manual de recepción y entrega de información técnica de hc

perú petra

Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de

Exploración y Explotación de Hidrocarburos

¡1

Noviembre 2013

11

I I I

I

1 II I~

Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de Exploración y Explotación de Hidrocarburos - 2012

Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

RESUMEN

El Banco de Datos de PERUPETRO S.A. está encargado de almacenar, preservar y administrar la información técnica de exploración y producción de hidrocarburos del país.

Realiza la recepción, verificación física, catalogación, carga en base de datos y verificación técnica de toda la información que hayan generado las compañías durante sus actividades de exploración y explotación de hidrocarburos según Contrato o Convenio, y que están obligadas a entregar a cabalidad a PERUPETRO S.A. Dicha información, luego de un periodo de confidencialidad, se pone a ' disposición y libre de costo a los potenciales inversionistas, geocientístas y público en general, para desarrollar trabajos de evaluación y/o investigación para la inversión en exploración y/o explotación de hidrocarburos en el Perú u otros temas de su interés.

El Banco de Datos cuenta con un sistema integrado de servicIos e infraestructura de tecnología de información para realizar sus tareas y para la transferencia de la información técnica en formato digital.

El presente Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de Exploración y Explotación de Hidrocarburos está diseñado exclusivamente para dar cumplimiento a las normas que deben cumplir las empresas con contrato o convenio suscrito con PERUPETRO S.A., para la entrega de la información técnica geológica y geofísica, luego de cumplir con las obligaciones relacionadas a los contratos y/o convenios suscritos para la exploración y/o

explotación de hidrocarburos en el país. ff~ , 6ff

1



CONTENIDO

1. INTRODUCCiÓN ............................................................................................................ 4 1.1 OBJETiVO ...................................................................................................................... 4 1.2 ALCANCE ....................................................................................................................... 4 1.3 PROTOCOLO PARA ENTREGA DE INFORMACiÓN TÉCNICA ................................... 5

1.3.1 Lugar de Entrega .......................................................................................................... 5

1.3.2 Aspectos generales que deben tenerse en cuenta en el proceso de entrega de información técnica ....................................................................................................... 5

1.3.3 Entrega de la Información Técnica ............................................................................. 6

1.3.4 Verificación Física y Técnica de la Información ....................................................... 6

2. NORMAS DE RECEPCiÓN DE LA INFORMACiÓN TÉCNICA ...................................... 7 2.1 ESTUDIOS GEOLÓGiCOS ............................................................................................. 7

2.1.1 Geología de Campo ..................................................................................... ................. 7

2.1.2 Estudios Geoquímicos ................................................................................................. 8

2.1.3 Estudios Bioestratigráficos .......................................................................................... 8

2.2 PERFORACiÓN, COMPLETACIÓN y PRUEBAS DE POZOS ...................................... 8 2.3 ESTUDIOS GEOFísiCOS ............................................................................................. 10

2.3.1 Sísmica 20, 3D, 40, Multicomponente y Pasiva B F ............................................ 10

2.3.2 Otros levantamientos geofísicos ............................................................................... 13

2.4 INFORMACiÓN GEOGRÁFiCA .................................................................................... 13 2.5 INFORMACiÓN TÉCNICA DE POZOS Y SíSMiCA ...................................................... 14

2.5.1 Módulos de la Base de Datos de Pozos ........................... .. .................................... 14

2.5.2 Tablas o Fichas para Información Sísmica ............................................................. 15

3. SOLICITUDES DE INFORMACiÓN TÉCNICA ............................................................. 15 ANEXOS .............................................................................................................................. 16 ANEXO 1 - FORMATOS PARA LA ENTREGA DE MUESTRAS DE ROCA, FLUIDOS Y

ANÁLISIS DE LABORATORIO .................................................................................... 17 ANEXO 2 - NOMBRE DEL POZO ....................................................................................... 32 ANEXO 3 - ESTADO DEL POZO Y OTROS PARÁMETROS ............................................. 33 ANEXO 4 - HISTORIAL DEL POZO .................................................................................... 39 ANEXO 5 - CONTROL DE ENTREGA DE INFORMACION TECNICA ................................ 41 ANEXO 6 -INFORMACiÓN GEOGRÁFiCA ........................................................................ 45 ANEXO 7 -INFORMACiÓN SíSMiCA ................................................................................. 51 ANEXO 8 - MÓDULOS DE LA BASE DE DATOS DE POZOS ........................................... 68 MODULO 1 INFORMACiÓN GENERAL DE POZO ............................................................. 71

~TABLA 1.-IDENTIFICACIÓN DE POZO ....... ...................................................................... 75

~\ TABLA 2.- COORDENADAS DEL POZO ............................................................................ 75

l -, ~\ , \ TABLA 3.- UNIDADES ESTRATIGRÁFiCAS ...................................................................... 75 'Ji TABLA 4.- REGISTROS TOMADOS EN EL POZO ............................................................. 76 , (jll;ttf TABLA 5.- DATOS DE DESVIACION ............... ~ ................................................................. 78

1

'1 TABLA 6.- ANALISIS DE AGUA DE FORMACION ............................................................ 78 M TABLA 7.- DATOS DE PERFILES (REGiSTROS) .............................................................. 79

(3P' MODULO 2 COMPLETACION DE POZOS ......................................................................... 80 I ~E.T Ro . TABLA 1 - TUBERIA DE REVESTIMIENTO ....................................................................... 83

, I (t" uf) "'.,. ABLA 2 -INTERVALOS ABIERTOS .......•......•............•..•.•................•....•.•........•...•..•........ 83 Q.. ~ .-8 ABLA 3.-INTERVALOS AiSLADOS ................................................................................. 84 ~ ~

, "'.s>", :-.0'-%~~ 2


TABLA 4.- TRATAMIENTO DE ESTIMULO ........................................................................ 84 TABLA 5.- PRUEBAS ESPECIALES DE PRODUCCION ................................................... 85 MODULO 3 PERFORACiÓN ............................................................................................... 86 TABLA 1.- FECHAS DE INSTALACION PERFORACION y COMPLETACION ................. 89 TABLA 2.- PARAMETROS DINAMICOS EN LA PERFORACION ...................................... 89 TABLA 3.- PROPIEDADES DEL LODO .............................................................................. 89 TABLA 4.- REGISTRO DE BROCAS .................................................................................. 90 TABLA 5.- PROBLEMAS EN EL HUECO ........................................................................... 90 MODULO 4 RESERVORIOS .............................................................................................. 91 TABLA 1.- ANALlSIS HIDROCARBUROS GASEOSOS .................................................... 99 TABLA 2.- ANALISIS HIDROCARBUROS LIQUIDOS ....................................................... 99 TABLA 3.- EXTRACCION DE FLUIDOS DE RESERVORIO - PVT ..................................... 99 TABLA 4.- LIBERACION FLASH - PVT ............................................................................ 1 00 TABLA 5.- LIBERACION DIFERENCIAL - PVT ................................................................ 100 TABLA 6.- RESULTADO DE ANALlSIS - PVT ................................................................. 101 TABLA 7.- EXTRACCION DE NUCLEOS CONVENCIONALES y SWC .......................... 101 TABLA 8.- ANALlSIS CONVENCIONAL DE NUCLEOS y SWC ...................................... 102 TABLA 9.- ANALlSIS DE PERMEABILIDAD RELATIVA ................................................. 103 TABLA 10.- ANALISIS DE PRESION CAPILAR ............................................................... 1 03 TABLA 11.- RESULTADOS DE LA PRUEBA DE PRESION DE FONDO ......................... 103 MODULO 5 PRODUCCiÓN .............................................................................................. 1 05 TABLA 1.- REPORTE DIARIO DE PRODUCCION ........................................................... 108 TABLA 2.- PRODUCCION MENSUAL DIFERIDA DE PETROLEO Y GAS ...................... 108 TABLA 3.- PRODUCCION O INYECCION MENSUAL POR POZO .................................. 108 TABLA 4.- ESTADO MENSUAL DE POZOS POR YACIMIENTO ..................................... 109 TABLA 5.- BALANCE MENSUAL DEL GAS I GAS Y LlQUIDOS CONSUMIDOS ........... 109 CONCLUSIONES ............................ " ................................................................................. 110

{\~ Gt

3



1. INTRODUCCiÓN

El "Manual de Recepción y Entrega de I nformación Técnica de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de PERUPETRO S.A.", en adelante el Manual, norma la entrega al Banco de Datos de PERUPETRO S.A. de la información técnica generada a partir de las actividades de exploración y/o explotación de hidrocarburos que efectúan las compañías, durante el desarrollo de las actividades de exploración y/o explotación realizadas en cumplimiento de los contratos o convenios suscritos con PERUPETRO S.A .. Por tal motivo, juega un papel muy importante para la posterior promoción de la inversión en esas actividades.

El volumen, complejidad e importancia de la información generada por las actividades de hidrocarburos, sustentan la necesidad de organizarla y validarla adecuadamente a efectos de poder archivarla técnicamente y transferirla eficientemente. Para tal efecto, la información técnica debe ser verificada y clasificada de acuerdo al tema y al tipo de información a fin de garantizar su integridad, calidad y seguridad.

La eficiencia del servicio de consultas y solicitudes de información al Banco de Datos de PERUPETRO S.A., en adelante PERUPETRO, está en relación a la calidad de la información técnica enviada por las compañías que generan dichos datos técnicos y su posterior entrega de acuerdo al Manual.

La información técnica resultante de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos debe ser verificada por Geólogos, Ingenieros de Petróleo y Geofísicos de las compañías, con amplio conocimiento y experiencia en el análisis del contenido de los documentos técnicos, a fin de garantizar que su entrega a PERUPETRO sea la correcta.

Base legal:

• Ley N° 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, artículo 6, literal c). • Decreto Supremo 032-2004-EM, Reglamento de las Actividades de Exploración y

Explotación de Hidrocarburos.

1.1 OBJETIVO

El Manual establece las normas y estándares para la entrega a PERUPETRO de la información técnica generada por las compañías durante la vigencia de los Contratos / Convenios suscritos con PERUPETRO, como resultado de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos realizadas.

1.2 ALCANCE

El Manual es aplicable a toda la información técnica generada y/o adquirida en el desarrollo de:

• Contratos de Licencia para la Exploración y/o Explotación por Hidrocarburos.

• Contratos de Servicios Petroleros para la Exploración y/o Explotación de Hidrocarburos.

• Convenios de Evaluación Técnica, de Promoción y otros tipo de c:;;jtnio~ ~


El Manual constituye la guía para la entrega formal de la Información técnica generada por las compañías, lo cual permitirá que el Banco de Datos de PERUPETRO cumpla con los siguientes objetivos:

• Garantizar la integridad de los datos e información técnica a ser almacenada ..

• Optimización del tiempo de búsqueda de la información. • Garantizar el cumplimiento de los formatos digitales. • Rápido acceso a la información técnica. • Seguridad de la información técnica de consulta restringida.

La revisión y/o modifiCación de los formatos, fichas y/u otros requerimientos contenidos en el manual y relacionados con la entrega de información técnica, lo efectuará periódicamente PERUPETRO, con la finalidad de ajustarse a las nuevas técnicas y formatos de la industria petrolera.

1.3 PROTOCOLO PARA ENTREGA DE INFORMACiÓN TÉCNICA

1.3.1 Lugar de Entrega

La información técnica en general (geofísica, de pozos, cartográfica, gravimétrica, magnetométrica, informes de evaluación geológica y geofísica, etc.), incluyendo las muestras geológicas de campo y de pozos, así como las de fluidos de pozo, deberá ser entregada a PERUPETRO a través de la Gerencia de Exploración.

En todos los casos, deberá estar acompañada de una comunicación formal de la compañía qué realizó la actividad, en la que se describa la información que se está entregando, los medios en que se entrega, el tipo de información y formatos, etc, tal como se indican en el Manual.

1.3.2 Aspectos generales que deben tenerse en cuenta en el proceso de entrega de información técnica

La información técnica que se entrega debe estar acompañada de una comunicación, debidamente firmada por un representante autorizado según lo establecido en el Contrato / Convenio o documento oficial suscrito entre PERUPETRO S.A. y la empresa o entidad responsable de la entrega de información técnica, indicando entre otros:

• Nombre de la Compañía. • Contrato de Exploración y/o Explotación, Convenio, etc.

• Lote o Yacimiento en operación. • Fecha de Entrega (Día-Mes-Año). • Tipo de información técnica entregada (sísmica, pozos, cartográfica, gravimetría,

magnetometría, informes de evaluación Geología y Geofísica, etc.)

• Relación detallada de la información técnica entregada, de acuerdo con lo establecido para cada tipo en el título 2 "Normas de recepción de la información técnica", del Manual.

• Cantidad de Medios digitales y formatos en que se entrega, según cada caso. • Toda la información debe estar debidamente identificada, depurada, rotulada y

foliada, según corre;;¡;a. t ( qJijJJJt #

5

I I

l )

l l (

L


La información técnica que debe ser entregada por cada actividad, la calidad esperada, los formatos específicos y los medios de entrega, se presentan en las tablas correspondientes del Manual, y son de obligatorio cumplimiento.

Si alguna información es parte de un Anexo de otra entrega anterior, no es necesario entregarla nuevamente; siempre y cuando esta cumpla con lo establecido en el Manual. y haya sido debidamente identificada en la comunicación con la cual se entregó.

Toda la información técnica obtenida y/o generada por las compañías petroleras durante cualquiera de las actividades asociadas a un contrato de exploración y/o explotación de hidrocarburos y/o convenios, que hayan dado origen a la misma, será entregada a PERUPETRO en original o copia y en idioma español ó inglés, de acuerdo a lo siguiente:

1. Los estudios e informes técnicos (texto) así como, los gráficos, figuras, tablas, mapas, secciones sísmicas, perfiles de pozo, etc. deberán ser entregados impresos y en copia digital en los formatos de los programas en los que se originaron. y,

2. La entrega también debe realizarse en una versión compilada en un solo documento en formato PDF, a partir de los diversos documentos que lo conforman y en el mismo orden en que presenta la versión original impresa del estudio o informe técnico.

1.3.3 Entrega de la Información Técnica

1. Toda entrega de información técnica deberá realizarse en las oficinas de PERUPETRO, acompañada de una comunicación formal de la compañía.

2. Cada clase de información técnica debe ser entregada en forma completa (una sola entrega) de acuerdo con los productos, contenido, medios, formatos y cantidades establecidos en el Manual. Cuando se trate de información técnica de levantamientos sísmicos de campo de gran volumen digital, PERUPETRO recibirá entregas parciales de este tipo de información, hasta que se completa la actividad. Toda la información técnica recibida por PERUPETRO estará sujeta a un proceso de verificación física y técnica. La información que resulte incompleta durante este proceso será devuelta a la compañía y se dará por no recibida.

3. Cada uno de los productos contenidos en una entrega deberá cumplir las siguientes características:

a. Estar debidamente etiquetada y rotulada, según el listado de la entrega. b. Estar debidamente embaladas e identificadas las cajas usadas para este

propósito (cuidando que provean protección al contenido). c. Estar inequívocamente identificados en la comunicación de entrega de

información técnica de la compañía.

1.3.4 Verificación Física y Técnica de la Información

1. PERUPETRO cuenta con el servicio de una empresa administradora del Banco de Datos, en adelante LA EMPRESA, la cual realiza, por encargo de PERUPETRO, la verificación física y técnica de la información entregada por las compañías.

2. Se realiza la verificación física de la información que se recibe y se comparará contra la comunicación de entrega de la compañía. La información técnica faltante y/o que no esté explícitamente identific da, será solicitada a la compañía o devuelta

segú. n.s~a --.,el caso. i1~ \)? f. 1 Ro ¡{)/ Lfi-JK~

f ()fl ~7 é/r 6 Gl tU / J::

%-? ;..l c'ii~'/-9\O

I I

\_----


Una vez realizada la verificación física, LA EMPRESA colocará en el material recibido un sello con la fecha de recepción. Una vez finalizada la verificación técnica, PERUPETRO enviará una comunicación a la compañía detallando el estado de la entrega de información técnica y las observaciones que ameriten, para requerirle subsanaciones y/o reenvió de información técnica faltante o para informarle que la entrega ha cumplido con todos los requerimientos del presente Manual.

Si la compañía, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a la fecha en que se le comunicó las observaciones que presenta la información técnica, no remitiera las subsanaciones y/o reenvió de la información técnica faltante según lo estipulado en el Manual, toda la información entregada se considerará como no recibida, para lo cual, PERUPETRO solicitará nuevamente la información técnica.

2. NORMAS DE RECEPCiÓN DE LA INFORMACiÓN TÉCNICA

2.1 ESTUDIOS GEOLÓGICOS

2.1.1 Geología de Campo

1

Las compañías que realicen trabajos de geología de campo y muestreo de campo o de pozos, deberán entregar la siguiente información:

PRODUCTOS 1 CANTIDAD

Informe de Geología de 1 Campo

CONTENIDO I DESCRIPCiÓN

Debe incluir: Título, Fecha, Compañía de Servicios, Compañía Contratista, Copia de mapas geológicos, secciones litológicas levantadas, cortes geológicos, análisis de paleontología y petrografía, columna estratigráfica generalizada; detallando las características de las

FORMATO

formaciones de interés. Además, interpretación estructural y Uno en los formatos estratigráfica, perfiles de correlación con los pozos cercanos digitales originales

11 MEDIOS 1

según sea el caso. (Word, Excel), I:=========::=======lli====!!::::=====================lllmágenes en Papel y

Informe de Muestras de Campo

Debe contener: Cuenca/Lote/Área, Departamento, Ubicación Geográfica, Coordenadas de la muestra, Elevación, Identificación de la

1 muestra, Tipo de muestra, Tope y Base, Formación, Edad, Litología, Azimut, Buzamiento (DIP), Comentarios, Relación de muestras, Mapa de encaminamiento (2 ejemplares). Al Informe se adjuntarán las muestras que serán

TIFF/JPG y todo el informe editado y compilado en formato PDF de acuerdo a la secuencia de la versión original

Medio Digital(CD, DVD ó Disco Duro)

1F=======l~=======::P=====================l1 impresa.

D Debe contener:

Informe de Muestras de Pozo

Nombre del Pozo, Identificación de la Muestra, Tipo, 1 Intervalo

Muestreado, Posición Estratigráfica, Descripción. Al Informe se adjuntarán las muestras que serán entregadas.

Las muestras entregadas a PERUPETRO podrían ser destinadas a análisis de Geoquímica, Sedimentología, Petrografía, Petrofísica, o cualquier otro; por lo tanto, deberán entregarse en calidad y cantidad suficiente para estos fines. Además, estas muestras deberán ser entregadas rotuladas y en cajas de madera para el caso de muestras geológicas de roca y en envases de vidrio oscuro para el caso de fluidos. En lo referente a muestras de canaleta de perforación de pozos, el volumen a entregar será de dos juegos, contenidos en dos sobres de 150 gramos cada uno o un sobre de 300 gramos. No se requiere entrega de mu . stras húmedas.ff ~

Q (u/ 7' 7 .i0~E~}·úl , ti ~ Q c:

(S) .;p ~ '1>"

"><:'/;' Cf.,,!~.:I;.~\&


En el Anexo 1, se presenta los formatos que servirán de guía para la Entrega de Muestras Geológicas y de Fluidos de Pozo, que incluyen la definición de términos para los diferentes datos a consignar, así como también las guías con las consideraciones para la entrega de muestras, características de los contenedores, y de los Informes de Análisis de Laboratorio.

2.1.2 Estudios Geoquímicos

El informe deberá ser entregado siguiendo los siguientes estándares:

I

PRODUCTOS 1I CANTIDAD. 11

CONTENIDO I DESCRIPCiÓN II

FORMATO 1I

MEDIOS I

Uno en formatos digitales originales (Word, Excel), Papel y Medio

Informe de Análisis de Imágenes en TIFF/JPG, y Digital (CD,

1 Se describe en el Anexo 1 G todo el informe editado en Laboratorio formato PDF de acuerdo a

OVO ó (Hard

la secuencia de la versión Disk)

original.

2.1.3 Estudios Bioestratigráficos

El informe deberá ser entregado siguiendo los siguientes estándares:

1

PRODUCTOS 11 CANTIDAD. 1 CONTENIDO I DESCRIPCiÓN I

FORMATO 11 MEDIOS I

Uno en formatos digitales originales Papel y (Word, Excel), Imágenes en tiff/jpg, y Medio Informe de Análisis

1 Se describe en el Anexo 1 G todo el informe editado y compilado Digital (CD, de Laboratorio en formato PDF de acuerdo a la secuencia de la versión original

DVDó

impresa Hard Disk)

2.2 PERFORACiÓN, COMPLETACIÓN y PRUEBAS DE POZOS Una vez definida la estructura y el punto donde se perforará el pozo, la compañía le asignará un nombre al pozo siguiendo las pautas del Anexo 2.

Antes del inicio de las actividades de perforación, completación y pruebas, la compañía deberá presentar la PROGNOSIS DEL POZO, que deberá contener la siguiente información:

1 PRODUCTOS 11 CANTIDAD 1

Prognosis del Pozo 1

CONTENIDO YIO DESCRIPCiÓN

Debe contener: Nombre del Pozo, Lote, Compañía, Coordenadas, Estructura, Fechas, Justificación Técnica de la perforación del pozo, Reservorios Objetivos, Columna Estratigráfica, Programas de: Perforación, Brocas, Lodos, Muestras de canaleta, núcleos y laterales (SWC), Datos de Desviación, Registros de Pozo, Completación, Punzonamiento

FORMATO

Uno en formatos originales (Word, Excel), Imágenes en TIFF/JPG, y

MEDIOS

todo el informe editado y Papel y Medio Digital compilado en formato (CD, DVD ó Hard Disk) PDF de acuerdo a la secuencia de la versión original.

y Pruebas. Estimados de ~ Costos.

L!::============~~~~~==~A=dJ='u=nt=a=r:===M=a=pa=s=,==G==rá=fic=O=s='~================~============~ . ' " \ ~, . '" Secciones, Figuras.

{: (U» ; > hJ/ 8

\Il" Io.'ll t:X c~". ,C!e E'!;?'o

\ . . l

f. l .


Al finalizar las actividades de perforación, completación y pruebas del pozo, la companla deberá presentar el Informe Final del Pozo, que deberá contener los siguientes informes individuales:

PRODUCTOS 11 CANTIDAD 1 CONTENIDO I DESCRIPCiÓN 1 FORMATO MEDIOS

Informe del Control Geológico Diario de Perforación

Debe contener: Descripción litológica de las muestras de canaleta, de núcleos, de SWC. Columna Estratigráfica atravesada, Cromatografía de Gases, Presencia de Hidrocarburos, Pruebas de Formación, Evaluación y Producción. Uno en los formatos digitales

1:=========l:======:~D:=e=b=e=co=n=t=e=n=e=r:=======:1 originales (Word, Excel), Imágenes en TIFF/JPG, y Papel y Medio

Digital (CD, DVD ó Hard Disk) Informe de las

Actividades Diarias de Perforación

Informe de Completación, Pruebas y/o Abandono del Pozo

Perfiles de Pozo

Información Direccional del Pozo

,1

Características del Equipo de todo el informe editado en Perforación, Parámetros de formato PDF de acuerdo a la Perforación, Descripción del secuencia de la versión Conjunto de Fondo, Reportes original diarios de perforación, de brocas y de lodos.

Debe contener: Detalle de la tubería de Revestimiento, Cementación, Punzonamiento, Pruebas de Presión, Pruebas de formación y de Producción, Instalaciones de Producción, RPI.

Debe contener: Registro principal. El registro debe contar con escala horizontal de cada una de las curvas y la escala vertical claramente indicada. El cabezal debe LAS, LIS Y DLlS (Solo en contener los siguientes datos: caso de no disponer del Nombre de pozo, nombre de formatos mencionados, podrá perfil, Compañía, área o ser remplazado por ASCII. yacimiento, lote y los parámetros Imagen del perfil del Pozo del registro. Información de impreso y en digital (TIFF y encabezados, diagramas de PDF), incluyendo cabezal. herramienta y pozo, secciones repetidas (cuando hay anomalías), información de cáliper, calibración maestra. Escala recomendada: 1 :200 y 1 :500 o 5"/100" Y 2"/100"

Debe contener: Uno en formatos digitales originales (Word, Excel),

Papel y Medio Digital (CD, DVD ó Hard Disk)

Información de encabezados, profundidad medida, inclinación, azimut, profundidad vertical cierta (TVD) , intervalo vertical. Debe incluirse plano horizontal y vertical de la trayectoria y desplazamiento 3D en color.

Imágenes en TIFF/JPG, y Papel y Medio todo el informe editado en Digital (CD, DVD ó formato PDF de acuerdo a la Hard Disk) secuencia de la versión original

Registro Sísmico de 1 Parámetros, Equipo, Secuencia D Debe contener:

Pozo (WVS, VSP) del procesamiento, Productos de

Papel y Medio SEG-Y y TIFF / JPG / PDF Digital (CD, DVD ó

Hard Disk)

Reportes de Análisis de Laboratorio

Procesamiento.

Debe contener: Identificación de las Muestras, Técnicas Utilizadas, Interpretación de Resultados, Conclusiones.

