Febrero de 1992,

muestra el estado del Csg de 7" en mal estado y con huecos a 9517ft, 10232ft, 10257ft

y 10884 ft. Tambien se muestran anomalias y hueco en el csg de 9 5/8" @ 7908.5ft.

El scraper para csg de 9 5/8" no quiso pasar de 1,943m (6376ft), lo que indica algun tipo

de dao obstruccin, al pasar con Broca 8 1/2" se paso la obstruccin.

Resumen de huecos encontrados con registro CIT en csg de 7" :

10232ft, 10257ft a la altura de la zona de agua en vivian y 10884ft a la altura de la fm.

Chonta.

En junio 1992 se realizo un DST - TCP y Re- baleo la formacion Chonta de 10907ft hasta

10950ft con 8 spf. Repitio el DST por problemas de herramientas de fondo. Tomo nuevo

DST, recupero los memories gauge dando como resultado un PI de 1.1 bbl/psi. Termino

de realizar prueba de foramcion y bajo killing string con 35 tbg 3 1/2" eue N-80. Dejo

el pozo temporalmente abandonado hasta progrmar un posible Reentry para Chonta..

Pozo cerrado desde Setiermbre de 1987.

Huecos en Vivian @

10,232ft (3,118.7m) y

10,257ft (3,126.3m)

WO N2: Feb 1992Scraper de 9 5/8" no paso de

6376ft (1943.4m)

Well Prod Date

Days

On

Oil Rate

Prod Day

(bbl)

Oil Rate

Cal Day

(bbl)

Water

Rate Cal

Day (bbl)

Gas Rate

Cal Day

(Mcf)

Water

Cut (%)

API (60

F)

9/1/1987 28 34 32 50 19 61 36.4

8/1/1987 4 168 22 87 13 80 36.4

4/1/1987 7 176 41 71 24 63.4 36.4

3/1/1987 30 188 182 310 106 63 34.5

2/1/1987 24 163 140 215 81 60.6 35.5

1/1/1987 29 184 172 385 100 69.1 35.9

12/1/1986 20 112 72 139 42 65.9 35.9

11/1/1986 30 159 159 223 92 58.4 36.4

10/1/1986 27 274 238 414 138 63.5 36.4

9/1/1986 30 158 158 252 92 61.4 36.4

8/1/1986 31 258 258 333 150 56.3 36.4

7/1/1986 31 277 277 341 160 55.2 38.1

6/1/1986 30 201 201 246 117 55 37

5/1/1986 31 316 316 315 183 50 37

4/1/1986 30 265 265 377 154 58.7 37

3/1/1986 22 248 176 250 102 58.7 37

2/1/1986 27 161 155 214 90 57.9 37

1/1/1986 31 348 348 322 202 48.1 37

SELVA SUR - 10 ((CHONTA)

EJEMPLO

Objective: Restore well production in chonta formation.

Expected production: 160 BOPD (Lower Chonta, 36.4 API).

* POOH killing string.

* Conditioning 7" and 9 5/8" csgs.

* Run corrosion - cement Logs in 7" and 9 5/8" csgs.

* Run 5" csg and cement.

* Perform 7" tie back and cement.

* Perforate Chonta formation.

* Perform DST with hydraulic pump.

* RIH ESP installation.

SOLUCION

Objective: Restore well production in chonta formation.

Expected production: 160 BOPD (Lower Chonta, 36.4 API).

* POOH killing string.

* Conditioning 7" and 9 5/8" csgs.

* Run corrosion - cement Logs in 7" and 9 5/8" csgs.

* Run 5" csg and cement.

* Perform 7" tie back and cement.

* Perforate Chonta formation.

* Perform DST with hydraulic pump.

* RIH ESP installation.

OBJETIVO

PLAN DE TRABAJO

SOUTH HUAYURI 10DIAGRAMA PRO PUES TO

ALTERNATIVA N1

SHO RT TIE BACK

7 PBTD @ 3,352.8m

7 LINER SHOE @ 3380 .6m

ELEVA TION: KB: 919

G L: 898

TUBING H ANGE R

7 LINER TOP @ 2,435m

9 5/8 CA SING SHOE @ 2,999.4m

SIZE 9 5/8 7 5

WEIGHT 47 PPF 29 PPF 15PPF

GRADE N-80 P-110 N-80

THREAD BUTT BUTT XL

DEPTH 2499M 3380.5M 1006M

PROPU ESTO

CHON TA ( 3,324 .5m 3,333m)

5CSG C EM ENTED

7CSG C EM ENTED

7 LINER HA NGER @ 2,346m

5 PBTD @ 3 ,345m

NEW 7 TOP OF LINER

BES DN- 1750

3 TBG SEC

X/O 5 XL 7 NEW VAN

DIAGRAMA PROPUESTA

RESUMEN

OBJETIVOOBJETIVOS

Reactivar el pozo mediante la puesta de produccin del reservorio Chonta, recompletar

el pozo con csg de 5" dependiendo del estado del csg de 9 578" instalar Short Tie back

Tie back a superficie Balear la formacin con caones 3 3/8" HSD y cargas 3406 PJ y

sistema con balas PURE.

ANTECEDENTES








Chonta.







SITUACION ACTUAL

Actualmente el pozo se encuentra con una sarta como killing string de 35 Tbg 3 1/2" eue.

La ultima produccion del pozo esta registrada en Setiembre del ao 1987 con 170BOPD

x 305 BWPD x 63.5%WC x PI entre 0.4 a 0.5 bbl/psi y 36.4 API.

ANALISIS

El pozo se encuentra al Norte de la estructura teniendo como objetivo unico el reservorio

Chonta con un espesor neto de petroleo inicial de 8 metros y un acumulado de produccion

de petroleo de 1,158M BO x 511M BW.

En el pozo HS10 El rerservirio Chonta sand esta en buena posicin estructural y presenta

buen desarrollo de la arena productiva debido a variaciones estratigraficas. En este pozo

el vivian se presenta desfaborabl.

RECOMENDACION

Debido al dao de los csg registrados en el registro CIT tomado en el ao 1992, se ha

recomendado correr registro de corrosion para definir el estado de los csg de 9 5/8" y

7". Dependiendo del mismo se recompletara toda la seccion de csg de 7" con csg de 5" .

Si se encuentra dao severo en el csag de 9 5/8" se correra tie back y se ha propuesto

balear la formacion Chonta con caon 3 3/8" debido a la restriccion de pasaje de los

caones de 4 1/2" y utilizar el sistema PURE para el baleo con cable.

OBJETIVOS





ANTECEDENTES








Chonta.







SITUACION ACTUAL




ANALISIS







RECOMENDACION







ANTECEDENTE

OBJETIVOS





ANTECEDENTES








Chonta.







SITUACION ACTUAL




ANALISIS







RECOMENDACION







En esta parte del programa se debe de indicar en forma detallada los

siguientes puntos:

Acondicionamiento del pozo o control del pozo.


Prueba de presin del BOP stack.

Calibracin del pozo con speedwell o scrapper.

Programa del trabajo de acuerdo al objetivo.

Diseo del sistema de la bomba.

Clculo del tiempo estimado para realizar el trabajo.

Costeo del trabajo.

Evaluacin econmica.

ELABORACION DEL PROGRAMA EN FORMA DETALLADA:

RECOMENDACION

ACONDICIONAMIENTO DE POZO :

1.- Mover y armar el Equipo PLUS-1 en la locacin del pozo.

Notas: llenar los tanques de lodo con agua fresca f iltrada y preparar WOF.

Mover Unidad de Logging Schlumberger, Unidad de cementacin de "BJ",

02 frac tanks (plus) y tuberia de trabajo (DP PH-6).

2.- Desfogar el pozo hasta observar el mismo muerto. Bombear 20 bbl WOF 8.4 ppg

por tubos como precaucin, observar pozo muerto y proceder a desarmar el

cabezal del pozo.

WOF: Nota: P esttica Chonta : 3,800si.

KCl Cloruro de sodio 7 lb/bbl a Jun 1985.

XC-370 Biocida 2 gal/100 bbl

JDP-87 Surfactante 2 gal/100 bbl

JRU-209 Oxygen Scavenger 0.75 gal/100 bbl

3.- Instalar BOP stack. Completar el armado del equipo.

Probar funcionamiento del BOP, Crow n-o-matic y sistema general de apagado

de los motores del equipo.

4.- Nota: Inspeccionar el cabezal del pozo, de ser necesario cambiar las vlvulas.

RECUPERACION KILLING STRING :

5.- Conectar tubo templador y desentar tubing hanger, sacar quebrando 35 Tbg

3 1/2" EUE 9.3 lb/ft N-80 como killing string.

6.- Reportar condicin de la tubera saliente.

PRUEBA BOPS STACK CON PRESION :

7.- Instalar Plug Tester en el Tbg Spool y probar el BOP Stack: Bind rams, Pipe

rams con 1500psi y Annular preventer con 800 psi. recuperar Plug tester.

CALIBRACION CSG DE 9 5/8" y Csg DE 7" :

8.- Armar BHA de calibracin y limpieza con Economill Bit de 8 1/2" + scraper para

csg de 9 5/8" y calibrar el pozo hasta el tope de liner de 7" @ 2,435m. Sacar

en barras.

9.- Armar BHA de calibracin y limpieza con Economill Bit de 6" + scraper para csg 7"

y bajar con DP para calibrar el pozo hasta 3352.8m (11,000 ft PBTD).

Circular el pozo. Sacar la tubera.

ACONDICIONAMIENTO DE POZO :

1.- Mover y armar el Equipo PLUS-1 en la locacin del pozo.

Notas: llenar los tanques de lodo con agua fresca f iltrada y preparar WOF.

Mover Unidad de Logging Schlumberger, Unidad de cementacin de "BJ",

02 frac tanks (plus) y tuberia de trabajo (DP PH-6).

2.- Desfogar el pozo hasta observar el mismo muerto. Bombear 20 bbl WOF 8.4 ppg

por tubos como precaucin, observar pozo muerto y proceder a desarmar el

cabezal del pozo.

WOF: Nota: P esttica Chonta : 3,800si.

KCl Cloruro de sodio 7 lb/bbl a Jun 1985.




3.- Instalar BOP stack. Completar el armado del equipo.

Probar funcionamiento del BOP, Crow n-o-matic y sistema general de apagado

de los motores del equipo.

4.- Nota: Inspeccionar el cabezal del pozo, de ser necesario cambiar las vlvulas.

RECUPERACION KILLING STRING :

5.- Conectar tubo templador y desentar tubing hanger, sacar quebrando 35 Tbg

3 1/2" EUE 9.3 lb/ft N-80 como killing string.

6.- Reportar condicin de la tubera saliente.

PRUEBA BOPS STACK CON PRESION :

7.- Instalar Plug Tester en el Tbg Spool y probar el BOP Stack: Bind rams, Pipe

rams con 1500psi y Annular preventer con 800 psi. recuperar Plug tester.

CALIBRACION CSG DE 9 5/8" y Csg DE 7" :

8.- Armar BHA de calibracin y limpieza con Economill Bit de 8 1/2" + scraper para

csg de 9 5/8" y calibrar el pozo hasta el tope de liner de 7" @ 2,435m. Sacar

en barras.

9.- Armar BHA de calibracin y limpieza con Economill Bit de 6" + scraper para csg 7"

y bajar con DP para calibrar el pozo hasta 3352.8m (11,000 ft PBTD).

Circular el pozo. Sacar la tubera.

REGISTROS DE CORROSION-CEMENTO CSG 7" Y 9 5/8" :

Realizar charla de seguridad previo a los trabajos

10.- Armar Unidad y herramientas de registros electricos SLB y realizar las siguientes

carreras:

Run N1: Armar para csg de 7" sonda USIT en MODO CORROSION -CEMENTO-GR

CCL, bajar y correr registro desde 3352m (PBTD) hasta el Tope Liner de 7" @

2,435m para verif icar el estado del csg de 7".

Nota: Zapato de csg de 9 5/8" @ 2,499.4m.

Run N2: Armar para csg de 9 5/8" sonda USIT en MODO CORROSION -CEMENTO-

GR- CCL, bajar y correr registro desde el tope de liner de 7" @ 2,435m hasta la

superficie.

Correlacionar profundidades con registro CBL-VDL del 03 JULIO 1979.

* Dependiendo de los resultados de la evaluacin de los registros se decidira losiguiente:

1.- Mejor zona para sentar el colgador de 9 5/8" x liner de 7" x liner de 5".

2.- Segunda etapa : Short Tie Back 7" Tie Back 7" hasta superficie, dependiendo

del estado del Csg de 9 5/8" segn registro USIT..

Si los registros indican buen estado de los Csgs ir al paso 16.-

RE-COMPLETACION DEL POZO INSTALACION Y CEMENTACIN DEL CSG 5"

11.- Acondicionar en los racks Csg 5" 15 lb/ft P-110 y N-80 XL R-3 y bajar al pozo

para cubrir desde 3352m hasta 2,346m (1,006m de liner de 5").

Nota: Tope del colgador Tentativo a 2,346m dependiendo del registros USIT.