Uno en formatos digitales originales (Word, Excel), Imágenes en TIFF/JPG, y Papel y Medio todo el informe editado en Digital (CD, DVD ó formato PDF de acuerdo a la Hard Disk)

~~~~~~Cia de la verSik Il' J 9


1

En el caso efectuarse análisis, evaluaciones y/o pruebas de producción de los pozos, deberán ser enviados al banco de datos en copia impresa y en versión digital en sus formatos originales y en versión PDF

En caso de efectuar trabajos de reacondicionamiento en el pozo, la compañía deberá presentar el informe correspondiente, que deberá contener la siguiente información:

PRODUCTOS 11 CANTIDAD 1 CONTENIDO I DESCRIPCiÓN 1

FORMATO 11

MEDIOS 1

Debe contener: Uno en formatos

Prognosis, Programas de: originales (Word , Excel) , Imágenes en TIFF/JPG,

Informe de Punzonamiento, Fracturamiento,

Formato ASCII para la Papel y Medio Digital Reacondicionamiento 1

Acid ificación, Equipos y data de pruebas y todo el (CD, OVO ó Hard

materiales. y Servicio de Pozos

Procedimiento del informe editado en Disk)

Reacondicionamiento, Reportes formato PDF de acuerdo a la secuencia de la versión

Diarios, Resultados, Costos. original

En el Anexo 3, se presenta las diferentes posibilidades de clasificación y códigos del pozo después de los trabajos de completación o abandono. Así mismo, se incluye formatos para los reportes de lodo, brocas, tubería de revestimiento y cementación. En el Anexo 4, se presenta la información técnica que debe estar incluida en el Archivo del

Pozo (Historial del Pozo). En el Anexo 5A se presenta el formulario para el control de entrega de información técnica geológica y de pozos.

Así mismo, se deberá completar las tablas del Módulo de Base de Datos de Pozos según lo detallado en el Anexo 8.

2.3 ESTUDIOS GEOFíSICOS

2.3.1 Sísmica 2D, 3D, 4D, Multicomponente y Pasiva B F

a) Adquisición Sísmica Terminada la adquisición sísmica, se entregarán los documentos que se detallan a continuación:

1 PRODUCTOS 11 CANTIDAD 11 CONTENIDO I DESCRIPCiÓN 11 FORMATO 11 MEDIOS 1

Registro Sísmico de Campo

Esquema del registro sísmico 20 I 3D, según sea el caso.

Los encabezamientos (headers) de los registros sísmicos deben ser llenados de acuerdo a los estándares de la Sociedad de Ingenieros Geofísicos (SEG). El etiquetado correspondiente a los medios, y las fichas sísmicas detallados en el (Anexo 7).

Informe de análisis de la calidad de la información SEGD obtenida, relación señal-ruido características de los SEGY ruidos, análisis de frecuencias, análisis de los tiempos de pozo explicando sus variaciones, características de los primeros arribos, análisis del ground roll, características de los reflectores, conclusiones y recomendaciones

Diagrama de cubrimiento, incluyendo las explicaciones sobre la pérdida de este Archivos SPS

DEMUX ó Disco Duro Externo.

10

J


I PRODUCTOS II CANTIDAD II CONTENIDO I DESCRIPCiÓN FORMATO II MEDIOS I

Soporte adquisición

de

Enviar para cada línea sísmica 2D o levantamiento Reportes de Observador 3D lo siguiente: en: MSWORD, TXT, • Reportes del Observador y complementarios EXCEL, PDF, DBB, BAK,

•

•

•

•

producidos automáticamente durante el ADSTA ADSTE, SEGD, R, registro terrestre o marino por los equipos y Il=S=,=X=,=J=,=P=G========l1 manualmente por el observador. Navegación en: UKOOA, Información topográfica, este archivo debe SPS, CMB, SP1 contener las estacas y pozos reubicados en la UP1, SEG-P y ASCII línea. I Navegación - Coordenadas finales en UTM y Ficha slsmlca en: Excel Geográficas, al Datum WGS-84, y sus elevaciones. Perfil Topográfico que incluya: Estacas y Pozos Ficha sísmica 0/er Pág. 53, 54, 55 Y 56 del Inventario de medios en: Manual) MS WORD, EXCEL y PDF Inventario de medios magnéticos, incluyendo Papel y Medio para cada medio las líneas contenidas, cada Digital (CD, ó

•

una con sus respectivos files de campo inicial y DVD y Disco

1l================l:========~~====f=in=a=I,¿p='u=n=to=s=d=e=d==ti=ro=i=n=ic=ia=l~yfi=n=a=I.========~~====================lIDuro Informe de D Descripción del Área, Logística, Administración, Uno en formato digital externo)

original (Word, Excel), y Adquisición Operaciones de Campo (Pruebas experimentales, todo el informe editado en Sísmica ó Reporte 1 Perforación, Registro, Control de Calidad), formato PDF de acuerdo a Final de Seguridad, Salud y Medio Ambiente, Personal la secuencia de la versión operaciones Técnico.

original

D Marco de coordenadas, posición de puntos de tiro y grupos de recepción, nombres de líneas, números

Mapa Base (2D) 1 de puntos de tiro, mapa topográfico. Preplot y Shape File, JPG y PDF Postplot. Perfiles topográficos de las líneas

I~======~ ~t=e=rr=es=t=re=s=· ============================~:l==================~1

D Equipos, Parámetros Geodésicos o topográficos,

Informe Geodesia Topografía

d Descripción del Software, Puntos GPS, ~ 1 Coordenadas finales UTM y Geográficas referidas

al Datum WGS-84, del Programa (Líneas/Swath o loops), Esquemas de cruces de líneas, descripción de líneas (schetch lines).

Uno en formato original (Word,Excel), y todo el informe editado en formato PDF de acuerdo a la secuencia de la versión original

Nota: Tanto las pruebas experimentales y la data de campo (raw shots), como la data procesada (líneas sísmicas finales) deberá grabarse en medios magnéticos / digitales independientes.

b) Procesamiento I Reprocesamiento Sísmico

Concluido el Procesamiento/Reprocesamiento Sísmico, se entregarán los documentos que se detallan a continuación:

I PRODUCTOS II CANTIDAD II CONTENIDO I DESCRIPCiÓN 11 FORMATO II MEDIOS I

Información D Líneas procesadas en versión digital final, tanto 2D I I DVD ó Disco Sísmica (2D/3D/4D 1 como Cubo Sísmico 3D/4D, Multicomponente para SEG-Y Duro Externo Multicomponente) onda P y/o S. .

Coordenadas y O:=C==d==d==C=D=P=(U=T=M=D=t =W=G=S=8=4=) =====l~S=E=G=_=P=1 ,=U=K=O=O=A=, lll= C=D=O'=D=V=D===lIl

Elevaciones finales oor ena as , a um ASCII

Informe de Procesamiento o Reprocesamiento

Equipos y software usados para el (re) procesamiento Parámetros de adquisición. Secuencia de (re)procesamiento. Parámetros empleados en el (re)procesamiento y apilado final Diagrama, mapa de fold o cobertura. Tipos de procesos obtenidos Conclusiones y recomendaciones.

~

En formato original Papel y (Word, Excel), y Medio editado en formato Digital (CD PDF de acuerdo a ó DVD ó la secuencia de la disco duro versión original externo)

11

I '. l


Secciones Sísmicas impresas yen imagen digital

Impresión de la versión procesada final. Escala recomendada: 5"/segundo, 30 trazas/pulgada. Contenido de la etiqueta: Título (Nombre de la línea, Rango de Puntos de Tiro, Tipo de procesamiento y Nombre del proyecto o Área), Cía. Operadora y logo, Cía. Procesadora y logo, Orientación de la línea, Parámetros de adquisición, Secuencia de procesamiento, Escalas horizontal y vertical, Fechas de adquisición y procesamiento, Perfil de Elevaciones, Perfil de estáticas, Análisis de Velocidad, Diagrama de Cubrimiento y Croquis de ubicación de las líneas.

Papel

TIFF ó JPG y PDF (mínimo 80g/mO) CD ó DVD

y

Los medios digitales CD, OVO o Disco Duro Externo deberán estar correctamente identificados, es decir etiquetados como se señala en el Anexo7, adjuntando además el detalle de su contenido en una nota comentarios por cada medio y el peso respectivo en bytes.

e) Interpretación Sísmica

Concluida la Interpretación Sísmica, se entregarán los documentos que se detallan a continuación:

I PRODUCTOS 11 CANTIDAD 11 CONTENIDO I DESCRIPCiÓN

Informe de 1 Interpretación

Copia de respaldo de la 1 Interpretación

Productos de la Interpretación Sísmica

Archivos de Mallados

Debe contener: Fundamentos de la interpretación, Modelo Geológico y Geofísico, interpretación de Horizontes, fallas y secciones sísmicas, mapas en tiempo y profundidad resultantes, modelos de velocidades. Conclusiones y Recomendaciones. Hardware y Software utilizado.

Copia de respaldo del Proyecto de interpretación en el formato del software de Interpretación utilizado, con su relación de contenido: Coordenadas (pozos, campo, zonas, etc), Nombre del proyecto, Información Cultural, Nombre de Fallas, Topes, Zonas, Horizontes, Tipos de Mapas con sus contornos, Interpretación Geológica, Mallas, Grids, Checkshot, Desviación, Curvas, Registros Sintéticos, SEG-Y, y demás información generada.

Mapas interpretados, mapas de atributos sísmicos, horizontes y fallas interpretados, modelos de velocidades, conversiones de tiempo a profundidad para las fallas y horizontes interpretados, toda esta información debe estar referida al Datum WGS84 Copia de los sismogramas sintéticos generados,

11 Grillado y sus coordenadas en WGS84

FORMATO

Uno en formato original (Word, Excel, TIFF, jpg), Y todo el informe editado en formato PDF de acuerdo a la secuencia de la versión original.

Formatos originales

11 MEDIOS 1

Papel y Medio Digital (CD ó DVD ó disco duro externo)

CD ó DVD ó disco duro externo

Shape file, DWG, CD ó DVD ASCII, Excel e ó disco imágenes en TIF o duro JPG, externo

Los medios digitales CD, OVO o Disco Duro Externo deberán estar correctamente identificados, es decir etiquetados como se señala en el Anexo7, adjuntando además el detalle de su

contenido en una ~::::,,~mentarios por cada medio y el peso r¡ ctiflVO en by/tey p¡tt(

./Jj (If) -y Q .

o .§ ~ (J-

<l>" ¡..'1J' C1adeE.1-'?\O

12

1


2.3.2 Otros levantamientos geofísicos

Concluido el levantamiento, se entregarán los documentos que se detallan a continuación:

PRODUCTOS 11 CANTIDAD 11

CONTENIDO I DESCRIPCiÓN 1

FORMATOS MEDIOS

o Descripción del Área, Logística, Administración, Operaciones Informe del de Campo, Equipos, Relación de Valores medidos, Control de Un informe en Levantamiento Calidad, Seguridad, Salud y Medio Ambiente, Personal Técnico formatos

originales (Word, Papel y

Informe de o Descripción de Equipos, Parámetros Geodésicos o Excel, TIFF, Medio

Geodesia / topográficos, Puntos GPS, Coordenadas finales (UTM y JPG, GRD, Digital

Topografía Geográficas), Datum WGS-84. Mapas Base del Levantamiento ERS), y un (CD o y Puntos GPS. ejemplar editado DVD o

Informe de LJ Descripción del Hardware y Software utilizado, Secuencia de en PDF, de disco Procesamiento / Procesamiento / Reprocesamiento, Descripción de la acuerdo a la duro Reprocesamiento Metodología, Mapa Base del Levantamiento. Grillas secuencia de la externo)

LJ Descripción del Hardware y Software utilizado, Secciones la versión Informe de

Interpretadas, Mapas Resultantes, Grillas, Conclusiones original Interpretación

Recomendaciones

D CD o

Registro Toda la data original registrada en el campo con la descripción ASCII, TXT, DVD o

de campo del formato utilizado, incluyendo las coordenadas finales (UTM Excel XYZ y disco y geográficas) en datum WGS-84 GDB duro

externo

Los medios digitales CD, DVD o Disco Duro Externo deberán estar correctamente identificados y etiquetados como se señala en el Anexo 7, adjuntando además el detalle de su contenido en una nota, con comentarios por cada medio y el peso digital del mismo.

En los Anexo 58 y 5C, se presenta los formularios para el control de entrega de Información técnica de Sísmica y Gravimetría-Magnetometría.

2.4 INFORMACiÓN GEOGRÁFICA

El estándar de los mapas para cada tema es el siguiente:

1 PRODUCTOS 11 CANTIDAD 11 CONTENIDO I DESCRIPCION

Hidrografía, Curvas de Nivel, División Política (poblaciones, asentamientos humanos, límites departamentos, y/o

Cultural 1 provinciales, hitos, límites internacionales, capitales), Vías de acceso, Aeropuertos, lugares

FORMATO

1~~~~~~~~~~~~:~a~rq~u=e=o=ló~gl~~os='~~~~~~~~~1 Shapeffie (SHP), DXF,

D Pozos, Ductos principales y/o DWG e Imagen (TIFF,

Infraestructura secundarios, Estaciones de Bombeo, JPG), Vector (ASCII (x, Petrolera 1 Baterías, manifols, Plantas de y, z)

Separación, Instalaciones de I=========::! captación/inyección

EJo:=c==u=e=n=ca=s=, ~G==e=o=lo=g=:=ía~=d=e~~S=u=pe=rf=:=ic=ie=,=l1

Geología 1 subsuelo (tiempo. - profundidad), estructuras, afloramientos, secciones regionales.

MEDIOS

Papel y Medio Digital (CD, DVD ó Hard

Disk)

l__ W- ~' cuenta los estándares para los diferentes atributos). No se aceptarán reducciones. I 1 ~ Todos los mapas entregados en papel deben ser originales y a escala de trabajo (teniendo en

l' 1 \ A la información en medio digital se deberá adjuntar un listado especificando para cada

.__ ~ archivo: Te~a, Fuente, Escala, Sistema de Coordenadas, Proyección y Datum, entre otros.

(

?f-TRO".,

(J l q¡) ~~ ~ 8 6'" ¡,,~ ~.":eF') 13

{'

r J

[J r ¡ ,:


También se deberá completar y entregar los Metadatos Geográficos, tal como se establece en el Anexo 6.

2.5 INFORMACiÓN TÉCNICA DE POZOS Y SíSMICA

2.5.1 Módulos de la Base de Datos de Pozos Para la Base de Datos de Pozos se deberán completar los siguientes Módulos:

- Módulo 1: Información General del Pozo. - Módulo 2: Completación del Pozo. - Módulo 3: Perforación. - Módulo 4: Reservorios. - Módulo 5: Producción.

Módulo 1: Información General del Pozo: Contiene 7 Tablas, en las que se debe ingresar la siguiente información:

Módulo 2:

Módulo 3:

Módulo 4:

- Identificación del Pozo, - Coordenadas del Pozo, - Unidades Estratigráficas, - Registros Tomados en el Pozo, - Datos de Desviación, - Análisis de Agua de Formación, y - Datos de Perfiles (Registros) Eléctricos.

Completación del Pozo. Contiene 5 Tablas, en las que se debe ingresar la siguiente información:

- Tubería de Revestimiento, - Intervalos Abiertos, - Intervalos Aislados, - Tratamiento de Estímulo, y - Pruebas Especiales de Producción.

Perforación del Pozo. Contiene 5 Tablas, en las que se debe ingresar la siguiente información:

- Fechas de Instalación, Perforación y Completación, - Parámetros Dinámicos en la Perforación, - Propiedades del Lodo, - Registro de Brocas, y - Problemas en el Hueco.

Reservorios. Contiene 11 Tablas, en las que se debe ingresar la siguiente información:

- Análisis de Hidrocarburos Gaseosos, - Análisis de Hidrocarburos Líquidos, - Extracción de Fluidos del Reservorio - PVT, - Liberación Flash - PVT, - Liberación Diferencial - PVT, - Resultados de Análisis - PVT, .

- Análisis Convencional de Núcleos y SWC, ~ -0? ETR O ú' Análisis de Permeabilidad relativa, '

~ ~ . $ Q -r Gl ,§ ~6>J) I-t§'

c~;!!:._f;tJ\O

14

r-

I

!

,. I

I ' l

[ i

I L_

I . l I


- Análisis de Presión Capilar, y - Resultados de la Prueba de Presión de Fondo.

Módulo 5: Producción. Contiene 5 Tablas, en las que se debe ingresar la siguiente información:

- Reporte Diario de Producción, - Producción Mensual Diferida de Petróleo y Gas, - Producción o Inyección Mensual por Pozo, - Estado Mensual de Pozos por Yacimiento, y - Balance Mensual del Gas/Gas y Líquidos Consumidos.

El Anexo 8 describe cada uno de los Módulos de Pozos y las tablas que contienen.

2.5.2 Tablas o Fichas para Información Sísmica

Las Tablas o Fichas de Campañas Sísmicas se deberán ser completadas cada vez que se realiza un nuevo levantamiento sísmico. En lo que respecta a Información de Campo, se utilizará un registro del formato para cada línea sísmica.

En el Anexo 7 se incluye 4 tipos de Fichas de Campañas Sísmicas:

- Ficha de Campaña Sísmica 20 Terrestre, - Ficha de Campaña Sísmica 20 Marina, - Ficha de Campaña Sísmica 3D Terrestre, y - Ficha de Campaña Sísmica 3D Marina.

3. SOLICITUDES DE INFORMACiÓN TÉCNICA

La información técnica contenida en el Banco de Datos de PERUPETRO está disponible para su entrega libre de costo; solo se considerarán los costos de los medios digitales de entrega utilizados o las copias físicas si la información es así requerida.

En caso que una compañía solicite a PERUPETRO información técnica para la evaluación de un área determinada, deberá hacerlo con la debida anticipación.

PERUPETRO efectuará las coordinaciones necesarias con LA EMPRESA para la atención oportuna de la información técnica SOlicitad) (f!titf{ K

0?ETR

O LiJ/ (' ~\t¡) ~: (/f ~ .~

Cl>? '1>" C'i~ Cle E"f..~\O~

15


I

\

L 16


ANEXO 1 - FORMATOS PARA LA ENTREGA DE MUESTRAS DE ROCA, ,

FLUIDOS Y ANALISIS DE LABORATORIO '1 )f

«-v?ETITO tf /; @iJt .f(j (l0 <J'I Cl. .y

Gl ~ % if

?C/~ de e1-Q\O\'1t

17


ANEXO 1A - FORMATO DE ENTREGA DE MUESTRAS GEOLÓGICAS DE CAMPO

IDENTIFICACiÓN COMPAÑíA RESUMEN USI (A SER

LOCALIDAD LATITUD LONGITUD FORMACiÓN PESO DESCRIPCiÓN LLENADO POR DE LA MUESTRA OPERADORA

LITOLÓGICA PERUPETRO)

DEFINICiÓN DE TÉRMINOS

IDENTIFICACiÓN DE LA MUESTRA Identificación dada por la compañía operadora.

COMPAÑíA OPERADORA Nombre de la compañía operadora.

; ; LOCALIDAD Nombre de la localidad donde se tomó la muestra (quebrada, cerro, rio, etc.).

LATITUD Coordenada geográfica de la muestra.

\ LONGITUD Coordenada geográfica de la muestra.

)FORMACION Formación geológica a la que pertenece la muestra.

PESO Peso de la muestra en gramos.

DESCRIPCION LlTOLOGICA Litología, color, granulometría, etc.

RESUMIDA

USI Identificación única de la muestra a ser asignada por PERUPETRO.

18

¡- I~---

'-- - - ,]


ANEXO 18 - FORMATO DE ENTREGA DE MUESTRAS DE CANALETA

IDENTIFICACiÓN DE NOMBRE COMPAÑíA PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD ESTADO RESUMEN USI (A SER

LATITUD LONGITUD FORMACiÓN TOPE DE BASE DE PESO DE LA DESCRIPCiÓN LLENADO POR LA MUESTRA DEL POZO OPERADORA

MUESTRA MUESTRA MUESTRA LITOLÓGICA PERUPETRO)

definición de términos IDENTIFICACiÓN DE LA

Identificación dada por la compañía operadora. MUESTRA

NOMBRE DEL POZO Nombre completo del pozo al cual pertenece la muestra.


LATITUD Coordenada geográfica del pozo.

LONGITUD Coordenada geográfica del pozo.

~, 1\ FORMACiÓN Formación geológica a la que pertenece la muestra. ¡¡: ~ </ ~ r p'PROFUNDIDAD TOPE DE

Profundidad de perforación, pies o metros. ;¡ ...¡

,MUESTRA

~ ('Ión o,<:/,t; PROFUNDIDAD BASE DE

\ MUESTRA

Profundidad de perforación, pies o metros.

PESO Peso en gramos de la muestra.

ESTADO DE LA MUESTRA Seca. , ,

DESCRIPCION LlTOLOG ICA Litología, color, granulometría, etc.

RESUMEN '"


19

e-I .


ANEXO 1C - FORMATO ENTREGA DE MUESTRAS DE NUCLEOS CONVENCIONALES

NOMBRE NUMERO NUMERO PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD RECUPERACiÓN DESCRIPCiÓN USI (A SER

IDENTIFICACiÓN DEL

COMPAÑíA LATITUD LONGITUD FORMACiÓN DE

DIÁMETRO DE TOPE DE BASE DE DEL NÚCLEO LITOLÓGICA

LLENADO

DEL NÚCLEO POZO

OPERADORA NÚCLEO

NÚCLEO CAJA NÚCLEO NÚCLEO (%) RESUMIDA

POR

PERUPETRO)

Definición de Términos

IDENTIFICACiÓN DEL NUCLEO Identificación del núcleo dada por la compañía operadora

NOMBRE DEL POZO Nombre completo del pozo al cual pertenece la muestra

COMPAÑíA OPERADORA Nombre de la compañía operadora

LATITUD Coordenada geográfica del pozo

LONGITUD Coordenada geográfica del pozo

FORMACION Formación geológica a la que pertenece el núcleo

NUMERO DE NUCLEO Número de núcleo dado por la compañía operadora

DIAMETRO NUCLEO Diámetro en pulgadas

NUMERO DE CAJA Número de caja correlativo para cada núcleo, Eje. 2 de 3

PROFUNDIDAD TOPE DE MUESTRA Profundidad del tope de la caja

PROFUNDIDAD BASE DE MUESTRA Profundidad de la base de la caja

RECUPERACION DEL NUCLEO Recuperación total del núcleo

DESCRIPCION LlTOLOGICA RESUMIDA Litología, color, granulometría, fluorescencia del intervalo

USI Identificación única de la muestra a ser asignada por PERUPETRO

20

<\', r- ¡


ANEXO 10 - FORMATO ENTREGA DE MUESTRAS DE NUCLEOS DE PARED

NOMBRE COMPAÑíA PROFUNDIDAD RECUPERACION

DESCRIPCION USI (A SER IDENTIFICACION

LONGITUD FORMACION PESO LlTOLOGICA LLENADO POR DEL LATITUD DE NÚCLEO (%) DE LA MUESTRA

POZO OPERADORA

RESUMIDA PERUPETRO)


IDENTIFICACION DE LA MUESTRA Identificación dada por la compañía operadora.

NOMBRE DEL POZO Nombre completo del pozo al cual pertenece la muestra.


LATITUD Coordenada geográfica del pozo.

LONGITUD Coordenada geográfica del pozo.

FORMACION Formación geológica a la que pertenece la muestra.

PROFUNDIDAD DE MUESTRA Profundidad de perforación, pies o metros.

RECUPERACION Porcentaje de recuperación.

PESO Peso en gramos de la muestra.

DESCRIPCION LlTOLOGICA RESUMIDA Litología, color, granulometría, fluorescencia.


21

í--


ANEXO 1E - FORMATO DE ENTREGA DE MUESTRAS DE FLUIDOS DE POZO

IDENTIFICACiÓN NOMBRE

COMPAÑíA TIPO DE NUMERO

INTERVALO TIPO Y USI (A SER

DE LA MUESTRA DEL

OPERADORA LATITUD LONGITUD

PRUEBA DE FORMACION

PROBADO VOLUMEN CARACTERISTICAS LLENADO POR

POZO PRUEBA DE FLUIDO PERUPETRO)


IDENTIFICACION DE LA MUESTRA Identificación dada por la compañía operadora

NOMBRE DEL POZO Nombre completo del pozo al cual pertenece la muestra

COMPAÑíA OPERADORA Nombre de la compañía operadora

LATITUD Coordenada geográfica del pozo

LONGITUD Coordenada geográfica del pozo

FORMACION Formación geológica a la que pertenece la muestra

TIPO DE PRUEBA Hueco abierto, entubado, de formación, producción, etc.

NUMERO DE PRUEBA Número de Prueba dado por la compañía operadora

FORMACION Formación geológica probada

INTERVALO PROBADO Profundidad del intervalo punzonado y probado; pies o metros

VOLUMEN Volumen de la muestra en milímetros o Ce.

TIPO y CARACTERISTICAS DEL Petróleo/Condensado: API, Agua de formación: Salinidad

FLUIDO

USI Identificación única de la muestra a ser asignada por PERUPETRO

22


ANEXO 1F-CONSIDERACIONES PARA LA ENTREGA DE MUESTRAS Y CARACTERíSTICAS DE