Se esta considerando un Overlap entre los Csg de 9 5/8" y 5" de 90m.

Nota: Ubicacin de los centralizadores : 01 x Csg en los primeros 05 csg, 03

por debajo del colgador de 9 5/8"x7"x5" y 02 ubicados a 30m por debajo del

tope de liner de 7" (total centralizadores a utilizar = 10 Unidades).

Probar el equipo f lotador bajando los primeros tubos.

LINER ASSEMBLY:

Insert guide shoe 5"

02 Csg 5" 15 lb/ft Csg 5" 15 lb/ft ID body: 4.408" , ID Upset: 4.218".

Insert float collar 5"

01 Csg 5" 15 lb/ft

Insert landing collar type-II 5"

75 Csg 5" 15 lb/ft (Tentativo, depender de la Ubicacin del colgador).

01 Crossover csg 5" XL - 7" NEW VAN

HMC liner hanger (7"-29 # x 9 5/8"-47#)

"RS" Nipple

"HR" Liner Setting sleeve ( 8.25" OD x 7.5" ID x 6 ft Long )

Nota: Colocar un Csg corto de 5" a 100m encima del tope de Chonta y

pip tag radioactivo a 150m encima del tope de Chonta.

CEMENTACIN :

12.- Una vez armado el ensamble de fondo con el setting tool de Baker bajar con tube-

ra DP 3.5" (conejear toda la sarta) segn procedimiento a cargo del operador

de la Cia. Baker. Nota:

Colocar sarta en posicin, armar y probar lneas de cementacin de "BJ" con 2500

psi. Sentar el Colgador a 2,346m (tentativo) segn procedimiento a cargo del

operador de la Cia. Baker. Continuar Cementando el Liner de 5" segn Rx de la Ca.

"BJ". Liberar el setting tool, sacar 06 barras y reversar el exceso de cemento.

Sacar DP y esperar fraguado del cement x 24 hrs antes de rotar el cemento.

NOTAS: Considerar un exceso de cemento encima del tope de liner de no mas de

3 bbls, en caso no se detecte la llegada del tapn NO sobredesplazar el cemento,

bombear solo el volumen calculado.

13.- Armar y bajar Broca de 8 1/2" + Scraper rotativo para csg 9 5/8" y limpiar el pozo

hasta el tope del nuevo colgador @ 2,346m (tentativo).

13a.-Armar Junk Mill de 4 1/8" con 1,030m de DP PAC 2 7/8" para limpiar cmt

Y calibrar csg de 5" hasta 3,345m, circular el pozo por lo menos una

vuelta completa sacar tubera en barras y quebrar el exceso (Opcional).

13b.-Cerrar los blind rams y probar el pozo con 2000 psi de presin durante 5 min.

desfogar lentamente la presin.

Si la prueba de presin es buena OK y los registros de corrosin en el csg de

9 5/8" indican buen estado del mismo , pasar al paso 16.- de lo contratio se

procedera con las siguientes alternativas:

ACONDICIONAMIENTO DEL NUEVO TIE BACK SLEEVE (TOL) :

14.- Armar y bajar Tie back Mill 7 3/8" para acondicionar el nuevo HR Setting Sleeve

del colgador del liner de 9 5/8" x 7" x 5", trabajar con bajo RPM la seccin del

enchufe de 6ft de longitud. Sacar la tubera. El trabajo sera supervisado por el

operador de Baker.

SEGUNDA ETAPA: TIE BACK 7"

Alternativas para el trabajo de reparacin del Csg de 9 5/8" :

A1.- 9 5/8" x 7" Short Tie Back y cementarlo.

B1.- 7" Tie Back a superficie y cementarlo.

Recomendacin ser emitida segn alternativa a seguir.

NOTA: Tener disponibles los Equipos, herramientas y materiales para efectuar

alguna de estas alternativas, esto dependera de la magnitud de los resultados de

los registros y prueba de hermeticidad realizada en el csg de 9 5/8".

Si fuera el caso de la alternativa B1.-

Instalar Csg Spool en el cabezal del pozo antes de iniciar a bajar el Tie back Steam.

Si fuera el caso de la alternativa A1.-, seguir con los siguientes pasos

despus de realizar el Short Tie back :

LIMPIEZA DE LOS CSG DE 9 5/8" Y 7"

15 A1- Armar BHA de calibracin y limpieza con Broca de 8 1/2" + scraper para csg de

9 5/8" y calibrar el pozo hasta el nuevo tope del tie back de 7". Sacar en barras.

15 A2- Armar BHA de calibracin y limpieza con Broca de 6" + scraper rotativo para csg

7" y bajar con DP para limpiar el cemento y calibrar el pozo hasta 2,346m (entra-

da csg 5"). Circular el pozo. Sacar la tubera.

15 A3.- Armar Junk Mill de 4 1/8" y calibrar csg de 5" hasta 3,345m,

circular el pozo por lo menos una vuelta completa. Sacar tuberia quebrando el

exceso. PASAR AL PASO 16.-

Si fuera el caso de la alternativa B1.-, seguir con los siguientes pasos

despus de realizar el Tie Back hasta Superficie :

LIMPIEZA DEL LINER DE 7"

15 B1- Armar BHA de calibracin y limpieza con Broca de 6" + scraper rotativo para csg

7" y bajar con DP para limpiar el cemento y calibrar el pozo hasta 2,346m (entra-

da csg 5"). Circular el pozo. Sacar la tubera.

15 B2.- Armar Junk Mill de 4 1/8" y calibrar csg de 5" hasta 3,345m,

circular el pozo por lo menos una vuelta completa. Sacar tuberia quebrando el

exceso.

PUNZADO DE LA FORMACIN CHONTA

Realizar charla de seguridad previo a los trabajos en el pozo

16.- Armar herramientas y Unidad de Schlumberger y realizar las siguientes corridas:

1RUN: Armar sonda GR-CCL bajar y correlacionar profundidades , esta carrera

servira como registro base para el Baleo.

2RUN: Armar caones 3 3/8" HSD con cargas 3406 HMX PowerJet PURE 6 spf,

bajar correlacionar profundidades y balear el intervalo de Chonta de 3,324.5m

hasta 3,333m (8.5m Tentativa).

NOTA: En caso de estar en buen estado el csg de 7" y no tener que bajar

csg de 5", Rebalear la formacin CHONTA con caones 4 1/2" HSD y

cargas PowerJet OMEGA 5 spf.

PRUEBA DE FORMACION CON BOMBEO HIDRAULICO

INTERVALO CHONTA (3,324.5m - 3,333m) :

17.- Armar Unidad "Skid" de bombeo hidrulico de sertecpet, armar lneas de prueba y

chequear todas las conexiones hacia los frac tanksy bateria de produccin.





18.- Armar ensamble de fondo de pozo Sertectep para prueba de formacin como sigue:

Packer Sertecpet PHD de 7" + 01 Dc 4 3/4" + Oil Jar 4 3/4" + 06 Dcs 4 3/4" + x/o +

01 Tbg 3 1/2" sec + R-NoGo Nipple 2.25" sertecpet + 01 Tbg 3 1/2" sec + Sliding

sleeve 2.31" sertectep + sarta de prueba con Tbg 3 1/2" Sec 9.2 lb/ft.

Nota: inspeccionar y conejear toda la sarta a bajar en el pozo, chequear el ID de los

x/os a utilizar. Seguir recomendaciones del personal de sertecpet para el armado

y bajada de la sarta de prueba.

19.- Bajar ensamble de prueba y sentar packer @ 2,246m (100m por encima del

colgador del csg de 5" en caso se complete el pozo con liner de 5" ; de lo contrario,

sentar el packer en la mejor zona del csg de 7" segn los registros electricos.

Probar la hermeticidad del anular con 2000 psi de presin por 5 min (chequear que

no exista retorno por tubos).

20.- Armar Unidad de w ireline pluspetrol, bajar y sentar standing valve + memories

en el R-NoGo nipple de 2.25". Bajar con shifting tool y abrir la camisa de 2.31".

acondicionar la Jet pump (segn diseo del personal de sertecpet) bajar y sentar

en la camisa de 2.31".

21.- Realizar la prueba en la formacin Chonta con Jet pump segn diseo de sertectep.

Los caudales y Draw dow n seran diseados por el dpto de ingenieria Lima.

tiempo de la prueba depender de la respuesta del reservorio. Reportar los datos

de la prueba a Ingeniera Lima.

22.- Sacar ensamble de prueba, sacar tubing en barras para bajar BES y desarmar

el exceso de tuberia.

INSTALACION DE EQUIPO ESP :

10.- Armar y bajar conjunto BES Reda con sigue:

Usar tubera 3 1/2" 9.2 lb/ft. Caudal total estimado : 1000 BPD

PI estimado del pozo 1 bbl/psi.

Ensamble BES:

Bombas DN-1750

POSEIDON D8-42 Serie 400

Separador de Gas Serie 400

Sellos: 66L/BPBSL

Motores 100HP

Sistema Pump Watcher

Intake @ 2438m (8,000 ft)

10.- Bajar BES con tuberia de 3 1/2" a razn de 9 a 10 tubos x hora dependiendo del

drag del pozo.

11.- Arrancar el pozo con 50 Hz y probarlo registrando caudales, cortes de agua,

salinidades, API niveles de f luido, PI, etc, hasta estabilizar las condiciones.

12.- Limpiar la locacin del pozo y liberar el equipo y la cuadrilla de Workover.

CODIGO :

REV. : 01

COMPAA : PLUSPETROL FECHA : 30-Sep-06

CAMPO : FORESTAL POZO :

RESERVORIO : VIVIAN B POZO NUEVO

LONGITUD PROFUNDIDAD OD ID

m (base) m in in

1 Tubing 3 1/2" SEC 306 jts ( longitud 2921.89 m) 2903.26 2903.26 m

2 X-Over 3" EUE pin x 3 SEC box 0.27 2903.53 m 3.500 2.992

3 2.812 Sliding Sleeve, type "L", 3" EUE pin x box 0.89 2904.42 m 3.500 2.812

1 4 X-Over 3" SEC pin x 3" EUE box 0.28 2904.70 m 3.500 2.992

5 Tubing 3" SEC pin x box 9.41 2914.11 m 3.500 2.992

6 X-Over 3" EUE pin x 3'' SEC box 0.28 2914.39 m 3.500 2.992

7 2.75" No-go nipple "R", 3" EUE pin x box 0.32 2914.71 m 3.500 2.750

8 X-Over 3" SEC pin x 3'' EUE box 0.28 2914.99 m 3.500 2.992

9 1 Tubing 3" SEC pin x box 9.31 2924.30 m 3.500 2.992

10 X-Over 2 7/8" EUE pin x 3'' SEC box 0.32 2924.62 m 3.500 2.875

0.91 2925.53 m

7" PHD Mechanical Packer, 2 7/8" EUE pin x box 2925.53 m 5.968 2.440

0.78 2926.31 m

12 Pup joint 2 7/8" EUE pin x box 1.29 2927.60 m 2.875 2.410

2 13 2.25" No-go nipple "R", 2 7/8" EUE pin x box 0.32 2927.91 m 2.875 2.250


3 15 2.31" Sliding Sleeve (Abierta), type "L", 2 7/8" EUE pin x box 1.00 2930.80 m 2.875 2.310

16 Shoes Mule 2 7/8" 1.44 2932.24 m 2.875 2.410

4

5

6

7

8

9

10 28.98 m

11

12

13

14

15

16

FORESTAL 1302

COMPLETACION DE PRUEBA N 01

ITEM DESCRIPCION

11

DIAGRAMA DE COMPLETACION DE POZO

(2951 - 2957.5)m

VIVIAN B

CODIGO :

REV. : 01

COMPAA : PLUSPETROL FECHA : 30-Sep-06

CAMPO : FORESTAL POZO :

RESERVORIO : VIVIAN B POZO NUEVO

LONGITUD PROFUNDIDAD OD ID

m (base) m in in

1 Tubing 3 1/2" SEC 306 jts ( longitud 2921.89 m) 2903.26 2903.26 m

2 X-Over 3" EUE pin x 3 SEC box 0.27 2903.53 m 3.500 2.992

3 2.812 Sliding Sleeve, type "L", 3" EUE pin x box 0.89 2904.42 m 3.500 2.812

1 4 X-Over 3" SEC pin x 3" EUE box 0.28 2904.70 m 3.500 2.992

5 Tubing 3" SEC pin x box 9.41 2914.11 m 3.500 2.992

6 X-Over 3" EUE pin x 3'' SEC box 0.28 2914.39 m 3.500 2.992

7 2.75" No-go nipple "R", 3" EUE pin x box 0.32 2914.71 m 3.500 2.750

8 X-Over 3" SEC pin x 3'' EUE box 0.28 2914.99 m 3.500 2.992

9 1 Tubing 3" SEC pin x box 9.31 2924.30 m 3.500 2.992

10 X-Over 2 7/8" EUE pin x 3'' SEC box 0.32 2924.62 m 3.500 2.875

0.91 2925.53 m

7" PHD Mechanical Packer, 2 7/8" EUE pin x box 2925.53 m 5.968 2.440

0.78 2926.31 m


2 13 2.25" No-go nipple "R", 2 7/8" EUE pin x box 0.32 2927.91 m 2.875 2.250


3 15 2.31" Sliding Sleeve (Abierta), type "L", 2 7/8" EUE pin x box 1.00 2930.80 m 2.875 2.310