LOS CONTENEDORES

Las siguientes consideraciones deben ser tomadas para la entrega de muestras a PERUPETRO:

Muestras Geológicas de Campo:

• Las muestras geológicas de campo obtenidas en afloramientos deberán ser entregadas en bolsas de tela (lona) y contenidas en cajas de madera.

Muestras de Pozos. Solamente se entregará muestras correspondientes a pozos exploratorios:

• Las muestras de canaleta secas, con un peso mínimo de 300 gr y/o dos set de muestras conteniendo cada sobre un volumen de 150 gr. deberán ser entregadas en bolsas de papel, organizadas en cajas de cartón y luego, en cajas de madera para efectos del transporte.

• Las muestras de núcleos convencionales deberán ser entregadas en cajas de madera. La cantidad de muestras de núcleos a ser entregadas corresponderá al 50 % del núcleo, cortado longitudinalmente.

• Las muestras de núcleos de pared (SWC) de pozos, deberán ser entregadas en frascos estandarizados de vidrio y organizadas en cajas de madera.

• Las muestras de fluido de pozo deberán ser entregadas en envases de vidrio color ámbar.

Solo en caso de así solicitarlo PERUPETRO, se entregará muestras de pozos de desarrollo

1. Identificación o Rótulo de las Cajas

La caja que contiene las muestras a entregar deberá presentar un rótulo con los siguientes datos:

MUESTRAS DE: DETALLE

pozoll Geológicas Campo I Número de caja (correlativo por entrega) (X) I (X)

Nombre de la Compañía I (X) (X)

Lote (X) (X)

I Nombre del pozo (X)

I Localidad (X) (X)

I Intervalo (X)

Tipo de muestras (X) (X)

Número de muestras contenidas (X) (X)


2. Identificación del envase de la muestra

Los envases de las muestras contenidas en cada caja deberán estar rotulados con etiqueta de plástico autoadhesiva, en la cual se deberá registrar con tinta indeleble, la siguiente información:

I

MUESTRAS DE: DETALLE

Pozo Geológicas Campo

Número del pozo/Identificación de campo ll (X) (X)

! Lote (X) (X)

! Localidad (X) (X)

! Intervalo (X) I (X)

3. Relación de muestras

Las muestras de acuerdo a su origen deberán ser acompañadas al momento de entrega de los formatos 1A, 1 B, 1 e, 10 y 1 E del Anexo 1, según corresponda.

I 11 f!tJil ¿fijJ

24

l _


ESPECIFICACIONES PARA CAJAS Y ENVASES CONTENEDORES DE MUESTRAS

a) FRASCO PARA MUESTRAS DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y AGUA DE FORMACiÓN

FRASCO DE VIDRIO COLOR AMBÁR

r- ---3.5 cm,.

TAPA ROSCA (3cm.Diametro)

CONTRA TAPA

L __

aoCA DE BOlEl,LA ,..----- 18 mm.

G~OSOR DEL VIDRIO

3mm.

18cm.

b) CAJAS PARA SOBRES DE MUESTRAS DE CANALETA SECAS Y MUESTRAS PARA ANÁLISIS DE PALEO

CAJA DE CARTON CON TAPA

r 13cm.

L -... -/

... .,..". - --"_' ".~ 40 cm. 8cm. __ ... .,.. - ,- - - ~ -- ...... _-~

;4 r¡fIJtIt(

. 6f ! 25

I j

I I

¡

\ I I I

lJ

¡/ I


e) SOBRES DE PAPEL PARA MUESTRAS DE CANALETA SECAS

SOBRE DE P'AP'EL ICARTU.LINA

12 cm.

zo --"-__ """"-_~

I

7 cm. -----1

d) CAJAS PARA NÚCLEOS CONVENCIONALES

cjAJA DE MADERA CON TAPA, TRATADA CON ANTI-POULLA

r-3cm.

LENGUETA DE METfttl PAHADOBLAR YAJ.USTAR

GROIOR DE LAIUIJEIIa lA CAJA Ui R .

\~~ 1.25m.

15cm. \. ... - \.

\.

26

r '

I I


e) CAJAS PARA CONTENER LAS CAJAS DE CARTON CON LOS SOBRES DE MUESTRAS DE CANALETA SECAS, Y BOLSAS DE TELA DE MUESTRAS DE CAMPO

CAJA DE MUESTRAS PARA DETRITOS (CUTTINGS)

GROSOR DE LA TAPA

GROSOR DE LA MADERA

- - """' 43 cm.

--1 32 cm.

____ J f) BOLSAS DE TELA PARA MUESTRAS GEOLÓGICAS DE CAMPO

BOLSA DE TELA (LONA)

r----7 cm.

I

27 cm .. -:-. -_ ..... [

PASADOR PARA AJUSTAR LA BOLSA

27

I i

I

L j


ANEXO 1G

Consideraciones para la entrega de Análisis de Laboratorio (Geoquímicos y Bioestratig ráficos)

Al realizar un análisis de laboratorio sobre una muestra determinada se generan resultados que son consignados en informes especializados. Con el fin de documentar adecuadamente éstos trabajos, son necesarios los siguientes datos en los documentos:

1. Del Estudio Geoquímico

Los datos mínimos y obligatorios a incluir en el informe de Análisis de Laboratorio son los siguientes:

Dato a incluir Contenido Descripción

Título En letra mayúsculas y sin tildes

Tipo de Documento Indicar si es Informe, Informe regional, Historia de pozo, etc.

Fecha En el formato YYYY/MM/DD

Compañía de Servicios Entidad/Compañía/lnstitución/Laboratorio que realizó los análisis materia del estudio

Información del Análisis Compañía Compañía que ordena el estudio Resumen del número y tipo de muestras analizadas.

Descripción Debe ser llenado en una celda de texto, de manera concisa y en letra mayúscula

Tipo de análisis efectuado Parámetros y sus resultados

Comentarios Deben ser consignados en una celda de texto, de manera concisa, en letra mayúscula

Nombre del pozo

Identificación de la muestra Identificación de la muestra a la cual se le realizó el respectivo análisis Tipo de muestra tomada para ser procesada y

De Pozos Tipo de muestra analizada: canaleta, núcleo convencional, núcleo de

pared, etc. Formación Edad Litología Comentarios Cuenca - Lote - Área

Departamento Provincia en el cual se realizó el trabajo de campo del cual provienen las muestras Relativa al sitio del estudio. Deben citarse localidades

Ubicación Geográfica cercanas al área del levantamiento de la información.

Información de (Ejm: cercanías a la ciudad de El Alto o Levantamiento la Muestra entre Paitay Sechura).

Hace referencia al lugar exacto de la sección estudiada o de donde provengan las muestras, bien sea que ésta

De Área Geográfica haya sido levantada a lo largo de una zona urbana, una quebrada o cualquier otro tipo de accidente

Superficie geográfico. (Ejm: Quebrada Pariñas, Carretera Pucallpa-Aguaytia, Río Urubamba, etc). Hace referencia a las coordenadas de la muestra (afloramiento o manadero), con sus respectivas

Coordenadas de la muestra coordenadas Norte y Este, así como el tipo (planas o geográficas), origen y datum (en el caso de las coordenadas planas) de las mismas

Elevación

Identificación de la muestra Identificación de la muestra a la cual de le realizó el respectivo análisis.


Tipo de muestra tomada para ser procesada y

Tipo de muestra analizada, si corresponde a una muestra de zanja, de ripio, etc. (oí! seep, gas seep).

Tope y Base Valor numérico en pies. Formación Edad Litología

Azimuth Azimut del buzamiento del estrato del cual proviene la muestra analizada.

Buzamiento (DIP) Angulo del buzamiento del estrato del cual proviene la muestra analizada.

Comentarios Observaciones relevantes de la muestra.

2. Del Estudio Bioestratigráfico Los datos mínimos y obligatorios a incluir en el informe de Estudios Bioestratigráficos son I .. t os slgulen es:

1 Dato a incluir 11 Contenido 11 Descripción 1

Título En letra mayúsculas y sin tildes.

Autor Persona(s) que redactó el documento.

Analista Persona(s) que efectuaron el estudio de las muestras.

Tipo de Documento Reporte Bioestratigráfico/Carta de Distribuciónllnforme/lnforr Regional/Historia de Pozo.

Fecha En el formato YYYY/MM/DD.

Compañía de Servicios Entidad/Compañ ía/I nstitución/Laboratorio que realizó los análisis materia del estudio.

Compañía Compañía que ordena el estudio.

Información del Documento Resumen del número y tipo de muestras analizadas. Debe Bioestratigráfico Descripción ser llenado en una celda de texto, de manera concisa y en

letra mayúscula.

Tipo de análisis efectuado

Parámetros y sus resultados

Gráficos, perfiles, mapas, figuras, etc.

Deben ser consignados en una celda de texto, de manera Comentarios concisa, en letra mayúscula.

Nombre del pozo

Tipo de análisis (Palynomorphs/Foraminiferal/Nannofossils/Ostracods/etc)

Tipo de muestra tomada para ser procesada y analizada: Tipo de muestra Canaleta/Núcleo convencional/Núcleo de pared/etc.

Tope y Base Valor numérico en pies.

Información Información Sobre fósiles, zona y paleoambiente

de Pozos

Información Edad b i oes tratig ráfica

Formación

Litología

Ejm: si es estéril, si contiene fósiles retrabajados, si se le Comentarios acerca de lé asignan zonas informales, si es correlacionable con alguna muestra formación o zona, etc.

Nombre de la sección Nombre de la sección estudiada.

Información de Muestras de Superficie Cuenca

29

, . ' , , ,

l


Provincia en el cual se realizó el trabajo de campo del cual Departamento provienen las muestras.

Relativa al sitio del estudio. Deben citarse localidades cercanas al área del levantamiento de la información. (Ejm:

Ubicación Geográfica cercanías a la ciudad de Paita, Levantamiento entre El Alto y Los Órganos).

Hace referencia al lugar exacto de la sección estudiada o de donde provengan las muestras, bien sea que ésta haya sido levantada a lo largo de una zona urbana, una quebrada

Área Geográfica o cualquier otro tipo de accidente geográfico. (Ejm: Quebrada Pariñas, Carretera Pucallpa-Aguaytia, Río Urubamba, etc).

Hace referencia a las coordenadas de la sección con sus respectivas coordenadas Norte y Este, así como el tipo

Coordenadas de la seccic (planas o geográficas), origen y datum (en el caso de las coordenadas planas) de las mismas. Deben consignarse tanto las iniciales como las finales.

Elevación Altura sobre el nivel del mar.

Observaciones relevantes: Número de muestras con fósiles o estériles, intervalo analizado y otro tipo de información

Comentarios de la secció que sea geológica y no pueda ser capturada en los demás atributos, como fallas, discordancias, etc.

Coordenadas Geográfica de la muestra

Elevación de la muestra Altura sobre el nivel del mar de la muestra

Identificador de la Identificador de la muestra a la cual de le realizó el

muestra (Sample id) respectivo análisis

Posición estratigráfica en Debe citarse la posición en metros, sobre la columna

columna o sección estratigráfica o sobre la sección

Información sobre fósiles zona y paleoambiente

Formación

Edad

Litología

Azimut del buzamiento del estrato del cual proviene la Azimuth muestra analizada

Angulo del buzamiento del estrato del cual proviene la Buzamiento (DIP) muestra analizada

Comentarios Observaciones relevantes de la muestra

30


1 Dato a incluir 11 Contenido 11 Descripción 1

Estimado cualitativo que hace el evaluador acerca de la Recobro cantidad re lativa de microfósiles encontrados en la

muestra.

Nombre cada taxón de acuerdo con las reglas internacionales de taxonomía y siguiendo los patrones

Nombre del fósil de nomenclatura taxonómica, en cuanto a la definición de las especies conferidas, afines, tipos, especies informales, inciertas, etc.

Atributos del fós il Cualquier característica adicional que tenga el fósil o a cualquier proceso taxonómico que lo haya afectado.

Cantidad de fósiles Número o cantidad, expresado en números enteros, de cada taxón presente reportado por el analista.

Fósiles reportados por el analista que no son parte del

Otros Microfósiles tipo de estudio. Como los demás taxa, debe hacerse un conteo absoluto de éstos y hacer referencia a sus atributos si es necesario.

Contenido Nombres y conteo absoluto de los fragmentos de Bioestratigrá Fragmentos de fauna fósiles que aparecen asociados a los diferentes taxa fico evaluados

Nombre de los minerales y otros elementos Minerales identificados por el evaluador que parecen asociados a

los diferentes taxa analizados.

Información Paleoambiente Paleoambiente asignado a la muestra. Bioestratig ráfica Unidad bioestratigráfica asignada siguiendo las normas (fósiles, zona, establecidas en la guía estratigráfica internacional. Se paleoambiente) deben separar las diferentes zonas de acuerdo con los

estudios bioestratigráficos realizados, ejm: para un

Zona análisis de palinología se debe separar las zonas de polen y esporas de las zonas de palinomorfos marinos (dinoflagelados) o si se trata de un estudio de foraminíferos se deben separar las zonas de foraminíferos bentónicos de las zonas de foraminíferos plantónicos.

Preservación Estimado cualitativo del estado de preservación de los fósiles analizados.

Clasificación del tipo de materia orgánica que se Tipo de Materia Orgánica encontró en la muestra incluyendo porcentaje estimado

Información para cada tipo. de Información sobre el Tipos de kerógenos presentes en la muestra y cuál de Palinofacies Kerógeno ellos es el dominante. y de Medida de porcentaje de luz reflejada por una partícula Geoquímica Reflectancia de Vitrinita de materia orgánica dada y está expresado en números Orgánica enteros y decimales. relacionada

índice de Alteración Expresión numérica estimada del TAL Valor inicial y a los Análisis de Termal (TAl) final del TAl.

Palinología Color de esporas Apreciación cualitativa.

Madurez Madurez termal cualitativa basada en estimados de índica de color, TAl y reflectividad de vitrinita.

Comportamiento de los diferentes taxas contra profundidad o espesor, según sea el caso, incluyendo la abundancia de los fósiles, edad, zona,

Carta de dispersión paleoambiente e información litoestratigráfica si se conoce la fuente de las muestras. Para los análisis de palinología incluir información de geoquímica orgánica y de palinofaciesy para los análisis.

Resumen por intervalos, haciendo mención de los tipos de fósiles, formales Información

Resumen e informales que fueron determinantes de edad, zona ya ambiente. Se adicional

bioestratigráfico debe hacer referencia a la carta o cartas patrón (citas bibliográficas o anexo), sobre la cual se basó el analista para hacer las zonaciones y determinar edades.

I : I

Información de superficie, mapa a escala adecuada con la ubicación de las Información de muestras (línea), la columna estratigráfica y su poligonal con la posición de superficie las muestras (dentro de la columna); sea línea o columna estratigráfica,

deben estar debidamente georeferenciadas.

e ; pG1Jttff1 fiP 0~ ú'I r

Q (JJ) .'?

~ :§ <I??c · ~t§-~

lill1e E1-9\O

I [ 31 I

I I

f 1 1

, I r,


ANEXO 2-

32


NOMBRE DEL POZO

El nombre del pozo, sigue el formato y orden siguiente:

Ejemplo: Compañía - Yacimiento - 52 - 3 - ZZ - 1 X D / ST 2

Dónde:

I SUFIJO DESCRIPCION I Compañía Código de Compañía, asignado por el Banco de Datos.

Yacimiento Nombre del yacimiento o estructura, asignado por el Operador.

52 Número del Lote, especificado en el Contrato.

3 Número de la Parcela, especificada en el Contrato.

ZZ Denominación de la Plataforma (no es necesario si ha sido diseñada

para un solo pozo).

1 Número de pozo, cuyo rango ha sido asignado por el Banco de Datos.

X X Clasificación de riesgo para el pozo: (X) Exploratorio y no es necesari

para los de desarrollo.

D Tipo de pozo: (D) Dirigido, (H) Horizontal y no es necesario si es vertic

51 Sub-clasificación de tipo de pozo: (ST) Side Track, (RE) Re-entry, (ML)

Multilateral y no es necesario si no tiene sub-clasificación.

2 El número correspondiente a la sub-clasificación.

I [

L

33


ANEXO 3 - ESTADO DEL POZO Y ,

OTROS PARAMETROS J r/w.ltif ¿¡P ~,§ETf.rO t f~.k

,~ (lf) ~ . Q. , ''"! -(;) ,

~ ! "c/;;, eJe E'/>.Q\O<"'1>

34

i .-1 "


I

ANEXO 3A - ESTADO DEL POZO

I Surgente por Forros IISF

Surgente por Tubos. ST

Pozo de Gas. GAS

Inyector de Agua. INYW

Inyector de Gas. INYG

Bombeo Mecánico. BM

ACTIVOS Bombeo Electrosumergible. BES

Gas Lift. GL

Plunger Lift. PL

Bombeo Cavidad Progresiva BCP

Swab por Casing CSWAB

Swab por Tubing TSWAB

Desfogue DESF

Cerrado, esperando producir. IDLE

Cerrado por alto GOR. HGOR

INACTIVOS Cerrado por alto WOR. HWOR

I Cerrado por bajo CGR. LCGR

Cerrado, esperando servicio. SD

Temporal ATA

ABANDONADOS Permanente APA

Durante la perforación DPA

IOLE = LCGR = SO =

Pozo cerrado esperando facilidades para producir ,0 ~/ Low Condensate Gas Ratio f\ ~ h))Ji ' Shutdown ~ ~

v?ETRO . ~ \JI ~ (J (1, ."?'

Gl 'v... c: % ~

-'t:'I<\I e/e E1-Q\O,r¡;

35


ANEXO 38 - REPORTE DE LODO N° de Pozo IClase Yacimiento Dirigid. API del Pozo Prof . Reporte N°

Compañía Operadora Equipo Dirección Direcc. Fecha Inicio: Reporte para: Reporte para : Sección :

Nombre del Pozo Lote/Cam po/ Area Locación del Pozo Prov.

OPERACiÓN FORROS VOL. HUECO Bis DATOS DE CIRCULACiÓN Actividad actual Supo Hueco Tanques Tamaño bomba x Pulg. Ve 1. Díam.Broca Ino Interm. Vol. circo total Bomba Marca/Mod. Anular(Pies/Min

Díam.Tub. ITipo Linea Prod. Otro Vol. Bbl/golpe Golpes x Per.Circul

Díam.Collar ILong. Tipo Lodo: Blsx mimo PSI... ...... ... Circ.

MUESTRA DE SALIDA .... .......... Tamaño Hora Guard ia Tamaño Hora Guardia TANQUES PROPIEDADES DEL LODO ........................ TEMPERATURA. ............ Centrifuga Desilter Hora muestra tomadas Degaser Bomba Profundidad Desarmado Otro Peso .. ... ... ..... .. .. Lbs. COSTO DIARIO COSTO ACUMULADO Gradiente Viscosidad de Especi fi caciones para Propiedad del Lodo Viscosidad Plástica(Cps) Peso Viscos. Filtrado Yiell Point (Lb/100 pie2) 10 sec.l10 min Operador x escrito Contratista Ph Autoridad Reoresentante Otros Filtrado APL (min/30 mim.) API, HP-HT Mat. Usac Tratamiento por g uardias Costra 32 en-APL ............ .... .. .. AP- Magcogel sacos Alcalinidad-Lodo (Pm) Spersene sacos Alcalinidad , Filtrado (PflMt) XP-20 sacos Sal Tann Athin sacos Cloruros Soda Caústica sacosx2C Calcio .. ............. .. .. . ppm Yeso CMC sacos Contenido Arena % por Vol) Magcophos sacos Solidos (% por Vol.) Baritina sacos Contenido Aceite (% por Vol.) Bentonita Nac. sacos Contenido Agua (% por Vol.) Bentonita Int. sacos Capacidad Azul Metileno Resinex sacos

Aceite Gis Viscosidad Aparente (C.P.S.) Serv. lng. días Presión Hidrostática (PSI) ION K+

OBSERVACIONES- DAR OPERACIONES PROFUNFIDAD, NATURALEZA Y PROBLEMAS ENCONTRADOS Perforado @ .... .. ...... .. .... .. .... .. Flujo de Agua Salada @ .... .. .. .. .. .... .. .. Golpe de Gas @ .... .... .. .. .. .... ..... Tuberia Atascada @ .. .. .. .... .......... Hueco Estrecho @ .. .... .... .. .. .... .... ,' .. Derrumbe @ .... .. .. .. ........ .... .. . Pérdida de Circulación @ .... .... . . . . . . . . . . . . Otros@ .. .... .. .. .... ..... .. .... .. ..

InQeniero: Dirección Telf: Representante: Oficina Telf: Caudal Almacén en : Telf: Costos- Sumario / 24 horas Fin .. .. .... .... ........ .. .... ... .. .. ........... ... .. . .... ...... .... @ Profundidad .... ... ... .. .... .... .... .. ... ......

Productos Unidad vasto Unic Costo Distribución de Tiempo Magcogel Milgel Perforando Spersene Driii Viajes XP-20 Potacio Servicio al Equipo Tann Aft. Petroleo Survey Soda Caúst INFORMACION DE BROCAS Baritina Tipo Reductores Peso RPM Bent. Nac. Bent. Intern.

I I Arcilla Resinex


ANEXO 3C - REGISTRO DE BROCAS

WOB Pump Pump Mud Bit n° Run Size Type Marca Serial JetsITFA32 in. Depth Depth Hours ROP RPM Formation Clasif.

Klbs Press psi Rate ppg Wt ppg Vis.

37

I

l

1 "


ANEXO 3D - REPORTE DE TUBERIAS DE REVE STIMENTO

CASING 133/8" CSG Date: 02JO~2002 WEll NAME I AIMAr'.*)(*77· EA8911 RIG J . MEOINA. Ddrig Supvr P. Field

C~pth {m '~ O.D. ( , ) 'vVe '~ rt ::-~ Tt: re a.d ryw

CO'mme:- ts :

f::\' ~ ~ra~ e

\!ud !<eI'Qnp. 9. ~ ppg

N' piKe ~ Unit O.O~in ) LD. (inl DucriplbnufJd . Wt.

G,..dt Conn.ct. Length (m) Ot-pth (m)

~ Ty~

TO'tal l..trtogth o'C~s ín~ n:n :

ea..ni ' bO .... RT : Ca., 9 Shoe 54tt , t

Wtightof Ca.sng S,¡,..,. in AJt (lbs) Wligf:t of Stnr~ in "'ud {Tbs}

Weight set O'n Ca.s ír~ .. tit!e r Han;e! (lbs) D\>ilted HO')e

ea. sin; RlJ ""in; Co. Do;t .. n~e {titr.e ~r4 reuons

T ame Date

S~rt fU"" in; OU1n:g Fínish running cu¡r..g

TO'tal t ime

Ce nUIiser P~;eru

Comme ts

38


ANEXO 3E - REPORTE DE CEMENTACiÓN CASING CEMENT JOB 13 3/8" Date

Well Name \YaCimiento: Drig Supvr Ring

GENERAL Type of cement job (casing ,liner,squeeze,plug) Cementing method (inner string, full bore, dual plug, SSR etc. Type Mud IWt(ppg) Cement Contr. Oowell

PREVIOUS CASING TO(m) I Hole Size MO OO 's (in) 10's (in) I Wt"s (Ib/ft) Grade(s)

PLUG Cement Placement I Top Botton PRESENT CASING 00 (in) Grade BitOO (in) Hole Md (m)

Shoe a (m) Float a (m) Wt (Ib/ft Wellhead datum (m)

FLUIOS PUMP (in sequence) Preflush Spacer

Cement Mix

Lead slurry

n01 Top of Cement Tail Slurry

n° 2 Top of Cement Cement Slurry nO 3 Top Cement Cement Slurry nO 4 Top Cement

Postflush Spacer Additional

Information

PUMPING DETAILS Operat ion Time Oate Oown Time - time and reasons

Start Circulation Finish Circulation DISPLACEMENT:Rate &Pressure PLUG BUMP

StartlStop Spacer Initial Top Plug Start Lead 1500 sks Botton Stop Lead 1800 sks Final Press

Start Tail Final Backflow Stop Tail Mud I Cement Losses: Start Oisplacing Stop Oisplacing

POST JOB INFORMATION Tag Cement I Expected at Tested Casing

Orilled Cmta I Plug in Time since placement

REMARKS

'1 I

1";

l

39

(

I "--


ANEXO 4 - HISTORIAL DEL POZO'~/J/ 6P-J!.

~~

40

I I


HISTORIAL DEL POZO

POZO N° ........................ Yacimiento ........................ Lote ............... Parcela .............. Compañía ....................... . Clase de Pozo: Exploratorio .......... Desarrollo ........ Producción ......... . Profundidad: Vertical ....................... Dirigido ............ Horizontal ............ Side Track ............ .

Final... .................... Del Tapón .............. . Fechas: Perforación Inicio .................... Final ................ Coordenadas. Geog .................................................. .