16 Shoes Mule 2 7/8" 1.44 2932.24 m 2.875 2.410

4

5

6

7

8

9

10 28.98 m

11

12

13

14

15

16

FORESTAL 1302

COMPLETACION DE PRUEBA N 01

ITEM DESCRIPCION

11

DIAGRAMA DE COMPLETACION DE POZO

(2951 - 2957.5)m

VIVIAN B





18.- Armar ensamble de fondo de pozo Sertectep para prueba de formacin como sigue:

Packer Sertecpet PHD de 7" + 01 Dc 4 3/4" + Oil Jar 4 3/4" + 06 Dcs 4 3/4" + x/o +

01 Tbg 3 1/2" sec + R-NoGo Nipple 2.25" sertecpet + 01 Tbg 3 1/2" sec + Sliding

sleeve 2.31" sertectep + sarta de prueba con Tbg 3 1/2" Sec 9.2 lb/ft.

Nota: inspeccionar y conejear toda la sarta a bajar en el pozo, chequear el ID de los

x/os a utilizar. Seguir recomendaciones del personal de sertecpet para el armado

y bajada de la sarta de prueba.

19.- Bajar ensamble de prueba y sentar packer @ 2,246m (100m por encima del

colgador del csg de 5" en caso se complete el pozo con liner de 5" ; de lo contrario,

sentar el packer en la mejor zona del csg de 7" segn los registros electricos.

Probar la hermeticidad del anular con 2000 psi de presin por 5 min (chequear que

no exista retorno por tubos).

20.- Armar Unidad de w ireline pluspetrol, bajar y sentar standing valve + memories

en el R-NoGo nipple de 2.25". Bajar con shifting tool y abrir la camisa de 2.31".

acondicionar la Jet pump (segn diseo del personal de sertecpet) bajar y sentar

en la camisa de 2.31".

21.- Realizar la prueba en la formacin Chonta con Jet pump segn diseo de sertectep.

Los caudales y Draw dow n seran diseados por el dpto de ingenieria Lima.

tiempo de la prueba depender de la respuesta del reservorio. Reportar los datos

de la prueba a Ingeniera Lima.

22.- Sacar ensamble de prueba, sacar tubing en barras para bajar BES y desarmar

el exceso de tuberia.

INSTALACION DE EQUIPO ESP :

10.- Armar y bajar conjunto BES Reda con sigue:

Usar tubera 3 1/2" 9.2 lb/ft. Caudal total estimado : 1000 BPD

PI estimado del pozo 1 bbl/psi.

Ensamble BES:

Bombas DN-1750

POSEIDON D8-42 Serie 400

Separador de Gas Serie 400

Sellos: 66L/BPBSL

Motores 100HP

Sistema Pump Watcher

Intake @ 2438m (8,000 ft)

10.- Bajar BES con tuberia de 3 1/2" a razn de 9 a 10 tubos x hora dependiendo del

drag del pozo.

11.- Arrancar el pozo con 50 Hz y probarlo registrando caudales, cortes de agua,

salinidades, API niveles de f luido, PI, etc, hasta estabilizar las condiciones.

12.- Limpiar la locacin del pozo y liberar el equipo y la cuadrilla de Workover.

EJEMPLO 2

1AB-33-155D

K.B: 750'

G.L: 729' "C A M ER ON " TUB IN G HA N GER

Killing String 15 Tbg 3 1/2" SEC

O BSTRUCCIO N @ 861.06 m

CASING

T.L. 7" @ 2243.93 m (7362')

9 5/8" CSG @ 2325.01 m (7628')

TUBING

2840.13 - 2852.93 mts.

SE QUEDO EN EL POZO: 9318' - 9360'

- 3 CANALETAS, 14 SUPERBANDAS (ENERO 19, 1996)

- 1 MOTOR GUIA (JULIO 01, 1999)

PBTD @ 10114' (3082.74 m)

FECHA DE COMPLETACION: Sep. 1986 7" Casing shoe @ 10197' (3108.04 m)

Ninguno TD @ 10210'

ULTIMO WORKOVER:

VIVIAN "A"

3108.0

O D GRADO PESO RO SCA PRO F.(m)

7" P-110 29 # / FT Buttres

PRO F. (m)

9 5/8" N-80 47 # / FT Buttres 2325.0

O D GRADO # / FT RO SCA

FECHA INSTALACIO N: ENERO 19, 1996

SERIAL

SERIE

ETAPAS

BO MBA PRO T. MO TO R

MO D

DIAGRAMA DE POZO

CONJUNTO BES: REDA

COMPLETACION

El pozo Shiv 20 direccional se complet en Setiembre 1986 por Vivian "A"

Se realiz cementacin forzada en el tope de laina, sentando previamente un

EZ-SV Cement retainer @ 7300 ft. Se logr inyectar 23 bbls de cemento. Presin

final del squeeze fue 3500 psi.

Se realiz un surge test para evaluar el tope de laina. Sali prueba seca Ok.

Se corri CBL-VDL con 500 psi mostrando buena adherencia entre Vivian

y Chonta.

Se perfor la formacin Vivian de la sgte manera:

< 2840,1 - 2846,2 > m < 9318' - 9338' > 4 spf

< 2846,2 - 2852,9 > m < 9338' - 9360' > 4 spf

Luego se baj sarta DST con 1000 ft de colchn de agua y se realiz un surge

test. El f ludo lleg a superficie en 15 minutos.

Se complet el pozo instalndole un conjunto ESP:

138 D-225B + 2x180 HP Motors. Intake @ 5939 ft.

La produccin inicial fue de 11,125 BOPD x 0 BWPD x 0.0%WC x 24.3 API

Pullings.-

Posteriormente a la completacin se han realizado 09 Pullings, con los sgtes

resultados:

# ESP Intake Fecha Das Causa de Falla

1 128D225B

2 35JN10000

3 50JN10000

4 50JN10000

5 50JN10000

6 50JN10000

7 44HC12000

8 50JN10000

9 48JN10000

10 99SN8500

Luego de la corrida N 7 (Ene-96). La BES oper solamente 4 hr, por lo que al retirase

se encontr el ensamble retorcido y el eje roto. Entonces se corri broca de 8 " y

scraper de 9 5/8", y no pudo pasar de 2825 ft. Posteriormente se baj Economlll 8 3/8"

y repas la obstruccin @ 2825 ft (861.06 m), luego fue libre hasta 3657 ft (1114.6 m).

Las sgtes instalaciones ESP trabajaron normalmente en valores TSS, hasta el 05

de marzo cuando un anlisis indic 12,980 mg/lt (Clay) en la fase petrleo. El

pozo fue cerrado el 06 de Marzo, pues el tratamiento de crudo en la planta de

Shiviyacu arrojaba PTB fuera de especif icacin.

Actualmente el pozo tiene un Killing string de 15 Tbg.

PROPUESTA

Inspeccionar el estado del pozo con registro de cemento y registro de corrosin

para determinar la zona del casing daada y proceder a repararla, mediante un

trabajo de cementacin un tieback de 7".

Evaluar reservorio Chonta con registro de saturacin RST, de los resultados:

- Si muestra buena saturacin de HCs poner en produccin conjuntamente con

Vivian con reduccin del actual intervalo de produccin mediante trabajo de ce-

mentacin y aislamiento.

- Si presenta pobre saturacin de HCs, No abrir Chonta y poner en produccin Vi-

vian con un ESP de mayor caudal al actual (Incremento de regimen extraccin).

2644 Abr 15,02 688 Cerrado por altos TSS.

2603 Jul 02,99 1007 Intake con eje roto.

2689 Jan 21,96 1247 Motores a tierra

3696 Jan 17,96 4 hr Ensamble torcido. Eje roto. Rayado.

2811 Jul 19,93 898 Protector con eje roto.

2899 Nov 17,90 959 Up motor a tierra.

2820 Nov 27,87 1046 Bomba Inferior eje roto.

39 Lw Motor con fases a tierra.

2697 Jul 18,87 129 Cable a tierra. Up Motor a tierra.

Sep 28,86 Cable con fase a tierra.2485940

3001 Jun 07,87

COMPLETACION







y Chonta.


< 2840,1 - 2846,2 > m < 9318' - 9338' > 4 spf

< 2846,2 - 2852,9 > m < 9338' - 9360' > 4 spf






Pullings.-


resultados:


1 128D225B

2 35JN10000

3 50JN10000

4 50JN10000

5 50JN10000

6 50JN10000

7 44HC12000

8 50JN10000

9 48JN10000

10 99SN8500










PROPUESTA




















3001 Jun 07,87

COMPLETACION







y Chonta.


< 2840,1 - 2846,2 > m < 9318' - 9338' > 4 spf

< 2846,2 - 2852,9 > m < 9338' - 9360' > 4 spf






Pullings.-


resultados:


1 128D225B

2 35JN10000

3 50JN10000

4 50JN10000

5 50JN10000

6 50JN10000

7 44HC12000

8 50JN10000

9 48JN10000

10 99SN8500










PROPUESTA




















3001 Jun 07,87

PROGRAMA

ACONDICIONAMIENTO DE POZO

1.- Armar equipo P-115 en la locacin del pozo.

2.- Desfogar pozo hasta quedar controlado. Bombear 40 bbls WOF

8,4 ppg por casing como precausin.

KCl Cloruro de potasio




3.- Retirar rbol de navidad. Instalar BOP. Completar armado de equipo.

Probar funcionamiento del BOP, Crow n-o-matic.

4.- Nota: Inspeccionar el cabezal del pozo, de ser necesario cambiar las valvulas.

Mover Frac Tank hacia la locacin del pozo para prueba de formacin.

RECUPERACION DE KILLING STRING

5.- Desanclar tubing hanger y sacar killing string de 15 Tbg 3 1/2" Sec.

CALIBRACION DEL CASING DE 9 5/8" Y CSG DE 7"

6.- Armar y bajar Taper mill de 8" con DP 3" hasta posicin de la obstruccin

restriccin (+/- 861.06m). Trabajar cuidadosamente hasta conseguir pase a travs

del csg 9 5/8". Avanzar hasta encima del tope de liner a +/- 2243.93 m (7362').

De ser necesario emplear pldoras viscosas de limpieza. Limpiar y circular. Sa-

car sarta, revisar los dametro de la fresa y reportar lo recuperado en las canas

tas tipo Junk Basket.

7.- En caso de presentarse restricciones al paso del Taper mill de 8", ser necesario

bajar DP 3 1/2" con Junk Mill 7 1/2" y Watermellon de 8 1/2" para rectif icacin

lateral del casing 9 5/8". Repasar en zonas de obstruccin. Limpiar y circular.

Sacar sarta.

8.- Bajar Junk Mill de 6" y Scraper de 7" con DP de 3" hasta encima del ltimo

fondo a +/- 3082.7 m. (10114'). Limpiar y circular. Sacar sarta.

TOMA DE REGISTROS ELECTRICOS: MIT / GR-CBL-VDL / RST-GR

9.- Armar Unidad WL-Slb. Bajar CCL + Canasta de calibracin para csg 9 5/8"

( drift csg = 8.525") hasta encima del tope liner 7" a 2243.93 m (7362').

10.- Bajar sonda Multifinger Caliper MIT y registrar 9 5/8" csg desde 2243.93m (tope

liner) hasta superficie y casing 7" desde 2900 m hasta 2750 m.

11.- Bajar sonda GR-CBL-VDL y registrar casing de 9 5/8" desde 2243.93m (tope de

liner) hasta superficie.

Nota: la toma de informacion del GR servira para el proyecto de disposicin de

agua de produccin.

12.- Bajar sonda RST-GR en modo Sigma y registrar de 3080m - 3050m (Chonta) y

de 2875m - 2830m (Vivian).

De acuerdo a los resultados de interpretacin se decidir abrir el reservorio CH.

PROGRAMA

REPARACION DE ZONA DAADA POR CEMENTACION

13.- Armar Unidad Schlumberger y bajar tapn N-1 para csg. de 9 5/8" y sentarlo de

acuerdo al resultado del registro de corrosin (debajo de los 861.06 m que es la

zona daada). Sacar taponera y desarmar poleas Slb.

14.- Bajar DP de 3 1/2" con 20 tubing 2 7/8" y diverter tool .

Armar lneas "BJ", efectuar meeting de seguridad con todo el personal involucrado.

Probar lneas con 3000 psi.

15.- Llenar pozo y establecer circulacin de tubos a forros con f luido de w orkover

Realizar prueba de inyectividad con punta de tubos ubicado encima del tapn.

16.- Bombear los siguientes f luidos:

- 10 Bls de agua fresca.

- 15 Bls de mezcla de cemento de 15.6 lbs/gal. (+/- 50 sxs cemento).

- 1.3 Bls de agua fresca.