Completación Inicio ................... Final... ............. Coordenadas. UTM ................................................. Zona ..... . Abandonamiento ......................... Elevación: MR. ............ KB ............... GL. ............... Nivel del mar .............. . Tiempo de armado ................... Estado actual. ......................... .

1.-RECOMENDACIÓN.RESUMEN

- Equipo de perforación: Clase, tipo. - Ubicación preliminar.

2.- PROGNOSIS DE GEOLOGíA Y PERFORACiÓN. - Formaciones atravesadas, topes y bases de Fondo. - Formación productiva primaria y secundaria . - Programa de muestras: Canaleta, núcleos - Programa de lodos. Análisis Mineralógico - Programa de desviación. Análisis Petrográfico - Programa de revestimiento. - Programa de cementación. - Programa de brocas. - Programa de punzonamientos. - Programa de pruebas de formación - Prognosis de producción y reservas. - Costo aproximado. - Ilustraciones: Mapa de ubicación, mapa estructural, Sección

Estructural. Anexos etc.

3.- GEOLOGIA - Evaluación

6.- REACONDICIONAMIENTOS - Objetivo. - Prognosis, antecedentes. - Riesgo del Reservorio. - Tipo - Intervalos abiertos o por abrir. - Producción actual - Producción acumulada - Trabajos previos - Programa de punzonamiento - Programa de Fracturamiento / Acidificación: Equipo y

materiales - Procedimiento del Reacondicionamiento, Descripción - Reservas Estimadas, Reservas mínimas, Probadas. - Presiones, Depletaciones, - Parámetros del Reservorios. - Costos - Reporte Diario del Servicio de Pozos. - Conclusiones y Recomendaciones

7.- PRUEBAS E INFORMES ESPECIALES: Análisis de Núcleos convencionales y de pared.

- Columna estratigráfica. - Informe diario de geología

Análisis PVT de Muestras de Fluidos, Pruebas de Presión Análisis de Pruebas de Formación.

- Perfilaje en el pozo - Muestras: Canaleta, núcleos convencionales y de pared. - Pruebas de Formación. - Resumen Informe final de Geología.

4.- PERFORACION - Equipo. Clase .Descripción. - Reporte diario de perforación. - Registro de lodos - Registro de brocas - Reporte de revestimiento (casing) - Registro de cementación. - Perfiles de completación. - Registro de tubería de producción.

5.- REPORTES ESPECIALES - Fracturamiento. - Pruebas de Formación - Reporte de Punzonamiento. - Parámetros dinámicos - Costos de perforación y Revestimiento. - Reporte de Pruebas de Producción, Producción inicial,

equipo de bombeo artificial etc. - Conclusiones y Recomendaciones. - Informe final de Perforación y Completación. - Sismograma sintético y Registro de Velocidades.

Análisis de Hidrocarburos líquidos y gaseosos: Reporte de convencionales y núcleos de pared los RFT. Cálculo de Desviación y de Buzamiento: Gráficos Investigación de Roca Madre Kerógeno, Materia orgánica, Reflectancía. de Vitrinita, Indice Termal, Color de esporas Reporte Litoestratigráfico, Bioestratigráfico y Paleoambiente. ~

7

41

· 1


ANEXO 5 - CONTROL DE ENTREGA DE INFORMACION TECNICA

ffaj~

42


ANEXO 5A - CONTROL DE ENTREGA DE INFORMACiÓN GEOLÓGICA

INFORMACION GEOLOGICA ENTREGA FECHA ESTADO MEDIO OBSERVo 1. Informe de Muestras de Campo 2. Informe de Muestras de pozo

o 3. Análisis de Laboratorio ( Geoq.,Petrografía y u (; otros) -o ....1 4 . Informe Bioestratigráfico o w

4.1 Para muestras de Pozo (!)

....1 o 4.2 Para Muestras de Campo o::: 1-

4.3 Por el contenido Bioestratigráfico z o u 4.4 Para estudios de palinofacies y Geoquímica

Orgánica. 5. Entrega de Muestras 6. Devolución de Muestras

zc( 1. Impacto Ambiental (EIA) -00:: (3~ 2. Prognosis de Geología ~~ 3. Prognosis de Perforación ~o Z....l c(a..

4. Prognosis de Competición y Reservorios . ....IX a..w

1. Informe diario de geología c( 2. Informe diario de perforación o:: o 3. Perfiles de Pozos 1-~ 4. Informe Direccional o ....1

5. Informe Sísmico del Pozo a.. x w

6. Pruebas del Pozo. z -o 7. Muestras: Canaletas, núcleos conv. y núcleos (3

~ de pared o

7.1 Canaleta u. o::: w

7.2 Núcleos Convencionales a..

7.3 Núcleos de Pared 8. Informe Final del Pozo Exploratorio

Ñc( 0(1) 1. Prognosis del Pozo (Geología, Perf. Y Complet) a..w u.C

1. Informes diarios de geología y Perforación w 2. Registros Electricos C Zo Q....I 3. Muestars de Canaleta U....l ~~ 4. Pruebas de Pozo. 00::: 5. Informe Direccional. u.c( 0:::(1)

6. Informe Final del Pozo de Desarrollo. ww a..c

Z~....I 1. Cultural (Hidrografía, Limites Dptos., Vias de acceso)

8(3~ 2. Información Ambiental (l)c(:::> c(:E1-

3. Infraestructura Petrolera a.. 0....1 c(0::::::> :E~U 4. Geología (Cuenca de superficie, estruct., etc)

5. Imágenes y Metadatos (Imag. Satélite, Sens. Remotos)

c o

00::: Na.. 1. Pozo de Producción OW a..c

:E~ O:::w 1. Informe de Reservorios 0(1) u.w Zo:::

~2 ~~

1. Servicios del Pozo


ANEXO 58 - CONTROL DE ENTREGA DE INFORMACiÓN SíSMICA

INFORMACION GEOFíSICA ENTREGA FECHA ESTADO MEDIO OBSERVo ..J 1. Estudio de Impacto Ambiental

~~ Preliminar EIAP oz «w 2. Estudio de Impacto Ambiental -~iñ -~ EIA

3. Plan de Manejo Ambiental - PMA

« 1. Información de Soporte o

2. Reporte Final de Adquisición ~ ,~ C/) 3. Reporte Final de Topografía z <> 4. Listado de Coordenadas Finales o ü)

5. Registros Sísmicos de Campo -:5 a Medios magnéticos e «

6. Mapa Base de Adquisición

7. Información Escaneada

o 1.Reporte Final de Procesamiento I

o Reprocesamiento

>-~ 2. Imágenes de Secciones Sísmica o'ü) 1-0 zl-~z 3. Información Sísmica digital ~w «-C/)~ w« oC/) 4. Coordenadas Finales de Campo Ow 0:: 0 0... 0 o::

o... 5. Mapa Base de Líneas w o::

6. Side Label

z 1. Informe Final de Interpretación <> 2. Mapas de Interpretación 0« ~o (Horizontes) ~~ o...,~ 3. Secciones Sísmicas Interpretada o::c/)

4. Información básica de w 1-~ Interpretación Sísmica

5. Buck up - Proyecto en software de Interpretación.

44


« ji 1-w :iE o e ~ (!)

,~ a:: 1-w :iE :> ~ (!)

,~ a:: 1-w :iE o 1-w z (!) « :iE

ANEXO SC - CONTROL DE ENTREGA DE GRAVIMETRíA - GRADIOMETRIAMAGNETOMETRíA MÉTODOS ELÉCTRICOS - MAGNETOTELÚRICOS y

SENSORES REMOTOS.

INFORMACION GEOFíSICA ENTREGA FECHA ESTADO MEDIO OBSERVo

-1 1. Estudio de impacto Ambiental 0« 1-1- Preliminar EIAP oz «W ~[jj 2. Estudio de impacto Ambiental - EIA _:iE

«


1. Informe Final de Operaciones de «~ '-a:: Campo a:: 1-I-w W:iE 2. Informe de Procesamiento ~o >-

3. Informe Final de Interpretación ~c (!)~ (!) 4. Mapas de Interpretación

5. Datos Finales

-1 1. Estudio de Impacto Ambiental e~ Preliminar EIAP oz «W ~[jj 2. Estudio de Impacto Ambiental- EIA -~


1. Informe Final de Operaciones de Campo

,~ 2. Informe de medición de a::

1-w susceptibilidad de la Roca :iE o 1-

3. Informe Final de la Interpretación w z (!) « :iE 4. Mapas y perfiles de Interpretación

5. Datos de Campo y Procesamiento

>- 1. Informe Final de Adquisición. tntn 00 00 ji ji 2. Informe Final de Procesamiento. I-::J 0-1 WW -11-WO 3. Informe Final de Interpretación tnl-OW C z o(!)

4. Mapas de Interpretación 1-« 'w:iE :iE

5. Datos Finales

tntn 1. Imágenes de Levantamiento. Wo a:: 1-00 tn:iE 2. Informe Final de Procesamiento. Zw m a::

3. Informe Final de Interpretación

45

I I

I I


,

ANEXO 6 - INFORMACION ~

GEOGRÁFICA GJ-~ 1f~ .

46

1 I


1. I nlrod ucción

Información geográfica se refiere a todo tipo de objetos que permiten plasmar su posición espacial en un mapa, de tal forma que sea posible ubicarlos geográficamente en su posición real, mediante coordenadas (georeferenciación) y así mismo adicionarle información (atributos) para que resulte en un componente de un SIG (Sistema de Información Geográfica).

Son datos georeferenciados aquellos adquiridos o diseñados como coberturas o "Iayers" o como información de píxeles, que una vez desplegados mediante el uso de "software" tipo SIG o para interpretación de información de sensores remotos, permite conocer en todo momento la posición geográfica de dicha información.

Todo material geográfico deberá ser entregado a PERUPETRO de la siguiente manera: • Datos georeferenciados de acuerdo con lo especificado en el capítulo

proyecciones cartográficas. Las coordenadas deben estar en el sistema de referencia WGS84.

• Información de Metadatos geográficos.

2. Proyecciones Cartográficas

Los datos georeferenciados deben tener coordenadas en un sistema geográfico de referencia.

Un Sistema geográfico de referencia es un conjunto de parámetros que permite la localización de un punto sobre la superficie terrestre. La ubicación de los puntos en un sistema de referencia debe estar dada por las coordenadas de los mismos y pueden ser de dos tipos:

• Coordenadas geográficas (Latitud, Longitud y altitud) o Geodésicas • Coordenadas planas Cartesianas (X, Y, Z)

La siguiente tabla muestra los parámetros requeridos para cada uno de los diferentes orígenes establecidos por el Instituto Geográfico Nacional, IGN, que es la entidad oficial peruana rectora de los aspectos geográficos. En el caso de utilizar este tipo de proyección se debe documentar en el formulario de metadatos.

PARAMETROS DESCRIPCION Nombre de la Proyección Transversa de Mercator Falso Este 500,000 Falso Norte 10'000.000 Factor de Escala 0.996 Elipsoide (1) WGS84 Unidades Lineales de la proyección metros Dátum Horizontal (1): WGS84

Todo material geográfico impreso debe ser acompañado de los medios conteniendo los formatos digitales originales (CAD, GIS, ASCII, SHP, etc.) Adicionalmente se entregará una versión en formato TIFF, JPG, GIF o PDF.

Con el fin de facilitar la comprensión de la estructura de los formatos digitales, se clasificó la información por temas y formatos. En el siguiente cuadro se especifican los formatos y , ,Jl¡./ estándares de transferencia requeridos para el material cartográfico. \ ~ d?~'

0?ETR

O 'l ff~f.1n ~y <;1 'u· '!:: . 47 %'). . ¡.l

C'/qCle E1-~\O


FORMATOS (2) TEMA (1)

TIPO FORMATO FORMATO ESTANDARDE TRANSFERENCIA

CARTOGRAFíA BÁSICA DE MAPAS CAD = DWG, DGN, DXF DXF TEMÁTICOS, INFRAESTRUCTURA CADyGIS

GIS = SHAPE FILE, COVERAGE LAYER SHAPE FILE INFORMACiÓN PETROLERA

GEOGRÁFICA DE TIFF SUPERFICIE

SENSORES REMOTOS IMG TIFF, GEOTIFF,

RASTER GEOTIFF ASCII

ASCII TIFF - GEOTIFF GEOTIFF

INFORMACiÓN GEOGRÁFICA DE SUBSUELO CAD, GIS, CAD = DWG, DGN, DXF DXF GEOFRAME GIS = SHAPE FILE, COVERAGE LAYER SHAPE FILE

GEGRAPHIX = SHAPE FILE SHAPE FILE, ASC

El siguiente cuadro describe de manera genenca el material cartográfico según la clasificación y temática del cuadro anterior. El cuadro muestra las especificaciones técnicas de los formatos, de ser necesarios.

3. Clasificación material cartográfico

CLASIFICACION TEMA Division Politica Municipios Vias y estructuras de Transporte

CARTOGRAFIA BASICA Catografia integrada Hidrografia

Mapas Topograficos: Curvas de Nivel Mapas Batimetricos

SENSORES REMOTOS Fotografias Aereas Imagenes de Radar y Satelites

MUESTRA GRÁFICA (2)

PDF, JPG ó GIF

Geologia de Superficie (Formaciones, Fallas, Pliegues Buzamientos, etc)

INFORMACION Mapas Geologicos Paleograficos

GEOGRAFICA Paleogeologicos

DE Mapas Paleogeomorfologicos

SUPERFICIE Mapas Geomorfologicos MAPAS TEMATICOS Mapas Paleoambientales

Estudios de Suelos Mapas Climaticos

Mapas Am bientales Zonas Forestales Pendiente de Suelos

Parques Naturales Reservas Forestales y Ambientales

Localizacion de Pozos

INFRAESTRUCTURA Mapas de puntos de Sismica

PETROLERA Cuencas y campos Petroliferos

Duetos, Oleoductos,Gasoductos,Poliductos y Estaciones de Bombeo Mapa de Lotes

Mapas Litofaciales Mapas Litologicos Mapas Estructurales

Mapas Petrofisicos Mapas Geoquimicos

INFORMACION GEOGRAFICA DE Mapas Geofisicos

SUBSUELO Mapas Gravimetricos Mapa Magnetometrico Gradientes Geoterm icos Mapas Paleoestructurales Mapas de Produccion

Mapas Isobaricos Otros

.,,;.?E.Hi'O ~ .JIIk 48


4. Organización de Archivos

Toda información Cartográfica debe estar acompañada de un archivo ASCII conteniendo la relación del material Cartográfico suministrado, en el cual se verificará la nomenclatura.

5. Metadatos Geográficos

Los metadatos definen un conjunto de elementos comunes que documentan las características principales de cualquier conjunto de datos geográficos de acuerdo al Federal Geographic Data Committee (FGDC) que contiene el estándar de metadatos.

Sobre la base de lo anterior y con el fin de asegurar que los documentos cartográficos se presenten de manera correcta, a continuación se muestra un ejemplo de la tabla de metadatos mínimos requeridos, de acuerdo con la norma mencionada para ser entregados junto con el material cartográfico.

NOMBRE DESCRIPCION IDENTIFICACION

Nombre del Responsable PETROBRAS

Tipo de Responsable Area de Exploraciones

Fecha 1998

Titulo MAPA DE LINEAS SISMICAS

Edicion version 1

Forma de Presentacion Mapa Vectorial

Serie Estudios Generales de Sismica DESCRIPCION

Resumen Este producto contiene informacion tematica de levantamientos sismicos

en la Cuenca de Pariñas el producto incluye informacin Topografica

Uso / Informacion Complementaria Informacion Basica para apoyar programas de Exploracion

PROGRAMA/PROYECTO

Nombre del Programa / Proyecto Sismica Cuenca Talara

PERIODO DE TIEMPO

Fecha de Inicio 1995

Fecha Final 1996 DOMINIO ESPACIAL

Extension Geografica Este mapa cubre las areas correspondientes a los municipios de Talara y

Pariñas

COORDENADAS GEOGRAFICAS

Elipsoide WGS84

Datum WGS84

Latitud 05° 25' 32.4555" S

Longitud 80° 30' 12.5656" W

Altura m.s.n.m 234.567 mts. COORDENADAS UTM

Zona 17 S

Norte 8453123.567

Este 275345.678 Nivel de Resolucion 1: 25,000

(TRO 11 ~ ¿p.4h ~ \JI

ff \li> .-r Gl t::: O) .;s> ~~. 0<..'Ir"

":~..§~'(.'i

49


NOMBRE DESCRIPTORES

Descriptor del Tema LUGAR

Descriptor del Lugar Descriptor del Lugar

Muestra Grafica

CALIDAD DE LOS DA TOS

Informacion General

Formato Medio Digital

DESCRIPCION

Sismica

Departamento de Piura Qda. Pariñas

Este producto cumple con las normas de calidad para los levantamientos generales sismicos

DXF OVO

ROTULADO DE MAPAS

NOMBRE DE LA COMPAÑIA

TITULO DEL MAPA

SCALE WITHOUT SCALE PLATE N°: r-------~~=-----1I[,====ii----.. c===~ .... ii~=s,1

~------+---------------~ 1 : o Km FILE N° : BY PERUPETRO

HORIZONTAL DATUM: PROJECTION ORIGIN:

VERTICAL DATUM: PROJECTION ZONE:

GEOID MODEL: ORIGIN LATITUDE:

ELLlPSOID: CENTRAL MERIDIAN:

SEMI MAJOR AXIS: FALSE EASTING:

FLATTENING: FALSE NORTHING:

PROJECTION NAME: SCALE FACTOR:

AUTHOR: DATE:

PRINTED BY: REFERENCE: BY PERUPETRO

El Mapa debe venir con grillado UTM y Geográfico


EJEMPLO DE ROTULADO DE MAPAS

NOMBRE DE LA COMPAÑIA

TITULO DEL MAPA

SCALE WITHOUT SCALE PLATE N° : 1 de 5 I - I

1: 100,000 O 5Km FILEW: BY PERUPETRO

HORIZONTAL DATUM: WGS-84 PROJECTION ORIGIN: UTM

VERTICAL DATUM: WGS-84 PROJECTION ZONE: 18

GEOID MODEL: OSU91A ORIGIN LATITUDE: 00°00'00" S

ELLlPSOID: WGS-84 CENTRAL MERIDIAN: 75°00'00" W

SEMI MAJOR AXIS: 6378137 FALSE EASTING: 500000.00 E

FLATTENING: 1/298,2572235630 FALSE NORTHING: 1 0000000.00 N

PROJECTION NAME: TRANSVERSE MERCATOR SCALE FACTOR: 0.9996

AUTHOR: JUAN PEREZ PEREZ DATE: 1999/09/21

PRINTED BY: JOS E PEREZ PEREZ REFERENCE: BY PERUPETRO

El Mapa debe venir con grillado UTM y Geográfico

I

l __ i t _ 51

¡--'-'

L

':.


ANEXO 7 - INFORMACiÓN SíSMICA

If~ ¿:;pJ/f'

52


ANEXO 7A FICHA DE CAMPAÑA SISMICA 2D TERRESTRE

.

FICHA CREW KMS.

SURVEY NAME 10 RECORDING FORMAl

BASIN BY COORDINA1ES

BLOCK PERIOD DA1UM

JOB UNES ZONl:

STATISTICAL DATA RECORDING PARAMETERS SUPPORT DATA AVAILABLE SUPPORT DATA NOT AVAILABLE DATA PROCESSED

UNE INTERVAL FOLO

END RECORDIN<: SHOT POINTS RECORD LENGTH SAM PLE RATE NUMBEROF DATUM RECOROING SYSTEM OBSERVER's NAVIGATION DATA MAGNETIC OBSERVER's NAVIGATION DATA BOX PAPER DIGITAL REMARKS

Km. GROUP SP MOOEL MAGNETlCTAPE DATE

CHANNEL c---- REPORT TAPES REPORT CODE NUMBER SIDE MINOR MAJOR (m.) (m.) (% (sec.) (ms.) (m.) ELEVATIONS COORDINATES ELEVATIONS COORDINATES STACK MIG STACK MIG

I

53


l., r 1

ANEXO 7B FICHA DE CAMPAÑA SISMICA 2D MARINA

FICHA VESSEL KMS.

SURVEY NAME TO RECORDING FORMAT

BASIN BY COORDINATES

BLOCK PERIOD DATUM

JOB UNES ZONE

STATISTICAL DATA RECORDING PARAMETERS SUPPORT DATA AVAILABLE SUPPORT DATA NOT AVAILABLE DATA PROCESSED

UNE INTERVAL END SHOT POINTS FOLD RECORD LENGTH SAMPLE RA NUMBEROF DATU RECORDING SYSTEM OBSERVER's NAVIGATION DATA MAGNETIC OBSERVER's NAVIGATION DATA RECORDING BOX PAPER DIGITAL REMARKS

Km. GROUP SP MAGNETlC TA CHANNEL - MOOEL REPORT TAPES REPORT DATE

CODE NUMBER SIDE MINOR MAJOR (m.) (m.) (%) (sec.) (ms.) (m.) ELEVATlONS COORDINATES ELEVATIONS COORDINATES STACK MIG STACK MIG

i

54


ANEXO 7C FICHA DE CAMPAÑA SISMICA 3D TERRESTRE

FICHA TO

SURVEYNAME BY

BASIN PERIOD

BLOCK lOOP/SWATH

JOB KM

CREW BIN SIZE

STATISTICAL DATA RECORDING PARAMETERS SUPPORT DATA AVAILABLE SUPPORT DATA NOT AVAILABLE ............................ ,. .................. ... .. ,. ... _ . •••••••••••••••••••••••••••••••••••••••• • •••• , o ••••••••••••••••••••••••••••• • •••••••• • • , ••• ••• • • •••••••••••••••••••••••• ~ ..... .............. , ................. . ..... _ •• o,,

UNE INTERVAL FOLD i ~~~~~~ i SAMPLE RA~ NUMBER OF ' DATUM ¡ RECORDING MAGNETlC

SHOT POINTS ! Km. GROUpl SP l. j. . .......... !... . . ......... ! CHANNEL ......... j. SYSTEM MODEL TAPES

, ¡ OBSERVER's

REPORT

NAVIGATION DATA MAGNETIC i OBSERVER's NAVIGATION DATA

CODE ¡ NUMBER ¡ SIDE MINOR ¡ MAJOR ¡ (m) ¡ (m ) ¡ (%) ¡ (sec ) ; (ms ) ; (m )

I···+· ··+-+··+············+········t m . , . , . TAPES : REPORT ! ELEVATIONS ¡ COORDINATES ELEVATIONS ¡ COORDINATES

END RECORDING DATE

BOX

KMS.

CROSSUNE

RECORDING FORMAT

COORDINATES

DATUI\i

ZONE

DATA PROCESSED

PAPER DIGITAL

STACK¡ MIG : STACK: MIG

REMARKS

55


ANEXO 70 . FICHA DE CAMPAÑA SISMICA 3D MARINA

FICHA 10 INUNE

SURVEV NAME BY CROSSUNE

BASIN PERIOD RECORDING FORMAl

BLOCK LOOP/SWA1H COORDINA1ES

JOB KM2 DA1UM

CREW BIN SIZE ZONE STATISTICAL DATA RECORDING PARAMETERS SUPPORT DATA AVAILABLE SUPPORT DATA NOT AVAILABLE DATA PROCESSED

UNE INTERVAL END

SHOTPOINTS FOLD RECORD LE N SAMPLE RA NUMBEROF DATUM RECORDING SYSTEM NAVIGATION DATA MAGNETIC OBSERVER's NAVIGATION DATA RECORDING BOX PAPER DIGITAL REMARKS Km. 2 GROUP SP

CHANNEL ~ MODEL MAGNETlCTA OBSERVER's REP

TAPES REPORT DATE CODE NUMBER SIDE MINOR MAJOR (m.) (m.) (%) (sec.) (ms.) ELEVATIONS COORDINATES ELEVATIONS COORDINATES STACK MIG STACK MIG

56


ANEXO 7E - ESTÁNDARES PARA EL REGISTRO DE LOS ENCABEZADOS "HEADER"

(Fuente: SEG - SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS)

1. Formato SEG-Y La información a incluir en los encabezados ("Header") del formato SEG-Y, es la siguiente:

1) Los datos deben ser correctamente registrados en el "Trace Header" y debidamente verificados. Los problemas en el llenado del "Header" son la causa más común de devoluciones de información.

2) Tomar especial cuidado en el proceso de reinicialización del número secuencial de traza, lo cual sólo debe ocurrir cuando se cambia de línea sísmica 20. Nótese que no hay reinicialización en sísmica 3D.

3) El origen de coordenadas deberá ser incluido en el "EBCDIC Header".

1.1 "EBCDIC Header" Es un bloque sencillo de información, de 3,200 bytes, equivalente a 40 líneas de instrucción de 80 bytes cada una, contiene toda la información general concerniente al levantamiento, tal como: cliente, contratista de procesamiento, número de muestras, parámetros generales, etc.

3200-bvte Textual File Header Cols 1-10 ICoIs 11-201Cols 21-301Cols 31-401Cols 41-501Cols 51-601Cols 61-701Cols 71-8(] 12345678~12345678~12345678~12345678~12345678~12345678~12345678~123456789 C 1 CLIENT! ! ! COMPANty I

I CREW N!O

C 2 LINE I !MEA I ! MAIP ID I I

C 3 REEL NIO DAY-STARfr OF REEL YEAR I

OBSERVIER I

I I i

C 4 INSTRUlrvIENT : MFG I MODEL I SEIRIAL NO I I

C 5 DATA TIRACES/RECO iRD IAUXILIARY frRACES/REC lORD I CDF FOLDI

C 6 SAMPLE I INTERVAL I SA IMPLES /TRAC lE BI frS/IN IBYTES/SAMP IPLE

Ic 7 RECORDIING FORMATI FOIRMAT THIS IREEL I MEASUREM IENT SYSTEMI

C 8 SAMPLE I CODE: FLOIATING PT I

FIXED Pfr FIXE iD PT-GAIN ; I CORREL IATED I

C 9 GAIN frYPE: FIXE iD BINSIRY FLOIATING POINfr OTHEIR I

I

CI0 FILTERIS: ALIAS I HZ NOTICH HZ I BAND ¡- HZ ISLOPE I

DB/OCT -! CII SOURCEI: TYPE I NUIMBER/POINT I POIINT INTERVIAL I

C12 PAfrTERN: I

I I

LENGTH I

WID frH I I I

C13 SWEEP: I START 1 HZ END I HZ LENpTH MIS CHANNELI NO TYIPE

C14 TAPER:I START LENpTH IMS END LE \NGTH I MS TYPE I

I I

C15 SPREADI: OFFSET I MAX IDISTANCE I GROUIP INTERVALI I

C16 GEOPHO \NES : PER GIROUP SipACING I FREQUENCY i MFG ! MOiDEL

C17 PAfrTERN: ! I LENGTH WID frH

C18 TRACES ISORTED BY ¡: RECORD CDP I OTHER i C19 AMPLITIUDE RECOV !Ry: NONE SPHERI ICAL DIV AGC I OTHER

C20 MAP PRIOJECTION iZONE ID COORDI INATE UNITS

C2I PROCES ISING :

C22 I

C23

... C38

I 1

C39 SEG Y IREV i I

C40 END TE ¡XTUAL HEAD IER I

57


1.2 "BINARY Header" (400 BYTES) Es un bloque de código binario de 400 bytes de los cuales 60 bytes están definidos, los otros 340 son empleados opcionalmente. Contiene información para la lectura del bloque de datos relacionados Al medio magnético.

Los elementos de información de obligatoria inclusión en este encabezado son los siguientes (aplica por igual a levantamientos 20 y 3D):

Posición Descripción (Número de Byte)

3205-3208 Número de línea. 3209-3212 Número de Cinta magnética Japlica solo para el copiado)

3213-3214 Número de trazas por registro (incluidas todas las trazas (*) dummy,cero,etc)

3215 - 3216 (*) Número de trazas auxiliares por registro (incluidas-sep, timing, sync ) 3217 -3218 (**) Intervalo de muestreo en microsegundos

3221-3222 Número de muestras por trazas Código de formato de muestra: 1= punto flotante IBM (4 bytes)

3225-3226 (**) 2= punto fijo (4 bytes) 3= punto fijo (2 bytes) 4= punto fijo con código de ganancia (4 bytes)

3227 -3228 (**) Cobertura COP (Número de trazas esperado por COP) Código de ordenamiento de trazas

3229-3230 1 = sin ordenamiento 2= "gather" de CDP 3= perfil continuo de cobertura simple 4= apilada Sistema de medición:

3255-3256 0= no existe 1= metros 2= pies

(*)Obligatorio para datos pre apilados

(**) Obligatorio para todos los tipos de datos

58


1.3 "TRACE BLOCK Header" (240 Bytes)

Bloque de información que contiene los atributos de las trazas, identifica cada una de las trazas que componen una línea o un volumen sísmico.

Posición Descripción (Número de Byte)

1-4 Número secuencial de la traza en la línea comenzando por 1 en cada línea 9 -12 Número Registro Original en Campo (FFN o FFID)

13 -16 Número consecutivo de la traza basados en (FFN o FFID) 21-24 Número del CDP 29-30 Código de información de la traza

1 = Datos sísmicos (valor por defecto para el copiado) 2= Traza muerta 3= Traza dummy

73-76 Coordenada X del SP (Representa la longitud - Geodeticas) 77 -78 Coordenada Y del SP ((Representa la Latitud - Geodeticas) 81 - 84 Coordenada X de la STK (Representa la longitud - Geodeticas) 85 - 88 Coordenada Y de la STK (Representa la latitud - Geodeticas) 91-92 Velocidad de corrección (metros/segundo)

95-96 Uphole time de la fuente 103-104 Estática total calculada al Centro del Sin (milisegundos) (2) 111-112 Tiempo de inicio del Mute 113-114 Tiempo de Finalización del Mute 115-116 Número de muestras de la traza 117-118 Intervalo de muestreo (microsegundos) 181-184 Coordenada X del Centro del Sin (CDP) 185-188 Coordenada Y del Centro del Sin (CDP) 189-192 Número identificador dellnline 193-196 Número identificador del Crossline

Header Sísmica de Campo y Procesada

Los headers de sísmica de campo ylo procesada en formato SEGD ylo SEGY deben estar acordes a las normas establecidas por la SEG (SEG - SOCIETY OF EXPLORATION

GEOPHYSICISTS). .1\ fjiJf! éj)-- .~

59


CLIEN! PETROTECH PERUANA S .A. COMPANY PETROTECa PERUANA s .A. CRE1~ NO 2 LIIIE 98-3001 ARrA Block Z- 28 MIIP ID 3 REEL NO 368-370 DAY- START OE' REEL 25/ 05 rUlR 1998 OBSERVER 4 INSIRm1!:.NI: INl'OT - OUTPOI !lSX MODEL SERIAL NO 5 DATA TRACES/ Rl:CORD 192 AlIXILIARY TRACtS/ Rl:CORD CDP rOLD 6 S~PLE I1IlERNAL 2 JII3 SAMPLES/ TRACt 2560 BITs/ m BTI!:S/ SlU1PL!: 7 RECORDIllG FORMAT SEG-D rORlru TaIS REEL SEG-Y MEAS1lREl!r.IIl 5YSTEM a S~PLE CODE o FLOAlUlG PT !IXED PI !IltED PT- GAIN CORRl:LAI!:O 9 GAIN !YPE: FIXEO BINARY lLOAIING POINI OIHER

FILTERS: ALIAS HZ NOTCH HZ BANO 4 - 206 HZ SLOPE l a - 264 SOORCE:: IYPE: TiJned Sleeve Gun NOMBER/POINI

PATIElUI: LENGIH lfiDTH SWUP: SIART HZ EIID HZ LEIIGTH MS CHANNEL NO !YPE: IAPER : SIAR! LENG!H MS END LEIIG!B MS !YPE SPRUD: OrESE! 133 m !lAX DI STAlICE 2521 .. GROUP INTERVAL 12 . 5 GEOPHONES: PER GROUP 14 SPACING lREQUrnCY MFG MOOCL

LENGTH NIDTB CDP O!B!R SPB!RICAL DIV J\GC OIB!R

ZON!: ID COORDINAr!: UNIIS

Summary TrcD N/A

Te,!:!t header r Trace header

ªin header r Trace DSlta

1 CLIENT PEIROI'ECH pmUANA S.A. COMPANY PETROTl.CH PERUANA S.A. CR[W NO 2 LINE 98 - 3Q01 AREA Block Z- ZB MAP ID 3 RUL NO 368- 370 DAY- START OF RU.L 250/ 05 YEAR 1998 OBSERVm 4 INSTRUMENT: INPUT - OUTPUI MSX MODE.L SERIAL NO 5 DATA TRACES/RECORD 192 AUXILIAR Y TRACES/RECORD C P FOLD 48 6 SAMPLE INTERNAL 2 ma SAMPLES/TRACE 2560 BITS/IN BYIES/SAMPLE 7 RECORDING FORMAr SEG- D FORMAr THIS RUL SEG- Y MEASUlWtE.NI SYsnH 8 SAMPLE CODE: FLOATING PT FIXED PT FIXED PT -GAIN CORRELAn:D 9 GAIN TYPE: FIXED BINARY FLOATING POINT OI'HER O FILTERS: ALIAS HZ NorCH HZ BAND 4 - 206 HZ 51OPt: 11.:1 - 264 DB/OCT 1 SOURCE: TYPE Timed Sleeve Gun NUMBER/POINT POINI IN'IE.RVAL 25 2 PAIIERN: LENGTH WIOTH 3 SWEEP: START HZ END HZ LENGTH MS CHANNEL NO TYPE 4 TAPER: SIART LENGTH MS !ND LENGTH MS TYPE 5 SPREAD: OFFSET 133 m MAX DISTANCE 2521 m GROUP IN'TERVAL 12. S

GEOPHONES: PER GROUP 14 SPACING FREQUENCY MFG MODEL PAITE.RN: LENGTH WIOTH

a TRACES SORTED BY: RECORD CDP OTHER 9 AMPLlTUDE RECOVEY: NONE SPRmICAL DIV AGC OTHER o MAP PROJECTION ZONE ID COORDINATE UNITS 1 PROCESSING: 2 PROCESSING:

1

73 73 Ó

60


Ejemplo de entrega Procesada:

CLI!:.tft: DISI e'OI{ G~OPBY3Icu. COR.P. : DIGICCN G[OPBYSlCAL Rl;t:.L; Zl1'..5&Y~: onS90M; P!RU Sire ~5; rm:AI, MIGRATION S!.GY LI.Kt:.: 930 3 3P: 1001-2803 CDP : 1-5566 PQ~3SInG~

!il!:l"ORl'AT ill:·5A!1P~ IO 4J!3 "WIIS JUNrY.UM P"dASE. Alrrz- ALIAS l'lLIER raA.a:. WITlIfG DESIG~

S"PH[QICAL Dnru.GtUa: C~CII'OK

SPIKING Df.CmrvoZ.U"IIOU - 2 GAr~; 1st Of'!:PAl'OR UNGTH: 2M) oPERAIca LEUG'IB ; W3In: t'¡OIS~:

DESIGft GAtES KE;ttD ro 'H.B. APPLlc:JIOlt GA.T~ K!:n:.D ro 19 . 5.

DI P l'.OYECUr CORRECl'rOn VE.LOCIIY AlmLY3IS :.r Qt(!: KtL0J.2:IU llIT[.R'Y1¿{.

NOav.:u. MOVEWr CORRECTIOl{ 1<tTI!: orCSEI 'h"!:IGaTIHG C~J:{ IfID-POI I'Il' S'I'AC""lt PPLDIC'I'IW. DUONVULUTION

OP!:RAIOR. LO(G"IB: GAP UUGl'R lfñ!T'!: NOIS!'. ;

ot:SlGU su!.! ¡q;Y!l) ro lf.B. rItan; DI!"!"E9nfCl. MIGa.:.TION DIGIDU. nr.na - K!:n:D ro wconromurY

200 )I"s

JOO MS. . 0 14

nu:~C!o DI az. la _ r;::-~ .200 5-45 5 - 30 IfON-cotf!"OiUUI't 5 - 25 aooo = ~~°io ~~ ~'~'+11 HS.

l"R1i.(%B~RS:

N~ roSI'TIOlf CM' 17 r;s:mltm 2 1 LI~E.Q 229

tmGrB · · ·

r Summary TrcU N/A

CCY.l<DfIS nfIUUiAL ~.olf Dl.P'IH POna 3800: POINr m»~ LllfI!:,Sf;QUDfC!:. NOMalJl.

r. T e,!lt header (' T! ace header

r .6.in header (' Trace D gta

CLIENT: DIGlOON GEOPHYSICAL CORP. REEL: 2FMSGY AREA: OFFSHORE PERU 5PEC LUJE : 9303 SP: 1€1i!11 - 21103 CDP: 1 - 5566 PROCESSING: REFOmm:r

COMPANY: IGICON GWPHY5ICAL CORP. PROCES5: FINAL lUGRATION S'EGY

RESAMPLE 10 4MS iiITH lUNIMOM PRASE ANTI- ALIAS FILTER TRACE. EDIrING

ESIGNAI'tlRE SPHElUCAL DIVERGt:.NCE CORRECTION

5PIKING ECONVOLUTION - 2 GATES: 1ST OPERArOR LENG'IH: 2ND OPERArOR LENG'IH: 11HI'I'E NOIS!: :

DESIGN GATES KEYED TO li.B. APPLlCAIION GATE5 KEYED ro ti.'B.

DIP MOVEOor CORRECTION VELOCITI ANALYSIS AT ONE RILOMETER INTERVAL NORMAL MOVEOUT CORRECTION MUIE. OFFSET WE.IGHTING COHMON MID- POIN'I STACK PREDICTrvr: DECONVOLUTION

OPE'RATOR LENGI'H: GAP LENGI'H liHlTE ~TOISE

DESIGN GAIE.S REYED TO ti. B. FINITE DIFFERENCE. MIGRAIION DIGITAL FILTER - KEYE.D ro UNCONFORHITY

FREQtJE,NC'l IN HZ. TIME

200 MS 300 MS. . 01 ,

300 MS. 48 HS. o.n

5 - 60 WB - liB + .200 5 - 45 5 - 30 NOl'J--CONFORMIIY 5 - 25 8000

TRACE .EQUALIZATION KEYED TO li.B . DATUM CORRECIION ro SEA LEVEL - +11 MS. I'RACEHEADERS: NAME POSITION LENGIH COMHENTS

CDP 11 4 IN'IERNAL COMHON E.PI'H POINI' f.SPNOH LlNESEQ

21 229

4 4

SHOT POINII' NUMBER LlNESEQUENCE. NtJMBf.R

61

I I

/


2. Formato SEG-O Para el caso de información sísmica grabada en formatos SEG-D (Dmux), se debe respetar las normas establecidas por la SEG (posiciones fijas para cada encabezado) para los encabezados General Header, Scan Type Header, Extended General Header, Line Descriptor Header, Ancillary Data Header Block 1, Ancillary Data Header Block 2, Skips Headers, Trace Header, Data Block.

Todas las normas se encuentran definidas en el documento "Digital Tape Standards -Society of Exploration Geophysicists (SEG).

3. Modelo de etiquetas para productos de adquisición sísmica Se describe a continuación el contenido y la disposición de los elementos de información de las etiquetas de los medios magnéticos en los cuales se almacena la información de adq u isición.

El rótulo del medio debe ser preparado en computador (no debe ser escrito a mano) y cubrir el espacio asignado para éste en el medio. Deberá contener como mínimo la siguiente información en el formato indicado:

3.1. Sísmica 20, 30, 40 y/o Multicomponente Nombre de Campaña: El nombre de la Campaña se bautizará desde la adquisición y será las dos ó tres primeras siglas de la compañía Operadora seguidas de las dos ó tres primeras siglas de la compañía de Servicios, el año en que se realiza la adquisición y el lote Ejm. PETOSS05LZ33, Operadora: PETRO TECH, servicios: OFFSHORE SEISMIC SURVEY, Año de adquisición 2005 y Lote: Z33. En el caso de la adquisición símica 3D sólo se antepone el tipo de adquisición sísmica Ejm: 3DPETOSS05LZ33.

Nombre de Línea: Primeras siglas de la compañía Operadora, seguida del año de la adquisición, el Lote y el Nro. de línea registrado, todo separado por guiones Ejm. PET2005~ JI. 1/

Z33-05-001. 0?ETltO jr fjffi &- K· .4;«;: n (t, IP 1.

Q. \U / "P Q c: % ;f

'?t}~ ae E~V>O"''li

62


ESTRUCTURA DE CARPETAS EN HARDISK Ó DVD DE CAMPO

CUENCA:

CAMPAÑA:

PISCO

PETOSS05LZ33

TIPO DE INFORMACiÓN: l

INFORMES TECNICOS:

NOMBRE DE LíNEA:

CONTENIDO DE

CADA LíNEA

Etiqueta Disco Duro:

CAMPO

REPORTE FINAL DE OPERACIONES

REPORTE FINAL DE TOPOGRAFIA

FICHA SISMICA, OTROS

PET2005-Z33-01

SEGD ó SEGY

REPORTE DEL OBSERVADOR

TOPOGRAFíA O NAVEGACiÓN ORIGINAL

OTROS

fecha: I -+---- MES Y AÑO

INFORACIÓN SíSMICA DATA lE CAMPO 20 Ó 3D

FORMATO: SEGD Ó SEGY

CUENCA:

NO_RE DE CANPM4A:

Nro deLin.s: XXX..------+- TOTAL DE LíNEAS POR CAMPAÑA

SOPORlE SiSMCO: -Reportes del Observador. -Topografía 6 Navegacíón Original. -Reporte f inal de Operac iones_ -Reporte final de Topografía_ -OtnDS

01 HARD DISK

Nombredela Compañia Operadora

63


3.2. Etiqueta L TO:

• pOSlaON POSIOON • N LINEA fflD tFlO N FllfS

1 o 175 175

2 175 334 159

3 334 361 27

4 361 390 2

z o 3 tí m o.. (1)

Q C)1 3 ...., "'C

IDENllACAClON DEL. LEV ANTAMIENlO

CUENCA

N°DEUNCAS

Fecha

FORMAlO: SEG-D oSEGY 3 ~l

~ ID o I ADQUISIClON : 20 Ó 3D Codigo del digital: DL TXXX

~U') G) v;-

I 3 o ñ" o- ID (/lo.. m (1)

G)() ..:$ ID

3 "'C O rv O ow O

SISMICA

NOMBRE DE CAMPAÑA

Ejm. DLT-01 de 10

Posición FFID: es la Posición inicial del File de la línea en el tape Ejm. O Posición LFID: es la Posición Final del File de la línea en el tape Ejm. 175 N° Files: Es la cantidad de files que contiene la línea. Ejm 175

4. Modelo de etiquetas para productos de procesamiento

Se describe a continuación el contenido y la disposición de los elementos de información de las etiquetas de los medios (Disco Duro ó OVO) donde se almacena la información digital de procesam iento

El rótulo del medio debe ser confeccionado en computador (no debe ser escrito a mano) y cubrir el espacio asignado para éste en el medio. Deberá contener como mínimo la siguiente información en el formato indicado:

Nombre de Línea: Primeras siglas de la companla Operadora, seguida del año de la adquisición, el Lote y el Nro. de línea registrado, todo separado por guiones Ejm. PET2005-Z33-05-001, dentro de cada carpeta con el correspondiente nombre de línea se colocará los procesos asignados a la línea Ejm: PET2005-Z33-05-001-Stak.SEGY, PET2005-Z33-05-001-Mig.SEGY. ~ ~1iÓ A;-L IJO/~

01? ETRO ~~ ~ ~ ' .tff (lf> ~ Q ""f

GJ .§ ~ ~

"C' . ,,'ti IQCI~ Ej,\>\O

64


ESTRUCTURA DE CARPETAS EN HARDISK O DVD DE DATA PROCESADA Ó REPROCESADA

CUENCA:

CAMPAÑA:

TIPO DE INFORMACIÓN: l

PISCO

PETOSS05LZ33

PROCESADA

{

D REPORTE FINAL DE PROCESAMIENTO Y/O INFORMES TECNICOS: REPROCESAMIENTO.

D OTROS

NOMBRE DE LíNEA: PET2005-Z33-01

SEGY

CONTENIDO DE

CADA LíNEA

FILES DE LOS DIFERENTES PROCESOS DE PROCESAMIENTO Ejm. Stack O Migrada

IMÁGENES+-IMÁGENES DE SECCIONES SíSMICAS DE

CADA PROCESO

TOPOGRAFíA O NAVEGACiÓN

Para Re/Procesamiento 2D y 3D:

Etiqueta Disco Duro: fecha:

INFOR ACiÓN SíSMICA DA lA PROCESA~ 20 Ó 3D

NONSRE DE CAflPAÑIt.

Nro de L in s: XXX

Procesos: S k, grada.c.

CUENCA:

SOPORlE si SMCO: -Imágenes de Secc iónessismrcas correspondiente a·cada linea procesada. -Topografia de Procesamiento. -Reporte final de Procesamiento. -Otros.

01 RO DISK

Nombre de la Compaftta Operadora

~~J 65

I

1-


Etiqueta OVO:

En este es~io se en!oca ~I detalle de las lineas contenidas en el OVO EJ M:

(feCHA:

Nombre de ca mpaña: PErOSSOSLZ33

Líne as:

1.-prn005-Z33 -0S-001 2.-prn005-Z3 3-0S-002 3.-prn005-Z3 3-0S-003

INFORMACiÓN SíSMICA PROCESADA 20 Ó 3D

CUENCA

Nro. de

A-ocesos del Procesamiento

Soporte Sismico

- mágenes

- n f orme Final de A-ocesamiento

- Nav egación

DVD XX de XX

Nonbre de Compañia Operadora G

Para el caso de Soporte Sísmi o de la Información Sísmica Procesada se requiere la entrega en OVO's diferentes, realizand las etiquetas correspondientes similar a este prospecto, el tipo de Información, Cuenca y Nom e de Campaña.

En la parte posterior de la etiqueta colocar siempre el detalle del contenido del OVO.

Las etiquetas para los medios magnéticos de Interpretación Sísmica y otros levantamientos Geofísicos, tiene que ir en la etiqueta el Nombre de la Campaña y la Cuenca, además del tipo de información que se entrega y su respectivo detalle.

5. Información de geodesia/posicionamiento La siguiente información deberá colocarse en los "Headers" de cada archivo (UKOOA, SEG-P)

• • • • • • • • • • • • • •

Nombre del Levantamiento Tipo de Levantamiento (20, 30) Ubicación Geográfica Operadora Contratista Tipo de Línea (disparo/receptora) Nombre de la línea ;f Lapso de generación del dato (INICIO / FIN) ,! J. Formato ~ Tamaño del área ~) Lí2-Zona (Huso) c;::r Oatum Sistema de Coordenadas Proyección

66

MES Y AÑO

l

, 1


5.1 Formato de "HEADER UKOOA"

H01 OOProspect Area Name H01 01 General survey details H0200Date of survey H0201 Post-plot date of issue H0202Tape/disk identifier H0203Line prefix H0300Client H0400Geophysical contractor H0500Survey contractor H0600Positionning processing Contractor H0700Positionning system H0800Coordinate location H09000ffset from coord. location H1 OOOClock time W.r.t. GMT H11 OOReceiver groups per shot H1200Ellipsoid H1201 Semimajor Axis H1202Reciprocal Flattening 1/14 (1/F) H 1400Geodetic datum as surveyed H 1500Geodetic datum as plotted H1501Datum shift to WSG84 H 1600Datum shift H 1700Vertical datum description H 1800Projection type H1900Projection description origin H1901 Projection zone H2000Units of measurements H2001 Descr. of height units H2002Descr. of angular units H2100Lat. of standard parallel H2200Long. of central meridian H2310Grid origin H2320Grid coordinate of origin H2401 Scale factor H2402Lat., long. scale factor H2509Angle from skew H2602Units for horizontal angles H2603Units for vertical angles H26041nstrument survey H2605Computing system H26061nstrument satellite H2607Satellite positioning origin H2608Reference (ITP, IT, lA) H2609Comments H260078901234567890123456789012345678901234567890123456789012345678901234567890

H261 2 3 4 5 fr ~ ~#

67


MODELO RESUMEN DE CARTUCHOS - ADQUISICiÓN

FECHA (de entrega)

EMPRESA CONTRATANTE FECHA (inicio de adquisición)

AREA: (Geográficas)

LEVANTAMIENTO

TIPO DE LEVANTAMIENTO

CONTRATISTA DE ADQUISICION

CONTRATISTA (copiado)

ITE MS'I CARTUCH)1 LINEA /1 PRIMER I UTLIMO I PRIME~ ULTIM~d FORMAT9 TASA :d LONGITUl~ NUMER~~ FECHA No. NUMERO SWATH FF DISPAR DISPAR MUESTRE REGISTR CANALE COPIADO

Nota: Para entregar en archivo Excel en CD

68


ANEXO 8 - MÓDULOS DE LA BASE DE

DATOS ~~o ~OZOS Ir ~ éf- j¡f ~ :J

I!>~ I.qj

CI;¡'l1ef.'1-~\O

[ t . .:. :

69


MODULO 1 "INFORMACiÓN GENERAL DE POZO"

1 IDENTIFICACiÓN DE POZO 2 COORDENADAS DEL POZO 3 UNIDADES ESTRATIGRÁFICAS 4 REGISTROS TOMADOS EN EL POZO 5 DATOS DE DESVIACiÓN 6 ANÁLISIS DE AGUA DE FORMACiÓN 7 DATOS DE PERFILES (REGISTROS) ELÉCTRICOS

MODULO 2 "COMPLETACIÓN DE POZOS"

1 TUBERíA DE REVESTIMIENTO 2 INTERVALOS ABIERTOS 3 INTERVALOS AISLADOS 4 TRATAMIENTO DE ESTIMULO 5 PRUEBAS ESPECIALES DE PRODUCCiÓN

MODULO 3 "PERFORACiÓN"

1 FECHAS DE INSTALACiÓN, PERFORACiÓN Y COMPLETACIÓN 2 PARÁMETROS DINÁMICOS EN LA PERFORACiÓN 3 PROPIEDADES DEL LODO 4 REGISTRO DE BROCAS 5 PROBLEMAS EN EL HUECO

MODULO 4 "RESERVORIOS"

1 ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS GASEOSOS 2 ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS lÍQUIDOS 3 EXTRACCiÓN DE FLUIDOS DEL RESERVORIO - PVT 4 LIBERACiÓN FLASH - PVT 5 LIBERACiÓN DIFERENCIAL - PVT 6 RESULTADO DE ANÁLISIS - PVT 7 EXTRACCiÓN DE NÚCLEOS Y SWC 8 ANÁLISIS CONVENCIONAL DE NÚCLEOS Y SWC 9 ANÁLISIS DE PERMEABILIDAD RELATIVA 10 ANÁLISIS DE PRESiÓN CAPILAR 11 RESULTADOS DE LA PRUEBA DE PRESiÓN DE FONDO

MODULO 5 "PRODUCCiÓN"

REPORTE DIARIO DE PRODUCCiÓN PRODUCCiÓN MENSUAL DIFERIDA DE PETRÓLEO Y GAS

1 2 3 4 5

PRODUCCiÓN O INYECCiÓN MENSUAL POR POZO 1

ESTADO MENSUAL DE POZOS POR YACIMIENTO AJIJIk BALANCE MENSUAL DEL GAS I GAS Y LÍQUIDOS CONSUMIDO( 1 (.[JiIt; ,

70


CONSIDERACIONES GENERALES

1. Todas las FECHAS deben estar en formato de fecha.

2. Las profundidades en PIES, formato numérico.

3. Las coordenadas UTM en METROS, formato numérico.

4. Los datos Geodésicos y/o Topográficos en el Perú, se trabajan en el Sistema de Coordenadas Geográficas y UTM con Datum WGS-84, para todas las actividades relacionadas con el Sector de Hidrocarburos.

5. Los pozos a perforarse, deberán ser nombrados de la siguiente manera:

Código de Cía. Operadora _ Lote _ Parcela _ Nombre o Número de Pozo (Sufijo)

Ejemplo: La compañía Amerada trabaja en el lote 22 (Código de Amerada es AME).

El código de su primer pozo exploratorio, el que se perfora en la parcela 45, seria: AME-22-45-1X Se coloca el sufijo X, si el pozo es exploratorio. Se coloca el sufijo D, si el pozo es desviado. Se coloca sufijo E, si el pozo es estratigráfico. Se coloca sufijo H, si el pozo es horizontal. Sin sufijo, si el pozo es de desarrollo. (De darse el caso de más de una de las posibilidades nombradas, se acumulan los sufijos). El código de la compañía será suministrado por el Supervisor del Contrato

6. Se anexa, en medio digital, las 33 tablas en formato Excel, correspondientes a los 5

Módulos de la Base de Datos de Pozos. (1 p &- #

71


MODULO 1 INFORMACiÓN GENERAL DE POZO

DESCRIPCiÓN DE DATOS CONTENIDOS EN LAS TABLAS

1 IDENTIFICACiÓN DE POZO

Registra datos básicos de identificación de un pozo, tiene por finalidad proveer de un identificador clave y único para cada pozo así como información general del mismo.

1.1 Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el Banco de Datos.

1.2 Trayectoria del Pozo.- Indica si el pozo es vertical, dirigido, horizontal, re-entry, etc. 1.3 Área ó Yacimiento.- Área ó Yacimiento donde está ubicado el Pozo. 1.4 Estado después de perforación ó actual.- Clasificación del pozo después de la

perforación del mismo o el estado actual: productor, abandonado temporalmente (ATA), abandonado permanentemente (APA) , etc.

1.5 Fecha de Completación (AAAA-MM-DD).- Año, mes y día de completación ó abandono del pozo.

1.6 Compañía Operadora.- Nombre de la compañía que opera el yacimiento en el momento de la completación ó abandono del pozo.

1.7 Clase del pozo.- Clasificación que se le asignó a la ubicación proyectada, antes de su perforación: exploratorio, confirmatorio, desarrollo, estratigráfico, etc.

1.8 Profundidad final (Pies).- Indica la mayor profundidad alcanzada en la perforación del pozo.

1.9 Cambios en la Profundidad Final (Pies).- Variaciones de la profundidad final de pozo debido a reprofundizaciones, sidetracks o trabajos posteriores.

1.10 Elevación de la mesa rotaria o Kelly Bushing (Pies).- Elevación de la mesa rotaria (MR) o del Kelly Bushing (KB), respecto al nivel del mar.

1.11 Nombre completo del pozo.- Nombre completo del Pozo tal como se lo denomina en los proyectos y archivos de trabajo del pozo y del Yacimiento.

2 COORDENADAS DEL POZO

Registra los datos de coordenadas UTM y/o Geográficas, tiene por finalidad proveer de una base de datos para la ubicación y graficación del pozo.

2.1

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el Banco de Datos. Sistemas UTM de coordenada Norte Boca de Pozo (Metros).- Coordenadas norte referidas al sistema UTM. Sistemas UTM de coordenada Este Boca de Pozo (Metros).- Coordenadas Este referidas al sistema UTM. Sistema Geográfico LATITUD Boca de Pozo (GG.GGGGGGGO).- Grados de latitud de la ubicación el Pozo expresados en grados decimales; los minutos y segundos serán expresados en decimales de grado. Ejemplo: Para 60°30'30", debe registrarse como 60.5083333, hasta con 7 decimales. Sistema Geográfico LONGITUD Boca de Pozo (GG.GGGGGGGO).- Grados de longitud de la ubicación del Pozo expresados en decimales; minutos y segundos serán expresados en decimales de grado. Ejemplo: Para 60°30'30", debe registrarse como 60.5083333°, hasta con 7 decimales. Sistemas UTM de coordenada Norte - Fondo de Pozo (Metros).- Coordenada Norte ,1j}¡t referida al sistema UTM. rf rkl lJfD

o ¿f2 K I -.)~ETRo ~

o {}~ ~y ~ \U./ Oc: 72 ~ ~

6>." "r¡; C'¡;;'deE1-9\O


2.6 Sistemas UTM de coordenada Este - Fondo de Pozo (Metros).- Coordenadas Este referidas al sistema UTM.

2.7 Sistema Geográfico LATITUD - Fondo de Pozo (GG.GGGGGGGO).- Grados de latitud de la ubicación del Pozo expresados en grados decimales; los minutos y segundos serán expresados en decimales de grado. Ejemplo: Para 60°30'30", debe registrarse como 60.5083333°, hasta con 7 decimales. Grados de latitud de la ubicación del pozo.

2.8 Sistema Geográfico LONGITUD - Fondo de Pozo (GG.GGGGGGGO).- Grados de latitud de la ubicación del Pozo expresados en grados decimales; los minutos y segundos serán expresados en decimales de grado. Ejemplo: Para 60°30'30", debe registrarse como 60.5083333°, hasta con 7 decimales. Grados de latitud de la ubicación del pozo.