- 21.7 Bls de f luido de w orkover de desplazamiento.

Nota: Verif icar balance de f luidos.

17.- Sacar 12 stands y limpiar tubera circulando en reversa hasta obtener retorno limpio.

18.- Cerrar forros y hesitar con 0.5 a 1 Bl cada 5 a 10 minutos, dependiendo de la

declinacin de presin, hasta alcanzar el cierre. Presin mxima de operacin

2000 psi. En caso no se logre cierre, repetir operacin en caso ser necesario.

19.- Dejar pozo cerrado por dos horas con presin. Descargar presin lentamente y

sacar tubera.

20.- Esperar frague de cemento por 24 horas.

21.- Bajar junk mill (superloy) broca usada PDC de 8 1/2" + DC de 4 3/4" + Jar

y 3 " DP. Verif icar profundidad y consistencia del cemento.

22.- Moler tapn de cemento, circular y limpiar.

Presurizar casing y chequear integridad con 1500 psi.

Continuar moliendo tapn N-1. Comprobar retorno de f luido limpio a superficie.

Sacar sarta en barras.

23.- Bajar DP de 3 " con broca de 8 ", rima para casing de 9 5/8" y junk basket

hasta tope de liner 7" a 2243.93 m, limpiar y circular. Sacar en barras.

24.- Armar y bajar Junk Mill 6" para limpiar desde el tope de liner de 7" hasta PBTD.

Sacar quebrando el DP 3 1/2".

SI CHONTA MOSTRARA VALORES ALTOS DE SATURACIONES DE AGUA

Ir al paso 48.- , bajar bomba y producir solamente Vivian "A" (PI : 22 bpd/psi).

SI CHONTA MOSTRARA VALORES DE SATURACIONES DE PETROLEO

seguir con el programa en el paso 25.-

SARTA DE PRUEBA DST-TCP (ZONA CHONTA):

25.- Armar sarta de prueba Schlumb. DST-TCP con Packer Positrieve de 7"; Nota: la

longitud de los caones para el intervalo de baleo sern dados segn registro RST

de saturacin (intervalo tentativo de baleo ser de 3055m - 3058m).

usar vlvula de prueba MFE (mecnica), guns de 4 1/2" con cargas Pow erJet

4505 HMX 5 spf con sistema de disparo redundante (barra y presin por directa).

usar colchn de diesel de 6500 pies (underbalance 1000psi) desde la vlvula

de prueba (MFE), considerando una presin de reservorio de 3500psi.

26.- Bajar sarta de prueba con Tbg 3 1/2" Sec cond. 1; Nota: conejear toda la sarta.

27.- Armar unidad de Registros elctricos , bajar GR-CCl y correlacionar la sarta TCP

con el Pip Tag radioactivo, poner caones en posicin frente al intervalo de chonta y

sentar Pck Positrieve a 9885pies (3013m), usar registros de CBL-VDL con fecha

Sept-24-1986 para correlacin, Nota: collares en csg 7" ubicas a 9859' y 9899pies.

28.- Armar cabezal de prueba Slb de 5000psi y equipo de superficie (Separador, choke

manifold y lneas de alta presin).

29.- Realizar meeting de seguridad. Probar lneas de superficie con 2500psi.

30.- Abrir vlvula de prueba "MFE" aplicando 20M lb de peso en la sarta, soltar barra

de 1 3/4", esperar manifertacin de disparo y balear la formacin Chonta en el

intervalo programado (tentativo entre 3055 - 3058m).

PRUEBA:

31.- Primer flujo: por 15 min aprox. de acuerdo a manifestacin del pozo cerrar

al instante de observar una cada de presin en el manmetro.

Primer cierre: de 6 hrs. maniobrando sarta en tensin.

Armar unidad Wireline Pluspetrol y tomar presiones con paradas, registrar niveles

de f luidos encontrados.

Segunda apertura: abrir vlvula de prueba "MFE" y ver manifestacin del pozo,

en caso el pozo f luya seguir los siguientes pasos:

1.- Desplazar el colchn de diesel al frac tank, viendo la cantidad de gas que sale

seguir desplazando fluido del pozo hacia el frac tank.

2.- Cambiar lneas hacia el Separador de Slb y completar mediciones de caudal.

3.- Hacer mediciones de cortes de agua y anlisis de f luidos. Seguir recomenda-

ciones de Ingeniera Lima para continuar la prueba.

*En caso que el Pozo no fluya a superficie. Abrir reversadora aplicando presin

por directa con 2500psi y romper disco. Circular el volumen de la tubera mas 50%

adicional. Sacar muestras del f luido en la resersa y sacar anlisis de f luidos.

32.- Desarmar cabezal de prueba y lneas. Desasentar Packer Positrieve y sacar

tubera en barras.

Seguir con trabajo de instalacin de casing EXPATCH en la pag. Siguiente.

NOTA: Mover bombas de "BJ" para realizar el trabajo de expansin (presin mxima

de trabajo 5000psi).

INSTALACION DE CASING PATCH TIPO EX-PATCH PARA AISLAR ZONAS

ACUIFERAS DEL RESERVORIO VIVIAN

Del acondicionamiento previo a los trabajos de instalacin del casing expandible

tipo EX-Patch, el pozo debe estar completamente limpio y lleno con fluido WO.

La longitud de aislamiento con el EXPatch ser de acuerdo al registro de corrosin

tomado previamente y tentativamente podra ser de 2835m a 2860m (9301pies

a 9383 pies) 25 metros frente a la formacin Vivian "A".

Realizar meeting de seguridad previo al trabajo.

33.- Pozo debe estar calibrado para un gauge de casing 7", como trabajo previo.

34.- Colocar la seccin Sello-Ancla Inferior (SAI) en las cuas de la mesa rotaria.

35.- Conectar el primer tubo EXPatch al SAI y por encima de este, el resto de los

tubos, EXPatch, segn programa.

36.- Conectar la seccin Sello-Ancla superior (SAS) al ltimo tubo EXPatch (el SAS

incluye la camisa de instalacin, running sleeve, a la cual se conectan las he-

rramientas de instalacin y expansin).

37.- Conectar/insertar la herramienta de instalacin y expansin a la camisa de

instalacin (las cuas de acarreo automticamente se f ijaran al perfil en la

camisa de instalacin, "running sleeve", asegurando la herramienta de expan-

sin al esamblaje del casing patch).

Como precaucin extra, asegurar el acoplamiento de la herramienta de instala-

cin y expansin al ensamblaje del casing patch, mediante la insercin de blo-

ques de seguridad en el perfil correspondiente ubicado hacia el tope de la cami-

sa de instlacin.