2.9 Datum del Sistema de Coordenadas.- Indicar el sistema georeferencial de coordenadas: PSAD56, WGS84. Se recomienda obtener las coordenadas de los pozos en el sistema WGS84 por ser el sistema oficial de la Base de Datos.

2.10 Zona del Sistema de Coordenadas.- Indicar la zona donde está ubicado el pozo. En el caso de Perú, puede ser Zona 17, Zona 18 ó Zona 19.

3 UNIDADES ESTRATIGRÁFICAS

Registra los datos de topes y bases referidos al kelly bushing de las unidades estratigráficas, tiene por finalidad proveer de una base de datos estratigráficos, como una columna estratigráfica para cada pozo que pueda ser correlacionables entre sí.


3.2 Unidad estratigráfica.- Indicar el nombre de la Formación Geológica identificada. 3.3 Tope (Pies).- Indicar la profundidad del Tope de la Formación Geológica identificada,

referida a Kelly Bushing (KB). 3.4 Base (Pies).- Indicar la Profundidad de la base de la Formación Geológica identificada,

referida a Kelly Bushing (KB)

4 REGISTROS TOMADOS EN EL POZO

Registra los datos de nombre ó clase de registros obtenidos en el pozo así como las veces que han sido tomados, tiene por finalidad proveer de un inventario de registros tomados en el pozo.


4.2 Registro tomado en el pozo.- Indicar nombre completo de registro y el número de veces tomados.

5 DATOS DE DESVIACiÓN (Para cada dato de profundidad)

Registra los datos de los pozos dirigidos, tales Profundidad medida, profundidad vertical, ángulos de dirección y de desviación, etc. para cada dato de profundidad. Tiene la finalidad de proveer los datos de coordenadas de la trayectoria de los pozos dirigidos que permitan su proyección y graficación.

5.1

5.2

Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el Banco de Datos. Profundidad medida (Pies).- Profundidad total alcanzad: ¡ ZEr la herramienta de registro

de desviación. rr ~ ¡;p ~. 73


5.3 Azimut medido de la desviación (GGO).- Orientación referida al Norte Geográfico de los puntos de registro de desviación, leídos en sentido horario ó hacia el Este Ejemplo: N 120.12435°E.

5.4 Angulo Vertical (GGO).- Angula de inclinación en el punto medido, referido a un plano vertical, paralelo a la dirección de la trayectoria del pozo. Ejemplo: N25.234°E.

6 ANÁLISIS DE AGUA DE FORMACiÓN

Registra los datos de muestreo, análisis, profundidad, propiedades y composición del agua de formación de los diferentes reservorios.


6.2 Fecha de Muestreo (AAAA-MM-DD).- Año, mes y día en que se efectuó la toma de muestra.

6.3 Fecha de Análisis (AAAA-MM-DD).- Año, mes y día en que se efectuó el análisis de la muestra.

6.4 Tope del intervalo (Pies).- Profundidad del Tope del intervalo muestreado. 6.5 Base del intervalo (Pies).- Profundidad de la base del intervalo muestreado. 6.6 Densidad de la muestra @ 60°F (GRlcc).- Densidad del fluido de la muestra. 6.7 PH.- Medida de la concentración de iones de hidrógeno en la muestra de agua. 6.8 Resistividad (OHMMS).- Lectura de resistividad de la muestra de agua. 6.9 Temperatura de Muestra (OF)._ Temperatura de la muestra al momento de la lectura de

resistividad. 6.10 Salinidad referida a cloruros, sales.- Indicar si la salinidad está referida a cloruros ó

sales. 6.11 Ca++ (PPM).- Partes por millón del catión Calcio. 6.12 Mg+ (PPM).- Partes por millón del catión Magnesio. 6.13 Fe+++ (PPM).- Partes por millón del catión Hierro. 6.14 S04 -- (PPM).- Partes por millón del anión Sulfato. 6.15 SI02 (PPM).- Partes por millón del anión Sílice. 6.16 HC03Fe (PPM).- Partes por millón del HC03Fe. 6.17 Salinidad (PPM/1000CLNA).- Partes por millón de la salinidad total de la muestra de

agua. 6.18 Sodio Na+ (PPM).- Partes por millón del catión Na. 6.19 Sólidos Totales (PPM/1000).- Partes por millón del total de los componentes sólidos de

la muestra.

7 DATOS DE PERFILES (REGISTROS) ELECTRICOS


7.2 Profundidad Final por Perfilaje (Iog depth).-7.3 Tipo de Trabajo.- Indicar si el trabajo se realiza para completación o retrabajo. 7.4 Tipo de registro.- Nombre del registro o curva registrada en ellogueo. 7.5 Tope del intervalo del registro (Pies).- Profundidad del tope del intervalo registrado. 7.6 Base del intervalo del registro (Pies).- Profundidad de la base del intervalo registrado. 7.7 Fecha del registro (AAAA-MM-DD).- Fecha en que se ejecuta el trabajo de registro.

r1 ~ 6P-- .t!;i m~Ro ~ t~~ (l1> "',. 74

~~ .-§ 0>1.... . 10.'1>"

:;:'Ql(je Ej.~\O

I I


7.8 Punto de Referencia (KB, MR, GL, CF).- Punto de referencia cero o el punto desde donde se tomó el registro, vale decir: la mesa rotaria (MR), Kelly Bushing (KB), Nivel de terreno (GL), Punto cero (CF), etc.

7.9 Elevación del punto de referencia (Pies).- Elevación referida al nivel del mar del punto de referencia del registro.

7.10 Tipo Completación.- Especificar si el pozo está con ó sin forros. 7.11 Diámetro del Hueco ó de forros (Pulg).- Diámetro interno del hueco o de los forros. 7.12 Tipo de lodo.- Tipo ó clase de lodo de perforación en el pozo en el momento del registro. 7.13 Resistividad del Lodo en Superficie (OHMMS).- Lectura de resistividad del lodo en

superficie. 7.14 Temperatura del Lodo en Superficie (OF)._ Lectura de temperatura del lodo al momento

de la lectura de resistividad del lodo en superficie. 7.15 Resistividad del Lodo en el Fondo (OHMMS).- Lectura de resistividad del lodo a

temperatura del fondo del pozo. 7.16 Temperatura del Lodo en el Fondo CF).- Lectura de Temperatura del lodo registrada al

fondo del Pozo. 7.17 Resistividad del filtrado en superficie (OHMMS).- Lectura de resistividad del filtrado del

lodo en superficie. 7.18 Temperatura del filtrado en superficie (OF)._ Lectura de la temperatura del filtrado del

lodo en superficie. 7.19 Resistividad de la Costra del Lodo en Superficie (OHMMS).- Lectura de resistividad

de la costra de lodo en superficie. 7.20 Temperatura de la Costra de Lodo en Superficie (OF)._ Lectura de temperatura de la

costra del lodo en superficie. 7.21 Tiempo después de circulación (HHMM).- Tiempo transcurrido desde la finalización de

la circulación del lodo hasta el inicio del descenso de la herramienta del P:;;;ji~

¡)f ' ¿fj2

75


BASE DE DATOS DE POZOS MODULO 1 "INFORMACiÓN GENERAL DE POZO"

FORMATO PARA SUMINISTRO DE INFORMACiÓN TÉCNICA

TABLA 1.-IDENTIFICACIÓN DE POZO

. Estado Fecha de

Cambios en la Número de Trayectoria Área ó después de Completación Compañía Clase del Profundidad

Profundidad Pozo (UVVI) del Pozo Yacimiento perforación o (AAAA-MM- Operadora pozo Final (Pies)

Final ( Pies) actual DO)

TABLA 2.- COORDENADAS DEL POZO

Boca de pozo Fondo de pozo

Número de Pozo (UVVI)

UTM Geográfico UTM Geográfico

Norte Este latitud longitud Norte I Este latitud I longitud

1 1 1 1

TABLA 3.- UNIDADES ESTRATIGRÁFICAS

Número de Unidad

Pozo estratigráfica

Tope(Pies) Base (Pies) (UVVI)

Elevación de Nombre

la mesa completo del

rotaria ó kelly Pozo

bushing (Pies)

Datum Zona del (PSADS6j Sistema de WGS84) Coordenadas

11 1 1

76


TABLA 4.- REGISTROS TOMADOS EN EL POZO

NÚMERO DE POZO (UWI) I CORIBAND (CB)

DEL PERFORADOR (PFR) SINERGETlC MOV. OIL (MOP)

GEOLOGRAPH (GLP) SANDSTONE ANA LISIS (SA)

LlTOLOGICO (LIT) TRAZADOR RADIACTIVO (TR)

PALEONTOLOGICO (PAL) C/BER LOOK (CLK)

CROMATOGRAFICO (CRO) DIELECTRIC CONSTANT (DCL)

DESVIAC/ON (DES) TEMPERATURA (T)

\ JEEP LOG.WIDCO LOG (JLP) CIBER SCAN (CBC)

I ELECTRO SP-RESIST. (EL) MUESTRAS LATERALES (SWC) 1

I LATEROLOG (LL) SYNTHETIC MICROLOG (SM) 1

CALlPER (CL) DUAL INDUCCION (DIL) 1

I MICROCALlPER (MCL)(CML) 11 1

GAMMA RAY (GR)

CINTA MAGNETICA (CTM) SHOOTING FILM (CST)

MICROLOG (ML) WELL SEISMIC SERVo (WSS)

MICROLATEROLOG (MLL) 1

VOL. HUECO INTEGR. (lHV)

MICROESFERICO (MSFL) 1

I CEMENT EVALUAT. (CET)

DUAL LATEROLOG (DLLT) GAMMA NEUTRON (CNL)

LlTOLOGICO COMP (LlC) NEUTRON NEUTRON (NN)

LlTO-DENSITY (LDT)(LDL) FLUID. DENSITV LOG (FDL)

DIRECCIONAL (DI) I ESPECT. RAYOS GAMMA (NGT)

HIDROCARBON (HC) PROP. ONDAS ELECTROM. (EPT)

INDUCCION ESFERICO (ISF) CASING CORROSION (LCC)

INDUCTION (lEL) I HYDROLOG LOG (HYL)

DENSITY COMP. (FDC) PORO PLAY-BACK ML-GR (PPB)

NEUTRON (N) REG. COMP. PERF. PROD (CFL)

SIDE WALL NEUTRON (SNP) CYBER BOND (CBB)

" FORMATION FACTOR (FF) SONIC (BHC)

PROXIMITV (PML) VELOClTY SURVEY (VS)

POROS-DENS-NEU FF (FDNC) \ CEMENT BOND (CBL)

SARABAND (SB) I CASING COLLAR (CCL)

LASER ClBER LOG (LSL) I CBL-VDL-GR-CCL (CBVD)

77


IDENTIFV FRACT. (FIL) PLOTPORE PRESSURE EVALUATION PLOT

DIPMETER (HDT) HRI (HIGH RESOLUTION INDUCTION)

GEODIP (GD) FWS (FULL WAVE SONIC)

DECAIMIENTO TERMAL (TDT) CHECK SHOT (WSS)

FLOW METER (FM) SOL (SPECTRAL DENSITV LOG)

REP. FORM. TEST. (RFT) DSN (DUAL SPACED NEUTRON)

ACCOUSTIC CALlPER (ACL) SGR (SPECTRAL GAMMA RAY)

BOREHOLE TVIEWER (BTV) FORMATION EVALUATION LOG

TEMP. DIFERENCIAL (DTL) (NPHI-DT) NEUTRON ACUSTICO

DETEC. CONO. ANOMAL. (COA) INDUCTIVO LATEROLOG

OPEN HOLE (VOL) (GR-CALI) GR-CALlPER

CVBER DIP (CBD) REGISTRO ESTÁNDAR

CLUSTER (CLU) I REGISTRO LATERAL (SOUNDING) 1

ESTRATIGRAFICO (SHDT) I GAMMA-NEUTRO-LATERAL 1

DIGICOMP (DLS) 10FT

1

DIRECT. DIGITAL LOG (DDL) AS

DUAL GUARO XO (DGF) I LDT

DIREG. PLOT. (DIP) PI

WAVE FORMS (WFL) WST

MULT. PROB. FORM. (RFT) HP

PERFIL SISMICO VERTICAL (VSP) COMPOSITE WELL LOG

SURF RESERV TEST B (SRTB) DIL

CPL (CLUSTER HDT) I SFL

HRI-FWS-MSFL-GR TEMP

SDL-DSN-GR-CAL DIS

BULK DENSITV DITE

EMI (ELECTRICAL MICRO IMAGING TOOL) SDT

SFT IINTERPRETATION

VSP 11

ISAT

1 LSS 11 1

1 DRILLlNG PARAMETERS PLOTPORE 1I 1

( 1

78


I

I

TABLA 5. - DATOS DE DESVIACION (Para cada dato de profundidad)

Azimut Número de Profundidad medido de la

Pozo (UWI) medida (Pies) desviación (GGO)

I I I

Angulo Vertical (GGO)

TABLA 6.- ANALlSIS DE AGUA DE FORMACION

Fecha de Fecha de Tope del Número de Pozo (UWI)

Muestreo Análisis intervalo

{AAAA-MM-DD} (AAAA-MM-DD) (Pies)

Ca++ (PPM) Mg+ {PPM} Fe+++ (PPM) S04 (PPM)

I I I

I

Base del Densidad de Temperatura Salinidad

Resistividad referidaa intervalo la muestra PH

(OHMMS) de Muestra

Cloru ros=O y (Pies) @ 60°F (OF)

Sales=l

Salinidad Sodio Na+

Sólidos

Si02 (PPM) HC03 Fe

(PPM/ Totales (PPM)

1000CINa) (PPM)

(PPM/l000)

I I I I I I

79


TABLA 7.- DATOS DE PERFILES (REGISTROS)

Profundidad Tipo de Tope del Base del Fecha del

Punto de Elevación del Tipo Diametro del

Número de Final por Trabajo Tipo de inertvalo del intervalo del registro

Referencia punto de Completación Hueco ó de

Pozo (UWI) Perfilaje {Completación/ registro registro (Pies) registro (Pies) (AAAA-MM-DD)

(KB, MR, GL, referencia (Sin Forros/ forros (Pu Ig)

(lag depth) Retrabajo) CF) (Pies) Con Forros)

Resistividad Resistividad Resistividad Resistividad

Temperatura Tiempo

del Lodo en Temperatura

del Lodo en el Temperatura

del filtrado en Temperatura de la Costra

de la Costra después Tipo de Lodo

Superficie del Lodo en

Fondo del Lodo en el

superficie del filtrado en < del Lodo en

de Lodo en de circulación

(OHMMS) Superficie (OF)

(OHMMS) Fondo (OF)

(OHMMS) superficie (OF) Superficie

Superficie (OF) (HHMM) (OHMMS)

80


MODULO 2 COMPLETACION DE POZOS


1. TUBERíA DE REVESTIMIENTO (Uno para cada dimensión de tubería) Registra la secuencia en profundidad de las tuberías de revestimiento con que fue completado el pozo, sus respectivas características y profundidades.


1.2 Tipo de tubería de revestimiento.- Especificar el tipo de revestimiento con que completó el pozo, puede ser: forros de superficie, intermedios, de producción, laina perforada, sin forros, etc.

1.3 Diámetro nominal (Pulg).- Especificar el diámetro nominal del revestimiento. 1.4 Grado API.- Especificar el grado del revestimiento, puede ser: K-55, N-80, J-55, etc. 1.5 Peso (Lb/Pie).- Especificar el peso unitario de cada tipo de revestimiento. 1.6 Longitud (Pies).- Especificar la longitud total de cada tipo de revestimiento. 1.7 Profundidad del zapato (Pies).- Profundidad del zapato en la completación. 1.8 Tope de tubería (Pies).- Es la profundidad del tope de la tubería hasta el nivel de

referencia. Corresponde al "punto cero" de cada tipo de revestimiento. 1.9 Profundidad de collar flotador o landing collar (Pies).- Profundidad del zapato o

landing collar en la completación. 1.10 Profundidad de DVT (Pies).- Profundidad del DVT en la completación. 1.11 Cantidad de cemento usado (Sacos).- Es la cantidad total de cemento usado en la

cementación de cada tipo de revestimiento. 1.12 Profundidad del tope de cemento (Pies).- Profundidad del tope de cemento en la

com pletación. 1.13 Método de cálculo del tope de cemento.- Especificar el método utilizado para

determinar el tope de cemento.

2. INTERVALOS ABIERTOS (Uno para cada intervalo) Registra la secuencia cronológica de las aperturas o punzados del pozo, así como el motivo y tipo de apertura, profundidad de intervalos punzados y algunos parámetros descriptivos del trabajo de punzado.


2.2 Número de intervalo abierto.- Registro secuencial ascendente de intervalo abierto. 2.3 Fecha de apertura (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se ejecuta el trabajo de

apertura. 2.4 Tipo del trabajo.- Especificar la correspondencia del trabajo, puede ser: completación,

reacondicionamiento, reapertura de zonas aisladas, o cualquier otro trabajo. 2.5 Tope de intervalo (Pies).- Profundidad del tope del intervalo abierto. 2.6 Base de intervalo (Pies).- Profundidad de la base del intervalo abierto. 2.7 Tipo de Proyectil.- Corresponde al tipo del proyectil empleado. 2.8 Diámetro de proyectil (Milímetros).- Medida del diámetro de los proyectiles

disparados. 2.9 Número de perforaciones.- Cantidad de huecos perforados en el correspondiente

intervalo de tubería de revestimiento. 2.10 Densidad de tiros (TPP).- Es la cantidad de tiros distribuidos a lo largo de un pie de

tubería de revestimiento. ~ ~/Ij &P-0"ETRO ~

Qo 151 .I<j fll1.. 'Y' 81 Q \V I . ~ ¡

~1! ~'1> %r1..eE'1..9\O


3. INTERVALOS AISLADOS (Uno para cada intervalo) Registra la secuencia cronológica de los trabajos de aislamiento de intervalos en el pozo, así como el motivo y metodología de aislamiento, la profundidad de los intervalos aislados, y otros parámetros descriptivos del trabajo de aislamiento.


3.2 Número de intervalo aislado.- Registro secuencial ascendente de intervalo aislado. 3.3 Fecha de aislamiento (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se ejecuta el trabajo de

aislam iento. 3.4 Tipo del trabajo.- Especificar el tipo de trabajo ejecutado para aislar el intervalo,

puede ser: una cementación forzada o cualquier otro trabajo de aislamiento de intervalos.

3.5 Tope de intervalo (Pies).- Profundidad del tope del intervalo aislado. 3.6 Base de intervalo (Pies).- Profundidad de la base del intervalo aislado. 3.7 Tipo de aislamiento.- Corresponde al tipo de mecanismo para aislar el intervalo,

puede ser: uso de un tapón de arena, cemento, empaques, tapones, etc.

4. TRATAMIENTO DE ESTIMULO (Uno por tratamiento/etapa) Registra los parámetros de ejecución del trabajo de estímulo, como son: fecha, profundidad de intervalos, tipo y volúmenes del material usado, presiones durante el trabajo y nombre de la compañía de servicios.

4.1

4.2

4.3

4.4

4.5

4.6

4.7

4.8

4.9 4.10

4.11

4.12

4.13 4.14 4.15 4.16

Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el Banco de Datos. Número de etapa del tratamiento.- Enumerar en secuencia cronológica ascendente las etapas del tratamiento. Fecha del tratamiento (AAAA-MM-DD).- Fecha de ejecución del trabajo de estímulo de cada etapa. Tope de intervalo (Pies).- Profundidad del tope del intervalo abierto en el cual se hace el trabajo de estímulo. Base de intervalo (Pies).- Profundidad de la base del intervalo abierto en el cual se hace el trabajo de estímulo. Tipo de Tratamiento.- Especificar el tipo de trabajo de estímulo que se realiza, puede ser: alguna modalidad de fracturamiento hidráulico, acidificación, etc. Volumen del fluido de estímulo (Bls).- Volumen del fluido utilizado en el tratamiento de estímulo. Tipo del fluido de estímulo.- Especificar el tipo del fluido utilizado en el tratamiento de estímulo, puede ser: agua, diesel, petróleo, gel, ácido, etc. Volumen de arena (Sx).- Cantidad de arena utilizada en cada etapa del tratamiento. Tipo de arena empleada.- Especificar el tipo de arena empleada en el tratamiento, puede ser: 8/12, 10/20, 12/20, 20/40, 30/40, otros. Tipo de aislamiento entre zonas.- Especificar el tipo de material o herramienta utilizada para aislar zonas durante el trabajo de estímulo, puede ser: empaquetaduras, tope de arena, tapones, etc. Caudal de tratamiento (BPM).- Especificar el valor del caudal de inyección del fluido de estímulo, durante el tratamiento. Presión de ruptura (PSI).- Registro de presión durante el tratamiento. Presión mínima (PSI).- Registro de presión durante el tratamiento. & ...... Presión máxima (PSI).- Registro de presión durante el tratamiento. f ~iff é)f Presión final de trabajo (PSI).- Registro de presión durante el tratamiento. ~

0? ETRO 82 .(q~Qf1, ó'

Q '"?

~ .:<S é> Q'

-'e/i¡. (jI!) E'f..'9\O<"'li

r-.... ~ 1


4.17 Presión de parada o instantánea (PSI).- Registro de presión durante el tratamiento. 4.18 Presión promedia (PSI).- Registro de presión promedia del tratamiento.

5. PRUEBAS ESPECIALES DE PRODUCCION (Uno para cada prueba) Registra los resultados de pruebas de producción de un pozo tomadas en ocasiones especiales, como son: en la completación, antes y después de algún trabajo o en cualquier otro momento especial durante la vida del pozo. También registra el nombre de las arenas en producción, profundidades, presiones, regímenes de producción de fluidos y otros parámetros descriptivos del estado del pozo y tipo de fluidos.

5.1

5.2

5.3

5.4

5.5

5.6

5.7 5.8 5.9 5.10

5.11 5.12

5.13

5.14

5.15 5.16

5.17

Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el Banco de Datos. Fecha de prueba (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se ejecuta la prueba de producción. Arenas abiertas a producción.- Nombre de arenas reservorio, de las cuales proviene la producción. Tope de intervalo en prueba (Pies).- Profundidad del tope del intervalo abierto a prueba de producción. Base de intervalo en prueba (Pies).- Profundidad de la base del intervalo abierto a prueba de producción. Tipo de prueba.- Indicar el tipo de prueba de producción (RPI, RPR, Otras) que no sea de rutina de pruebas durante la vida del pozo. Producción de Petróleo (bbl).- Volumen de producción diaria de petróleo. Producción de Agua (bbl).- Volumen de producción diaria de agua. Producción de Gas (MPCD).- Volumen de producción diaria de gas. Producción de líquidos del Gas Natural (bbl).- Volumen de producción diaria de líquidos del gas natural. Estrangulador.- Diámetro del estrangulador de flujo. Método de Producción.- Método de levantamiento artificial, como es: bombeo mecánico, hidráulico, electrocentrífugo, gas lift, etc. Presión de tubos (PSI).- Presión de tubos registrada en la cabeza del pozo, durante la prueba de producción. Presión de forros (PSI).- Presión de forros registrada en la cabeza del pozo, durante la prueba de producción. Duración (Horas).- Tiempo que dura la prueba. Gravedad API del Petróleo.- Medida de la propiedad física del petróleo producido por el pozo. Gravedad API del líquido del Gas Natural.- Medida de la gravedad API de los

líquidos del Gas Natural. ir ~ &'

83


Número de Pozo (UWI)

Tipo de Tubería de

revesti miento

Cantidad de Profundidad cemento del tope de

usado (Sacos) cemento (Pies)

Diámetro nominal (Pulg)

Método de Cálculo del

tope de cemento

---------- --------------- - ----- -------------------~

BASE DE DATOS DE POZOS MODULO 2 "PERFORACION"

DESCRIPCION DE DATOS CONTENIDOS EN LAS TABLAS

TABLA 1 - TUBERIA DE REVESTIMIENTO (Uno para cada dimensión de tubería)

Grado API Peso (Lb/Pie) Longitud (Pies) Profundidad del zapato

(Pies)

TABLA 2 -INTERVALOS ABIERTOS (Uno para cada intervalo)

Número de Pozo (UW)

Número de intervalo abierto

Fecha de apertura

(AAAA-MMDO)

Tipo del Trabajo

Tope del Intervalo

(Pies)

Base de Intervalo

(Pies)

Tipo de Proyectil

Tope de tubería (Pies)

Diámetro de Proyectil

(milímetros)

Profundiad de collar flotador

o landing collar (Pies)

Profundidad de DVT (Pies)

Número de Densidad de Perforaciones tiros (TPP)

-------------- -------------------------------------------~~~~~~~~ 1!(MtitI ¿p-k

84



TABLA 3.-INTERVALOS AISLADOS (Uno para cada intervalo)

Número de Fecha de

Tope de intervalo

aislamiento Tipo del Intervalo

aislado (AAAA-MM- Trabajo

(Pies) DD)

Base de Intervalo

(Pies)

§~~~~~

Número de Pozo (UW)

TABLA 4.- TRATAMIENTO DE ESTIMULO (Uno por tratamiento/etapa)

Número de Fecha de

Tope de etapa del

aislamiento Intervalo

tratamiento (AAAA-MM-

(Pies) DD)

Base de Intervalo

Tipo de

(Pies) aislamiento

Tipo de aislamiento

Volumen del Tipo del fluido de fluído de "Volumen de

estímulo (Bis) estímulo arena (Sx)

§ ~~~~

Tipo de Tipo de Caudal de Presión findel Presión de

Presión Presión de Presión Presión parada o

arena aislamiento tratamiento ruptura (PSI) mínima (PSI) máxima (PSI)

de trabajo instantánea

Promedia empleada entre zonas (BPM) (PSI)

(PSI) (PSI)