38.- Bajar todo el conjunto a la profundidad programada usando TBG de 3 1/2" cond. 1

y cerrar hidrulicamente el sistema dejando caer una bola hasta su asiento en

el ensamblaje de expansin.

39.- Presurizar el sistema para activar el pistn e inciar la expansin (mxima pre-

sin de trabajo 5000 psi); durante la parte inicial de la carrera del pistn, el SAS

ser expandido y f ijado al revestimiento.

40.- Continuar aplicando presin hasta que el pistn complete su carrera de 5 pies,

la vlvula de alivio del sistema se activara indicando la conclusin de la carrera

41.- Cerrar el pistn bajando la tubera (durante este proceso se libera el sistema

de acarreo).

42.- Re-presurizar el sistema y repetir puntos 34, 35 y 36 a lo largo de la longitud del

casing patch (en el ltimo ciclo, el ancla hidrulico se asentara en el revestimiento

por debajo del SAI).

43.- Sacar Tbg 3 1/2" quebrando, inspeccionar y devolver a suministros para

hacer el descargo de la tubera.

44.- Desarmar el BHA Baker de expansin .

RE-BALEO DEL RESERVORIO VIVAN "A" :

45.- Aramr Unidad de regstros elctrico de Schlumberger.

46.- Armar lubricador y realizar charla de seguridad con todo el personal involucrado.

Armar y bajar caones HSD de 4 1/2" con cargas PJ 4505 5dpf + CCL y re-balear

el reservorio de Vivian "A" con longitud de intervalo a ser definido de acuerdo a

registro de saturacin tomado en el pozo (intervalo tentativo de 2840m - 2845m).

Correlacionar profundidades con el registro CBL-VDL-GR del 24 de Set de 1986.

47.- Chequear en superficie que las cargas esten disparadas.

Desarmar Unidad y herramientas de logging.

INSTALACION CONJUNTO BES:

48.- Armar y bajar conjunto ESP, el diseo dependera de los resultados de la

prueba de formacin (Calculo de PI) e intervalos a ser baleados.

NOTA: bajar conjunto BES con tuberia nueva.

Arrancar la ESP y monitorear los parmetros de produccin hasta conseguir

estabilizarlos. Tomar medidas de corte de agua y anlisis de f luidos.

Desarmar el Equipo.

Limpiar la locacin del pozo y liberar la cuadrilla operativa.

"CAMERON" TUBING HANGER

T.L. 7" @ 2243.93 m.

9 5/8" Casing shoe @ 2325.01 m

EXPATCH Expandible de 7" x 5.559"

2835 a 2860 mts (tentativo)

PRIMER SELLO ELASTOMERICO

REBALEO VIVIAN "A"

2840 - 2845 m (tentativo)

2840.13 - 2852.93 mts Baleo Anterior

SELLO ELASTOMERICO

SEGUNDO SELLO ELASTOMERICO

(tentativo)

BALEO CHONTA

3055 - 3058 m

PBTD @ 10114' (3082.74 m)

7" Casing shoe @ 10197' (3108.04 m)

TD @ 10210'

CHONTA

Reparado con

Tapon de cemento

EJEMPLO 3

SOUTH CAPAHUARI 241AA-43-91-D (SCAP2422)

7 TOL @ 2806.3m (9207)

9 5/8 Csg Shoe @ 2877.9m (9442)

Chonta :3,859-3,863m (12,661-12,674)

Chonta :3,864.8-3,869.4m (12680-12695)7 EZ-SV Bridge plug @ 12700

Squeezed perforations (12706-12708)

Top of fish @ 3,821m (12536) : 12 OF 3 tbg (cut)

5 JTS. 3CS -HYD. Tubing [w/ Chemical Cutter Head

(1) and module (1) inside]

2.81 Sliding sleeve @ 12526 (+ 1 jt. 3 tbg)

2.31 F nipple w/ FSG plug @ 12558

G-22 tbg. locator W/ 9 seal units

F-1 Packer @ 12560

1 JT 2-7/8 perforated tbg

2.25 R No-Go nipple 2 7/8 @ 12601

mule shoe 2 7/8 EUE box X pin @ 12602

PBTD @ 3,882m (12,736)

7 Liner shoe @ 3,885.3m (12,747)

TD @ 3,896.8m (12,785)

CASING LINER TUBING

SIZE 9 5/8 7 3 1/2

WEIGHT 47 PPF 29 PPF 9.3 PPF

GRADE N-80 P-110 L-80

THREAD BUTTRESS BUTTRESS CS Hyd

DEPTH m 2,877.9 3,885.2 946.7

Elevation : KB: 801GL: 780

Cameron DCB-FBB TBG Hanger 4 EUE

X/O 4 EUE PIN. X 3 CS Hyd PIN

100 JTS 3 CS HydrilL-80, 9.3 #/ft , rerun tbg

F-1 Packer W/ DR Plug @ 3,749m

(12300)

Vivian : 3,608.2m 3,613.7m(11838-11856)

Vivian : 3616.7m 3,618.6m(11866 - 11872)Vivian : 3,618.6m 3,621.6m(11872 - 11882)

Vivian : 3,624.7m 3,629.6m(11892 - 11908)

AFTER WELL SERVICE #22

Tail at 946.7 m (3106)

7 EZ-SV Retainer at 3,615.2m(11861).

7 EZ-SV Retainer at 3,618.6m(11872).

HISTORIA

Pozo perforado en reemplazo al Cap. Sur-9 abandonado.

Se complet en Oct.1981, con sarta dual, produciendo Vivian y Chonta

Produccin Inicial :

Vivian : 6903 BOPD x 34.7 API x 0% WC

Chonta: 1352 BOPD x 34.4 API x 0.6%

En Feb. 1982 dej en produccin solo Vivian.

En Nov.1983 la sarta corta fue reemplazada por problemas de

corrosin.En Jun.1984, sac sarta dual, Chonta fue aislado con

PKR F-1 y Tapn DR a 3749m. Produccin antes : 669 BOPD x

1423 BAPD. Produccin despues: 1587 BOPD x 3228 BAPD

En Nov. 1984 cambia sistema de levantamiento artificial de GL a ESP.

En Nov.-Dic 1994, se sent Tapn EZ-SV a 3618.6 m y cement retainer

a 3615.2 m.Realiz Inyeccin de polmero para control de agua

intervalo 3616.8-3618.6 m. Prod.antes: 238 BOPDx 6926 BAPD

Prod. Despues : 278 BOPD x 536 BAPD

Historia de los Perforados:

Chonta : 3864.9-3869.4 y 3859.1 - 3863.0

clase n°8 reacondicionamiento-1 pp-514

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