~~~~~~~~

85



TABLA 5.- PRUEBAS ESPECIALES DE PRODUCCION

(Uno para cada prueba)

Fecha de Arenas

Tope de Base de Prueba

abiertas a intervalo en intervalo en Tipo de

(AAAA-MM- producción prueba prueba prueba DO) (Pies) (Pies)

Producción Producción Producción de Petróleo de Agua de Gas

{bbl) (bbl) (MPCD)

§§§§§

Producción Gravedad Gravedad

de líquidos Estrangulador Método de Presión de Presión de Duración API del API del del Gas Producción tubos (PSI) forros (PSI) (Horas)

Petróleo Líquido del

natural (bbl) Gas Natural

§§§§§§§§

86


MODULO 3 PERFORACiÓN


1 .. FECHAS DE INSTALACiÓN PERFORACiÓN Y COMPLETACIÓN

Registra la secuencia cronológica de las actividades de perforación del pozo, esto es, fechas de instalación de equipo, inicio y fin de la perforación, completación, abandono y el desarmado del equipo. Asimismo, se registra la profundidad total perforada y la duración de cada etapa de la perforación del pozo.


1.2 Equipo de perforación.- Nombre, número o identificador del equipo de perforación. 1.3 Inicio de instalación del equipo (AAAA-MM-DD).- Fecha de inicio de instalación del

equipo de perforación en la locación a perforar. 1.4 Días de armado del equipo (Días).- Número de días que fueron requeridos para la

instalación del equipo de perforación. 1.5 Inicio de perforación del pozo (AAAA-MM-DD).- Fecha de inicio de las operaciones

de perforación del pozo. 1.6 Término de perforación del pozo (AAAA-MM-DD).- Fecha de finalización de las

operaciones de perforación del pozo. 1.7 Días de perforación (Días).- Número de días que fueron requeridos en la perforación,

hasta alcanzar la profundidad total del pozo. , 1.8 Días de Completación y/o Abandono (Días).- Número de días que fueron requeridos

para la completación (fecha en que está el pozo listo para iniciar producción) o abandono del pozo (fecha en que concluye la actividad de abandono).

2. PARÁMETROS DINÁMICOS EN LA PERFORACiÓN

Registra el valor de los parámetros dinámicos de la perforación del pozo, asociados a la fecha y profundidad correspondientes.

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6 2.7

2.8 2.9


3. PROPIEDADES DEL LODO

Registra el tipo y propiedades físico-químicas del lodo, durante las operaciones de perforación y completación del pozo; relacionándolas a la profundidad y fecha de registro.


3.2 Profundidad (Pies).- Profundidad a la que se registran las propiedades del Iodo. 3.3 Fecha de profundidad reportada (AAAA-MM-DD).- Fecha a la cual se registran las

propiedades del Iodo. 3.4 Tipo de lodo.- Registrar el tipo de lodo de perforación. 3.5 PH.- Medida de la concentración de iones de hidrógeno en el Iodo. 3.6 Filtrado (CC/30 min).- Volumen de filtrado del lodo a los 30 minutos. 3.7 Costra (1/32 Pulg).- Espesor de la costra con aproximación de 1/32 pulg. 3.8 Alcalinidad del lodo -PM.- Registrar la alcalinidad del lodo o poder de neutralización

del ácido usado en la titulación. 3.9 Cloruros (PPM).- Registrar la concentración del ion cloruro (Cn en el filtrado del Iodo. 3.10 Calcio (PPM).- Registrar el contenido de iones calcio en el filtrado. 3.11 Arena (0/0 Volumen).- Contenido de arena en el lodo, expresado en porcentaje del

volumen de la muestra original del lodo. 3.12 Sólidos (% Volumen).- Contenido de sólidos en el lodo, expresado en porcentaje del

volumen de la muestra original del lodo. 3.13 Aceite (0/0 Volumen).- Contenido de aceite en el lodo, expresado en porcentaje del

volumen de la muestra original del lodo. 3.14 Agua (% Volumen).- Contenido de agua en el lodo, expresado en porcentaje del

volumen de la muestra original del lodo. 3.15 Viscosidad de embudo (Segundos).- Tiempo requerido para que el lodo contenido en

el embudo Marsh, llene el volumen marcado en la jarra de prueba, de 946 c.c. 3.16 Yield point (Lb./100 pies2

).- Registrar el punto de cedencia resultante. 3.17 Viscosidad plástica (Cps.).- Registrar la viscosidad plástica resultante. 3.18 Densidad del lodo (Lb/Gal).- Registro de la densidad del lodo a la profundidad

reportada.

4. REGISTRO DE BROCAS (Para cada broca)

Registra la identificación de la broca, la profundidad y condición de entrada y salida de la broca al pozo, así como los parámetros de rendimiento y desgaste de la broca.

4.1

4.2

4.3

4.4

4.5

4.6 4.7 4.8

4.9

Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el Banco de Datos. Profundidad de inicio con esta broca (Pies).- Profundidad desde donde comenzó a perforarse con esta broca en particular. Fecha de inicio (AAAA-MM-DD).- Fecha cuando comenzó a perforarse con esta broca en particular. Número secuencial de broca.- Número correlativo de uso de las brocas durante la perforación del pozo. Tipo de broca.- Indicar el nombre comercial de la broca, asignado por la compañía fabricante. Estado de la broca.- Condición de la broca, si es Nueva o Usada. Diámetro de broca (Pulg).- Diámetro nominal de la broca. Profundidad final con esta broca (Pies).- Profundidad de salida de esta broca en particular. Tiempo de rotación (Horas).- Tiempo que ha permanecido rotando la broca en el

hueco. ~ 88

l


4.10 Grado de desgaste.- Registra la condición física de la broca después del período de rotación. Reportar la condición de los dientes (T), rolas (B) y diámetro (G) de la broca.

5. PROBLEMAS EN EL HUECO

Registra la secuencia cronológica de los problemas operativos que ocurren en el pozo durante la perforación, así como la descripción del problema y las profundidades de ocurrencia.


5.2 Fecha del problema (AAAA-MM-DD).- Fecha de ocurrencia del problema. 5.3 Tipo de problema.- Indicar el tipo de problema ocurrido durante las operaciones de

perforación, como por ejemplo: problema eléctrico, mecánico, accidentes, huelgas, fenómenos naturales, agarres de tubería, de cementación, mala maniobra, etc.

5.4 Tope del intervalo problema (Pies).- Profundidad del inicio de ocurrencia del problema.

5.5 Base del intervalo problema (Pies).- Profundidad al final de la ocurrencia del problema.

5.6 Duración del problema (Horas).- Período de duración del problema. 5.7 Acciones tomadas.- Descripción de las acciones tomadas para solucionar el

problema. tI ~ &2- K

89


BASE DE DATOS DE POZOS MODULO 3 "PRODUCCION"


TABLA 1.- FECHAS DE INSTALACION PERFORACION y COMPLETACION

Inicio de Días de

Inicio de Término de Días de

Número de Equipo de instalación

armado del perforación perforación Días de Completación

Pozo (UWI) perforación del equipo

equipo del pozo del pozo perforación y/o

(AAAA-MM-(Días)

(AAAA-MM- (AAAA-MM- (Días) Abandono DO) DO) DO) (Días)

§§~§~~§~ TABLA 2.- PARAMETROS DINAMICOS EN LA PERFORACION

Fecha de

Número de Profundidad profundidad Peso sobre Rotación de

Torque Presión de

Caudal del Pozo (UWI)

reportada reportada la broca la (Lb/pie)

descarga del lodo (GPM)

(Pies) (AAAA-MM- (Libras) broca RPM lodo (PSI) DO)

TABLA 3.- PROPIEDADES DEL LODO

Fecha de

Número de Profundidad profundidad

Filtrado Costra Alcalinidad

Pozo (UWI) (Pies) reportada Tipo de lodo PH (CC/30min) (1/32 Pulg .) de (AAAA-MM- lodo - PM

DO)

Temperatura de descarga del lodo (OF)

§

Cloruros (PPM)

~~§§§§~§

90


Calcio Área Sólidos Aceite (PPM) (% Volumen) (% Volumen) (% Volumen)

TABLA 4.- REGISTRO DE BROCAS Para cada broca)

Profundidad Fecha de Número Número de de inicio con inicio

Pozo (UWI) esta broca (AAAA-MM- secuencial de

(Pies) DD) broca

§ TABLA 5.- PROBLEMAS EN EL HUECO

Fecha del Tope del Número de

problema Tipo de intervalo

Pozo (UWI) problema problema (AAAA-MM-DD) (Pies)

§

Agua Viscosidad de Yield point

Viscosidad Densidad del (% Volumen)

embudo (Lb/100 plástica (Cps) lodo (Lb/Gal) (Segundos) pies2

)

E E

Profundidad Tiempo de Grado de Grado de Grado de Estado de la Diámetro de Tipo de broca

broca broca (Pulg) final con esta rotación desgaste desgaste desgaste broca (Pies) (Horas) Dientes (T) Rolas (B) Diámetro (G)

§ §

Base del Duración del intervalo

problema Acciones

problema tomadas (Pies)

(Horas)

§§§

91

r Manual de Recepción y Entrega de Información Técnica de Exploración y Explotación de Hidrocarburos - 2012

MODULO 4 RESERVORIOS DESCRIPCiÓN DE DATOS CONTENIDOS EN LAS TABLAS

1. ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS GASEOSOS

Registra datos de la toma de muestra de gases como son: fecha de muestreo, profundidad y procedencia de la muestra, así como las propiedades físicas obtenidas del análisis de la muestra de gas.


1.2 Número de análisis.- Número secuencial para identificar un análisis dentro de un grupo de análisis de hidrocarburos gaseosos de un pozo.

1.3 Fecha de muestreo (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se efectuó la toma de muestra de gas.

1.4 Profundidad de muestra (Pies).- Profundidad registrada a la cual se tomó la muestra de gas.

1.5 Presión de muestreo (PSI).- Presión de superficie o de separador, de donde procede la muestra.

1.6 Temperatura de muestreo CF).- Temperatura de superficie o de separador, de donde procede la muestra.

1.7 Procedencia de la muestra.- Lugar donde fue tomada la muestra, tal como separador, superficie o de fondo.

1.8 Gravedad específica a 60 °F._ Propiedad física del gas. 1.9 Viscosidad del gas a 60 °F (Cps).- Dato de viscosidad del gas obtenido del análisis. 1.10 Valor calorífico neto a 60 °F (BTU / PC).- Propiedad física del gas. 1.11 Valor calorífico bruto a 60 °F (BTU / PC).- Propiedad física del gas. 1.12-24 Contenido de cada componente (%).- Composición porcentual de cada

componente de la muestra de gas. Son datos procedentes de los análisis de laboratorio.

2. ANÁLISIS DE HIDROCARBUROS LíQUIDOS

Registra datos de la toma de muestra de hidrocarburo líquido como son: fecha de muestreo y análisis, procedencia de la muestra, así como las propiedades físicas obtenidas del análisis de la muestra.

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6 2.7 2.8

2.9 2.10

Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el Banco de Datos. Fecha de muestreo (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se efectuó la toma de muestra de hidrocarburo líquido. Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se efectuó el análisis de la muestra de hidrocarburo líquido. Tope del intervalo muestreado (Pies).- Profundidad del tope de la formación de la cual proviene la muestra de hidrocarburo líquido. Base del intervalo muestreado (Pies).- Profundidad de la base de la formación de la cual proviene la muestra de hidrocarburo líquido. Gravedad específica a 60 °F._ Propiedad física del hidrocarburo líquido. Gravedad API a 60 °F C API).- Propiedad física del hidrocarburo líquido. Contenido de Azufre (0/0).- Composición porcentual de azufre en la muestra de hidrocarburo líquido. Son datos procedentes de los análisis de laboratorio. Punto de congelamiento (0 F).- Propiedad física del hidrocarburo líquido. ~ Punto de inflamación (0 F).- Propiedad física del hidrocarburo líquido. ~~ ~

~TRo . t \t0 ; tP ' ~ . 92

~." ~~ ~ cl<'l(jee~;"Q

t 1


2.11 Lectura de temperatura CF).- Lecturas de temperatura registradas durante el análisis del hidrocarburo líquido.

2.12 Lectura de viscosidad (CPS).- Lecturas de viscosidad registradas durante el análisis del hidrocarburo líquido.

3. EXTRACCiÓN DE FLUIDOS DEL RESERVaRlO - PVT

Registra datos de la toma de muestra de fluidos del reservorio, como son: fecha de muestreo, procedencia y profundidad de la muestra, clase de fluido (Petróleo, Gas, LGN), datos de presión, temperatura y regímenes de producción del pozo, previo a la extracción de la muestra de fluidos.


3.2 Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra de fluidos extraída del pozo.

3.3 Fecha de muestreo (AAAA-MM-DD).- Fecha en que se efectuó la extracción de la muestra de fluidos.

3.4 Estado de pozo durante muestreo.- Condición productiva en que se encuentra el pozo durante la operación de muestreo. Puede ser Produciendo o Cerrado.

3.5 Tope de intervalo productivo (Pies).- Profundidad del tope de la formación de la cual proviene la muestra de fluido.

3.6 Base de intervalo productivo (Pies).- Profundidad de la base de la formación productiva de la cual proviene la muestra de fluido.

3.7 Profundidad de muestreo - PM (Pies).- Profundidad a la cual el muestreador toma la muestra de fluido.

3.8 Presión fluyente de fondo a PM (PSI).- Presión fluyente promedia estabilizada, a profundidad de muestreo.

3.9 Presión de cabeza (PSI).- Presión fluyente promedia estabilizada, registrada en la cabeza del pozo durante la operación de muestreo.

3.10 Temperatura de reservorio (OF)._ Temperatura de la formación productiva de la cual proviene la muestra de fluido.

3.11 Diámetro del Estrangulador (Pulg).- Diámetro del estrangulador a través del cual está produciendo el pozo durante la operación de muestreo. Registrar sólo en el caso de haberse tomado la muestra con pozo fluyente.

3.12 Producción de Petróleo (BPD).- Producción diaria de petróleo registrada en la última prueba de producción del pozo, previa al muestreo.

3.13 Producción de Agua (BPD).- Producción diaria de agua registrada en la última prueba de producción del pozo, previa al muestreo.

3.14 Producción de Gas (MPCD).- Producción diaria de gas registrada en la última prueba de producción del pozo, previa al muestreo.

3.15 Producción de líquidos del Gas Natural (BPD).- Producción diaria de líquidos del gas natural registrada en la última prueba de producción del pozo, previa al muestreo.

4. LIBERACiÓN FLASH - PVT (Para cada dato de presión)

Registra valores de presión y temperatura del separador de liberación flash, así también los parámetros medidos y calculados correspondientes al petróleo y gas residual obtenidos en la prueba.


4.2 Número de análisis.- Número secuencial de análisis PVT realizados sobre muestras

de fluidos de un determinado pozo. ;1 ~ g 93

Jt.

-.


4.3 Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra de fluidos extraída del pozo.

4.4 Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se realiza el análisis de liberación flash.

4.5 Número de liberación flash.- Número secuencial para identificar cada operación de liberación flash, realizada sobre diferentes porciones de la muestra de fluido.

4.6 Presión del separador (PSI).- Contrapresión a la cual se ha regulado el separador para realizar la liberación flash.

4.7 Temperatura del separador (OF)._ Temperatura promedia del separador durante la operación de liberación flash.

4.8 Gravedad del petróleo residual a 60 °F (0 API).- Registro de la gravedad API del petróleo residual acumulado en el separador.

4.9 Gravedad específica del gas liberado.- Registro de la gravedad específica del gas acumulado en el balón muestreador de gas, después de la liberación flash.

4.10 Factor de volumen de formación del petróleo saturado (8Is/ST8).- Registro del Factor de Volumen de Formación a presión de saturación y temperatura de reservorio.

4.11 Presión de saturación (PSI).- Presión de saturación del fluido a temperatura de reservorio, determinada mediante las relaciones P-vs-V.

5. LIBERACiÓN DIFERENCIAL - PVT (Para cada dato de presión)

Registra la serie de valores de presión a las cuales se realizó la liberación diferencial y sus correspondientes valores de gas en solución, volúmenes relativos, parámetros de gas y factores de volumen de formación.

5.1

5.2

5.3

5.4

5.5

5.6

5.7

5.8

5.9

5.10

5.11

Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el 8anco de Datos. Número de análisis.- Número secuencial de análisis PVT realizados sobre muestras de fluidos de un determinado pozo. Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra de fluidos extraída del pozo. Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha en la que se realiza el análisis de liberación diferencial. Número de liberación diferencial.- Número secuencial para identificar cada operación de liberación diferencial, realizada sobre diferentes porciones de la muestra de fluido. Presión de liberación (PSI).- Es el registro de cada presión estabilizada de la celda, a la cual se hace la expansión de la muestra y la extracción del gas liberado. GOR de solución a condiciones estándar.- Relación del volumen de gas en solución al volumen de petróleo líquido, correspondiente a cada registro de presión de liberación. Volumen relativo de petróleo.- Registros de la contracción de la muestra de fluido en la celda (Vro=80/8ob). Gravedad específica del gas liberado.- Medida de la propiedad física del hidrocarburo gaseoso. Factor (Z) de desviación del gas liberado.- Valor calculado del factor de súper compresibilidad del gas liberado, correspondiente a cada registro de presión de liberación. Factor de volumen de formación (8Is/ST8).- Registros de los factores de volumen de formación correspondientes a cada registro de presión de liberación.

~~U~ET~\ ;/ ~6P ~ \W' ,. I n~ 94 ~~..<~ ~

¡¡Oq$ E~ ~\"

~ "------

l _


6. RESULTADO DE ANÁLISIS - PVT (Para cada dato de presión)

Registra valores de las propiedades físicas del petróleo y gas, determ inadas mediante pruebas de liberación flash, diferencial y de viscosidad; que conforman el análisis PVT.

6.1

6.2

6.3

6.4

6.5

6.6

6.7

6.8

6.9

6.10

6.11

6.12

6.13

6.14

Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el Banco de Datos. Número de análisis.- Número secuencial de análisis PVT realizados sobre muestras de fluidos de un determinado pozo. Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra de fluidos extraída del pozo. Tipo de fluido muestreado.- Constituye el tipo de fluido que se ha muestreado, puede ser: Petróleo, gas condensado. Gravedad API del petróleo a 60°F (OAPI)._ Medida de la propiedad física del hidrocarburo líquido. Gravedad específica del gas a 60 °F._ Medida de la propiedad física del hidrocarburo gaseoso. Presión de rocío a temperatura d~1 reservorio (PSI).- Presión de rocío del fluido a temperatura de reservorio, determinada mediante las relaciones P-vs-V. Presión de saturación a temperatura del reservorio (PSI).- Presión de saturación del fluido a temperatura de reservorio, determinada mediante las relaciones P-vs-V. Factor de volumen de formación a presión de rocío (Bls/STB).- Medida de la propiedad física del hidrocarburo líquido, calculado a la presión de rocío. GOR de solución (SCF/STB).- Relación del volumen de gas en solución al volumen de petróleo líquido, a condiciones estándar. Presión de referencia para la expansión térmica (PSI).- Presión constante de desplazamiento mientras se calienta la muestra. Es la presión de referencia para todos los cálculos volumétricos. Expansión térmica a Presión de referencia (1rF).- Cambio de volumen de la muestra saturada debido al calentamiento por unidad de volumen de la muestra inicial y por grado de temperatura. Compresibilidad del petróleo saturado a temperatura reservorio (1/PSI).- Valor calculado de la Compresibilidad promedia de la muestra saturada a la temperatura del reservorio. Viscosidad a temperatura del reservorio y presión de saturación (CPS).- Registro de viscosidad obtenida de la prueba.

7. EXTRACCiÓN DE NÚCLEOS CONVENCIONALES Y SWC (Para cada muestra analizada)

Registra datos de la extracción de núcleos convencionales o muestras laterales (SWC), como son: fecha de muestreo, tipo, profundidad y longitud de la muestra, descripción de fluorescencia y litología; así también datos del fluido de perforación.

7.1

7.2

7.3

7.4

7.5

Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el Banco de Datos. Número de núcleo.- Número secuencial para identificar cada núcleo extraído del pozo. Número de muestra del núcleo.- Número secuencial para identificar cada muestra o trozo de roca tomado del núcleo. Número de SWC o Coring Tool.- Número secuencial para identificar cada SWC extraído del pozo. Fecha de muestreo (AAAA-MM-DD).núcleo o SWC.

Fecha en que se efectuó la extracción del

t!~6r 95

1

1-

I l l


7.6 Profundidad tope o de SWC (Pies).- Registro de la profundidad del tope del núcleo o de la profundidad del SWC.

7.7 Profundidad base (Pies).- Registro de la profundidad de la base del núcleo. 7.8 Longitud de núcleo cortado (Pies).- Longitud entre tope y base del núcleo. 7.9 Longitud de núcleo recuperado (Pies).- Longitud de la porción de núcleo extraído y

disponible superficie. 7.10 Fluorescencia en la extracción.- Descripción de la fluorescencia del núcleo o SWC,

a continuación de la extracción. 7.11 Litología en la extracción.- Descripción de la litología del núcleo o SWC, a

continuación de la extracción. 7.12 Tipo de fluido de perforación.- Tipo del fluido de perforación presente en el hueco

del pozo, durante la extracción del núcleo o SWC. 7.13 Densidad del fluido de perforación (Lb/Gal).- Propiedad física del fluido de

perforación. 7.14 Viscosidad del fluido de perforación (Seg).- Propiedad física del fluido de

perforación. 7.15 Filtrado del fluido de perforación (CC).- Propiedad física del fluido de perforación.

8. ANÁLISIS CONVENCIONAL DE NÚCLEOS Y SWC (Para cada muestra analizada)

Registra la información proveniente de los análisis convencionales de núcleos y/o SWC, efectuados en laboratorios.

8.1

8.2

8.3

8.4 8.5

8.6 8.7

8.8 8.9 8.10 8.11 8.12 8.13 8.14 8.15

8.16 8.17 8.18 8.19

8.20

Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura establecida por el Banco de Datos. Número de núcleo.- Número secuencial para identificar cada núcleo extraído del pozo. Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra extraída del núcleo. Número de SWC.- Número secuencial para identificar cada SWC extraído del pozo. Profundidad de muestra (Pies).- Registro de la profundidad de muestra o de la profundidad del SWC. Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha del análisis del núcleo o SWC. Longitud de núcleo analizado (Pies).- Longitud de la porción del núcleo que se analizado. Permeabilidad horizontal (Milidarcies).- Propiedad física del núcleo o SWC. Permeabilidad vertical (Milidarcies).- Propiedad física del núcleo o SWC. Permeabilidad absoluta (Milidarcies).- Propiedad física del núcleo o SWC. Porosidad (%).- Propiedad física del núcleo o SWC. Saturación de petróleo (0/0).- Propiedad física del núcleo o SWC. Saturación de agua (0/0).- Propiedad física del núcleo o SWC. Densidad de grano de roca (Gr/cc).- Propiedad física del núcleo o SWC. Litología en el análisis.- Descripción de la litología del núcleo o SWC, realizada durante el análisis de laboratorio. Factor de formación - FF.- Valores calculados de factores de formación. Factor de resistividad - RT (OHM-M).- Propiedad física del núcleo o SWC. Salinidad de agua saturante (PPM CINa).- Propiedad física del agua saturante. Resistividad de agua saturante - RW (OHM-M).- Propiedad física del agua saturante. Temperatura de agua saturante (OF)._ Registro de la temperatura del agua saturante.

tr1·¿#J96


9. ANÁLISIS DE PERMEABILIDAD RELATIVA (Para cada cambio de saturación)

Registra la información proveniente de los estudios de Permeabilidad relativa de muestras seleccionadas de núcleos.


9.2 Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra extraída del núcleo.

9.3 Número de SWC.- Número secuencial para identificar cada SWC extraído del pozo. 9.4 Número de curva.- Número de orden para identificar cada curva de permeabilidad

relativa lograda durante la prueba de laboratorio, correspondiente a cada pozo. 9.5 Tipo de fluidos.- Sistema de fluidos utilizados en la prueba de laboratorio, tales como

Agua - Petróleo, Gas - Petróleo. 9.6 Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha del análisis de la muestra o SWC. 9.7 Saturación de agua inicial (0/0).- Propiedad física del núcleo o SWC. 9.8 Saturación de petróleo residual (0/0).- Propiedad física del núcleo o SWC. 9.9 Saturación de fluido desplazante (%).- Registros de volúmenes porosos inyectados

durante el proceso de la prueba. 9.10 Saturación de fluido desplazado (0/0).- Registros de la saturación inicial de agua

incrementándose con la saturación de gas, durante el proceso de la prueba. 9.11 Permeabilidad relativa al petróleo (Milidacies).- Registros de permeabilidades

relativas al petróleo durante el proceso de la prueba. 9.12 Permeabilidad relativa al agua (Milidacies).- Registros de permeabilidades relativas

al agua durante el proceso de la prueba. 9.13 Permeabilidad relativa al gas (Milidacies).- Registros de permeabilidades relativas al

gas durante el proceso de la prueba.

10. ANÁLISIS DE PRESiÓN CAPILAR (Para cada presión o cambio de saturación)

Registra la información proveniente de los estudios de Presión capilar en muestras seleccionadas de núcleos.


10.2 Número de muestra.- Número secuencial para identificar cada muestra extraída del núcleo.

10.3 Número de SWC.- Número secuencial para identificar cada SWC extraído del pozo. 10.4 Número de curva.- Número de orden para identificar cada curva de Presión capilar

lograda durante la prueba de laboratorio, correspondiente a cada pozo. 10.5 Fecha de análisis (AAAA-MM-DD).- Fecha del análisis de la muestra o SWC. 10.6 Sistema de fluidos de prueba.- Medio de fluidos bajo el cual se realiza la prueba,

pueden ser: sistemas Aire - Agua, Aire - Mercurio o Agua - Petróleo. 10.7 Método de prueba de laboratorio.- Método de ejecución de la prueba, pueden ser:

Método de la centrífuga, Método de los estados restaurados y Método del mercurio. 10.8 Tipo de Proceso.- Drenaje o Imbibición. 10.9 Saturación de fase mojante (0/0 VP).- Registros de saturación de la fase mojante

durante las pruebas por centrífuga y/o estados restaurados. 10.10Saturación de fase no mojante (% VP).- Registros de saturación de la fase no

mojante durante la fase de prueba. 10.11 Presión capilar (PSI).- Registro de presiones a las que se realiza la prueba

jsl ~

. (~~ J!<(R jí ~ ~ Jl

C't"rieEll ~O<;1f

97

:~


11. RESULTADOS DE LA PRUEBA DE PRESiÓN DE FONDO

Registra datos del análisis de la prueba de presión de fondo, como son: gradientes y niveles de los fluidos del pozo, presiones fluyente y estática y otras características del reservorio.


11.2 Número de prueba.- Número de orden para identificar cada prueba de presión, cronológicamente en la vida de cada pozo.

11.3 Fecha de prueba (AAAA-MM-DD).- Fecha de ejecución de la prueba de presión. 11.4 Tope del intervalo probado (Pies).- Profundidad del tope del intervalo en producción. 11.5 Base del intervalo probado (Pies).- Profundidad de la base del intervalo en

producción. 11.6 Profundidad de medición (Pies).- Profundidad del registrador de presión. 11.7 Procedimiento.- BHP, DST, Hueco Abierto (RFT, SFT), etc. 11.8 Tipo de prueba.- Registro del tipo de prueba de presión que se realiza, pueden ser:

build-up, drawdown, fall-off y gradientes de presión. 11.9 Gradiente de gas (PSI/Pie).- Registro del valor calculado. 11.1 OGradiente de petróleo (PSI/Pie).- Registro del valor calculado. 11.11 Gradiente de agua (PSI/Pie).- Registro del valor calculado. 11.12 Nivel de petróleo (Pies).- Registro del valor calculado. 11.13Nivel de agua (Pies).- Registro del valor calculado. 11.14Presión en cabeza de pozo (PSI).- Registro de la presión en cabeza de pozo. 11.15 Profundidad del Datum (pies).- Profundidad de referencia, a la cual se deberá referir

los datos requeridos. 11.16Presión estática a datum (PSI).- Registro de presión estática referida al datum. 11.17Presión fluyente a datum (PSI).- Registro de presión fluyente referida al datum. 11.18Permeabilidad (Milidarcies).- Registro de la permeabilidad lograda en el análisis. 11.19 Factor skin.- Registro del valor del factor skin logrado en el análisis. 11.20Caída de presión por efecto skin (PSI).- Registro del valor de caída de presión por

efecto skin, logrado en el análisis. 11.21 Radio de investigación (Pies).- Registro del valor del radio de investigación, logrado

en el análisis. 11.22índice actual de productividad (BPD/PSI).- Registro del valor del índice real de

productividad, logrado en el análisis. 11.23lndice ideal de productividad (BPD/PSI).- Registro del valor del índice ideal de

productividad, logrado en el análisis. 11.24Densidad de fluido en el pozo (Lb/Gal).- Propiedad del fluido en el pozo. 11.25Tipo de fluido colchón.- Tipo del fluido que se utiliza como colchón contrapresión,

puede ser: agua, lodo, petróleo, diesel, otros. 11.26Densidad del fluido colchón (Lb/Gal).- Propiedad del fluido colchón. 11.27Longitud del colchón (Pies).- Registro de la longitud del colchón para el cálculo del

volumen y presión que ejerce. 11.28Tipo de evento.- Registro del tipo de evento que se realiza durante la prueba de

formación, pueden ser: período de flujo, de cierre de fondo, cierre en cabeza, llenado de tubería, toma de fluidos, pozo muerto, apertura fallida, cierre fallido.

11.29Duración del evento (Min.).- Registro del tiempo de duración de cada evento. 11.30Producción de petróleo (BPD).- Producción del pozo durante la prueba, extrapolada

a las 24 horas en caso necesario. 11.31 Producción de agua (BPD).- Producción del pozo durante la prueba, extrapolada a

las 24 horas en caso necesario. 11.32 Producción de gas (MPCD).- Producción del pozo durante la prueba, extrapolada a

las 24 horas en caso necesario. 11.33 Diámetro del estrangulador (Pulg).- Diámetro del estrangulador de prueba.

(~~O; Jf. fi-!7 ~ "Cl ",,,~

liaeElt ~ .


11.34 Tipo de soplo.- Registro cualitativo del soplo durante la prueba, puede ser: Ninguno, muy débil, débil, medio, fuerte, muy fuerte.

11.35Tiempo de soplo (Min).- Registro del tiempo de duración de cada tipo de soplo.

11.36Presión de soplo (PSI).- Registro de la presión de cada tipo d; I ~ t9i2--

99


BASE DE DATOS DE POZOS MODULO 4IPRODUCCION"


TABLA 1.- ANALlSIS HIDROCARBUROS GASEOSOS

Fecha de Profundidad Presión de Temperatura Gravedad

Número de Número de muestreo Procedencia Pozo (UWI) análisis (AAAA-MM-

de muestra muestreo de muestreo de la muestra

específica a

DD) (Pies) (PSI) (OF) 60 °F

Viscodidad del gas a 60 °F

(Cps)

~~~~~~~~~ TABLA 2.- ANALlSIS HIDROCARBUROS LlQUIDOS

Fecha de Fecha de Tope del Base del Gravedad Punto de Número de muestreo análisis Intervalo intervalo

específica a Gravedad Api Contenido de

congelam iento Pozo (UWI) (AAAA-MM- (AAAA-MM- muestreado, muestreado a 60 °F Azufre (%) DD) DD) (Pies) (Pies)

60 °F (OF)

Valor Valor Contenido de Calorífico calorífico cada

neto a 60 °F bruto a 60 °F componente (BTU I PC) (BTU I PC) (0/0)

~

Punto de Lectura de Lestura de Inflamación Temperatura Viscocidad

CF) (OF) (CPS)

~~~~~~~~~~~ TABLA 3.- EXTRACCION DE FLUIDOS DE RESERVORIO - PVT

Fecha de estado de

Tope de Base de Profundidad

Presión Temperatura Diámetro del Producción Número de Número de muestreo

pozo durante intervalo intervalo

de muestreo fluyente de Presión de de Reservorio estrang ulador de Petróleo

Pozo (UWI) muestra (AAAA-MM-muestreo

productivo productivo PM (Pies)

fondo a PM cabeza (PSI) CF) (Pulg) (BPD)

DD) (Pies) (Pies) (PSI)

~ ~~ ~ ,( 100


Producción de Producción de Producción de líquidos de Agua (BDP) Gas (MPCD) Gas Natural

(BPD)

~~~ TABLA 4.- LlBERACION FLASH - PVT

(Para cada dato de presión)

Factor de

Fecha de Temperatura Gravedad del Gravedad

volumen de Presión de

Número de Número de Número de Número de Presión del Petróleo formación del Pozo (UWI) análisis muestra

análisis (AAAA-liberación flash separador (PSI)

del Separador residual a 60°F

específica del petróleo Saturación

MM-DD) (OF) CAPI)

gas liberado saturado (Bis I (PSI)

STB) -

TABLA 5.- LlBERACION DIFERENCIAL - PVT (Para cada dato de presión)

Fecha de Número de GORde Volumen Gravedad Factor (Z) de Factor de

Número de Número de Número de Presión del solución a Volumen de Pozo (UWI) análisis muestra

análisis (AAAA- liberación de separador (PSI) condiciones

relativo de específica del desviación del formación (Bis I

MM-DD) diferencial estándar

petróleo gas liberado gas liberado STB)

~~~I I 101



Expansión térmica a

Presión de referencia

(1 rF)

§


§

TABLA 6.- RESULTADO DE ANALlSIS - PVT (Para cada dato de presión)

Gravedad API Gravedad Número de Número de Tipo de fluido

del petróleo a específica del análisis muestra muestreado 60°F (OAPI) gas a 60°F

§

Compresibilidad Viscosidad a del petróleo temperatura saturado a del reservorio

tem peratura y presión de reservorio (1 I saturación

PSI) (CPS)

§ TABLA 7.- EXTRACCION DE NUCLEOS CONVENCIONALES y SWC

(Para cada muestra analizada)

Número de Número de Fecha de Profundidad Número de muestreo núcleo

muestra del SWC o Coring (AMA-M M-

tope o de núcleo Tool

DD) SWC (Pies)

§ §

Presión de Presión de Factor de Presión de rocío a saturación a Volumen de GORde Referencia

temperatura temperatura formación a solución (SCF para la del reservorio del reservorio presión de I STB) expansión

rocío (PSI) (PSI) (Bls/STB)

térmica (PSI)

§§

Longitud del Longitud del

Profundidad núcleo Frecuencia en Litología en la base (Pies)

núcleo cortado reuperado la Extracción extracción (Pies) (Pies)

§§

102


Densidad del Viscosidad del Fi ltrado del

Tipo de fluido de fluido de fluido de perforación perforación perforación

fluido de

(Lb/Gal) (Seg) perforación (CC)

TABLA 8.- ANALlSIS CONVENCIONAL DE NUCLEOS y SWC

(Para cada muestra analizada)

Número de Número de Número de Profundidad de Fecha de Longitud del Permeabilidad Permeabilidad Permeabilidad

Pozo (UWI) Núcleo Muestra Número de SWC

Muestra (Pies) Análisis (AAAA- núcleo analizado horizontal vertical absoluta

MM-DO) (Pies) (Milidarcies) (Milidarcies) (Milidarcies)

Saturación de Saturación de Densidad de

Litología en el Factor de Salinidad de Resitividad de Temperatura de

Porosidad (%) grano de roca Factor de

Petróleo (%) agua (%) análisis formación - FF resistividad - RT agua saturante agua saturante - agua saturante

(Gr/cc) (PPM CINa) RW(OHMMS) CF)

,.,.-:;: 4f & f< 0? ETf\'O .~Q:- lSl Q 'y

103


TABLA 9.- ANALlSIS DE PERMEABILIDAD RELATIVA

(Para cada cambio de saturación)

Fecha de Saturación de Saturación

Saturación Saturación Permeabilidad Permeabilidad Permeabilidad Número de Número de Número de Número de Tipo de análisis

agua inicial de petróleo de fluido de fluido relativa al relativa al

relativa al gas Pozo (UWI) muestra SWC curva fluidos (AAAA-MM- desplazante desplazado petróleo agua DD)

(%) residual (%) (%) (%) (Milidarcies) (Milidarcies) (Milidarcies)

§§§§§§§ TABLA 10.- ANALlSIS DE PRESION CAPILAR

(Par cada presión o cambio de saturación)

Fecha de Sistema de Método de

Saturación Saturación Número de Número de Número de Número de análisis

fluidos de prueba de Tipo de de fase de fase no Presión

Pozo (UWI) muestra SWC curva (AAAA-MM-prueba laboratorio

Proceso mojante (% mojante (% Capilar (PSI) DD) VP) VP)

§§ §§§§§ TABLA 11.- RESULTADOS DE LA PRUEBA DE PRESION DE FONDO

Fecha de Tope del Base del Profundidad Gradiente Gradiente Gradiente de Nivel de

Número de Número de análisis intervalo intervalo de medición Procedimiento Tipo de

de Gas (PSI de Petróleo Agua (PSI! Petróleo Pozo (UWI) muestra (AAAA-MM- probado probado Prueba

DD) (Pies) (Pies) (pies) ! Pie) (PSI! Pie) Pie) (Pies)

§§§§§~§§§§§ ~E.TR Al'

104


Presión en Profundidad Presión

Presión Caída de

Radio de Indice actual Indice ideal Densidad del Nivel de

cabeza de del Datum estatica a

fluyente a Permeabilidad

Factor Skin presión por

investigación de de fluido en el agua (Pies) pozo (PSI) (Pies)

Datum datum (PSI)

(Milidarcies) . efecto ski n (Pies) productividad productividad pozo (Lb I

(Pies) (PSI) (SPD I PSI) (BPD I PSI) Gal) .

Tipo de Densidad del

Longitud del Producción de Producción Producción Diámetro del Fluido Tipo de Duración del Tipo de Tiempo de Presión de

fluido Colchón (Lb Colchón evento evento (M in)

petróleo de agua de gas estrangulador soplo Soplo soplo

colchón I Gal)

(pies) (BPD) (BPD) (BPD) (Pulg)

105


MODULO 5 PRODUCCiÓN DESCRIPCiÓN DE DATOS CONTENIDOS EN LAS TABLAS

1. REPORTE DIARIO DE PRODUCCiÓN

Registra valores promedio de la producción diaria de hidrocarburos proveniente del Lote bajo contrato de Operaciones de Exploración - Explotación, y de sus respectivas características.

1.1 Lote.- Área bajo contrato de operaciones de Exploración - Explotación de hidrocarburos.

1.2 Fecha de medición (AAAA-MM-DD).- Fecha en que se efectuó la medición de producción.

1.3 Producción de petróleo a condiciones de campo (b/d).- Producción diaria de petróleo a condiciones de campo.

1.4 Producción de gas a condiciones de campo (Mscf/d).- Producción diaria de gas a condiciones de campo.

1.5 Producción fiscalizada de petróleo (b/d).- Producción diaria fiscalizada de petróleo producido en el Lote y reportado a 60° F.

1.6 Producción fiscalizada de Líquidos del Gas Natural (b/d).- Producción diaria de LGN y condensados (C3+), producido en el lote y reportado a 60°F.

1.7 Producción fiscalizada de Condensados (b/d).- Producción diaria de condensados (C5+), producidos en el Lote y reportados a 60°F.

1.8 Producción fiscalizada de gas (Mscf/d).- Volumen diario de gas producido en el Lote. 1.9 °API del Petróleo CAPI).- Gravedad API del petróleo producido en el Lote, reportado

a 60°F Y medido según lo indicado en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado por D.S.N°032-94-EM; o el que lo sustituya.

1.10 °API del Condensado (OAPI)._ Gravedad API del condensado producido en el Lote, reportado a 60°F Y medido según lo indicado en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado por D.S.N°032-94-EM; o el que lo sustituya.

1.11 Temperatura de los hidrocarburos líquidos fiscalizados (OF).- Temperatura del hidrocarburo líquido medida y determinada según lo indicado en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado por D.S.N°032-94-EM; o el que lo sustituya.

1.12 BS&W (%).- Agua y sedimentos contenidos en la muestra de hidrocarburos líquidos fiscalizados y medido según lo indicado en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado por D.S.N°032-94-EM; o el que lo sustituya ..

1.13 Salinidad (PTB).- Cantidad de sales disueltas, expresada en libras por cada mil barriles y medido según lo indicado en el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado por D.S.N°032-94-EM; o el que lo sustituya.

1.14 Producción total de agua (b/d).- Volumen total diario de agua producida en el Lote.

2. PRODUCCiÓN MENSUAL DIFERIDA DE PETROLEO Y GAS

Registra valores de producción diferida de hidrocarburos, debido a diferentes razones operativas.

2.1 2.2

106


2.3 Volumen de petróleo diferido (bbl).- Cantidad de petróleo diferido durante el periodo. 2.4 Volumen de gas diferido (MMscf).- Cantidad de gas diferido durante el periodo. 2.5 Motivo de la producción diferida.- Causa que origina la producción diferida. 2.6 Comentarios.-

3. PRODUCCiÓN O INYECCiÓN MENSUAL POR POZO

Registra valores de producción mensual de fluidos provenientes de cada pozo del lote así como los días efectivos de producción en el mes. /

3.1 Lote.- Área bajo contrato de operaciones de Exploración - Producción de hidrocarburos.

3.2 Yacimiento.- Nombre asignado al yacimiento. 3.3 Número de Pozo.- Identificador Único de Pozo (UWI), de acuerdo a la nomenclatura

establecida por el Banco de Datos. 3.4 Fecha de producción o inyección (AAAA-MM-DD).- Al que corresponde la

producción o la inyección. 3.5 Producción mensual de petróleo (bbl).- Volumen de petróleo a condiciones de

campo, producido durante el presente mes. 3.6 Producción mensual de Líquidos del Gas Natural (bbl).- Volumen de LGN y

Condensados a condiciones de campo, producido durante el presente mes. 3.7 Producción mensual de condensados (bbl).- Volumen de condensados a

condiciones de campo. 3.8 Producción mensual de agua (bbl).- Volumen de agua producida durante el presente

mes. 3.9 Inyección mensual de agua (bbl).- Volumen de agua inyectada al reservorio

mediante el pozo en referencia, durante el presente mes. 3.10 Producción mensual de gas (MMscf).- Volumen de gas a condiciones de campo,

producido durante el presente mes. 3.11 Inyección mensual de gas (MMscf).- Volumen de gas inyectado al reservorio

mediante el pozo en referencia, durante el presente mes. 3.12 Formación en Producción o inyección.- Formación de la cual proviene la producción

o está bajo inyección. 3.13 Días efectivos de producción en el mes.- Número de días del presente mes durante

los cuales el pozo estuvo produciendo o inyectando. 3.14 Estado Actual del Pozo.- Estado del pozo (productor, inyector, inactivo, ATA, APA,

DPA) al último día del mes.

4. ESTADO MENSUAL DE POZOS POR YACIMIENTO

Registra la cantidad de pozos de cada yacimiento, agrupados de acuerdo a su estado o condición de producción.

4.1

4.2 4.3

4.4

4.5

Yacimiento.- Área geográfica determinada en la que se ubica uno o un grupo de pozos. El conjunto de yacimientos constituye el lote. Fecha (AAAA-MM).- Mes al que corresponde el inventario del estado de pozos. Número de pozos productores.- Cantidad total de pozos que se encuentran en producción durante el presente mes. Número de pozos inactivos.- Cantidad total de pozos que se encuentran temporalmente sin producción durante el presente mes. Número de pozos inyectores.- Cantidad total de pozos inyectores operativos durant;;¡e el presente mes. ,/1 t17Iit1

-0? ETf?o ~ '<I~ ól

Q () Ir 07" 107 ~ \U7 r::

&..;" l ;t..,~

I

l

r '

l )

I

'"- .

. 1

I I I

1

I L __

"1


4.6 Número de pozos abandonados temporalmente (ATA).- Cantidad total de pozos que se encuentran abandonados temporalmente, registrados en el presente mes.

4.7 Número de pozos abandonados permanentemente (APA y DPA).- Cantidad total de pozos que se encuentran abandonados permanentemente, registrados en el presente mes.

4.8 Total de pozos.- Cantidad total de pozos que se encuentran perforados en el lote. 4.9 Número de pozos perforados por actual Operador / Contrato.- Cantidad total de

pozos que se encuentran perforados por el actual operador / contrato, registrados en el presente mes.

5. BALANCE MENSUAL DEL GAS / GAS Y LíQUIDOS CONSUMIDOS

Registra valores mensuales de volúmenes de gas consumidos durante la realización de las operaciones de producción en el lote.

5.1

5.2 5.3

5.4

5.5

5.6

5.7

5.8 5.9

Lote.- Área bajo contrato de operaciones de Exploración - Producción de hidrocarburos. Fecha (AAAA-MM-DD).- Fecha del correspondiente balance de gas. Gas para combustible (MMscf).- Volumen de gas consumido como combustible durante el presente mes y que ha sido producido en el lote. Gas para venta (MMscf).- Volumen de gas utilizado en procesos de conversión durante el presente mes y que ha sido producido en el lote. Gas inyectado (MMscf).- Volumen de gas inyectado al reservorio, durante el presente mes. Gas quemado y/o venteado (MMscf).- Volumen de gas quemado y/o venteado a la atmósfera, durante el presente mes. Gas de Reposición (MMscf).- Gas utilizado para instrumentación / gas lift / varios (Make up) dentro del Lote. Petróleo consumido en operaciones (bbl) Líquidos del Gas Natural consumidos en operaciones (bbl)

108


TABLA 1.- REPORTE DIARIO DE PRODUCCION

Producción Producción Producción Fecha de de Petróleo

de gas a fiscalizada Medición

LOTE a condiciones de

(AAAA- condiciones de campo petróleo

MM-DO) de campo (bId) (Mscf) (bId)

BASE DE DATOS DE POZOS

MODULO 5 "PRODUCCION"


Producción . f iscalizada Producción Producción °API del de Liquidos fiscal izada de fiscalizada DAPI del

Petróleo del condensados de gas

Condensado

CAPI) (DAPI)

Gas Natural (bId) (Mscf/d) (bId)

Temperat ura de los

hidroca rburos Salin idad líquidos

BS &W (%) (PTB)

f iscali zados (DF)

§§§ §§§§§§§§ TABLA 2.- PRODUCCION MENSUAL DIFERIDA DE PETROLEO Y GAS

Fecha de Volumen de Volumen de Motivo de

Lote evento petróleo gas diferido la

Comentarios (AAAA- diferido

(MMscf) producción

MM-DO) (bbl) diferida

§§§ § TABLA 3.- PRODUCCION O INYECCION MENSUAL POR POZO

Fecha de Producción Producción Producción Producción Inyección

Número de producción

mensual de mensual de

mensual de mensual mensual Lote Yacimiento

Pozo (UWI) o inyección

petróleo Líquidos del Condensados de agua de agua

(AAAA-MM- Gas Natural DO)

(bbl) (bbl)

(bbl) (bbl) (bbl)

§~~§~§§ 109


Producción Inyección Formación en Días efectivos de Estado Actual del

mensual de gas mensual de gas Producción o producción en el (MMscf) (MMscf) Inyección mes

pozo

TABLA 4.- ESTADO MENSUAL DE POZOS POR YACIMIENTO

Número de Número de pozos Número de

Fecha (AAAA-Número de

Número de Número de pozos

abandonados pozos perforados

Yacimiento MM) pozos

pozos inactivos pozos inyectores abandonados

permanentemente Total de pozos por el actual

productores temporalmente (APA y OPA) Operador /

(ATA) contrato

TABLA 5.- BALANCE MENSUAL DEL GAS I GAS Y LlQUIDOS CONSUMIDOS

Gas para Gas quemado Petróleo Líquidos de Gas

Lote Fecha (AAAA-

combustible Gas para venta Gas inyectado

y/o vend ido Gas de reposición

consumido en Natural

MM-DO) (MMscf)

(MMscf) (MMscf) . (MMscf) (MMscf) operaciones (bbl) consumidos en

operaciones (bbl)

110

manual de recepción y entrega de información técnica de hc

Documents